José Humberto Costa, Leonardo Márcio Vilela Ribeiro e Ricardo Brant Pinheiro

ESTUDO DE EXPANSÃO DO PARQUE GERADOR ELÉTRICO DO ESTADO DE MINAS GERAIS PARA O PERÍODO 1995-2015, CONSIDERANDO A PRESENÇA DE USINAS A GÁS NATURAL E USINAS NUCLEARES José Humberto Costa, Leonardo Márcio Vilela Ribeiro e Ricardo Brant Pinheiro Escola de Engenharia da UFMG Departamento de Energia Nuclear - DEN Curso de Ciências e Técnicas Nucleares - CCTN Av. Antônio Carlos, 6627 Prédio da Escola de Engenharia PCA 1 31270-901 Belo Horizonte, MG, Brasil RESUMO A proposta deste estudo foi de analisar o desempenho do modelo computacional ENPEP Energy and Power Evaluation Program, mais especificamente dos módulos BALANCE e WASP Wien Automated System Planning Package distribuído, para diversos países, pela AIEA - Agência Internacional de Energia Atômica. Teve como finalidade básica identificar as necessidades de energia elétrica do Estado de Minas Gerais e propor um plano de expansão que atenda aos requisitos de energia elétrica, considerando o uso da tecnologia nuclear e do gás natural para a geração de energia elétrica. Keywords: Minas Gerais State s expansion plan, ENPEP, WASP, nuclear and natural gas power plants. I. INTRODUÇÃO A Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG obteve da Agência Internacional de Energia Atômica - AIEA, por meio da Comissão Nacional de Energia Nuclear - CNEN, uma licença para utilização do modelo computacional ENPEP que pode ser utilizado para identificar as necessidades energéticas futuras de um determinado país ou de uma região, no nosso caso, o Estado de Minas Gerais, além de determinar um plano de expansão otimizado do parque gerador do setor elétrico estadual. Além do fornecimento do software, a AIEA prestou consultoria com técnicos vindos do Argonne National Laboratory - ANL, dos Estados Unidos, para o desenvolvimento de um projeto o qual intitulou-se "Planejamento Energético do Estado de Minas Gerais" [1], do qual participaram técnicos da CEMIG, do CDTN Centro de Desenvolvimento da Tecnologia Nuclear e professores estudantes do CCTN Curso de Ciências e Técnicas Nucleares da UFMG Universidade Federal de Minas Gerais. Com o objetivo de realizar treinamento e avaliar o desempenho dessa ferramenta computacional, foram elaborados alguns cenários econômicos e energéticos, quais sejam: cenário de crescimento econômico baixo, cenário de crescimento econômico básico que é tratado como o cenário de referência, cenário de crescimento econômico alto, cenário de conservação de energia e cenário de oferta ilimitada de gás natural. Deste último, originou-se o tema deste estudo em que se considerou um suprimento ilimitado de gás natural para atendimento de todos os requisitos das usinas térmicas a gás natural candidatas solicitadas nos três planos de expansão do parque gerador do setor elétrico estadual referentes aos três cenários construídos. Além destas usinas térmicas a gás natural, considerou-se como candidatas, usinas térmicas a carvão, usinas nucleares e, obviamente, as usinas hidráulicas. Escolheu-se como ano base deste estudo o ano de 1995 e um horizonte de estudo até o ano 2015. Considerou-se que a CEMIG atenderia a todos os requisitos de energia elétrica do Estado, embora esta concessionária não atenda a totalidade dos consumidores estaduais. II. WASP WIEN AUTOMATED SYSTEM PLANNING PACKAGE O módulo WASP é parte integrante do ENPEP que é um modelo computacional que tem como objetivo converter-se em uma ferramenta de planejamento energético integrado, possibilitando a análise e compreensão do sistema energético de uma determinada região e, a partir disto, realizar estudos prospectivos de oferta e demanda de energia, identificando as necessidades de recursos energéticos e os impactos ambientais decorrentes da utilização dos mesmos [1, 2]. O WASP é utilizado para a elaboração de um plano de expansão do parque gerador de energia elétrica

