IV SISEE - Seminário
Internacional do Setor de
Energia Elétrica
Características
Operativas do SIN e a
Determinação do
Custo Marginal de
Operação - CMO
Rio de Janeiro, 24.08.2009
Hermes Chipp
1
Sumário
1. Características da Oferta
2. Operação Hidrotérmica
3. Procedimentos Operativos de Curto Prazo
4. Questões Relevantes para Equacionamento
5. Volatilidade do CMO
6. Consideração Final
2
Características da Oferta
■ Evolução da Capacidade Instalada em Hidroelétricas
 Dificuldades para licenciamento ambiental
Escassez de novos projetos
Novas usinas com pequenos reservatórios  redução gradativa
da regularização plurianual
■ Novas térmicas contratadas com Custo de Combustível elevado,
despachadas somente a partir da caracterização de condições
hidrológicas adversas
Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais
intenso de geração térmica
Requer ações mais robustas por parte do Operador
3
Evolução da Potência Instalada por Fonte
Acréscimo acumulado de potência instalada no SIN 2009-2013 (MW)
30.000
SIN - Configuração
2008
%
MW
Hidráulica
82.207 83,3%
Nuclear
2.007
2,0%
Térmica
12.793 13,0%
Térmica (óleo/diesel)
1.422
1,4%
Eólicas
284
0,3%
Total
98.713 100,0%
Obs.: Sem Interligação Manaus - Macapá
TIPO
25.000
20.000
2013
%
MW
91.159 72,9%
2.007
1,6%
20.065 16,1%
10.939
8,8%
841
0,7%
125.011 100,0%
543
8.046
543
543
4.428
15.000
4.002
9.020
543
10.000
5.000
2.539
425
7.782
6.632
5.039
8.257
557
2.738
-
2011
2012
3.004
799
2009
Hidráulicas
4
5.276
6.072
2010
Termo - Outros combustíveis
Termo - Óleo/Diesel
2013
Eólicas
Composição da Oferta Termoelétrica x CVU
9.000
8.187
204
(27% do total)
8.000
7.113
6.330
(24% do total)
Capac. Instalada [MW]
7.000
350
197
(21% do total)
2.795
8.468
(28% do total)
1.638
40
6.000
764
2.109
5.000
660
4.000
490
332
5.045
GNL
3.924
2.007
Carvão
Diesel
3.000
Residuos
2.000
1.000
3.850
Gas
2.450
1.602
1.581
Nuclear
Biomassa
0 - 100
Total Térmico: 30.097 MW
5
Oleo
60
100 - 200
200 - 300
CVU [R$/MWh]
>300
Planejamento da Expansão / Planejamento da Operação
CME = CMO
critério para
definição da oferta
no horizonte decenal
CME = CMO
risco do déficit
implícito inferior a
5%
Planejamento da
Operação recebe oferta
ajustada com risco de
déficit inferior a 5%
UHEs com
pouca
capacidade de
regularização
GT com
CVU
elevado
 Retardo no acionamento de térmicas.
 Percebe-se claramente uma tendência de
enchimento e esvaziamento anual dos
reservatórios.
6
Características das Térmicas: CVU e Inflexibilidade
Inflexíveis
Usinas Térmicas
Flexíveis
CVU baixo
• Tendem a formar preço
• Aumentam a segurança
• Reduzem utilização de POCP (são
despachadas pelo mérito econômico)
• Independem do CVU
• Reduzem CMO e
aumentam o Custo Total
• Reduzem utilização de
POCP
• Aumentam a segurança
CVU elevado
• Tendência de não formar preço
• Tendência de utilização de POCP para
aumentar a segurança
 Com aumento da participação térmica e redução da capacidade de
regularização, as térmicas deverão ser sempre utilizadas para aumentar a
segurança.
 A aplicação dos POCP pela antecipação do acionamento de térmicas de CVU
mais baixo, evitando posteriormente o despacho daquelas com CVU elevado,
busca reduzir custo de geração térmica complementar.
