Estrutura de um Sistema Elétrico

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1 Estrutura de um Sistema Elétrico Fernando Umbria LPS Consultoria Energética

2 Agenda Características gerais e conceitos importantes A importância do planejamento setorial As principais fontes de energia e suas características Matriz de energia elétrica brasileira vs. matriz elétrica no mundo A evolução do setor elétrico nos últimos 20 anos

3 Estrutura básica do sistema elétrico Mais de usinas Capacidade: 149 GW Mais de Consumidores livres CONSUMIDOR LIVRE 185 comercializadoras Rede Básica 230 kv 133 mil km em linhas 8 empresas = 80% da RB Rede 138 kv 64 distribuidoras 130 cooperativas de eletrificação rural 80 milhões de UC (consumidor cativo)

4 Lei nº 7.990/ / /00 e 9.993/00 Compensação Financeira Marco Legal do Setor Elétrico Lei nº 9.609/95 c/c /01 Plano Real Lei Nº 9.478/97 CNPE e Políticas de Energia (Petróleo) Implantação da ANEEL Constituição Federal (art. 175) Lei Nº8.631/93 Início da competição Lei nº8.987/95 Incremento da competição Lei Nº 9.074/95 Reestruturação da Eneriga Elétrica PIE e CLivres Lei Nº 9.427/96 ANEEL Lei Nº 9.648/98 ASMAE e ONS Contratos iniciais e Reestruturação Lei nº 9.784/99 Proced. na Adm. Pública Lei nº 9.991/00 Efic. Energ. Lei nº 9.986/00 RH - Agências Lei nº /02 MAE GCE MP nº 2.198/01 ago/01 a mar/02 Lei nº /02 Expansão da Oferta RTE e Leilões Lei nº /03 Programa Emergencial de Apoio e Leilões Lei nº /04 EPE Lei nº /04 Novo Modelo Lei nº /04 RH - Agências 2007 Lei nº /01 Câmaras Comercialização Lei nº /01 Política Cons. e uso de Energia Lei nº /01 Bônus da GCE Lei nº /02 Empréstimos Baixa Renda e comercialização Lei nº /03 CCC isol Lei nº /04 PPPs Lei nº Criação do REIDI Lei nº /01 Autoriza a União a participar do Fundo de Garantia a Empreendimentos de E.E. Lei nº /01 Lei nº /10 Instrutor: Serviços Fernando de Energia Umbria nos Tarifa Social de Curso: Estrutura Sistemas Isolados. e Funcionamento do Energia Setor Elétrica de Energia Elétrica Lei nº /13 Renovação das concessões, redução dos encargos, desconto nas contas de energia

5 Instituições do setor elétrico CNPE Conselho Nacional de Política Energética Dec. n O 3520/2000 CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico Dec. n O 5175/2004 CNPE CMSE MME EPE ANEEL ONS CCEE MME Ministério de Minas e Energia EPE Empresa de Pesquisa Energética Dec. n O 5184/2004 ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico Dec. n O 5081/2004 ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica Lei n O 9427/1996 CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Dec. n O 5177/2004

6 Mercado de energia Mercado Regulado ACR e Mercado Livre ACL Energia contratada pelas distribuidoras para o atendimento da demanda dos consumidores cativos. Consumidores acima de 3 MW podem negociar seus contratos de energia diretamente com geradores e comercializadoras no ACL, respeitando a regra de estar 100% lastreado por contratos de energia. - CCEAR* por disponibilidade - CCEAR por Quantidade Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados - Preço Fixo - Preço Variável CCEAR = Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado Fonte: CCEE

7 Aspectos Gerais Geração (G) Produção de Energia Corresponde de 35 a 50% do custo total do sistema Geradores podem ser acionados por combustíveis diferentes. Há diferença no preço do produto Não há diferença no produto A produção combina diferentes fontes e combustíveis (competição) 7

8 Aspectos Gerais Transmissão (T) Conexão da Geração com a Carga em alta tensão Corresponde a 5 a 15% do custo total Os sistemas, normalmente, são AC Sobrecarga pode provocar a saída de elementos Necessidade do Operador do Sistema. 8

9 Aspectos Gerais Operador do Sistema (Op) Despacho do sistema em tempo real Decide a entrada e a saída dos geradores Tem que manter usinas operando em vazio (reserva girante) Tem que conhecer (em tempo real) o fluxo em cada linha de transmissão 9

