Seminário segurança energética 14-04-2010 – apresentação de jean cesare negri

SEGURANÇA ENERGÉTICA “Experiência do Estado de São Paulo”

Jean Cesare Negri

Coordenador de Energia

Secretaria de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo

FECOMERCIO

São Paulo

14 de Abril de 2010

Diretrizes EnergéFcas Segurança no Suprimento EnergéFco

Realização de estudos de planejamento (ação coordenada EPE e ONS)

Gestão para o adequado atendimento ao crescimento da demanda

Ação indutora de arFculação de agentes e redução de risco (Acordos)

Qualidade na Matriz EnergéFca

Elaboração da Matriz estadual e planejamento energético – MESP 2035

Ações InsFtucionais

Defender e representar os interesses de São Paulo

Promover transparência e parFcipação em suas decisões

Criação de um sistema estadual de informações energéFcas

Reestruturação e modernização do sistema estadual de regulação

Conceito

Demanda/Obra Contratada

Capacidade Firme de Geração e Transporte – Lastro e Infra-‐

Estrutura

Rota

Critérios e Interação

CompaFbilidade: Dimensionamento – Planejamento – Operação –

Comercialização

Compromisso: Risco – MiFgação – Qualidade -‐ Preço

OFmização na Implantação: Técnico-‐Econômico-‐Ambiental

Estruturação Legal e Funcional: Adequação e Aperfeiçoamentos

Evolução da Oferta Interna Bruta de São Paulo

17,4%

9,3%

13,6%

59,8%

38,0%

5,9%

16,4%

33,0%

6,6%

Autonomia Energética: 56% Importação Energia Elétrica: 40% Importação Gás: ~ 100%

Sistema Transmissão

Fluxograma de Energia TransmiFda

Configuração de Rede

• RMSP – várias SE’s de grande porte – carga cerca de 8.500 MW • Área Sul – cargas vitais abastecidas por SE’s com carga próximo limite • Rede 88kV pouca flexibilidade transferência e próxima à capacidade • GT/SP – coordenado pelo ONS

fonte: ONS

Marcos no Processo de Licitação de Instalações de Transmissão

4 meses 2 meses 3 meses 2 meses 4 meses 18 a 24 meses

PAR PAR/PET Emissão

R´s Lançamento

Edital Leilão Contrato

Concessão Entrada

Operação

15 meses

Elaboração Processo Desestatização do Empreendimento – CND/MME Encaminhamento do Documento ao TCU-ANEEL Publicação do Decreto Presidencial/MME Publicação de Resolução do CND/MME

(*) (*) (*) (*)

Emissão Compatibilização

(Incluindo período para licença ambiental)

( * ) Etapas em que há oportunidade de redução de tempo

Principais Empreendimentos em Implantação – GT SP LT 345 kV Baixada SanFsta – Alto da Serra (recapacitação)

Reforço suprimento região ABCD (SE Sul)

Em licenciamento ambiental (Área de Mata AtlânFca)

Prazo 12 meses após LI

LT 345 kV Alto da Serra – Sul (implantação de novo trecho) Reforço suprimento região ABCD (SE Sul)

Em licenciamento ambiental


SEs 440 kV Mirassol/Getulina/Araras Reforço suprimento interior

LIs emiFdas e construção

Previsão Operação: Mirasssol (dez/10), Getulina (out/10) e Araras (jun/10)

Principais Empreendimentos em Implantação – GT SP SE AFbaia Reforço suprimento interior

LP emiFda em nov/09


LT 138 kV Embu Guaçu -‐ Peruíbe (recapacitação) Reforço suprimento Baixada SanFsta (Sul)

Aguardando emissão LP

LT 345 kV Tijuco Preto – ItapeF -‐ Nordeste Aumento intercâmbio Sul-‐SE e confiabilidade RMSP

LP emiFda em jan/09 -‐ Furnas providenciando ações para emissão de LI


SE Jandira Região oeste da RMSP

Previsão emissão LP maio/10

Prazo nov/2011

Principais Empreendimentos em Implantação – GT SP SE PiraFninga II Reforço suprimento região Sul da RMSP

LP emiFda em fev/10


SE Salto Reforço suprimento interior

Previsão emissão LP maio/10


SE ItaFba Reforço suprimento grande Campinas

Em processo LP

Prazo nov/2011

Estudos Área Interior – em andamento Avaliação do sistema 138 kV de Presidente Prudente sob o efeito das

usinas de Biomassa

Atualização do estudo das biomassas do estado de São Paulo no Horizonte do Planejamento

Estudo da Região de Piracicaba e Santa Bárbara Estudo do Sistema de 138 kV das Regiões do Pardo e Médio Tietê com

a Interligação 500/440 kV em Araraquara Estudo da Região Nordeste da CPFL

Estudos Litoral – diagnós`co/proposição reforços Estudos RMSP – diagnós`co/proposição de reforços Outros Estudos

