Positive Externalities from the Complementarity of Wind and Hydro Power Generation in Brazil E. E. Rego, C. O. Ribeiro, J. F. D. A.

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1 1 Abstract This article estimates how much the wind farms in operation contributed to the preservation of reservoir levels in the years 213, 214 and 215 in Brazil, due to the complementarity between the wind and water. Additionally, this study evaluates the economic benefit of wind power to the electrical system. The results show that the generation profile of wind energy allows for better optimization of resources, reallocating orders between the regions of the country over the period. Keywords Electricity generation mix, Brazilian market, wind power, hydrowind complementary. I. INTRODUÇÃO N A operação do sistema elétrico brasileiro, em função da predominância hídrica na matriz, existe uma relação de interdependência entre as usinas, tanto espacial quanto temporalmente. Se for utilizada mais água de um determinado reservatório durante um mês, haverá menos água para o mês seguinte. As vazões entre os meses também irão determinar a quantidade de água reservada para geração de energia (e usos múltiplos). Posto isso, o objetivo deste artigo é estimar o quanto as centrais eólicas em operação contribuíram para a preservação do nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas nos anos de 213 a 215 no Brasil, dada a complementaridade entre o vento e água (vide Fig. 1, no qual ENA Energia Natural Afluente indica as vazões hidrológicas). E, como objetivo secundário, calcular o benefício econômico para o sistema da participação da fonte eólica. Geração eólica MWm Positive Externalities from the Complementarity of Wind and Hydro Power Generation in Brazil E. E. Rego, C. O. Ribeiro, J. F. D. A. Ferreira 1. Geração ENA Figura 1. Energia Natural Afluente (ENA) vs Geração eólica 214, região Nordeste [1]. Sendo que, para o planejamento da operação no médio ENA MWm prazo, o Operador Nacional do Sistema utiliza o programa computacional Newave, que, em resumo, tem por objetivo encontrar o menor custo total em cada etapa, respeitando o atendimento da carga (soma da geração hídrica, térmico, recebimentos e fornecimentos por meio do intercâmbio e o déficit), e balanço hídrico (tratase do nível inicial do reservatório mais as afluências, deduzidas da geração hídrica e o vertimento). Assim, serão feitas duas simulações (para cada um dos três anos em análise) no programa computacional Newave, com e sem a fonte eólica no sistema, com a geração termelétrica efetiva ao longo de cada ano (no modelo a fonte termelétrica será tratada como inflexível ao longo do período de análise). Na primeira será simulado o comportamento do sistema ao longo do ano teste, considerandose a verdadeira entrada em operação de todas as centrais de geração ao longo do ano, assim como a carga registrada no mesmo período. Na segunda simulação, subtraise toda a geração eólica registrada naquele ano e projetada, assim como, subtraise sua garantia física na carga do sistema, atual e projetada. O resultado de interesse é a diferença destes níveis de reservatórios entre uma simulação e outra. E, comparandose os resultados dessas simulações, quer se estimar o benefício para a segurança do sistema que a geração eólica proporcionou em termos de preservação dos reservatórios, isto em virtude de seu perfil complementar a geração hídrica, vez que os montantes foram subtraídos da oferta e da demanda. Ou seja, não se trata da preservação dos níveis dos reservatórios apenas pela simples adição de oferta, mas sim pelo perfil da oferta agregada, já que na segunda simulação reduziuse a demanda do sistema. Ainda com relação ao benefício para o sistema, será estimado o benefício econômico da fonte eólica através da diferença do custo operativo e contratual. Para isto, será feita uma terceira simulação (para cada um dos três anos em análise), sem alterar a demanda, apenas subtraindo toda energia eólica existente e projetada, e tratando as térmicas nas suas flexibilidades. Uma maior quantidade de geração térmica teria que ser despachada para atender a não existência da fonte eólica, que levaria a um custo operativo maior. O benefício econômico da eólica será dado pela seguinte equação: (Custo Operativo da segunda simulação) menos (Custo Operativo da primeira simulação) menos (Receita fixa anual de todas eólicas). 