XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GRUPO - IX GRUPO DE ESTUDO OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS - GOP
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- Washington Wagner Aleixo
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1 XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Versão 1.0 XXX.YY 22 a 25 Novembro de 2009 Recife - PE GRUPO - IX GRUPO DE ESTUDO OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS - GOP Uma Metodologia para Analisar o Impacto das Usinas a Fio d água na Capacidade de Regularização do Sistema Hidrotérmico Brasileiro Marcelle Brito(*) Mário Vianna Bernardo Bezerra Mario Veiga Luiz Barroso PSR UERJ PSR PSR PSR RESUMO Historicamente o Setor Elétrico Brasileiro tem utilizado a duração do período crítico, como medida para a capacidade de regularização do sistema. O período crítico é obtido de modelos que calculam a energia firme das usinas hidrelétricas. Entretanto, como estes modelos representam a operação das termoelétricas na base, a complementaridade entre estas usinas e as hidrelétricas não é considerada. Este trabalho tem como objetivos principais: (i) definir uma medida para a capacidade de regularização do sistema que leve em consideração a complementaridade termoelétrica; (ii) analisar através desta medida a capacidade de regularização atual do sistema elétrico brasileiro; e (iii) analisar a potencial perda de sua capacidade de regularização no longo prazo devido à entrada em operação cada vez mais freqüente de usinas a fio d água, dentre outros motivos, por restrições ambientais que dificultam a construção de grandes reservatórios. PALAVRAS-CHAVE Usinas Hidroelétricas, Capacidade de Regularização, Setor Elétrico Brasileiro e Energia Firme INTRODUÇÃO A geração hidrelétrica é predominante no Brasil, correspondendo a 75% da capacidade instalada total de 104 mil MW e, em média, a 9 da energia produzida. Como ilustra a figura a seguir, muitas usinas hidrelétricas têm grandes reservatórios (valores em termos de múltiplos do volume da baía de Guanabara, no Rio de Janeiro). Furnas Itaipu Sobradinho Ilha Solteira Tucuruí Serra da Mesa FIGURA 1 Usinas hidrelétricas com grandes reservatórios De maneira análoga a uma poupança de energia, os reservatórios enchem na estação chuvosa, absorvendo o excesso de energia hidrelétrica afluente em relação à demanda; e esvaziam na estação seca, aumentando a geração hidrelétrica total para atender a demanda. Em outras palavras, os reservatórios regularizam as afluências intra-ano de maneira a ajustar a produção de energia ao padrão de consumo. (*) Praia de Botafogo, n A, Botafogo, CEP: , Rio de Janeiro, RJ, Brasil Tel: (+55 21) Fax: (+55 21) marcelle@psr-inc.com
2 2 Se a afluência total fosse a mesma em todos os anos, essa regularização intra-ano seria suficiente para adaptar o padrão de produção às necessidades do consumo. No entanto, como mostra a Figura 2, há uma grande variabilidade na energia hidrelétrica de ano para ano. Observa-se, por exemplo, que a energia afluente no ano mais seco do histórico é 33% inferior à média; e que a energia afluente no ano mais úmido é 93% superior à média. 20 Energia Natural Afluente (% Média de Longo Termo) Probabilidade acumulada FIGURA 2 Distribuição da energia afluente anual (histórico de vazões) Devido a esta variabilidade das vazões anuais, é necessário que os reservatórios tenham um papel de regularização inter-anual, isto é, que eles armazenem água em anos molhados, nos quais a energia afluente foi favorável, para aumentar a produção de energia nos anos secos. A capacidade de regularização do sistema hidrelétrico brasileiro tem sido tradicionalmente caracterizada como plurianual, isto é, os reservatórios seriam capazes de estabilizar a produção hidrelétrica mesmo que a seca durasse quatro ou cinco anos. Esta regularização plurianual é a razão do Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS ter um horizonte de cinco anos. A evolução dos reservatórios nos anos que antecederam o racionamento de 2001 parece coerente com esta característica plurianual 1. Como mostra a Figura 3, o sistema foi esvaziando gradualmente a partir de 1997, até chegar a níveis críticos ao final da estação chuvosa de Energia Armazenada (%Arm. Máxima) Jan-97 Mar-97 May-97 Racionamento Jul-97 Sep-97 Nov-97 Jan-98 Mar-98 May-98 Jul-98 Sep-98 Nov-98 Jan-99 Mar-99 May-99 Jul-99 Sep-99 Nov-99 Jan-00 Mar-00 May-00 Jul-00 Sep-00 Nov-00 Jan-01 Mar-01 May-01 Jul-01 Sep-01 Nov-01 FIGURA 3 