que atenda as necessidades do mercado consumidor de eletricidade tendo como premissas básicas um custo de produção minimizado e a garantia de atendimento dos requisitos de energia elétrica [2, 3, 4, 5]. Este módulo usa simulação probabilística para estimar os custos de produção do parque gerador e programação dinâmica para determinar um plano de expansão economicamente otimizado. Utilizou-se, também neste estudo o módulo BALANCE que gerou informações sobre os requisitos de energia elétrica dos diversos setores sócio-econômicos do Estado para o horizonte até o ano 2015. A Figura 1 identifica os módulos que compõem o ENPEP e a maneira com a qual eles se relacionam. MACRO DEMAND BALANCE IMPACTS PLANDATA MAED LDC Figura 1. Modelo Computacional ENPEP. III. BASE DE DADOS WASP ICARUS da CEMIG. A CEMIG caracterizase por ter um parque gerador notadamente hidráulico, em que a capacidade instalada de suas usinas hidrelétricas representava, em 1995, 97,5% de um total de 4.962 MW. A UTE Igarapé, a UTE Formoso e a usina eólica do Morro do Camelinho respondem pelos 2,5% restantes. A Tabela 1 ilustra estes dados. A UHE São Simão é a principal usina da CEMIG com uma capacidade instalada equivalente a 32,5% do total da empresa, no ano de 1995. Gerou, naquele ano, 44,4% da produção de energia elétrica da concessionária. A UTE Igarapé com uma capacidade de 125 MW respondeu por apenas 2,5% do total da geração, mas tem um papel relevante no sistema energético da CEMIG, pois encontrase localizada na região de maior carga do Estado. O fator de capacidade do parque gerador hidráulico, no ano de 1995, foi de 63%, considerando a geração efetiva no ano e a capacidade instalada hidráulica de 4.832 MW. Além deste parque gerador já instalado e em operação, Minas Gerais tem um grande potencial para instalação de novas usinas hidráulicas. Foi inventariado um potencial de 13.122 MW para ser explorado. Obviamente, estes aproveitamentos serão estudados criteriosamente para se determinar se são viáveis economicamente e se respeitam os critérios de preservação ambiental. TABELA 1. das Usinas da CEMIG em 1995 Usina Usina Hidráulicas 4.836 Pandeiros 4,2 São Simão 1.613 Paraúna 4,3 Emborcação 1.192 Paciência 4,1 Nova Ponte 510 Marmelos 4,0 Jaguara 425 M. Mineiro 3,0 Três Marias 387 D. Rita 2,4 V. Grande 380 S. de Morais 2,4 S. Grande 104 Sumidouro 2,1 Itutinga 48 Anil 2,1 Camargos 45 Xicão 1,8 Piau 18 Santa Marta 1,5 Gafanhoto 12,8 Jacutinga 0,7 Peti 9,4 Poções 0,6 Rio Pedras 9,3 B. J. Galho 0,4 Poço Fundo 9,2 Térmicas 125,4 Tronqueiras 8,4 Igarapé 125 Joasal 8,0 Formoso 0,4 Martins 7,7 Eólica 1,0 Cajuru 7,2 Camelinho 1,0 S. Bernardo 6,9 Total 4962,4 Fonte: CEMIG - Boletim Estatístico 1995 [6]. A CEMIG supriu, em 1995, 92% do total do consumo estadual de energia elétrica, além de atender 96% do território do Estado. O sistema CEMIG teve naquele ano e continua tendo uma forte participação de usinas hidráulicas. Usinas Hidráulicas Candidatas ao Plano de Expansão. Neste estudo, as informações sobre as usinas hidráulicas candidatas foram obtidas a partir dos bancos de dados da Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG, contemplando as usinas potencialmente factíveis de serem construídas. Com respeito às usinas termoelétricas, adotouse como candidatas as usinas consumidoras de carvão, de gás natural e as nucleares, sendo que o dimensionamento, as características operativas e os custos de investimento e de operação de cada tipo foram obtidos de bibliografia especializada e de considerações sobre o dimensionamento dos recursos energéticos e das capacidades de transporte dos mesmos [7, 8, 9]. Foi considerada a disponibilidade de 60 unidades hidráulicas candidatas, ordenadas de acordo com os resultados do Modelo de Determinação da Expansão do Sistema Elétrico a Longo Prazo DESELP [10]. Esse modelo computacional, que foi desenvolvido pela ELETROBRAS, define qual a seqüência ótima de construção dos aproveitamentos de geração e dos reforços (ou construção de troncos) de interligações regionais, de forma que o mercado de energia e ponta seja integralmente atendido ao mínimo custo. Atualmente, foi substituído pelo Modelo de Expansão de Longo Prazo MELP