1 E. E. Rego, Universidade de São Paulo, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia de Produção, São Paulo, Brasil, erikrego@usp.br. C. O. Ribeiro, Universidade de São Paulo, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia de Produção, São Paulo, Brasil, celma@usp.br. J. F. D. A. Ferreira, Excelencia Energetica Consultoria Empresarial Ltda, São Paulo, Brasil, josue@excelenciaenergetica.com.br II. SIMULAÇÕES II.1. Ano 213 A primeira simulação foi feita considerandose a verdadeira entrada em operação de todas as centrais de geração ao longo de 213, assim como a carga registrada no mesmo período. Na

2 segunda simulação, subtraiuse toda a geração eólica registrada naquele ano, assim como, subtraiuse sua garantia física na carga do sistema. Em ambos cenários se travou a geração termelétrica conforme o despacho realizado, vez que o resultado de interesse é a diferença de comportamento do sistema dada a inserção eólica na matriz. Reforçase que, os resultados não refletem uma simples adição de oferta eólica ao sistema, já que na quando foi retirada esta oferta, reduziuse a demanda do sistema. Inicialmente analisase o comportamento do nível dos reservatórios em cada submercado, pela diferença de energia armazenada na simulação com e sem eólica no sistema elétrico brasileiro. No submercado Sul, o efeito da inserção eólica foi o de preservação do nível dos reservatórios, em média de 473 MW médios e fechando o ano com preservação de 92 MW médios, conforme demonstra a Fig Figura 4. Diferença de Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Nordeste, com e sem eólica no sistema (MW médios mês). Fonte: Autores. Por outro lado, o resultado no submercado Sudeste é diferente dos outros, o que em primeira análise é diferente da expectativa. A Fig. 5 mostra um maior uso dos reservatórios com a fonte eólica no sistema, do que sem ela Figura 2. Diferença de Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Sul, com e sem eólica no sistema (MW médios mês). Fonte: Autores. No reservatório equivalente do submercado Norte, o resultado foi similar ao registrado no Sul, com preservação média de 24 MW médios acima da situação sem energia eólica, fechando o ano com adicional de 35 MW médios, como ilustra a Fig Figura 3. Diferença de Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Norte, com e sem eólica no sistema (MW médios mês) Fonte: Autores. No submercado Nordeste, o resultado apresentado foi um pouco diferente, ao longo do ano os reservatórios foram mais utilizados nos resultados das simulações com eólica, porém fechando o ano com uma maior energia armazenada, 11 MW médios, como ilustra a Fig. 4. Figura 5. Diferença de Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Sudeste / CentroOeste, com e sem eólica no sistema (MW médios mês). Fonte: Autores. O que se entende a partir dos resultados apresentados na Fig. 5 é de que a energia eólica, cuja maior geração acontece ao final do período seco (Fig. 1) traz a previsibilidade de atendimento ao sistema em período crítico, permitindo que a geração hidrelétrica seja mais despachada no submercado SE CO, assim, o vento funciona como um reservatório virtual, assegurando energia hidráulica, e assim permitindo seu maior uso. Adicionalmente, tem que se avaliar se o sistema com a inserção eólica ficou mais ou menos seguro, e, para isto, será comparando o risco do déficit na simulação sem eólica e com essa fonte. E os resultados confirmam a expectativa, em dezembro de 213, o risco do déficit no submercado SECO é reduzido em 8% (diferença do risco de déficit percentual com e sem a eólica), no Sul 5,7%, no Nordeste 8,8% e no Norte 7,1%. Desta forma, os resultados das Fig. 2 a Fig. 5 se complementam, pois o maior despacho hidrelétrico no submercado SECO se deve pela previsibilidade e segurança da geração mais forte da fonte eólica ao final do período seco, que ao final leva a redução do risco do déficit. II.2. Ano 214 Assim como para o ano de 213, na primeira simulação considerouse a verdadeira entrada em operação de todas as centrais de geração ao longo de 214, assim como a carga registrada no mesmo período. Na segunda simulação,