Evolução do armazenamento total de 1997 a 2001 Por exemplo, observa-se na Figura 3 que o sistema levou dois ciclos anuais de enchimento/esvaziamento para chegar de cheio em 1997 a 44% de armazenamento ao final de Já em 2007, como mostra a Figura 4, o sistema passou de cheio em abril a 44% em dezembro do mesmo ano. Este volume ao final de 2007 levou ao 1 A relação entre o processo de esvaziamento pré-racionamento e a capacidade de regularização plurianual é um pouco mais complexa devido a dois efeitos contrários. Por um lado, a comissão presidencial que analisou as causas do racionamento (relatório Kelman) mostrou que as vazões no período não correspondem à seca mais severa do histórico (à exceção da região Nordeste, em 2001). Esta seca mais moderada faria com que os reservatórios esvaziassem um pouco mais lentamente. Por outro lado, a mesma comissão mostrou que a oferta de geração, em termos de energia firme, era inferior à demanda média em cerca de 2 mil MW médios. Este desequilíbrio estrutural teria o efeito oposto, de acelerar o esvaziamento.
3 3 susto de janeiro de 2008, quando os riscos de decretar um racionamento atingiram 22% e o preço de liquidação de diferenças atingiu o valor máximo (570 R$/MWh) [1]. Energia Armazenada (% Arm. Máximo) % 84% 88% 89% 87% 83% 79% 49% 46% 44% Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez FIGURA 4 Evolução do armazenamento total em 2007 Com o objetivo de reduzir os riscos resultantes desta evolução brusca do armazenamento, o ONS propôs um novo procedimento operativo chamado níveis meta (6). Neste procedimento, faz-se um acionamento suplementar das usinas termelétricas com o objetivo de alcançar uma meta de armazenamento considerada segura ao final de cada ano. A justificativa principal do ONS para este procedimento é o que o sistema hidrelétrico teria perdido sua capacidade de regularização plurianual, sendo capaz apenas de uma regularização anual. Este aparente encolhimento da capacidade de regularização não tem uma explicação óbvia, pois a configuração hidrelétrica de 1998 quando o sistema esvaziou por quatro anos é muito parecida com a configuração de 2007, quando o esvaziamento levou menos de um ano. Neste artigo será analisado se a capacidade de regularização de fato se reduziu e, se confirmado, qual foi a causa. Para isso é necessário definir uma medida para a capacidade de regularização de um sistema de geração. Este artigo tem como objetivos principais: (i) definir uma medida para a capacidade de regularização do sistema; (ii) analisar através desta medida a capacidade de regularização atual do Sistema Elétrico Brasileiro; e (iii) analisar a potencial perda de sua capacidade devido à entrada de usinas a fio d água. A próxima seção discute a utilização da duração do período crítico como medida de capacidade de regularização. A Seção 3 propõe uma nova medida para esta capacidade, coerente com o despacho hidrotérmico do Sistema Elétrico Brasileiro. A Seção 4 utiliza esta medida para analisar o impacto da entrada das usinas a fio d água no longo prazo e a Seção 5 apresenta a conclusão DURAÇÃO DO PERÍODO CRÍTICO COMO MEDIDA DE CAPACIDADE DE REGULARIZAÇÃO 2.1 Conceito O conceito de período crítico tem origem nos estudos de cálculo da energia firme (EF) de um sistema hidrelétrico. A EF é a máxima demanda que pode ser atendida sem qualquer falha, supondo que volte a ocorrer toda a seqüência histórica de vazões. O cálculo da EF pode ser realizado por um processo iterativo ou resolvendo um problema de otimização [2]. Quando a operação do sistema hidrelétrico é simulada para uma demanda igual à EF, sempre haverá uma situação em que o sistema evolui de totalmente cheio a totalmente vazio. A seqüência de afluências neste período de esvaziamento, conhecido como período crítico, corresponde à seca mais severa do histórico. Como conseqüência, a duração do período crítico representa a capacidade de regularização do sistema hidrelétrico, pois é o máximo tempo em que o esvaziamento dos reservatórios consegue sustentar a produção hidrelétrica na ocorrência de uma seca severa. 2.2 Capacidade de regularização em 2010 O cálculo do período crítico será ilustrado para o sistema hidrelétrico previsto para o ano de A tabela 1 mostra as principais características desta configuração. A última linha da tabela apresenta uma medida indireta da capacidade de regularização, que é a porcentagem da energia natural afluente que poderia ser armazenada e, portanto, transferida para os anos seguintes.
