Estrutura de um Sistema Elétrico Fernando Umbria LPS Consultoria Energética
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
Estrutura básica do sistema elétrico Mais de 4.600 usinas Capacidade: 149 GW Mais de 3.200 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)
Lei nº 7.990/89 8.001/90 9.984/00 e 9.993/00 Compensação Financeira Marco Legal do Setor Elétrico Lei nº 9.609/95 c/c 10.192/01 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... 1988 1993... 1995 1996 1997 1998 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 10.433/02 MAE GCE MP nº 2.198/01 ago/01 a mar/02 Lei nº 10.438/02 Expansão da Oferta RTE e Leilões Lei nº 10.762/03 Programa Emergencial de Apoio e Leilões 1999 2000 2001 2002 2003 2004... Lei nº 10.847/04 EPE Lei nº 10.848/04 Novo Modelo Lei nº 10.871/04 RH - Agências 2007 Lei nº 10.214/01 Câmaras Comercialização Lei nº 10.295/01 Política Cons. e uso de Energia Lei nº 10.310/01 Bônus da GCE Lei nº 10.604/02 Empréstimos Baixa Renda e comercialização Lei nº 10.833/03 CCC isol. 2009 Lei nº 11.079/04 PPPs Lei nº 11.488 Criação do REIDI... 2009... 2010 2013 Lei nº 11.943/01 Autoriza a União a participar do Fundo de Garantia a Empreendimentos de E.E. Lei nº 12.111/01 Lei nº 12.212/10 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 12.783/13 Renovação das concessões, redução dos encargos, desconto nas contas de energia
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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)
SIN Sistema de transmissão
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
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
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
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.
Otimização Eletroenergética
Otimização Eletroenergética FCI Função de Custo Imediato FCF Função de Custo Futuro
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$/MWh Intuitivamente Custo total de operação: 30 x 10 + 10 x 15 + 5 x 80 = R$ 850 E se a carga fosse 51 MWh? Qual seria o custo total? 30 x 10 + 10 x 15 + 6 x 80 = R$ 930 CMO = 80 R$/MWh
Otimização Eletroenergética UTE 1 - P = 30 MW CVU = 10 R$/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$/MWh 1º Estágio 2º Estágio V 0 = 10 Afluência 1 = 11 V 1 =? Afluência 2 = 0 V 2 =? Como seria a operação do sistema? Para simplificar, considere produtividade unitária
Otimização Eletroenergética Exemplo de operação míope : gerar toda a água que chega Custo total de operação: 1º Estágio 2º Estágio GH = 15 MWh GT1 = 30 MWh GT2 = 5 MWh GT3 = 0 MWh GH = 6 MWh GT1 = 30 MWh GT2 = 10 MWh GT3 = 4 MWh 1º Estágio 2º Estágio C Total = 30 x 10 + 5 x 15 + 30 x 10 + 10 x 15 + 4 x 80 = R$ 1.145 Essa operação é ótima? E se as possíveis políticas de operação fossem enumeradas?
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 15 30 5 0 375 6 6 30 10 4 770 1145 14 30 6 0 390 7 7 30 10 3 690 1080 13 30 7 0 405 8 8 30 10 2 610 1015 12 30 8 0 420 9 9 30 10 1 530 950 11 30 9 0 435 10 10 30 10 0 450 885 10 30 10 0 450 11 11 30 9 0 435 885 9 30 10 1 530 12 12 30 8 0 420 950 8 30 10 2 610 13 13 30 7 0 405 1015 7 30 10 3 690 14 14 30 6 0 390 1080 6 30 10 4 770 15 15 30 5 0 375 1145 5 30 10 5 850 16 15 30 5 0 375 1225 O objetivo é minimizar o custo total de operação
Otimização Eletroenergética Volume (final do 1º estágio) Custo Imediato Custo Futuro Custo Total 6 375 770 1145 7 390 690 1080 8 405 610 1015 9 420 530 950 10 435 450 885 11 450 435 885 12 530 420 950 13 610 405 1015 14 690 390 1080 15 770 375 1145 16 850 375 1225 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.
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
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
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
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)
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)
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
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
Empreendimentos em operação (13/11/2016) Tipo Nº de usinas Potência inst. (MW) % Potência média (MW) Usina Hidrelétrica UHE 219 91.114 61,0% 416 Pequena Central Hidrelétrica PCH 442 4.899 3,3% 11 Central Geradora Hidrelétrica CGH 567 454 0,3% 0,8 Total hidrelétricas 1.228 96.467 64,6% 79 Gás 152 12.998 8,7% 86 Biomassa 531 14.123 9,5% 27 Petróleo 2.226 10.143 6,8% 5 Carvão Mineral 23 3.613 2,4% 157 Outros 1 147 0,1% 147 Total termelétricas 2.933 41.024 27,5% 14 Usina Termonuclear UTN 2 1.990 1,3% 995 Usina Eólica EOL 397 9.760 6,5% 25 Usina Fotovoltaica UFV 42 23 0,02% 0,5 Como oferta de energia elétrica, há, ainda, as importações que totalizam 8.170 MW: Paraguai (5.650 MW), Argentina (2.250 MW), Venezuela (200 MW) e Uruguai (70 MW) TOTAL 4.602 149.264 100,0% 32 Fonte: BIG - ANEEL
Empreendimentos em operação (13/11/2016) Fonte: BIG - ANEEL
Matriz Brasileira x Matriz Mundo
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%
Evolução da capacidade instalada no Brasil Fonte: EPE, Aneel *até 13/nov 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Total 110.444 116.383 117.135 121.104 126.743 133.913 140.858 149.264 Usinas Hidrelétricas 76.781 78.610 78.371 79.753 81.092 84.095 86.367 91.114 Usinas Termelétricas 27.481 30.784 31.244 32.908 36.528 37.827 39.563 41.024 PCH 3.400 3.868 3.870 4.302 4.656 4.790 4.886 4.899 CGH 173 185 216 240 270 308 398 454 Usinas Nucleares 2.007 2.007 2.007 2.007 1.990 1.990 1.990 1.990 Usinas Eólicas Curso: Estrutura e Funcionamento 602 928 do Setor 1.426 de Energia 1.893 Elétrica 2.202 4.888 7.633 9.760 Solar 0 1 1 2 5 15 21 23
Evolução da capacidade instalada (PDE 2024) LPS Fonte: EPE
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
Produção de energia elétrica no Brasil
Produção de energia elétrica no Brasil
Consumo de energia elétrica no Brasil Fonte: EPE
Consumo de energia elétrica no Brasil por classes Fonte: MME e EPE
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.
LPS Estoque de água no SIN
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?
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 ~ 5.000 MW; 2015 ~ 7.000 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$/MWh 2014: 1.778 R$/MWh 2015: 2.159 R$/MWh
OBRIGADO Fernando Umbria umbria.lps@gmail.com 61 98463-3137