IMPACTO DA REDUÇÃO DO VOLUME ÚTIL DE RESERVATÓRIOS DE UHE EM FUNÇÃO DO AUMENTO DA OFERTA DE TERMELETRICIDADE

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1 IMPACTO DA REDUÇÃO DO VOLUME ÚTIL DE RESERVATÓRIOS DE UHE EM FUNÇÃO DO AUMENTO DA OFERTA DE TERMELETRICIDADE * MARCO AURÉLIO RAPHUL AZEVEDO GARCIA AFONSO HENRIQUES MOREIRA SANTOS LEOPOLDO UBERTO RIBEIRO JUNIOR SANDRO MASSELI * UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ - GRUPO DE ESTUDOS ENERGÉTICOS 1. RESUMO O atual contexto em que se encontram os grandes reservatórios de regularização do Sistema Interligado Nacional (SIN) indica uma tendência crescente para mudança de seus critérios de operação, a fim de se respeitar os diversos usos múltiplos que o reservatório deve suportar. Tal conflito de interesses vem se acirrando e a ponderação dos interesses é vital para o desenvolvimento sustentável das regiões do entorno dos reservatórios. Desse modo, a operação dos reservatórios hidrelétricos deve ir além do âmbito energético. Para que esses embates não sejam marcados por ideologias, devem-se ter ferramentas robustas e transparentes para a ponderação desses interesses, tanto na área técnica, quanto legal e sócio-econômica. O presente trabalho visa, então, uma análise do impacto da redução do volume útil através de uma técnica robusta, largamente utilizada no setor elétrico, que é a energia firme. Assim, como foco principal deste trabalho, tem-se a avaliação da termeletricidade necessária para a complementação da energia firme, reduzida em decorrência de tal diminuição do volume útil. 2. ABSTRACT The current context of great hydroelectric power plants with storage of the National Interconnected System indicates an increasing trend for change of its criteria of operation, in order to respect the diverse multiple uses that the reservoir must support. Such conflict of interests has been inciting and the weighing of the interests is vital for the sustainable development of the waterside reservoirs regions. In this way, the operation of the hydroelectric reservoirs must go beyond the energy scope. So that these conflicts should not be marked by ideologies: robust and transparent tools for the balance of these interests must be used, as much in the technique area, as well legal, social and economic. The present work aims at an analysis of the impact of the reduction of the active storage through one robust technique, wide used in the electric sector, which is the firm energy. Thus, as main focus of this work, it is the evaluation of the necessary thermoelectricity for firm energy complementation, reduced in result of such reduction of the active storage. 1