3 subtraiuse toda a geração eólica registrada naquele ano, assim como, subtraiuse sua garantia física na carga do sistema. Os valores mensais subtraídos nas simulações são indicados na Fig Figura 6. Geração eólica e Garantia Física Eólica em 214 (MWm). Fonte: Autores com dados de [2]. Adicionalmente, em ambos cenários se travou a geração termelétrica conforme o despacho realizado. O resultado de interesse é a diferença de comportamento do sistema (nível dos reservatórios) dada a inserção eólica na matriz. E o resultado destas simulações para o submercado Sul é o de preservação do nível dos reservatórios de 5.76 MW médios ao final do ano, ou o equivalente a 25,5 pontos percentuais, conforme demonstra a Fig. 7. 1,% 8,% 6,% 4,% 2,%,% Figura 7. Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Sul, com e sem eólica no sistema. Fonte: Autores. No reservatório equivalente do submercado Nordeste, mesmo sem a mesma magnitude, o resultado foi similar ao registrado no Sul, fechando o ano com adicional de 747 MW médios, ou o equivalente a 1,9 ponto percentual, como ilustra a Fig. 8. 6,% 5,% 4,% 3,% 2,% 1,%,% Geração eólica vs GF em 214 Garantia física deduzida da demanda Energia Armazenada (%EAmax) Sul Cenário com eólicas Energia Armazenada (%EAmax) Nordeste Geração eólica verificada Cenário sem eólicas jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 Cenário com eólicas Cenário sem eólicas Figura 8. Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Nordeste, com e sem eólica no sistema. Fonte: Autores. do que sem ela. 6,% 5,% 4,% 3,% 2,% 1,%,% Energia Armazenada (%EAmax) SudesteCO Cenário com eólicas Cenário sem eólicas Figura 9. Energia Armazenada nos reservatórios do sistema Sudeste / Centro Oeste, com e sem eólica no sistema (MW médios mês). Fonte: Autores. Entretanto, durante o período mais crítico do ano, entre os meses de maio e setembro, no cenário com eólicas há um deplecionamento simulado de MWm, enquanto que, no cenário sem eólicas, o deplecionamento neste período é mais acentuado, de 1.26 MWm. Neste sentido, a fonte eólica reduz o risco de suprimento do sistema, pois em seu período mais crítico, mitiga o deplecionamento dos reservatórios. Ao avaliar as Fig. de 7 a 9, verificase que há uma redistribuição do despacho hidrelétrico nos submercados, e ainda assim, o resultado no sistema interligado nacional é de uma pequena preservação do nível global dos reservatórios ao final do período de 72,5 MWm. E o que se entende a partir dos resultados apresentados é a confirmação do entendimento do ano anterior, de que a energia eólica funciona como um reservatório virtual, assegurando energia hidráulica, e assim permitindo seu maior uso. Por fim, tem que se avaliar se o sistema com a inserção eólica ficou mais ou menos seguro, e, para isto, foi comparado o risco do déficit na simulação sem eólica e com essa fonte. Na simulação realizada, o risco de déficit em 214 no submercado Sudeste/CentroOeste é reduzido em,15 ponto percentual (diferença do risco de déficit percentual com e sem a eólica), saindo de uma probabilidade anual de não atendimento de qualquer carga de 6,3% para 6,15%. Na região sul, a redução foi de,2 p.p. (de 6,8% para 6,6%), ao passo que no nordeste e no norte foi de,5 p.p. (queda de 3,95 para 3,9 e 3,6 para 3,55, respectivamente). II.2. Ano 215 Assim como nas duas anteriores, inicialmente simulouse comportamento do sistema ao longo do ano de 215, considerandose a verdadeira entrada em operação de todas as centrais de geração, assim como a carga registrada; e, na segunda simulação, subtraiuse toda a geração eólica registrada naquele ano, assim como, subtraiuse sua garantia física na carga do sistema. Os valores mensais subtraídos nas simulações são indicados na Fig. 1. E, assim como no ano anterior, o resultado no submercado Sudeste é diferente dos outros submercados. A Fig. 9 mostra um maior uso dos reservatórios com a fonte eólica no sistema,