10 Aspectos Gerais Distribuidora (D) Conexão entre a transmissora e o consumidor Corresponde a 30 a 50% dos custos Faz a medição e a cobrança Mesmo sendo fio, tem característica diferente da G e T Gestão da infraestrutura de atendimento bastante complexa (necessidade de grandes redes e atendimento de consumidores com características distintas) 10

11 Aspectos Gerais Estrutura Tradicional Integração vertical Monopólio legal em área de concessão As empresas podiam ser públicas ou privadas, mas normalmente eram únicas Em alguns casos (como o Brasil), G e T constituíam um único negócio e vendiam energia para as D (normalmente estaduais). 11

12 Aspectos Gerais Razões para integração vertical Custo de transação T e D são monopólios naturais Coordenação da operação de G e T Coordenação do planejamento de G e T Economia de escala na G As duas primeiras ainda valem A mudança na última incentivou a entrada de novos G (competição) 12

13 Aspectos Gerais A empresa monopolista deve ser regulada Se for do governo (estatal), o próprio governo define a tarifa Se for privada, um regulador independente determina a tarifa A independência do regulador deve ser tanto da indústria quanto do governo! 13

14 Aspectos Gerais Para haver competição as funções devem ser separadas Como consequência, as tarifas de cada função também devem ser definidas Cada empresa deve negociar a compra e a venda de energia Com isso ocorre o aumento do custo das transações 14

15 Verdades Técnicas Eletricidade não pode ser armazenada Geração = Carga a cada instante Os preços podem variar muito nos horários de pico Eletricidade percorre o caminho de menor impedância O consumidor não pode escolher qual o gerador que vai fornecer a sua energia 15

16 Verdades Técnicas Existem relações físicas complexas que garantem a transmissão da energia Um curto circuito em Bauru pode provocar um blecaute no Brasil inteiro. Eletricidade trafega na velocidade da luz O controle deve ser feito em tempo real 16

17 Vantagens da operação interligada Maior confiabilidade operativa (< variações tensão e de frequência continuidade) Maior suportabilidade a perturbações rede de maior porte maior inércia Maior flexibilidade para desligamentos programados circuitos alternativos Menor reserva de potência unidades geradoras operando em sincronismo Melhor aproveitamento energético otimização entre bacias hidrográficas otimização hidrotérmica

18 Desvantagens da operação interligada Necessidades de linhas (investimento) Propagação de distúrbios locais para o SI (sistemas de controle e proteção) Complexidade administrativa (diversos agentes, conflitos de interesses) Complexidade técnica (necessidade de sincronismo, conflitos tecnológicos) Multiplicidade de alternativas de expansão Complexidade nos estudos de operação (variação das cargas, indisponibilidade, limites operativos, requisitos de operação)

19

20 SIN Sistema de transmissão

21 Aspectos Gerais Em um sistema competitivo, o operador precisa ser independente! A operação (ou despacho) é uma atividade técnica que tem um certo grau de subjetividade O operador pode, por exemplo, optar por uma operação mais cara e mais segura Pode também arriscar, em determinadas situações, não atender o critério de confiabilidade para uma operação mais barata 21

22 Aspectos Gerais Operação Elétrica do Sistema Assegurar a entrega da energia com as condições reais do sistema (geração e transmissão). Leva em conta a manutenção de equipamentos. Leva em conta as contingências do sistema. Opera em tempo real. 22

23 Aspectos Gerais Operação Energética do Sistema Decide o combustível (água, gás, petróleo, urânio, etc...) Qual usina hidráulica deve ser despachada? Tem que garantir a operação atual e a demanda futura Dilema: usa água hoje (mais barata) e, se não chover, pode faltar energia elétrica amanhã 23

24 Despacho hidrotérmico O despacho hidrotérmico ótimo é o que minimiza a soma do custo total = custo imediato + custo futuro (que depende da decisão do custo imediato). A solução ótima não é gerar toda a disponibilidade hidrelétrica logo no primeiro estágio, embora ela tenha custo operativo = zero. Por que? Porque a hidrelétrica pode transportar energia (armazenar água) de um estágio para outro. Portanto, a geração hidro tem um custo de oportunidade.