2 3. INTRODUÇÃO O estabelecimento de novos critérios operativos para o SIN não implica, necessariamente, em redução dos volumes úteis dos reservatórios, mas sim, do melhor aproveitamento possível dos recursos disponíveis para geração de energia elétrica. Ao se tratar da otimização dos recursos disponíveis deve-se levar em conta a atual conjuntura sócio-econômica do entorno dos reservatórios das hidrelétricas, que apresentam uma mobilização e organização cada vez maior por parte dos cidadãos dos municípios lindeiros. Dessa forma, os diversos múltiplos usos dos reservatórios devem ser considerados. Conforme apresentado em SANTOS (2003), o estabelecimento de novos critérios operativos visando estabelecer critérios, tais como os que limitem a freqüência e a duração do deplecionamento, buscam essa ponderação entre os diversos usos múltiplos. Trabalhar os aspectos jurídicos, institucionais, econômicos e técnicos que permitam incorporar esses novos critérios de forma efetiva é de suma importância para o equilíbrio de interesses no âmbito do reservatório de uma hidrelétrica. Com relação à ponderação, ferramentas atuais podem ser utilizadas como técnicas de trade-off, fuzzy sets, rough sets, além da teoria micro econômica tradicional, onde se busca a quantificação dos custos e benefícios. Alerta-se, ai, para as limitações das quantificações desses custos e benefícios, pelo caráter temporal e monetário implícitos nos mesmos. Face à revisão de tais critérios operativos, devem-se ter alternativas para a complementação energética que o sistema necessitará. Este trabalho irá, então, identificar a necessidade de termeletricidade a gás que restabeleça o equilíbrio energético ocasionado pela modificação dos critérios operativos dos reservatórios do SIN. Reside aí uma grande contribuição à expansão da geração termelétrica. É necessário, então, que se trabalhe com metodologias robustas, como o cálculo da energia firme, conforme apresentado em FORTUNATO (1990). O conceito de energia firme remonta ao século 19, onde o suprimento firme de um reservatório de abastecimento de água a cidades representava a capacidade de atendimento de uma demanda constante mesmo que no período crítico do histórico. Dado que o período crítico equivale à pior seqüência hidrológica do histórico, com o reservatório partindo de seu volume máximo para seu volume mínimo. A utilização do conceito de suprimento firme no setor elétrico visou, inicialmente, a obtenção de um índice custo/benefício no dimensionamento de reservatórios, onde a razão entre cada alternativa de capacidade do reservatório e a respectiva energia firme sinaliza economicamente a viabilidade da alternativa. Quando se utiliza o conceito de energia firme para um conjunto de usinas hidrelétricas, objetiva-se a máxima energia, constante, que pode ser suprida pelo sistema em estudo. SOARES (2001) alerta para a necessidade de se utilizar regras operativas que evitem vertimentos turbináveis, em especial nos períodos úmidos. Já a energia garantida (ou a assegurada, que é baseada na garantida), conforme apresentado por BAJAY (2002), largamente utilizada no setor elétrico e fonte de extensos debates técnicos, consiste numa abordagem diferente da efetuada pela energia firme, correspondendo à máxima energia que pode ser disponibilizada, para um determinado parque hidro-térmico, com custos pré-estabelecidos, inclusive do déficit, 2

3 mantendo-se um risco de 5%. Ou seja: em 95% das séries hidrológicas simuladas o mercado pode ser atendido integralmente. O número de variáveis externas de grande incerteza é, muitas vezes a razão para o uso da energia firme, que se baseia no histórico hidrológico, diminuindo as incertezas associadas à metodologia. Desse modo, a energia firme torna-se um parâmetro fundamental para as análises que serão feitas ao longo deste trabalho, informando qual o tamanho de mercado que pode ser atendido, sob a pior condição hidrológica do histórico e permitindo o dimensionamento da necessidade de complementaridade térmica. 4. O MODELO 4.1. MODELO DE SIMULAÇÃO PARA CÁLCULO DA ENERGIA FIRME A figura 1 apresenta o modelo simplificado para cálculo da energia firme, composto por um reservatório hidrelétrico, com volumes: afluente Q [m 3 /s.mês], vertido U [m 3 /s.mês] e turbinado G [m 3 /s.mês] e, atendendo uma carga L. O valor da carga corresponde à energia firme do sistema. Figura 1 Modelo Simplificado para cálculo da Energia Firme Através de técnicas de programação linear (PL) pode-se desenvolver e solucionar o modelo a seguir, que deve respeitar as restrições de balanço hídrico apresentado em (2) e energético apresentado em (3). Como o objetivo aqui é a obtenção de um estimador, trabalhou-se com a produtividade da usina constante. A função objetivo da PL deve ser maximizar a energia a ser fornecida à carga, ou seja: max z = max L V V U G t = t 1 t t + Qt t T (1) ( 2) Sujeito a: 0 V t Volume Útil 3