4 4 Tabela 1 Sistema hidrelétrico de 2010 Configuração 2010 Capacidade instalada 84 GW Armazenamento máximo (EAmax) 211 TWh Energia natural afluente média (ENA) 509 TWh/ano Razão EAMax/ENA 41 % A EF e o período crítico da configuração foram calculados com o procedimento de otimização mencionado acima. Como mostra a Figura 5, a duração do período crítico neste caso foi 67 meses (vazões históricas de maio de 1951 a novembro de 1956). Esta duração de cerca de seis anos é compatível com a visão tradicional de que o sistema hidrelétrico tem capacidade plurianual de regularização, mas é contraditória com o comportamento dos reservatórios observado em Energia Armazenada (%Arm. Máximo) May-51 Jul-51 Sep-51 Nov-51 Jan-52 Mar-52 May-52 Jul-52 Sep-52 Nov-52 Jan-53 Mar-53 May-53 Jul-53 Sep-53 Nov-53 Jan-54 Mar-54 May-54 Jul-54 Sep-54 Nov-54 Jan-55 Mar-55 May-55 Jul-55 Sep-55 Nov-55 Jan-56 Mar-56 May-56 Jul-56 Sep-56 Nov-56 FIGURA 5 Período crítico do sistema hidrelétrico A explicação para esta contradição é que o cálculo da energia firme não representa de maneira adequada o efeito da operação das usinas termelétricas do sistema. Este tema será discutido a seguir ESVAZIAMENTO NA OPERAÇÃO HIDROTÉRMICA: UMA PROPOSTA DE MEDIDA 3.1 O cálculo da EF e o despacho hidrotérmico Como visto, o cálculo tradicional da energia firme é feito para uma configuração puramente hidrelétrica. Isto não significa que as termelétricas eram ignoradas, mas sim, que se imaginava que todas as usinas térmicas estariam acionadas ao longo de todo o período crítico (ver Figura 6). Energia Armazenada (%Arm. Máximo) May-51 Aug-51 Despacho de todas as termelétricas na base Nov-51 Feb-52 May-52 Aug-52 Nov-52 Feb-53 May-53 Aug-53 Nov-53 Feb-54 May-54 Aug-54 Nov-54 Feb-55 May-55 Aug-55 Nov-55 Feb-56 May-56 Aug-56 Nov-56 FIGURA 6 Padrão de esvaziamento dos reservatórios quando as termelétricas são despachadas na base Como conseqüência, a contribuição das termelétricas à energia firme total podia ser calculada de maneira
5 5 independente à das hidrelétricas. A hipótese de que as termelétricas estariam funcionando desde o início do período crítico era adequada na época (meados dos anos oitenta) por três razões: (i) a participação termelétrica na capacidade total era menor; (ii) os custos unitários de operação (CVU) eram relativamente pequenos, o que significa que elas seriam acionadas pelo operador do sistema assim que os reservatórios começassem a esvaziar; e(iii) muitas termelétricas tinham uma geração mínima obrigatória elevada. No entanto, a situação do sistema termelétrico mudou significativamente nos últimos dez anos. Não somente a porcentagem de geração térmica aumentou significativamente (passando de 7% em 1998 para 14% em 2008, em termos de energia firme ), mas as características operativas das novas usinas são bastante diferentes: a maioria das novas termelétricas é flexível (sem geração mínima) e tem CVUs elevados. Isto significa que muitas térmicas não seriam acionadas pelo ONS no início do período crítico, quando os reservatórios estão relativamente cheios. Neste caso, a geração hidrelétrica seria utilizada para suprir não somente sua demanda natural (que corresponde à parcela da demanda total que está contratada com as mesmas), mas também uma demanda suplementar correspondente à energia termelétrica que ainda não foi acionada. Como conseqüência desta geração adicional, haveria esvaziamento mais rápido dos reservatórios, ilustrado na Figura 7. FIGURA 7 Padrão de esvaziamento dos reservatórios quando as termelétricas são acionadas progressivamente 3.2 Metodologia Energia