25 Otimização Eletroenergética

26 Otimização Eletroenergética FCI Função de Custo Imediato FCF Função de Custo Futuro

27 Otimização Eletroenergética UTE 1 - P = 30 MW CVU = 10 R$/MWh Carga 50 MWh Qual é o despacho ótimo? Qual é o custo total de operação? Qual é o Custo Marginal de Operação? UTE 2 - P = 10 MW CVU = 15 R$/MWh UTE 3 - P = 15 MW CVU = 80 R$/MWh Intuitivamente Custo total de operação: 30 x x x 80 = R$ 850 E se a carga fosse 51 MWh? Qual seria o custo total? 30 x x x 80 = R$ 930 CMO = 80 R$/MWh

28 Otimização Eletroenergética UTE 1 - P = 30 MW CVU = 10 R$/MWh UHE 1 P = 15 MW C Op = 0 R$/MWh Carga 50 MWh UTE 3 - P = 15 MW CVU = 80 R$/MWh UTE 2 - P = 10 MW CVU = 15 R$/MWh 1º Estágio 2º Estágio V 0 = 10 Afluência 1 = 11 V 1 =? Afluência 2 = 0 V 2 =? Como seria a operação do sistema? Para simplificar, considere produtividade unitária

29 Otimização Eletroenergética Exemplo de operação míope : gerar toda a água que chega Custo total de operação: 1º Estágio 2º Estágio GH = 15 MWh GT1 = 30 MWh GT2 = 5 MWh GT3 = 0 MWh GH = 6 MWh GT1 = 30 MWh GT2 = 10 MWh GT3 = 4 MWh 1º Estágio 2º Estágio C Total = 30 x x x x x 80 = R$ Essa operação é ótima? E se as possíveis políticas de operação fossem enumeradas?

30 Otimização Eletroenergética Impacto da decisão do 1º estágio no custo do 2º estágio Decisão - Primeiro Estágio Decisão - Segundo Estágio Custo Custo Volume Custo GH GT1 GT2 GT3 GH GT1 GT2 GT3 Total Imediato final Futuro O objetivo é minimizar o custo total de operação

31 Otimização Eletroenergética Volume (final do 1º estágio) Custo Imediato Custo Futuro Custo Total Reservatório vazio ao final do primeiro estágio: custo imediato baixo e custo futuro alto Reservatório cheio ao final do primeiro estágio: custo imediato alto e custo futuro baixo Hidro tem potência instalada de 15 MW. O armazenamento superior a 15 esbarra no limite de turbinamento do segundo estágio. A FCF mostra que para um armazenamento inferior a 10 é preciso acionar a térmica mais cara no segundo estágio.

32 Importância do planejamento A carga elétrica cresce com o tempo Se em uma situação a carga elétrica for maior que a possibilidade de geração o sistema entra em colapso É preciso prever a carga futura para ter capacidade de atendimento É indispensável o PLANEJAMENTO da expansão do SE 32

33 Importância do planejamento A implantação de uma nova usina é demorada (cinco anos) Necessidade intensiva de capital Necessidade de avaliar quais serão as fontes primárias de energia Reforçando: é indispensável o PLANEJAMENTO da expansão do SE 33

34 Objetivos do planejamento Objetivo do planejamento da expansão Alocação temporal (quando) e espacial (onde) das capacidades de geração e transmissão necessárias para atender ao crescimento da demanda ao longo do horizonte de planejamento (curto, médio e longo prazos), de modo a assegurar o atendimento do mercado, dentro de padrões préestabelecidos de qualidade (risco de déficit), a mínimo custo Objetivo do planejamento da operação Determinação de uma estratégia de operação em cada usina que minimize o valor esperado dos custos operativos (combustível/déficit de energia) no período de planejamento

35 Processo de planejamento PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO (Estratégico) EPE PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO (Tático) ONS Longo Prazo (> 20 anos) Médio Prazo (10 anos) Planejamento da Operação (5 anos) Programação da Operação (Mensal/Semanal /Diária) Supervisão e Controle (Horária) Avaliação dos Intercâmbios (Pós-operação)

36 Fontes de energia A energia elétrica é uma fonte secundária de energia não é encontrada na natureza de forma disponível para o consumo Precisa ser obtida a partir da transformação de outras fontes energéticas (renováveis ou não-renováveis)

37 Energias Renováveis Energia solar Utilização direta Utilização indireta Conversão termo-solar Conversão fotovoltaica Quedas d água Vento Biomassa Ondas do mar Calor dos oceanos (gradiente térmico) Correntes oceânicas Conversão fotoquímica Aquecimento armazenado (bomba de calor) Energia das marés Aproveitam a diferença de nível entre as marés alta e baixa causadas pela força gravitacional da lua e do sol

