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ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA DAS TERMELÉTRICAS A CARVÃO NACIONAL: ENFOQUE SISTÊMICO
Análise dos Resultados
RELATÓRIO FINAL
03 de setembro de 2012.
FICHA DE IDENTIFICAÇÃO
Qualificação
Relatório Técnico
Versão
04
Data (dia, mês e ano)
03.09.2012
Nº do volume
Nº da parte
Nº de páginas: 66
Título:
ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICO ECONÔMICA DAS TERMELÉTRICAS A CARVÃO
NACIONAL: ENFOQUE SISTÊMICO
Subtítulo:
Análise dos Resultados – Relatório Final
Entidade Executora:
WeSee Visão Dinâmica de Sistemas
MRTS Engenharia e Consultoria
Autor(es):
Marciano Morozowski Filho
Ivana Costa Nasser
Dorel Soares Ramos
Amaro Pereira
Entidade Patrocinadora (cliente ou destinatário principal):
ABCM – Associação Brasileira do Carvão Mineral
Resumo (abstract):
Relatório técnico sobre a viabilidade técnico-econômica do parque termelétrico a
carvão nacional, levando em conta aspectos técnico-econômicos e regulatórios, no
âmbito do SIN.
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ........................................................................................................................................................ 6
METODOLOGIA E ETAPAS .................................................................................................................................... 11
ETAPA I: LEVANTAMENTO DE DADOS E INFORMAÇÕES ....................................................................................... 15
Visão Conjuntural ...................................................................................................................... 15
Visão estrutural (longo prazo) ................................................................................................... 18
ETAPA II: ANÁLISE DE DESEMPENHO TÉCNICO-ECONÔMICO ............................................................................... 20
Risco de Déficit ...................................................................................................................... 20
Expectância de Energia Não Suprida (EENS) ......................................................................... 23
Custo Marginal de Operação (CMO) ..................................................................................... 24
Custo Total de Operação ....................................................................................................... 30
Intercâmbio Sul-Sudeste ....................................................................................................... 34
Emissão de Gases de Efeito Estufa ........................................................................................ 38
ETAPA III – ANÁLISE DA MODERNIZAÇÃO DO PARQUE TERMELÉTRICO ............................................................... 39
Risco de Déficit ...................................................................................................................... 39
Expectância de Energia Não Suprida (EENS) ......................................................................... 40
Custo Marginal de Operação ................................................................................................. 41
Custo Total de Operação ....................................................................................................... 42
Emissões de GEE .................................................................................................................... 43
ETAPA IV – ANÁLISE QUALITATIVA DO PARQUE TERMOELÉTRICO ....................................................................... 47
Conjuntura atual e suprimento da demanda de ponta......................................................... 47
Contexto de médio prazo ...................................................................................................... 52
Contexto de longo prazo ....................................................................................................... 54
Constatações e Perspectivas para o Atendimento da Ponta de Carga ................................. 54
Portaria MME no. 07.2012 .................................................................................................... 58
Expansão da Oferta e Intercâmbios Regionais ...................................................................... 59
CONSIDERAÇÕES FINAIS ...................................................................................................................................... 63
BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................................................... 65