Geo-‐referenciamento do Sistema de Transmissão e Sub de São Paulo

Estudo de Longo Prazo(20 anos) São Paulo Realocação capacitores da SE Tijuco Preto SE Jupiá – reforços transformação 440/138 kV

Estudos GET/SP -‐EPE

Sistema Transmissão Ocorrência – 10/11/2009

Histórico Ocorrências - 18/4/1984 – O primeiro grande blecaute após a interligação das regiões Sul e Sudeste, deixando os estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Mato Grosso do Sul e Goiás sem energia elétrica por aproximadamente 3 horas. O desligamento de um transformador na usina de Jaguara, sul de Minas, iniciou o desligamento em cascata. - 17/9/1985 – Ocorreu outro blecaute que deixou sem energia elétrica os estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul por mais de 3horas. O desligamento de duas linhas de transmissão de 500 kV da usina de Marimbondo, devido à queimada de vegetação sob as mesmas deu início ao desligamento em cascata. - 11/3/1999 – Outro blecaute deixou sem energia elétrica todos os estados das regiões Sul e Sudeste, em especial São Paulo, por mais de 4 horas. Uma descarga elétrica na Subestação de Bauru deu início ao desligamento em cascata. - 21/1/2002 – Todos os estados das regiões Sudeste, Centro-Oeste e Sul ficaram sem energia elétrica por mais de 5 horas. O rompimento de um cabo da linha de transmissão de 440 kV, que liga a hidroelétrica de Ilha Solteira a Subestação de Araraquara deu início ao desligamento em cascata. -10/11/2009 – O blecaute teve início no sistema de transmissão de corrente alternada, de Furnas, que interliga a UHE Itaipu ao Sudeste. A interrupção foi praticamente instantânea nos 3 circuitos em 16 ms. Houve instabilidade no sistema e como conseqüência ocorreu uma série de interrupções em cascata, iniciando-se após 8s pela perda do elo de corrente contínua da UHE Itaipu a SE Ibiúna (5.400 MW), seguindo-se da perda da interligação Ibiúna-Bateias (1.350 MW), do corte de geração das unidades geradoras da UHE Itaipu, seguido da perda em cascata de sistemas de transmissão e de geração. Tempo médio restabelecimento: 222min.

Atendimento de Energia Elétrica – Transmissão Plano de Ação – Ocorrências – Confiabilidade -‐ Gestão

Aspectos Estruturais Planejamento, Outorga, Novas Obras

o Complexidade das Obras

o Critérios para Atendimento a Grandes Centros Urbanos

Compensação ReaFva

Modernização das subestações

Interligação na malha de Sub-‐transmisão

Aspectos de Operação do Sistema Elétrico Ilhamentos

Recomposição do Sistema e Cargas Prioritárias

Centros de Controle e Operação Aspectos de Gestão de Comunicação de Crise

Informação às Autoridades

Informação ao Público e Meios de Comunicação

Sistema Distribuição Verão 2010

Desligamentos Sistema De Distribuição

Plano Verão Estratégia para situações adversas Acréscimo equipes/atendentes

Manutenção PrevenFva

Programas modernização e melhorias

Programa pode de arvores

Ocorrências 21/12/09 11/2/10 nº de ocorrências: 452 nº consumidores aFngidos: 1.446.365 (Eletropaulo 95,4 %)

nº total de consumidores: 14.216.000 (Eletropaulo 41,6 %)

nº ocorrências 2 a 5/2/10 – tempo restabelecimento ≥ 8 hrs: 1.328 (Eletropaulo 30,8 %, Bandeirante 50,4 %)

nº ocorrências 2 a 5/2/10 – envolvendo mais 100 consumidores -‐ tempo restabelecimento ≥ 24 hrs: 47 ( Eletropaulo 55 %, Bandeirante 44,7 %)

Desligamentos Sistema De Distribuição

Principais causas ocorrências período de 21/12/09 a 11/2/10 Condições atmosféricas (descargas; ventos): Eletropaulo 13,4 %

Vegetação (galho, queda de árvore): Eletropaulo 55,8 % Principais causas ocorrências período de 2 a 5/2/10

Condições atmosféricas (descargas; ventos): Eletropaulo 24,6 %

Vegetação (galho, queda de árvore): Eletropaulo 40,2 % Ações para minimizar efeitos das ocorrências Reavaliar programa de poda de árvores( licença genérica municípios)

Parcerias com Prefeituras , Defesa Civil e Corpo de Bombeiros –poda

Reavaliar plano verão Comunicação: autoridades, população e meios de comunicação

Fiscalização ANEEL: índices de qualidade (TMAE), desempenho centrais de atendimento