4 0 U t Volume Útil G min Gt Gmáx Onde: T - Período de Tempo a ser simulado V t - Volume do reservatório no instante t V t-1 - Volume do reservatório no instante t-1 G t = L t T () 3 O intervalo de tempo a ser simulado corresponde ao período crítico do setor elétrico, já que a energia firme deve corresponder à energia máxima que pode ser fornecida durante o pior período hidrológico. Segundo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) o período crítico do setor elétrico se estende de junho de 1949 a novembro de MODELO PARA CÁLCULO DA TERMELETRICIDADE NECESSÁRIA À COMPENSAÇÃO DA REDUÇÃO DO VOLUME ÚTIL DO RESERVATÓRIO Para a análise da redução do volume útil do reservatório é necessário que haja disponibilidade de uma fonte energética alternativa a fim de se garantir a confiabilidade do sistema, tornando o sistema menos vulnerável à hidrologia. Visando essa complementaridade energética, incorpora-se ao modelo uma termelétrica, que pode ser ou não a gás natural. O uso da termeletricidade a gás tem a vantagem de utilizar o gás natural excedente do contrato take or pay com a Bolívia e abre espaço para a utilização do gás recém descoberto na bacia de Santos. Já a termeletricidade a óleo aproveita o parque termelétrico emergencial, de baixa eficiência, mas já instalado e disponível. A figura 2 apresenta o modelo, já incorporando a termelétrica, que irá fornecer uma energia T [MW.mês] ao sistema necessária à complementação da energia firme reduzida em função da diminuição do volume útil. Figura 2 Modelo para cálculo da Energia Firme no Sistema 4

5 O modelo visa minimizar a utilização da termeletricidade, conforme apresentado em (4), respeitando a restrição de balanço hídrico apresentado em (2) e respeitando a restrição de balanço energético apresentado em (5). min z = min It G t + I t = L T t = 1 t T t T (4) ( 5) T t= 1 I t Tem-se ainda que: = GT t T (6) Onde: I t é a Geração Termelétrica no instante t e GT é a Geração Total da Termelétrica ao longo do período de simulação. 5. AVALIAÇÃO DO HORIZONTE DE ESTUDO IDEAL Tem-se que a UHE Furnas, com energia firme calculada para o período crítico do setor elétrico da ordem de 682 [MW], necessitando de uma térmica com potência instalada de [MW.mês] para que o mercado seja assegurado, quando da redução do nível do reservatório em 50%. A figura 3 apresenta a simulação da operação para o período crítico, enquanto a figura 4 demonstra a necessidade térmica no mesmo período (36,9 [MWmed]). Figura 3 - Geração da UHE Furnas com 50% do Volume Útil 5

6 Figura 4 - Geração Térmica Necessária para Compensação da Redução do Volume Útil em 50% Para a determinação da Energia Firme deste sistema utilizou-se os dados disponibilizados pelo ONS. A simulação realizou-se para o período crítico junho de 1949 a novembro de 1956 do sistema elétrico. Para efeito de comparação, calculou-se a necessidade térmica para o período crítico do reservatório, já que o mesmo não coincide com o período crítico do setor elétrico. Desse modo simulou-se para o período entre janeiro de 1951 a dezembro de 2001 a fim de se obter ciclos anuais. As figuras 5 e 6 apresentam o resultado de tal simulação. Tabela 1 Geração Térmica em Função do Período de Simulação PERÍODO DO HISTÓRICO Geração Térmica [MWmed] Média Desvio Padrão 95% Período Crítico Furnas (jan/1951-dez/1956) 55,35 40,55 122,05 Período Crítico do Setor Elétrico (jun/1949-nov/1956) 36,90 43,46 108,39 Histórico Completo (jan/1931-dez/2001) 6,69 19,65 39,01 A partir das simulações aqui apresentadas observa-se que a necessidade de geração térmica é maior para o período crítico do reservatório e menor quando se realiza a simulação para todo o histórico. A utilização do período crítico é fundamental como medida de confiabilidade energética, porém não deve ser utilizado como sinal econômico. Para tal, ao se avaliar o custo da complementaridade térmica, deve-se lançar mão do histórico completo, pois a esperança matemática é uma sinalização de todo o período. A tabela 1 apresenta o resumo destas simulações, sendo que a última coluna demonstra a necessidade térmica com 95% de confiança. A figura 5 mostra a influência do período de simulação na avaliação da complementaridade térmica. Observa-se que quanto maior a esperança matemática, 6