Armazenada (%Arm. Máximo) Isto significa que a capacidade de regularização dos reservatórios deveria ser calculada como o tempo de esvaziamento de cheio para vazio numa simulação hidrotérmica do sistema, levando em consideração a política operativa determinada pelo ONS. Adicionalmente, esta simulação deve ser probabilística, isto é, não há mais uma única duração de esvaziamento, mas uma distribuição de probabilidade de tempos de esvaziamento. A metodologia de cálculo consiste nos seguintes passos: 1. Represente o sistema de geração completo do sistema (hidrelétricas e termelétricas). 2. Ajuste iterativamente a demanda e calcule a política operativa estocástica até que o risco de déficit a cada ano (simulação probabilística) seja igual a 5% (critério de planejamento utilizado no Brasil até o final de 2007). 3. Calcule a política operativa e realize uma simulação probabilística para a demanda ajustada do passo 2. Identifique as situações nas séries simuladas em que o conjunto de reservatórios evoluiu de cheio para vazio e calcule a duração dos mesmos. 4. Construa uma distribuição de probabilidade dos tempos de esvaziamento. 3.3 Capacidade de regularização em May-51 Aug-51 Custo Variável Unitário (R$/MWh) Despacho térmico Nov-51 Feb-52 May-52 Aug-52 Nov-52 Feb-53 May-53 Aug-53 Nov-53 Feb-54 May-54 Aug-54 Nov-54 Feb-55 May-55 Aug-55 Nov-55 Feb-56 May-56 Aug-56 Nov-56 Esta maneira alternativa de se calcular a capacidade de regularização será ilustrada para a mesma configuração de 2010 da seção anterior. A política operativa foi realizada com 200 cenários hidrológicos de afluências. A distribuição de capacidades de regularização está ilustrada na Figura
6 Tempo de esvaziamento (meses) Média = 32 meses Probabilidade Acumulada Figura 8 Esvaziamento dos reservatórios na operação hidrotérmica Observa-se na Figura 8 que os tempos de esvaziamento variam de 17 a 52 meses, com um tempo médio de 32 meses. Isto significa que a capacidade média de regularização do sistema é de dois anos e meio, bem abaixo da duração do período crítico (cinco anos e meio). Alem disso, o que tem afetado a capacidade de regularização do sistema até o momento não é a diminuição relativa da capacidade de armazenamento dos reservatórios, e sim o parque termelétrico: maior capacidade, com usinas flexíveis e de CVU elevado EFEITO DA ENTRADA DE USINAS A FIO D ÁGUA NA CAPACIDADE DE REGULARIZAÇÃO Foi visto que a capacidade de armazenamento das usinas hidrelétricas permite que se aproveite de maneira eficiente as vazões afluentes, o que se traduz em menos despacho termoelétrico e menores tarifas para o consumidor. Também foi visto que a capacidade de regularização, até o momento, foi mais afetada pelas características do sistema termelétrico do que por qualquer mudança na capacidade de armazenamento das hidrelétricas. No entanto, existem hoje restrições ambientais muito severas à construção de novos reservatórios. Por exemplo, as mega usinas hidrelétricas do rio Madeira, Santo Antônio (3.150 MW) e Jirau (3.300 MW), e a usina de Belo Monte ( MW), no rio Tocantins, são todas a fio d água, isto é, sem capacidade de armazenamento. Por esta razão, um tema de grande interesse para o setor elétrico é se a entrada de mais de 17 mil MW de usinas a fio d água diminuirá significativamente a capacidade de regularização do sistema, tornando o sistema hidrelétrico menos eficiente 2. Este tema foi investigado aplicando-se a mesma metodologia de cálculo da distribuição dos tempos de esvaziamento utilizada na seção anterior à configuração hidrelétrica prevista para o ano 2020, que já contém as mega usinas