Reavaliar metodologia/critérios penalização – PRODIST

Ressarcimento consumidores – Custo Déficit

Suprimento de Gás

São Paulo: Gás Natural – março/2010

Comgás 87,8%

Gás Natural SP -‐ Sul 8,3%

Gás Brasiliano

3,9%

APENAS 4,4% PRODUZIDO INTERNAMENTE

DISTRIBUIÇÃO

Consumo acumulado até Março/2010 =

5.080 milhões m3 (13,9 milhões m3/dia)

Número de Consumidores: 757 Mil – 39% do Brasil

Industrial 80,7%

AutomoFvo 7,6%

Cogeração 6,4%

Residencial 3.0%

Comercial 2,0%

Termogeração 0,3%

Gás Natural – Estrutura Regulatória

Regulação Federal (ANP)

PRODUÇÃO IMPORTAÇÃO

TRANSPORTE

CONSUMIDORES

DISTRIBUIÇÃO

City gate

Qua

lidad

e do

gás natural

Estado Regulação Estadual (ARSESP)

Lei 9.478/97 – desregulamentou o setor de Petróleo

Lei 11.909/09 – específica para o setor do gás natural -‐ falta regulamentação

Protocolo São Paulo -‐ Petrobras – Infra-‐Estrutura REPLAN

UTE Fernando Gasparian

UTE Euzébio Rocha

TERMINAL DE SÃO SEBASTIÃO

RECAP

TERMINAL DE GUARAREMA

REVAP REPLAN-‐GUARAREMA

145 km x 24 pol (GASBOL)

GASAN

41 km x 12 pol RPBC (Cubatão)

CAMPINAS-‐RIO

453 km x 28 pol REPLAN-‐Japeri

GASPAL

64 km x 22 pol Guararema-‐Suzano

Japeri (RJ)

V. Redonda (RJ)

Taubaté

SUZANO

S. B. CAMPO

São Carlos (SP)

Araucária (PR)

Merluza

8,5

1,0 7,0

8,0

0,7

Gastau +5 (m3/d ( abr/10) +15 m3/d (out/10)

+3 m3/d (Duplicação) Gasan II/Gaspal II (2010)

+4 m3/d (Compressão)

Milhões m3/d

-5 0 5

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

2009 2010 2011 2012 2013 2020

Pré-Sal SP Tambaú e Uruguá Mexilhão Merluza e Lagosta Perdas na Distr. e Arm. Importação Estadual Demanda Total

Milh

ões

de m³/d

ia

GÁS -‐ DiagnósFco Demanda versus Oferta

Histórico Ocorrências

- Outubro/2007 – Acionamento prioritário das térmicas a gás por ordem de mérito, retirando dos segmentos de mercado o volume de gás. Problema mais grave em RJ. SP possui gás flexível. - Dezembro/2007 – Firmado novo contrato de gás entre Petrobras e Comgas, em decorrência do término vigência do contrato gás nacional. Prazo 5 anos e fórmula similar a do gás boliviano. - Janeiro/2008 – Vigência nova fórmula para gás nacional, sem aplicação do fator deflator para SP. - 1º. Semestre/2008 – Crescimento expressivo do consumo de gás indica dificuldade no atendimento de expansão ou crescimento para o 2º. Semestre. - 2º. Semestre/2008 – A crise econômica retrai consumo de gás, porém com elevação do dolar, a conta gráfica das concessionárias atinge valor elevado, necessitando de reequilíbrio de valores. - Março/2009 – Promulgada lei do Gás. Regulamentação ainda não estabelecida. - 1º. Semestre/2009 – Preço elevado gás, uso combustíveis substitutos e crise econômica provocam redução de consumo de gás. A partir de abril Petrobras realiza leilões de curto prazo. Revisão (3ª) da Comgas (maio). - 2º. Semestre/2009 – Recuperação economia. Processo de transferência e revisão tarifária(dezembro) da Gas Brasiliano. Encaminhamento pelo Governo Federal ao Congresso do Novo Modelo para E&P nas regiões do pré-sal e baixo risco. - 1º. Semestre/2010 – Recuperação mercado de gás. Revisão tarifária GN Sul.

Considerações Finais

Energia Elétrica: Geração – Transmissão – Distribuição

• processos compatíveis: condicionantes e prazo

• ações coordenadas: Estado; regulação; concessionária

Gás Natural: Suprimento

• regulamentação lei do Gás

• política nacional de precificação (art.69 – lei 9478/97)

MUITO OBRIGADO

PELA ATENÇÃO!

www.energia.sp.gov.br

Fone: +55 11 3218-‐5525

e-‐mail: [email protected]

Rua Bela Cintra, 847 – 13º Andar – São Paulo – Brasil

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