A importância da repotenciação para o
atendimento aos requisitos operativos
do SIN
Worshop ANEEL
“Avaliação Regulatória da Repotenciação”
Hermes Chipp
Diretor Geral
1
Brasília
14 de Julho de 2011
Sumário
1. Atendimento à Demanda no Curto Prazo
2. Constatações
3. Atendimento à Demanda no Médio Prazo
4. Benefícios da Repotenciação para o SIN
5. Recomendações
2
Atendimento da demanda máxima do SIN
Contexto de Curto Prazo
 Perda gradual de regularização leva ao uso mais
intenso dos reservatórios a cada final de estação seca
– perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW).
 Desligamento sistemático da 2ª casa de força de
Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW).
 O controle de tensão no 440 kV no verão limita
sistematicamente a plena disponibilidade potência
das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW).
 Manutenções programadas (não adiáveis) e não
programadas (~ 5 GW).
3
Situação em novembro de 2010
Disponibilidade de Potência em novembro de 2010
Quadro resumo – SIN
SE/CO UHE Itaipu
S
NE
N
Total
Potência
instalada
26398
12600
13388
11384
11646
75416
Perda
deplecionamento
3090
0
1117
307
5824(*)
10338
Manutenção
2243
0
1497
1011
330
5081
Restrição Elétrica
2012
-
-
-
-
2012
-
950
-
-
-
950
18972
11650
10774
10066
5492
56954
ANDE
Disponibilidade
(*) Tucuruí II
Perda de ~ 18 GW
4
Atendimento da demanda máxima do SIN
Situação em novembro de 2010
Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda
das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha
440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do
deslocamento da ponta para o período da tarde.
O gráfico ilustra a
situação da carga em
novembro de 2010.
(máxima de ~ 68 GW).
5
Medidas operativas
 Despacho pleno da potência hidráulica, com
complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à
demanda instantânea, notadamente nos períodos de
carga média.
 Utilização prévia da reserva de potência durante os
períodos de maior demanda instantânea, em carga média
e pesada.
 Postergação de manutenções programadas de unidades
geradoras.
6
Soluções Estruturais de Curto Prazo
Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão
no 440 kV:
 Compensação reativa capacitiva da ordem de 1.600 Mvar
até dezembro de 2011;
 Ainda no biênio 2011-2012, a implantação das SEs
Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em
seccionamento na rede de 440 kV.
Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamento
da geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais um
ponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE
Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez
operativa do SIN.
7
Constatações
 Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de
carga média e pesada tem sido necessário o despacho
complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva
operativa; e
 Necessidade de adiamentos das manutenções programadas
pelos Agentes.
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Atendimento da demanda máxima do SIN
Contexto de Médio Prazo
Oferta 2010 a 2015 - Participação por Fonte (MW) e (%)
2010
Hidráulica
Crescimento
2015
85.690 79,3%
2010-2015
98.035 71,0%
12.345
14%
Nuclear
2.007
1,9%
2.007
1,5%

0,0%
Gas/GNL
9.263
8,6%
12.180
8,9%
2.917
32%
Carvão
1.415
1,3%
3.205
2,3%
1.790
127%
Biomassa
4.577
4,2%
7.272
5,3%
2.695
59%
Óleo
4.212
3,9%
9.913
7,3%
5.701
135%
826
0,8%
5.248
3,8%
4.422
535%
29.879
28%
Eólica
Total
107.990 100%
137.860 100%
PEN 2011 – Cenário de Referência
9
Atendimento da demanda máxima do SIN
Contexto de Médio Prazo
 Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em
~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma
regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e
5,7GW de Biomassa.
 Participação das UHEs na capacidade instalada passa
de 80% para de 70% em 2015.
 Aumento da perda de regularização faz com que a
ponta deva ser atendida com a participação de outras
fontes – térmicas e eólicas.
 Usinas de CVU elevado intensificam os
deplecionamentos ao final de cada estação seca.
10
Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15
SIN
Geração Térmica acima da Inflexibilidade
11
Poços Existentes * (recursos para atendimento à ponta)
Usina
Subsistema
Cachoeira Dourada
SE/CO
Curua-UNA
N
G.B.Munhoz
S
Ilha Solteira Eqv.
SE/CO
Itaparica
NE
Jaguara
SE/CO
Porto Primavera
SE/CO
Rosana
SE/CO
São Simão
SE/CO
Salto Santiago
S
Taquaruçu
SE/CO
Três Marias
SE/CO
Total usinas com repotenciação
Potência disponível
MW
105
10
838
485
1000
213
440
89
1075
710
105
123
5193
OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente
(*) Fonte: ABRAGE
12
Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15
SIN
Benefício de motorizar os poços existentes *
Geração Térmica acima da
Inflexibilidade somente em 2015
(*) Hipótese de motorização somente a partir de 2013 (por tempo de construção e regulação)
13
0
dez-15
nov-15
out-15
set-15
ago-15
jul-15
jun-15
mai-15
abr-15
mar-15
fev-15
jan-15
dez-14
nov-14
out-14
set-14
ago-14
jul-14
jun-14
mai-14
abr-14
mar-14
fev-14
jan-14
dez-13
nov-13
out-13
8000
set-13
SIN
ago-13
jul-13
jun-13
mai-13
7000
abr-13
mar-13
fev-13
jan-13
Geração térmica com e sem a motorização dos poços
Benefício de motorizar os poços existentes
Cenário de Referência PEN 2011
Com motorização dos poços
6000
5000
4000
3000
2000
1000
14
Recomendações
Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos
poços existentes;
Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de
potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de
repotenciação de usinas existentes; e
Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência
e/ou encargos de capacidade.
15
APOIO
16
Projeções de Carga de Demanda – PEN 2011 (MW)
Ano
SIN – MW
Taxa crescimento
2011
2012
2013
2014
2015
69.660
74.409
79.405
82.940
86.496
4,8%
6,8 %
6,7%*
4,5%
4,3%
* Considera a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá em 2013
17
Inflexibilidade de Geração Térmica – PEN 2011
Inflexibilidade por classe térmica
(MWmed e % de GTmax)
5000
0,1%
4500
Inflexibilidade (MWmed)
4000
0,1%
0,1%
11,9%
0,6%
0,1%
0,1%
37,1%
37,1%
34,8%
35,6%
0,3%
3500
63,8%
3000
2500
27,3%
27,3%
21,0%
27,4%
16,1%
2000
63,2%
70,4%
72,2%
72,2%
72,2%
82,1%
90,4%
90,4%
90,4%
90,4%
2012
2013
2014
1500
1000
500
0
2011
Nuclear
Biomassa
Gás Natural
Carvão
GNL
Óleo Combustível
2015
Óleo Diesel
18
Perdas típicas por Deplecionamento (MW)*
Perdas por deplecionamento em função da EARmax (MW)
% EARmax
SE/CO
S
NE
N
SIN
10
3634
775
316
4576
9301
20
3153
701
268
3474
7597
30
2689
628
221
2534
6071
50
1813
480
126
1133
3552
Perdas por deplecionamento em função dos Níveis Meta de 2011
Subsistema
% EARmax (NM – NOV)
Perdas (MW)
SE/CO
42
2155
NE
25
245
* Estimadas com base na época do racionamento 2001/2002
19