a fio d água mencionadas. A tabela 2 compara as características da configuração de 2020 com a de Tabela 2 Sistema hidrelétrico de 2010 e 2020 Configuração Capacidade instalada GW Armazenamento máximo (EAmax) TWh Energia natural afluente média (ENA) TWh/ano Razão EAMax/ENA % Observa-se na tabela que a razão EAmax/ENA, que como visto é uma medida indireta da capacidade de regularização, passa de 41% na configuração de 2010 para 32% na configuração de 2020, uma redução de 12%. Por esta razão, parece razoável esperar que o tempo médio de esvaziamento da configuração de 2020 seja menor do que o de Um fator adicional que agrava o impacto das usinas do rio Madeira e de Belo Monte na capacidade de regularização é que a sazonalidade das afluências a estas usinas é bem mais acentuada do que a das usinas existentes. Isto suga mais capacidade de armazenamento para se fazer a regularização intra-ano, deixando ainda menos capacidade para a regularização inter-ano.
7 7 No entanto, a média dos tempos de esvaziamento da configuração de 2020 foi 35 meses, maior do que a de 2010 (32 meses). A explicação deste resultado contra-intuitivo é que as térmicas são utilizadas mais intensamente em 2020, compensando dessa maneira a falta de capacidade de transferência dos reservatórios. Em outras palavras, se as usinas termelétricas são usadas intensamente no período seco, a demanda residual que deve ser atendida pelas usinas hidrelétricas diminui. Portanto, passa a ser necessário transferir menos energia hidrelétrica dos períodos molhados, o que pode ser feito com reservatórios de menor capacidade. A figura 9 compara os custos marginais de operação das duas configurações, para a mesma série hidrológica. Observa-se que na configuração de 2020 as térmicas começam a ser despachadas mais cedo, com o objetivo de regularizar o sistema. 600 R$/MWh Térmicas com CVU igual a 200 R$/MWh despacham a partir do 25 o mês na configuração de 2010 e a partir do 11 0 mês na configuração de Meses Configuração 2010 Configuração 2020 Figura 9 Comparação dos custos marginais de operação da configuração de 2010 e 2020 Isto significa que mesmo havendo uma liberação mais ágil de projetos hidrelétricos por parte dos agentes ambientais, a restrição à construção de reservatórios levará à construção e/ou operação mais intensa de usinas termelétricas, com o objetivo de compensar a deficiência na capacidade de regularização. Este prejuízo ambiental deve ser considerado nas análises que restringem a construção de reservatórios nas usinas hidrelétricas. Por exemplo, a Figura 10 apresenta a emissão do CO 2 acumulada ao longo dos meses devido ao despacho das termelétricas em cada configuração. Observa-se que, durante o esvaziamento dos reservatórios na configuração de 2010 a emissão é de 30 milhões de tco 2, enquanto na configuração de 2020 a emissão chega a 170 milhões de tco 2, um aumento de 4. Considerando que a configuração de 2020 tem 12% de capacidade de regularização, podemos afirmar que para cada 1% de perda de capacidade, o nível de emissão do sistema aumenta em 38% (4 12%). Emissão Acumulada (Milhões de Toneladas de CO2) Meses Configuração 2010 Configuração 2020 Figura 10 Comparação dos níveis de emissão de CO 2 da configuração de 2010 e 2020