desenvolvido pelo Centro de Estudos e Pesquisas em Energia Elétrica CEPEL [11]. O Estado possui um grande número de aproveitamentos hidráulicos e que não podem ser individualmente considerados no módulo, devido ao número limite igual a 60 usinas que podem ser consideradas como candidatas. Este conjunto de 60 usinas perfaz um total de 5.945 MW, enquanto o potencial hidráulico do Estado é de 13.122 MW, ou seja, 45,3% do total foi considerado neste plano de expansão [12]. A Tabela 2 apresenta o conjunto de usinas hidráulicas agrupadas por capacidade instalada, mostrando o custo de capital médio. TABELA 2. Usinas Hidráulicas Candidatas Número de Unidades Candidatas Acumulada Custo de Capital Médio (US$/kW) 10-50 26 723 1.582 51 100 11 783 1.595 101-200 16 2.009 1.520 201-400 5 1.506 1.588 401-600 2 924 1.128 Obs.: No custo de capital estão incluídos os juros durante a construção. Fonte: CEMIG Usinas Térmicas Candidatas ao Plano de Expansão. As usinas térmicas candidatas consideradas no plano de expansão e suas principais características são apresentadas na Tabela 3. Restrições na capacidade de transporte de carvão importado por ferrovias determinaram como cinco o número máximo de unidades de usinas térmicas consumidoras deste energético, as denominadas CVC. Considerou-se a utilização de equipamentos de dessulfuração para minimizar os problemas ambientais decorrentes do uso do carvão. Para as usinas térmicas a gás natural que utilizam o ciclo simples (turbinas a gás) CTU - e o ciclo combinado CC - não foram impostos um número máximo de unidades de cada tipo, uma vez que um dos objetivos deste estudo é encontrar os potenciais de consumo de gás natural em Minas Gerais independentemente de restrições no suprimento e transporte deste energético. As turbinas a gás convertem cerca de 30% da energia contida no combustível em eletricidade. Em um ciclo combinado a eficiência é maior, podendo chegar a cerca de 50-60%, porque, além da turbina a gás, está presente uma turbina a vapor, onde passa o vapor produzido na caldeira de recuperação de calor, incrementando a geração de energia elétrica. TABELA 3. Usinas Térmicas a Carvão e a Gás Natural Candidatas Carvão Ciclo Simples CTU Ciclo Combinado CC CVC Potência 576 150 150 Número de unidades 5 ilimitado ilimitado Heat Rate (kcal/kwh) 2.632 3.100 2.579 Taxa de Saídas Forçadas (%) 19,5 15 15 Manut. Programada (dias/ano) 52 12 12 Custo de Capital (US$/kW) 1.771 489 925 Custo de O&M fixo (US$/kW/ano) 29,.30 8,70 8,50 Custo de O&M variável 2,444 0,158 0,60 (US$/MWh) Custo de Combustível (cents/gcal) 870,7 1.341 1.341 Tempo de 5 2 2 Construção (anos) Fonte: Review of Guidebook Cost Data, Ontario-Hydro International, USCEA [13], GTW Handbook [9]. Quanto às usinas nucleares, considerou-se que seriam implantadas usinas do tipo Advanced Passive 600 MW Nuclear Power Plant AP600, da Westinghouse, que utilizam uma tecnologia avançada, mas ainda não disponível. O projeto da usina AP600 recebeu, em 1999, a certificação junto ao órgão licenciador dos Estados Unidos, a US Nuclear Regulatory Commission NRC. Os parâmetros técnicos e econômicos apresentados são aqueles equivalentes aos das usinas convencionais. Em função do aprimoramento da tecnologia da usina nuclear AP600 que, de acordo com informações divulgadas na 9ª Conferência Internacional de Engenharia Nuclear, realizada na França no ano de 2001, o custo de capital foi reduzido para cerca de US$1.300/kW e o tempo de construção para 3 anos. Estes novos valores de custo de capital e tempo de construção do AP600 também foram considerados, caracterizando uma nova usina candidata [14, 15]. Por falta de dados, todos os outros parâmetros técnicos foram mantidos idênticos ao do AP600 (PWR alternativa 1). A Tabela 4 mostra as características para as duas alternativas de AP600.