7
Operação Hidrotérmica
Presente
Futuro
Consequências
Afluências
Úmidas
OK
Secas
Ações do
ONS para
evitar déficit
Úmidas
Vertimento
=
Desperdício
Secas
OK
Usar Água
Geração Térmica
Minimizada
Guardar Água
Geração Térmica
Maximizada
8
Operação Otimizada dos Sistemas Elétricos
OBJETIVO:
Minimizar custo total,
do presente ao futuro (horizonte de 5 anos),
através de decisões de:
Geração Térmica
Geração Hidráulica
Intercâmbio entre regiões
Corte de carga (déficit)
9
A Função de Custo Futuro e o Valor da Água
Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato
Atende à carga com água
Volume: ZERO
Custo imediato: ZERO
Custo futuro: ALTO
$
Custo Imediato
Atende à carga com óleo
Volume: 100%
Custo imediato: ALTO
Custo futuro: BAIXO
Custo Futuro
volume a 0%
volume a 100%
Volume para mínimo custo total
10
Principais Produtos da Cadeia
Mais incertezas e menos detalhes
Médio
prazo
Curto
prazo
Programação
diária
Menos incertezas e mais detalhes
11
horizonte:
5 anos
PEN
Plano Energético
etapas: mensais
Anual
horizonte:
1 a 6Mensal
meses
PMO Programa
etapas:
semanais
da Operação
horizonte:
1 semana
PDE
Programa
Diário
Eletroenergético
etapas: ½ hora
Etapas de Estudos e Cadeia de Modelos Matemáticos
Mais incertezas e menos detalhes
Médio
prazo
horizonte: 5 anos
etapas: mensais
Curto
prazo
horizonte: 1 a 6 meses
etapas: semanais
Programação
diária
Menos incertezas e mais detalhes
12
NEWAVE
DECOMP
horizonte: 1 semana
etapas: ½ hora
DESSEM
Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP
Custos diretos e sócio-políticos de um racionamento são inaceitáveis
pela sociedade, tornando imprescindível a adoção pelo Operador de
medidas para evitar a elevação dos riscos de déficit.
O que torna os riscos
de déficit mais
elevados?
 Postergação da Expansão
 Aumento da carga em relação à previsão
 Ocorrência de hidrologias críticas
 Retardo no acionamento das térmicas
por ordem de mérito (em especial aquelas de CVU mais elevado)
Como mitigar riscos de
déficit mais elevados?
Estratégia de operação – POCP, acionando
antecipadamente as térmicas em complementação
ao mérito econômico do modelo de otimização.
13
Eficiência das Medidas de Segurança

Procedimentos Operativos de Curto Prazo
 Buscando assegurar o atendimento para os dois primeiros
anos, foi proposta a aplicação de Procedimentos Operativos
que permitam uma gestão dos recursos de forma antecipada ao
sinal econômico do modelo, de forma tal que o nível de
armazenamento não seja inferior a um Nível Meta
preestabelecido para novembro do primeiro ano.
 Este procedimento resulta em mudança de paradigma da
operação e define um estoque de segurança nos reservatórios
ao final do período seco de cada ano.
 A definição desse Nível Meta, que busca garantir o atendimento
no segundo ano mesmo na ocorrência de afluências críticas no
período dez/1º ano – abr/2º ano, será função do critério de
segurança desejado, definido pelo CMSE.
14
POCP – Efeito da Aplicação
Custo de
operação
(R$)
Proteção adicional pela aplicação
dos procedimentos operativos
Valor esperado do Custo
de Operação considerando
todos os cenários
Grau de proteção
selecionado
15
Cenários adicionais
protegidos pelos POCP
Cenários protegidos pelo
processo de otimização
Cenários
hidrológicos
Aplicação Procedimentos Operativos em 2008
 A geração térmica adicional pela aplicação experimental dos
Procedimentos Operativos em 2008 proporcionou acréscimos de
armazenamento de 12% EARmáx na região SE/CO e 7% EARmáx na
região NE em 2008.
 Sem essa medida, o armazenamento seria inferior ao observado
em 2007.
16
Questões Relevantes para Aperfeiçoamento do CMO/ PLD
 Equacionamento metodológico do cálculo do CMO e do PLD utilizando
representação mais aderente à realidade operativa do sistema físico, de
forma a mitigar volatilidade e aumentar a previsibilidade
 Medidas para mitigar efeito excessivo da afluência semanal no cálculo do
CMO/ PLD- Volatilidade.
 Aperfeiçoamento da metodologia dos POCP: determinação da série de
referência
 Representação dos mecanismos de segurança nos modelos de
otimização
 Aperfeiçoamento da metodologia de determinação do ICB
 Aperfeiçoamento de modelos de despacho para consideração de critérios
de segurança, como a CAR em todo o período do estudo
 Aperfeiçoamento do modelo de contratação no ACL (redução do risco de
exposição à diferença de preços entre Submercados)
17
Questões associadas à Determinação do CMO
 Preocupações dos Agentes com variações excessivas do CMO / PLD.
 Percepção dos Agentes sobre CMO / PLD é mais relevante que sinais
indicados de forma centralizada?