8 CONCLUSÃO Este artigo buscou definir uma medida para a capacidade de regularização do sistema que leve em consideração a complementaridade termoelétrica e analisar através desta medida a capacidade de regularização atual do sistema elétrico brasileiro. Além disso, dado os entraves ambientais atuais do sistema, buscou-se analisar a potencial perda de sua capacidade de regularização devido à operação cada vez maior de usinas a fio d água no longo prazo. Mostrou-se que a medida utilizada tradicionalmente no setor, que aponta para uma capacidade de armazemento de cinco anos e meio, não é coerente com o rápido esvaziamento do sistema observado em Isto ocorre porque os modelos utilizados para calcular o período crítico não consideram a complementação termoelétrica. Ao considerar o tempo de esvaziamento dos reservatórios operados de maneira integrada com as termelétricas, constatou-se que a capacidade média de regularização do sistema é de dois anos e meio, bem abaixo da duração do período crítico. Finalmente, foi mostrado que o real impacto das usinas a fio d água não é o de reduzir o tempo de esvaziamento do sistema, mas sim o de aumentar o despacho termelétrico. Ou seja, devido à perda de regularização do sistema com as usinas a fio d água, as termelétricas são despachadas com mais freqüência, o que aumenta o nível de emissão de gases do efeito estufa. Este prejuízo ambiental deve ser considerado nas análises que restringem a construção de reservatórios nas usinas hidrelétricas REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) Instituto Acende Brasil, Programa Energia Transparente: Monitoramento Permanente dos Cenários de Oferta e do Risco de Racionamento, 4ª Edição. (2) Faria E., Aplicação de Teoria dos Jogos à Repartição de Energia Firme de um Sistema Hidrelétrico, (3) Dias A., Modelo de Otimização para Cálculo da Energia Firme de um Conjunto de usinas Hidrelétricas, (4) Kelman J., Kelman R., Pereira M., Energia Firme Sistemas Hidrelétricos e Usos Múltiplos dos Recursos Hídricos, Revista da Associação Brasileira de Recursos Hídricos (ABRH), (5) Brito M., Vianna M., Uma Medida para Analisar o Impacto das Usinas a Fio D água na Capacidade de Regularização do Sistema Elétrico Brasileiro, fevereiro de (6) Costa L.C., Bezerra B., Barroso L.A., Brito M., Thomé F., Pereira M.V., Nivel Meta: Avaliação Da Metodologia e dos Impactos Econômicos para o Consumidor, XX SNPTEE, novembro de DADOS BIOGRÁFICOS Marcelle C. T. de Brito: é graduada em Engenharia elétrica com ênfase em Sistemas de Potência pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ). Ingressou na PSR em 2008, onde vem trabalhando em estudos de planejamento energético integrado eletricidade e gás natural, comercialização e leilões de energia. Mário V. S. Júnior: é graduado em Engenharia elétrica com ênfase em Sistemas de Potência pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ). Seu projeto final de graduação apresentou uma medida para analisar o impacto das usinas a fio d água na capacidade de regularizaçao do Sistema Elétrico Brasileiro. Bernardo V. Bezerra: é mestre em Engenharia Elétrica, com ênfase em Métodos de Apoio a Decisão, pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Ingressou na PSR em 2004 e tem trabalhado em estratégia em leilões de energia e planejamento energético integrado de gás-eletricidade. Luiz A. Barroso: possui DSc em Pesquisa Operacional (otimização). Ingressou na PSR em 1999, onde vem coordenando estudos nas áreas de economia da energia e avaliação financeira de projetos, desenho de mercados de eletricidade de gás; e assessoria regulatória a investidores. Mário V. Pereira: é presidente da PSR. Ele é engenheiro eletricista, com mestrado e doutorado em pesquisa operacional. Nos últimos anos, ele vem atuando em três áreas principais: regulação setorial; avaliação de ativos; e desenvolvimento de ferramentas de apoio à decisão.
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