7 f menor a necessidade de geração média. Desse modo necessita-se de uma termelétrica com menor fator de capacidade quando simulado para todo o horizonte de dados, conforme apresentado na tabela 2. Tabela 2 Fator de capacidade em Período de Simulação PERÍODO DO HISTÓRICO Fator de Capacidade Período Crítico Furnas (jan/1951-dez/1956) 42,74% Período Crítico Setor Elétrico (jun/1949-nov/1956) 28,49% Histórico Completo (jan/1931-dez/2001) 5,17% Destaca-se nesta análise o fato do fator de capacidade da usina reduzir de 42,74%, quando simulada para o período crítico de Furnas, para 5,17% quando simulado para todo o histórico. Esta informação se torna de suma importância para a quantificação do custo dessa termeletricidade complementar, já que a operação hidrotérmica deve contemplar a minimização do custo da termeletricidade, maximizando a utilização do recurso hídrico ao longo do tempo e utilizando a geração térmica para otimização geração hidrelétrica respeitando-se as restrições de usos múltiplos dos recursos hídricos, conforme já observado em diversos reservatórios do SIN. 0,025 PERÍODO CRÍTICO - FURNAS PERÍODOC CRÍTICO - SETOR ELETRICO HISTORICO COMPLETO 0,02 0,015 0,01 0, GERAÇÃO TÉRMICA [MWmed] Figura 5 Influência do Período de Simulação na Geração Térmica 6. AVALIAÇÃO DO IMPACTO DA AMPLIAÇÃO DA OFERTA TERMELÉTRICA A figura 6 apresenta o modelo com a entrada de novas termelétricas, aumento desse modo à oferta de termeletricidade a fim de suprir o mercado em questão. A nova 7

8 termelétrica equivalerá ao novo bloco de energia requerido pelo mercado. Figura 6 Entrada de Novas Termelétricas no Sistema Onde: Q Volume Afluente [m 3 /s.mês] V Volume Vertido [m 3 /s.mês] U - Volume Turbinado [m 3 /s.mês] T 1, T n Energia Térmica [MW.mês] L Carga a ser atendida [MW.mês] Simulando-se o modelo apresentado na figura 6 para sucessivos incrementos de carga, obteve-se a necessidade de geração térmica média em função do aumento da carga em 100, 400 e 682 [MW.mês], com o parque termelétrico acompanhando tal incremento. A mesma seqüência de entrada de termeletricidade, porém com o reservatório operando com 50% do volume útil também foi realizada. Em todas as simulações subseqüentes adotou-se como horizonte de simulação todo o histórico, conforme já justificado anteriormente. Esse estudo visa à análise da relação entre a redução do volume útil de um reservatório e a necessidade de termeletricidade média para complementação da energia firme do sistema. Térmica [MW] Energia Firme [MW] Tabela 3 - Ampliação da Geração Termelétrica GeraçãoTérmica [MWmed] TE / EF 100%VU 50%VU Diff 100%VU 50%VU DIFF GT / TE 0 682,55 0,00% 0 6,69 6, ,65-100,00 782,55 12,78% 8,21 24,01 15,80 24,93 54,56 15,80% 200,00 882,55 22,66% 30,73 56,71 25,98 59,18 92,16 12,99% 300,00 982,55 30,53% 85,43 115,84 30,41 93,18 128,91 10,14% 400, ,55 36,95% 172,68 193,41 20,73 119,39 160,38 5,18% 500, ,55 42,28% 264,13 281,79 17,66 142,30 187,36 3,53% 600, ,55 46,78% 357,27 372,34 15,07 162,38 213,54 2,51% 682, ,11 50,00% 436,83 448,79 11,96 175,56 231,79 1,75% 8