Ações principalmente daqueles que estão expostos ao mercado de curto prazo
para separar Preço x Custo
Aumento de Encargos
OPÇÕES
Mudar Modelo
Oferta de Preço
?
Equacionar questões e
aprofundar Modelo Atual
Solução imediata das Questões Basilares,
preservando-se, devido às características
do SIN, o Modelo do Setor
Qual a melhor estratégia para conduzir a expansão da oferta e a
contratação de médio e longo prazo?
Pilar do Modelo
18
Trabalhos Desenvolvidos na CPAMP
Constituídos 10 Grupos de Trabalho para estudo e elaboração de propostas
ITEM
TEMA
COORDENAÇÃO
1.
Revisão da Metodologia do POCP/Nível Meta
ONS
István Gárdos
2.
Revisão da Resolução GCE no 109/2002
MME
Altino Ventura
3.
Volatilidade CMO/PLD
ONS
Roberto Nogueira
Fontoura Filho
4.
Metodologia de Formação do CMO e PLD e
Impactos nos ESS
CCEE
Leonardo Calabró
5.
Metodologia de Cálculo do ICB / Impactos
Financeiros de Parque Termoelétrico Contratado
por Disponibilidade
EPE
Miranda Farias
6.
Determinação
Energia
EPE
Amilcar Guerreiro
7.
Questões Metodológicas Associadas ao Newave
CEPEL
Maria Elvira Maceira
8.
Critério de Garantia de Suprimento
MME
Paulo Altaur
9.
Viabilidade da
Submercados
MME
Ildo Wilson Grüdtner
CEPEL
Maria Elvira Maceira
10.
da
Função
Redução
Custo
do
Análise da Implementação da SAR
Trabalhos Prioritários
19
Déficit
Número
de
de
Volatilidade do CMO/PLD
Contextualização:
 A volatilidade do SIN vem sendo acentuada pela redução da
capacidade de regularização plurianual do sistema de reservatórios o
que faz com que variações semanais na afluência tenham um efeito
amplificado frente ao armazenamento, refletindo no CMO.
 Estes aspectos não impedem que se busquem aperfeiçoamentos
que mitiguem, em parte a volatilidade do CMO e, consequentemente,
no PLD.
 Tais aperfeiçoamentos alem de mitigar a volatilidade propiciarão a
desejada PREVISIBILIDADE ao CMO e ao PLD, incorporando ao
processo de expansão e contratação a necessária estabilidade.
20
Volatilidade do CMO/PLD
 Alternativas de curto prazo para redução da volatilidade do CMO
 Atenuação da dependência temporal no cálculo da estratégia, com
vista a evitar que uma variação na afluência do mês seja
intensamente propagada no cálculo do CMO.
 Atenuação das variações semanais na previsão de afluências, com a
combinação destas com a previsão mensal.
 CMO obtido como média móvel de 5 semanas.
Essas propostas foram tratadas no âmbito do GT2, na reunião de 30 de
junho de 2009.
As manifestações foram no sentido de não se adotar nenhuma das
propostas e aguardar desenvolvimentos que demandam mais tempo:
Análise do Gerador de Cenários, Amostragem Seletiva e Reamostragem de
Cenários e a Abertura de Cenários nas Semanas do PMO.
21
Influência da variação da ENA
Mediu-se, então, quanto uma variação da ENA é mais influente
que uma mesma variação da EAR do Sudeste
8
A relação chega a 7
vezes no Sudeste,
em agosto.
7
6
5
4
3
2
1
0
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Esta relação é causada pela propagação do efeito de uma
variação na previsão de ENA
22
Dez
Alternativa: Combinação de previsões
CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO - REGIÃO SE/CO
700
600
CMO (R$/MWh)
500
400
300
200
100
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
0
OUT_07
NOV_07
DEZ_07
JAN_08
FEV_08
MAR_08
ABR_08
MAI_08
Título do Eixo
Originais
23
Combinando Séries
JUN_08
JUL_08
AGO_08
SET_08
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV0
RV1
RV2
RV3
RV4
RV0
RV1
RV2
RV3
R$/MWh
Alternativa: Média móvel de 5 semanas
700
CM Os SE/CO
600
PMO
OUT_07
24
NOV _07
DEZ_07
JA N_08
FEV _08
MA R_08
A BR_08
MA I_08
JUN_08
JUL_08
MM5
500
400
300
200
100
0
A GO_08
SET_08
Consideração Final
O equacionamento das questões mencionadas deverá assegurar
MAIOR PREVISIBILIDADE do CMO/PLD, o que irá contribuir
com o necessário equilíbrio dos processos de planejamento
da expansão, operação e comercialização.
25
FIM
26