TABELA 4. Usinas Nucleares Candidatas AP600 (1) (PWR) AP600 (2) (PWR) Potência 600 600 Número de unidades ilimitado ilimitado Heat Rate (kcal/kwh) 2.802 2.802 Taxa de Saídas Forçadas (%) 21,7 21,7 Manut. Programada (dias/ano) 61 61 Custo de Capital (US$/kW) 2.198 1.300 Custo de O&M fixo (US$/kW/ano) 65,70 65,70 Custo de O&M variável (US$/MWh) 0,70 0,70 Custo de Combustível (cents/gcal) 310,8 310,8 Tempo de Construção (anos) 6 3 Fonte: Ontario-Hydro International, Winters [14] e Cummins [15]. IV. RESULTADOS OBTIDOS A análise dos resultados obtidos após o processamento do módulo WASP, mostrou que somente no cenário alto de crescimento da economia do Estado de Minas Gerais e considerando a alternativa 2 do AP600, o plano de expansão proposto contemplaria a entrada em operação de usinas térmicas nucleares nos anos 2011 e 2015, mostrando que com o custo de capital e o tempo de construção menores, esta usina passou a ser competitiva. Com os índices de indisponibildades forçadas e programadas adotados, as usinas funcionarão com fatores de capacidade baixos. A Figura 2 ilustra de forma gráfica a capacidade instalada necessária para atender a todos os requisitos de carga definidos pelo módulo BALANCE no ano de 2015, comparando-a com a do ano 1995. A Tabela 5 apresenta o cronograma de entrada em operação das usinas candidatas hidráulicas, das usinas a gás natural e das usinas nucleares. Nenhuma usina candidata foi solicitada até o ano de 1999. Percebe-se, também, que nenhuma usina a carvão foi solicitada no horizonte de estudo. TABELA 5. Minas Gerais Cronograma de Expansão do Parque Gerador Ano CC CTU AP600 Hidro 2000-2 - 1 2001 - - - 2 2002 - - - 2 2003 - - - 3 2004 - - - 2 2005 - - - 3 2006 - - - 4 2007 - - - 5 2008 1 1-6 2009 - - - 9 2010-1 - 4 2011 - - 1 4 2012-1 - 10 2013 2 1-1 2014 3 - - 4 2015 1-1 - Total 7 6 2 60 O WASP determina quais usinas candidatas serão incorporadas ao parque gerador e, além disso, informa qual deverá ser a geração das usinas hidráulicas, das térmicas a gás natural e a das usinas nucleares e os fatores de capacidade encontrados. A Tabela 6 informa e a Figura 3 ilustra estes valores, para o ano de 2015, no caso do cenário alto. MW 16000 12000 8000 4000 0 Hidro Existente Hidro Expansão Térmicas Gás Nat Itaipu Nuclear AP600 Total 1995 2015 - Cenário Alto TABELA 6. Minas Gerais Gerações de Energia Elétrica em 2015 PWR (Alternativa 2) Geração (GWh) Fator de (%) Hidro CTU CC AP600 Total 59.627 1.688 7.183 6.836 75.334 54,3 21,4 78,1 65,0 - Figura 2. Plano de Expansão do Setor Elétrico 2015.