38 Energias Não-Renováveis Combustíveis fósseis Turfa Carvão mineral Petróleo Gás natural Xisto betuminoso Areia betuminosa Utilizados em combustão para geração de energia mecânica Combustíveis nucleares Urânio Tório Deutério Lítio Plutônio Utiliza-se a energia das reações nucleares para a geração de energia térmica

39 Empreendimentos em operação (13/11/2016) Tipo Nº de usinas Potência inst. (MW) % Potência média (MW) Usina Hidrelétrica UHE ,0% 416 Pequena Central Hidrelétrica PCH ,3% 11 Central Geradora Hidrelétrica CGH ,3% 0,8 Total hidrelétricas ,6% 79 Gás ,7% 86 Biomassa ,5% 27 Petróleo ,8% 5 Carvão Mineral ,4% 157 Outros ,1% 147 Total termelétricas ,5% 14 Usina Termonuclear UTN ,3% 995 Usina Eólica EOL ,5% 25 Usina Fotovoltaica UFV ,02% 0,5 Como oferta de energia elétrica, há, ainda, as importações que totalizam MW: Paraguai (5.650 MW), Argentina (2.250 MW), Venezuela (200 MW) e Uruguai (70 MW) TOTAL ,0% 32 Fonte: BIG - ANEEL

40 Empreendimentos em operação (13/11/2016) Fonte: BIG - ANEEL

41 Matriz Brasileira x Matriz Mundo

42 Matriz Brasileira x Matriz Mundo Geração por fonte - Brasil 2013 Geração por fonte - Mundo 2013 Hidrelétrica; 68,57% Outras; 8,11% Biomassa; 85,78% Térmica nuclear; 10,60% Hidrelétrica; 16,30% Outras; 5,70% Eólica; 50,08% Biomassa e lixo; 31,65% Térmica convencional; 20,69% Eólica; 14,22% Térmica convencional; 67,40% Solar; 12,03% Térmica nuclear; 2,63% Marés e ondas; 0,15% Geotermal; 6,09%

43 Evolução da capacidade instalada no Brasil Fonte: EPE, Aneel *até 13/nov * Total Usinas Hidrelétricas Usinas Termelétricas PCH CGH Usinas Nucleares Usinas Eólicas Curso: Estrutura e Funcionamento do Setor de Energia Elétrica Solar

44 Evolução da capacidade instalada (PDE 2024) LPS Fonte: EPE

45 Produção de energia elétrica no Brasil 0,5% 5,9% 0,9% 6,3% 1,2% 2,1% 3,7% 7,0% 7,6% 8,2% 13,0% 17,6% 23,3% 27,1% 26,3% 80,6% 75,2% 68,5% 63,2% 61,9% Fonte: EPE

46 Produção de energia elétrica no Brasil

47 Produção de energia elétrica no Brasil

48 Consumo de energia elétrica no Brasil Fonte: EPE

49 Consumo de energia elétrica no Brasil por classes Fonte: MME e EPE

50 LPS Estoque de água no SIN A capacidade de estocar água nos reservatórios tem crescido em velocidade menor que o crescimento da carga (impossibilidade de se implantar usinas com grandes reservatórios). O crescimento da carga após o racionamento 2001/2002 foi de 81%. A evolução do consumo seguiu sua tendência histórica. Apenas se verifica uma acentuação das variações sazonais. Já o crescimento da capacidade máxima de armazenamento foi de apenas 22% no mesmo período.

51 LPS Estoque de água no SIN

52 Aumento da amplitude de uso dos reservatórios LPS A redução da capacidade de armazenamento tem provocado um uso mais intenso dos reservatórios. Além disso, há sinais de que pode estar havendo um uso mais acentuado dos usos consuntivos (abastecimento e irrigação) em importantes bacias do país e de que a operação hidrelétrica está menos eficiente. A ocorrência de hidrologia adversa (mesmo em períodos mais curtos) passa a ter efeitos muito mais severos no futuro. Mas porque não geramos mais a partir das termelétricas?

53 LPS Geração termelétrica Em 2014 e 2015, o ONS despachou todas as térmicas disponíveis em algumas situações, porém, o parque termelétrico no Brasil não é adequado para geração por longos períodos Ordem de grandeza do custo da geração térmica Inflexibilidade: 2011 ~ MW; 2015 ~ MW Resultado: Forte impacto sobre o Custo Marginal de Operação R$ 6 bi R$ 13 bi R$ 37 bi R$ 34 bi R$ 23 bi Máx. CMO: 2013: 555 R$/MWh 2014: R$/MWh 2015: R$/MWh

54 OBRIGADO Fernando Umbria

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