4 Figura 1. Geração eólica e Garantia Física Eólica em 215 (MWm) Fonte: Autores com dados da [2]. Adicionalmente, em ambos cenários se travou a geração termelétrica conforme o despacho realizado. O resultado de interesse é a diferença de comportamento do sistema (nível dos reservatórios) dada a inserção eólica na matriz. A Fig. 11 mostra a diferença de resultados das simulações no subsistema SECO, isto é, o cenário com as eólicas subtraído da simulação sem as eólicas Garantia física Geração de 215 Energia Armazenada SECO: simulação "com eólica" menos "sem eólica" Figura 11. Energia Armazenada nos reservatórios do sistema SUDESTE / CENTROOESTE, simulações com menos sem eólica no sistema (MW médio). Fonte: Autores. A partir da leitura da Fig. 11, podese entender que, durante período chuvoso do SECO, o reservatório equivalente fica mais baixo na simulação com a fonte eólica no sistema do que sem. Já durante período seco principalmente ao seu final, o reservatório equivalente fica mais cheio quando se tem eólica no sistema. Para estes comportamentos acontecerem, significa que há mais confiança no sistema, proporcionada pela complementaridade hidroeólica. As simulações realizadas com e sem a participação da energia eólica no SIN, e equivalente redução da demanda, com o objetivo de isolar e capturar o efeito da complementaridade entre vento e água, mostram que em período de escassez de recursos, como foi o ano de 215, o benefício da geração eólica não pode ser dimensionado simplesmente por eventual preservação do reservatório, vez que não reduz a necessidade de se utilizar todos os recursos disponíveis para atender a demanda. Entretanto, verificase, pelas simulações, que o perfil de geração da energia eólica permite maior eficiência da otimização dos recursos, realocando despachos entre regiões ao longo do período, sem piorar as condições dos reservatórios. Em resumo, a operação do sistema fica mais ótima com a energia eólica. III. REDUÇÃO DE CUSTO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA III.1. Ano 214 Neste item simulouse a contribuição da fonte para a redução dos custos operativos do sistema no ano de 214. O cálculo desse benefício foi obtido através da diferença entre o ganho obtido com a diminuição do despacho termelétrico com a inserção da eólica e o total dos custos incorridos no pagamento das usinas eólicas. Essa metodologia é assim apresentada pelo fato de, embora a eólica reduza o custo com despacho de usinas termelétricas, existe uma receita associada às centrais em operação, de modo que o benefício líquido é a diferença entre essas grandezas. Com a utilização do Newave, obtevese o despacho termelétrico em dois cenários distintos: i) consideração da geração eólica no sistema; e ii) simulação operativa com a retirada das usinas eólicas. É importante ressaltar que, diferentemente das simulações anteriores, não se fixou a geração termelétrica conforme a geração efetiva, mas sim permitiuse ao modelo escolher o melhor despacho. Os valores mensais obtidos estão sintetizados na tabela I TABELA I SIMULAÇÃO DE CUSTO COM DESPACHO DE USINAS TERMELÉTRICAS EM 214 (R$ MILHÕES) Custo total com despacho de UTEs em 214 (R$ milhões) Cenário 1 com eólica Cenário 2 sem eólica 26.8 Economia de custo com a inserção da eólica Por outro lado, calculouse o custo incorrido com a operação das eólicas (receitas das usinas), considerando para tal todas as usinas contratada para atendimento do sistema elétrico brasileiro. Os resultados são apresentados na tabela II. TABELA II CUSTO COM O PAGAMENTO DE USINAS EÓLICAS E 214 (R$ MILHÕES) Custo total (R$ milhões) Energia de Reserva PROINFA CCEAR 57 Outras centrais 52 Total de receita das eólicas Considerando que a consideração das eólicas reduziria o custo com despacho em R$ milhões e que o custo com a receita dessas usinas é de R$ milhões, o benefício líquido da fonte para o sistema, em termos econômicos, foi estimado em R$ 5.98 milhões em 214. III.2. Ano 215 Análogo ao anterior, só que para o ano de 215, este capitulo simulou a contribuição da fonte eólica para a redução