GWh 100000 80000 60000 40000 20000 0 Nuclear AP600 Térmicas a Gás Hidro Novas Hidro Existentes 1995 2015 - Cenário Alto das vazões afluentes ao seu reservatório, dessa forma, produzindo uma quantidade de energia elétrica que pode fazer com que a cota da CEMIG seja superior ou inferior, em termos de energia, àquela considerada no estudo. c) A definição de um plano de expansão sem considerar que o sistema elétrico do Estado de Minas Gerais está inserido num contexto maior, o Sistema Interligado Nacional SIN, e que a operação deste sistema é feita de forma integrada. A entrada em operação de uma usina da CEMIG pode ser adiada em função da disponibilidade de uma outra usina localizada fora do Estado, cujo custo de instalação seja inferior ao da primeira. Figura 3. Gerações de Energia Elétrica em 2015 PWR (Alternativa 2). A geração do AP600 (PWR alternativa 2), em 2011, ano da sua entrada em operação, embora não apresentada na Tabela 6, será de 3.280 GWh com um fator de capacidade de 62,4%. As duas unidades AP600 gerarão, em 2015, 6.836 GWh com um fator de capacidade de cerca de 65,0%. Espera-se que o fator de capacidade de usinas nucleares situe-se em torno de 80%. A Tabela 6 mostra um fator de capacidade de 65% para o AP600, porém no cálculo deste fator de capacidade foi considerado o período de indisponibilidade da usina durante todo o ano, mostrado na Tabela 4, que, assim como outros parâmetros deverão ser atualizados. V. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES O módulo WASP mostra-se bastante adequado para sistemas elétricos com predominância de um parque gerador térmico. Portanto, algumas restrições para a sua utilização em sistema elétricos com uma predominância de usinas hidráulicas são evidentes. Dessa forma, torna-se necessária a utilização de um modelo computacional auxiliar que melhor represente um parque gerador com um grande número de usinas hidráulicas, como o do Estado de Minas Gerais. Este modelo auxiliar poderá ser o VALORAGUA, desenvolvido pela EDP Eletricidade de Portugal e adquirido pela AIEA - Agência Internacional de Energia Atômica. Ele trabalha com o conceito de Valor da Água, ou seja, dá-se um custo para a utilização da água para produção de energia elétrica em função da disponibilidade hidrológica atual e das projeções desta disponibilidade no futuro. Dessa forma, pode-se decidir pelo despacho das térmicas, dependendo do custo de produção de cada uma delas, ou utilizar mais amplamente as disponibilidades de energia dos reservatórios das usinas hidroelétricas [16]. Além disso, outras restrições podem ser relatadas: a) A representação da energia comprada de Itaipu como um valor constante durante todo o período considerado. As disponibilidades da UHE Itaipu podem variar em função d) As dificuldades de representação da co-geração nas usinas de açúcar e álcool, devido à sazonalidade da safra. e) Todas as características das usinas hidráulicas e térmicas candidatas são estáticas no tempo, portanto a alteração de qualquer característica implica a retirada da unidade e a inserção de uma outra. f) As curvas de carga construídas, a partir da curva de carga verificada no ano base 1995, possuem o mesmo formato para todos os anos do horizonte de estudo. Isto é, somente a área da curva se altera ano a ano, de acordo com o crescimento do consumo anual de energia elétrica. O ideal seria a representação das curvas de carga anuais com formatos diferentes, isto é, identificando as alterações nos consumos nos patamares de carga leve, média e pesada (ponta). Quanto aos resultados obtidos, conclui-se que: a) Para o fator de capacidade das usinas térmicas e nucleares que foram agregadas ao parque gerador encontram-se valores considerados baixos, principalmente, para as usinas a gás natural com ciclo simples (CTUs). Exemplificando, em 2015, as CTUs funcionarão, em média, com um fator de capacidade muito baixo, cerca de 20%, atendendo basicamente aos requisitos da ponta do sistema. É sabido que essas usinas deverão obedecer aos contratos de compra de gás natural ( take or pay ) que pressupõem o pagamento das faturas independentemente do consumo da usina. Da mesma forma, o fator de capacidade das usinas nucleares ficarão em torno de 65%, valor baixo se compararmos com o fator de capacidade de uma usina como Angra 2. b) A atualização do plano de expansão é necessária, independentemente do modelo computacional que se está utilizando. Portanto, todas as hipóteses devem ser revisadas e os dados de entrada checados, principalmente aqueles referentes aos fatores de indisponibildade das usinas nucleares. c) Todas as usinas hidráulicas candidatas entrariam em operação. Apesar das grandes áreas inundadas pelos reservatórios destas usinas e de outros aspectos ambientais