Lista de Figuras Figura 1: Composição do Parque Gerador do SIN - PMO 05.2012 15 Figura 2: Composição do Parque Termelétrico (SIN) em 05.2012. PMO 05.2012. 16 Figura 3: Potência e CVU usinas térmicas do SIN. PMO 05.2012. 17 Figura 4: Composição do Parque Termoelétrico (SIN) em 12.2020. PDE 2020 19 Figura 5: Potência e CVU das usinas térmicas do SIN. PDE 2020. 19 Figura 6: Risco de Déficit de Energia – Regiões Sudeste-Sul – Cenários PMO 05.2012 21 Figura 7: Risco de Déficit de Energia – Regiões Nordeste-Norte. Cenários PMO 05.2012 21 Figura 8: Risco de Déficit de Energia por região – Cenários PDE 2020 22 Figura 9: EENS por região – Cenários PMO 05.2012 23 Figura 10: EENS por região – Cenários PDE 2020. 24 Figura 11: Custo Marginal de Operação por região – Cenários PMO 05.2012 25 Figura 12: Custo Marginal de Operação por região – Cenários PDE 2020 26 Figura 13: Curva de Permanência - Custo Marginal de Operação – Região Sul – Cenários PMO 05.2012 27 Figura 14: Curva de Permanência - Custo Marginal de Operação – Região Sul – Cenários PDE 2020 28 Figura 15: Distribuição de Frequencias do CMO para 2016 – Região Sul – Cenários PMO 05.2012 29 Figura 16: Distribuição de Frequencias do CMO para 2016 – Região Sul – Cenários PDE 2020 29 Figura 17: Custo total de Operação. Cenários PMO 05.2012. Ref: 05.2012 30 Figura 18: Custo Total de Operação – cenários PDE 2020. Ref: 05.2010 32 Figura 19: Custo Total de Operação: curva de permanência – cenários PDE 2020. Ref: 05.2010 33 Figura 20: CVAR do Custo total de Operação. Cenários PMO 05.2012. Ref: 05.2012 34 Figura 21: Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PMO 05.2012 35 Figura 22: Curva de Permanência - Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PMO 05.2012 36 Figura 23: Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PDE 2020 37 Figura 24: Curva de Permanência - Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PDE 2020 37 Figura 25: Risco de Déficit de Energia por região – Cenários PDE_2020 e PDE_2020 ca1 39 Figura 26: EENS Cenário PDE 2020 e PDE 2020_ca1 – Regiões SE-S. 40 Figura 27: Custos Marginais Médios Anuais por região. Caso PDE 2020 X PDE 2020_ca1 e ca_2 41 Figura 28: Valor Esperado do Custo Total de Operação – Cenários de Modernização PDE 42 Figura 29: Emissões de GEE. Cenários PDE 2020 45 Figura 30: Emissões por fonte em cada cenário. Ano 2020. 46 Figura 31: Reserva de Potência Operativa nas Regiões Sul e Sudeste (MW). Fonte: ONS PMO 03.2010 49 Figura 32: Evolução do atendimento à Ponta de Carga – Região Sul-Sudeste – 2009 a 2012. 50 Figura 33: Geração Termelétrica na Região Sul. Fonte: ONS PMO 02.2010. 51 Figura 34: Geração Termelétrica na Região Sudeste. Fonte: ONS PMO 02.2010. 51 Figura 35: Despacho acima da inflexibilidade para ponta: sem reforços de capacidade. Fonte: ONS 55 Figura 36: Despacho acima da inflexibilidade para ponta: motorização de UHEs existentes. Fonte: ONS 56 Figura 37: Oferta e Demanda de Energia: Balanço do SIN 59 Figura 38: Oferta e Demanda de Energia: Balanços Regionais – Região Sul. 60
Lista de Tabelas
Tabela 1: Termelétricas a carvão consideradas no Caso PMO_TR e PDE_TR. Fonte: ABCM 12
Tabela 2: Dados para novos empreendimentos. Fonte: Tractebel 13
Tabela 3: Informações sobre empreendimentos específicos. Fonte: ABCM 13
Tabela 4: Novas usinas a carvão nacional consideradas no cenário PDE 2020_ca1 e PDE 2020_ca2 14
Tabela 5: Capacidade Instalada no SIN por fonte e região em 05.2012. PMO 05.2012. 15
Tabela 6: Usinas a Carvão no horizonte do PMO 05.2012. 17
Tabela 7: Parque gerador termelétrico previsto para 12.2020. PDE 2020 18
Tabela 8: EENS para Cenários PMO 05.2012 23
Tabela 9: EENS para Cenários PMO 05.2012 24
Tabela 10: Valor Esperado do Custo Total de Operação – Cenários de Modernização PDE 42
Tabela 11: Fatores de emissão por combustível. Fonte: MCT 43
Tabela 12: Fatores de emissão por usina 43
Tabela 13: Oferta 2010 a 2015 - Participação por Fonte. Fonte: PEN 2011 – Cenário de Referência 53
Tabela 14: Disponibilidade de Potência no SIN – 11.2010 (MW). Fonte: ONS 54
Tabela 15: Poços Existentes. Fonte: Abrage. 55
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INTRODUÇÃO
O carvão é o combustível fóssil com a maior reserva mundial, espalhada por mais de 70
países. É também a principal fonte primária de energia elétrica, representando cerca de 42%
da matriz elétrica mundial.
No Brasil, esse energético ainda não desempenha papel expressivo na geração de energia
elétrica, mas esse quadro poderá mudar, na medida em que a busca de soluções social e
ambientalmente viáveis, com base em tecnologias disponíveis, torne essa opção energética
social e economicamente atrativa. Concorrem para acelerar esta mudança o esgotamento
do potencial hidrelétrico econômica e ambientalmente viável, a ampla disponibilidade e os
preços estáveis e relativamente baixos do carvão mineral nacional.
A participação termelétrica na matriz elétrica cresceu significativamente nos últimos anos.
Enquanto a capacidade de geração total do país evoluiu 51,35% e de geração hidrelétrica
29,31% na última década, a capacidade instalada das termelétricas cresceu 183,26%.
A geração termelétrica é relevante para o SIN e pode atuar de forma reconhecidamente
complementar ao parque hidrelétrico, sendo fundamental para o atendimento da demanda
em condições hidrológicas adversas. Vários são os combustíveis utilizados na geração
termelétrica, sendo que os de origem fóssil respondem por 67% da capacidade nacional.
No caso do parque termelétrico a carvão nacional, a capacidade instalada atual é de 1.765
MW, não havendo previsão de expansão adicional desta fonte no horizonte do PDE 2020,
além das usinas termelétricas a carvão de Pecém (3x350 MW) e Itaqui (350 MW), ambas em
fase final de construção.