5 dos custos operativos em 215. Mantendo a metodologia, o cálculo desse benefício foi obtido através da diferença entre o ganho obtido com a diminuição do despacho termelétrico com a inserção da eólica e o total dos custos incorridos no pagamento das usinas eólicas. Com a utilização do Newave, obtevese o despacho nos mesmos 2 cenários distintos: i) com geração eólica no sistema; e ii) simulação operativa com a retirada das usinas eólicas. Os valores mensais obtidos estão sintetizados na tabela III, e representados graficamente ao longo do ano pela Fig. 12. TABELA III SIMULAÇÃO DE CUSTO COM DESPACHO DE USINAS TERMELÉTRICAS EM 215 (R$ MILHÕES) Custo total com despacho de UTEs em 215 (R$ milhões) Cenário 1 com eólica 25.1 Cenário 2 sem eólica 3.47 Economia de custo com a inserção da eólica Custo operativo mensal do sistema (usinas termelétricas, em R$ milhões) Cenário 1 com eólica Figura 12. Custo operativo do sistema nos cenários com e sem participação da energia eólica na matriz. Fonte: Autores. Por outro lado, calculouse o custo incorrido com a operação das eólicas (receitas das usinas), considerando para tal todas as usinas contratadas para atendimento do sistema elétrico brasileiro. Os resultados são apresentados na tabela IV. TABELA IV CUSTO COM O PAGAMENTO DE USINAS EÓLICAS E 215 (R$ MILHÕES) Cenário 2 sem eólica Custo total (R$ milhões) Energia de Reserva PROINFA CCEAR 958 Total de receita das eólicas Considerando que as eólicas reduziram o custo com despacho em R$ milhões e que o custo com a receita dessas usinas é de R$ milhões, o benefício líquido da fonte para o sistema, em termos econômicos, foi estimado em R$ 645 milhões em 215. O comportamento mensal desta diferença entre a receita total dos parques eólicos e a redução do custo operativo do sistema dada a contribuição eólica pode ser visualizada pela Fig jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 Figura 13. comparativo da receita dos geradores eólicos e a economia pelo despacho térmico. Fonte: Autores. IV. CONCLUSÃO As simulações realizadas com e sem a participação da energia eólica no SIN, e equivalente redução da demanda, com o objetivo de isolar e capturar o efeito da complementaridade entre vento e água, mostraram que o perfil de geração da energia eólica permite maior eficiência da otimização dos recursos, realocando despachos entre regiões ao longo do período, cujo resultado é a redução do risco de déficit e acentuada redução do custo financeiro para o sistema, sem piorar as condições dos reservatórios. Em resumo, a operação do sistema fica mais ótima com a energia eólica. AGRADECIMENTOS The authors would like to acknowledge the sponsorship of Fapesp and BG Brasil through the Research Centre for Gas Innovation, FAPESP Grant Proc. 214/ REFERÊNCIAS [1] ONS. Operador Nacional do Sistema. Disponivel em: < >. Acesso em 216. [2] CCEE. Operador Nacional do Sistema. Disponivel em: < >. Acesso em 216. Erik Rego Professor Doutor do departamento de Engenharia de Produção da Escola Politécnica da USP. Formado em Engenharia de Produção pela Escola PolitécnicaUSP, Bacharelado em Ciências Econômicas pela FEAUSP, Mestrado em energia e Doutorado em ciências área energia pelo IEEUSP. Celma de Oliveira Ribeiro Possui graduação em Bacharelado Em Ciências da Computação pela Universidade de São Paulo(198), mestrado em Matemática Aplicada pela Universidade de São Paulo(1987), doutorado em Engenharia (Engenharia de Produção) pela Universidade de São Paulo(1997) e pósdoutorado pela Universidade do Porto(22). Atualmente é Professora assistente doutora da Universidade de São Paulo e Revisor de periódico do Produção (São Paulo. Impresso). Josué Faria de Arruda Ferreira Economista formado pela Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo (FEAUSP) e pósgraduado em finanças pela Saint Paul Escola de Negócios. Foi estagiário do Banco Itaú S.A. e da Flow Corretora de Mercadorias. Na Excelência Energética atua como coordenador de estudos energéticos e de mercado, realizando avaliações econômicofinanceiras de projetos, análises setoriais e regulatórias, simulações de operação do sistema elétrico e projeções de preços e de tarifas futuras do setor elétrico. jul/15 ago/15 set/15 out/15 Total de receita das eólicas Economia de custo das térmicas nov/15 dez/15