que deverão ser analisados, o modelo mostrou que a utilização de fontes geradoras de energia elétrica, a partir de aproveitamentos hidráulicos, deverá ser continuada em função dos preços ainda atrativos de implantação destas unidades. Além disso, estes aproveitamentos representam uma garantia de suprimento de energia elétrica, uma vez que, não se dependeria de um energético importado, como o gás natural, e não se estaria susceptível às variações de preço de um energético importado em função da questão cambial d) Finalizando, os resultados do modelo indicaram a necessidade de um trabalho incessante das autoridades governamentais e lideranças empresariais para garantir o atendimento aos requisitos de energia elétrica no horizonte considerado. Para o Estado de Minas Gerais será de fundamental importância o acesso ao gás natural oriundo da Bolívia e o aumento dos investimentos para a ampliação do parque gerador de energia elétrica. Tudo isso, baseado em políticas de desenvolvimento que contemplem os anseios da sociedade e a preservação do meio ambiente. REFERÊNCIAS [1] HAMILTON, Bruce, CIRILLO, Richard. ENPEP - briefing and demonstration. In: ENPEP Training Course, fev. 1995, Belo Horizonte : International Agency Energy Atomic AIEA e Argonne National Laboratory ANL. [2] ARGONNE NATIONAL LABORATORY. ENPEP - Energy and Power Evaluation Program documentation and user's manual, U.S. Departament of Energy, Illinois, 1994. [3] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY. WASP - Wien Automatic System Planning - a computer for power generating system planning - version WASP- III Plus - user's manual, v. 1, Vienna, 1995. [4] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY. WASP - Wien Automatic System Planning - a computer for power generating system planning - version WASP- III Plus - user's manual, v. 2, Vienna, 1995. [5] HAMILTON, Bruce et al.. Expansion planning for electrical generation systems Technical Report Series n. 241, International Atomic Energy Agency AIEA, Vienna, 1984. [6] COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. Boletim estatístico do ano de 1995, Departamento de Integração do Mercado e do Planejamento da Expansão, Belo Horizonte, 1996. [7] BUEHRING, William et al.. Expansion planning for electrical generating systems - a guidebook. International Atomic Energy Agency IAEA, Vienna, 1984. [8] CENTRO DE DESENVOLVIMENTO DA TECNOLOGIA NUCLEAR. Contribution to the CEMIG/ONTARIO HYDRO integrated demand/supply study phase 2: options study, Belo Horizonte, 1994. [9] FARMER, Robert. Turnkey budget prices for small combined cycle plants. Gas Turbine World, GTW Handbook, p. 25-28, v. 26, n. 3, May/June, Southport USA, 1996. [10] PINHEIRO, Solange F. Instruções para utilização do programa DESELP modelo de expansão do sistema elétrico a longo prazo, ELETROBRAS, Rio de Janeiro, 1985. [11] BINATO, Sílvio. Planejamento da expansão de geração sob incertezas. Palestra proferida enfocando o modelo de expansão de longo prazo MELP desenvolvido pelo Centro de Estudos e Pesquisas em Energia Elétrica CEPEL, Brasília, Março 2001. [12] COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. Potencialidades Energéticas do Estado de Minas Gerais, Belo Horizonte, 1992. [13] USCEA. Advanced design nuclear power plants: competitive, economical electricity Analysis of the cost of electricity from coal, gas and nuclear power plants USA, 1992. [14] WINTERS, James W. Et al. AP1000 constrution and operating costs. In: 9 th INTERNATIONAL CONFERENCE ON NUCLEAR ENGINEERING, april 2001, Nice France. [15] CUMMINS, W.E. et al. AP1000 status overview. In: 9 th INTERNATIONAL CONFERENCE ON NUCLEAR ENGINEERING, april 2001, Nice France. [16] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY. VALORAGUA a model for the optimal operating strategy of mixed hydrothermal generating systems - user's manual, Vienna, 1992. ABSTRACT The objective of this study is to analyse the performance of the ENPEP - Energy and Power Evaluation Program and its modules BALANCE and WASP - Wien Automated System Planning Package that IAEA International Atomic Energy Agency has been sharing with many countries. Besides, this study it has as its main purpose to identify the electric energy requirements of the State Minas Gerais and to build an expansion plan that can supply this demand, considering nuclear technologies and the natural gas potential for electric generation.