9 A tabela 3 mostra o impacto do aumento da geração termelétrica. Uma análise criteriosa permite observar que com o aumento da energia firme no sistema entrada de energia termelétrica, exige uma geração térmica média maior, porém o impacto da redução do volume útil em 50% se torna menor a cada entrada de termeletricidade, de modo que, quando o sistema apresenta energia hídrica e térmica na razão de 1 para 1, a diferença entre a geração térmica média com 100% do volume útil e 50% do volume útil em relação à oferta térmica é de 1,75%. Observa-se ainda, conforme apresentado na figura 7, que a diferença entre a necessidade térmica quando o reservatório opera com 100% de seu volume útil e com 50%, cresce nas primeiras entradas térmicas, quando o volume do reservatório é significativo. Porém, a partir de 300 [MW.Mês] de aumento da carga, tal diferença começa a reduzir, demonstrando que com o aumento do parque térmico a redução do volume útil do reservatório tende a se tornar irrelevante GT100%VU - GT50%VU [MWmed] Térmica [MW] Figura 7 Impacto do aumento da oferta de termeletricidade na redução do Volume Útil. 7. CONCLUSÕES A necessidade de se maximizar o uso dos recursos hídricos para geração hidrelétrica gera, atualmente, uma série de conflitos no âmbito dos reservatórios hidrelétricos, dado os diversos interesses envolvidos: geração de energia elétrica, turismo, saneamento, desenvolvimento social, agricultura, pesca, entre outros. Nesse contexto, otimizar a energia gerada não significa gerar o máximo de energia possível, mas sim, gerar o máximo de energia respeitando-se as diversas restrições de usos múltiplos. Tais restrições têm aumentado cada vez mais, seja por questões técnicas ou pressão da sociedade, tendo como conseqüência, por exemplo, a mudança do volume útil de algumas usinas hidrelétricas. 9

10 Do trabalho aqui apresentado pode-se concluir que a Energia Firme é um parâmetro de confiabilidade e não econômico, porém, de extrema importância para que se possa quantificar a necessidade de termeletricidade para que a redução do volume útil de reservatórios hidrelétricos não reflita em déficit, mantendo a confiabilidade do sistema. Para se realizar uma análise econômica é necessário abranger todo o período do histórico e não apenas o restrito período crítico, já que o mesmo significa apenas o pior caso de operação e não reflete a operação em sua totalidade. Tal fato, conforme observado neste trabalho, reflete na necessidade de utilização de termelétricas com baixo fator de capacidade. Desse modo, o impacto da redução do volume útil diminui em função do aumento da oferta de termeletricidade, desse modo, operando-se o sistema de modo eficiente e com a entrada de novas unidades termelétricas no parque gerador, a necessidade de se esvaziar os reservatórios será cada vez menor, com a vantagem de se aumentar à confiabilidade do sistema e a maximização do aproveitamento dos recursos hídricos. Outra vantagem a ser ressaltada é o firmamento da energia secundária através da termeletricidade, conforme já apresentado por SOARES (1999). Como continuidade natural deste trabalho estão previstos: o detalhamento do impacto da redução do volume útil, para a Bacia do Grande, do Paraná e para o SIN e a implementação de um modelo de otimização que incorpore parâmetros como a produtividade da usina, permitindo assim, uma avaliação mais precisa do impacto energético da redução do volume útil. 8. BIBLIOGRAFIA Cicogna, Marcelo Augusto et Secundino Soares Filho. Avaliação da energia secundária de sistemas hidrelétricos, XV SNPTE, Foz do Iguaçu,1999 Fortunato, L. A. M. et al. Introdução ao Planejamento da Expansão e Operação de Sistemas de Produção de Energia Elétrica, Universidade Federal Fluminense, EDUFF, Niterói, (1990). Santos, Afonso Henriques Moreira et Edson da Costa Bortoni, Leopoldo Uberto Ribeiro Junior, Marco Aurélio Raphul Azevedo Garcia. A exploração de reservatórios e os comitês de bacia: uma análise prospectiva para o caso da UHE de Furnas, XV Simpósio Brasileiro de Recursos Hídricos, Curitiba, Santos, Afonso Henriques Moreira et Roberto Alves de Almeida, Sandro Masseli. A exploração de reservatórios hidrelétricos, submetidos ao controle multi-institucional, III Congresso Brasileiro de Serviços Públicos Regulados - ABAR, Gramado, Sergio Valdir Bajay et al, Avaliação da Metodologia de Cálculo de Energia Assegurada de Usinas Hidrelétricas, in Relatório Técnico - Energia Brasil, Soares, Secundino. Características do Sistema Elétrico Brasileiro e a Crise Energética in Crise Energética: Implicações e Conseqüências, FEEC/UNICAMP,