A operação das térmicas a carvão se dá em condições de flexibilidade parcial, determinada
por cláusulas tipo take-or-pay nos contratos de fornecimento de carvão e também por
condicionantes técnicos (fator de capacidade mínimo). A inflexibilidade operativa pode ser
reduzida com a estocagem de carvão na usina, sempre que as condições hidrológicas forem
favoráveis, mantendo a compra do volume obrigatório previsto em contrato, que viabiliza a
continuidade do seu suprimento.
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O carvão nacional usado pelas termelétricas (em operação ou planejadas antes da reforma
dos anos 1990) é adquirido por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que
atualmente abrange a totalidade da energia elétrica produzida por estas usinas. O montante
de carvão (toneladas) considerado no cálculo do reembolso ao gerador é estimado com base
na geração (MWh) de cada usina participante da CDE, levando em conta o fator de eficiência
(MWh/tonelada) medido na usina.
Este reembolso é regulamentado pela ANEEL1, com base em critérios de rentabilidade e de
preservação do nível de produção da indústria do carvão. O valor total da CDE em 2011 foi
de R$ 3,8 bilhões, ocasião em que esse reembolso atingiu cerca de R$ 600 milhões.
No período de 11.08 a 14.10.2011 foi realizada a Audiência Pública no 43/2011, com sessão
presencial em 30.09.2011, objetivando obter contribuições para aperfeiçoar a Resolução
Normativa (REN) no 129/2004, que estabelecia os procedimentos para reembolso, por meio
da CDE, do custo de combustíveis de empreendimentos que utilizam carvão nacional.
A primeira proposta de revisão da REN no 129/2004, levada à referida Audiência Pública,
tinha como principal ponto a redução de reembolso ao agente gerador, dos atuais 100%,
para a diferença entre o preço de liquidação das diferenças (PLD) e o custo variável unitário
eficiente (CVU eficiente). Tal sistemática foi proposta com o objetivo de equiparar as usinas
beneficiárias da CDE a usinas convencionais, nas mesmas condições de mercado.
A Nota Técnica nº 034/2011-SRG/ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica, 2011) aponta
que, dentre as nove termelétricas a carvão avaliadas pela ANEEL, apenas duas (somando 700
MW) têm eficiência próxima da referência proposta pela ANEEL. As demais usinas (somando
1.050 MW) são mais antigas, portanto com níveis de eficiência inferiores.
As mudanças propostas pela ANEEL na referida nota técnica foram as seguintes:
1. Reforçar os mecanismos de fiscalização dos custos do carvão;
2. Reembolsar apenas a parcela inflexível (não mais a totalidade) da geração termelétrica;
1 A utilização da CDE para reembolso do custo do carvão era regulamentada pela resolução da ANEEL REN no 129 de 20.12.2004.
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3. Reembolsar apenas o montante de carvão dado pela razão entre a parcela inflexível e
um fator de eficiência referencial, estabelecido pela ANEEL;
4. Deduzir do reembolso, calculado com base na premissa anterior, o montante que a usina
receberia, se vendesse a energia produzida ao PLD, no mercado de curto prazo da CCEE.
As contribuições à Audiência Pública mostraram que a aplicação deste mecanismo, vinculado
ao PLD, implicaria em grave risco financeiro ao agente gerador, que, por força da compra
firme de combustível, não tem flexibilidade para modular seu despacho de acordo com a
variação do PLD. Mostraram ainda que a contratação de energia de origem termelétrica, em
geral por meio de contratos na modalidade “por quantidade”, caracterizaria duas despesas
firmes (contrato de venda de energia e de compra de combustível) frente a uma expectativa
de receita variável (CVU - PLD).
Observou-se também que a sistemática levada à Audiência Pública incentivaria o despacho
da usina em períodos de PLD baixo, para maximizar o reembolso pela CDE (CVU-PLD), por
meio da postergação de manutenções programadas para períodos de PLD mais alto, o que
desfavoreceria a segurança e otimização do sistema elétrico brasileiro.
Uma vez que a planta tenha contratos de venda de energia (normalmente é o caso), nos
períodos de PLD muito alto, o reembolso tende a zero (o PLD pode ser maior ou igual ao CVU
da usina); havendo contrato a ser cumprido, a planta receberia apenas o preço de contrato,
significativamente inferior ao PLD, sem contar com nenhum tipo de reembolso para os
combustíveis utilizados (que inclui a inflexibilidade), com impacto financeiro desfavorável
sobre o fluxo de caixa do empreendimento.
A ANEEL informa, na mesma nota técnica, que as novas regras tem como objetivo incentivar
a modernização do parque gerador a carvão. De fato, investimentos em modernização, que
aumentassem a baixa eficiência das usinas mais antigas, decorrente da tecnologia disponível
na época de suas construções, permitiriam reduzir o CVU destas usinas e, em consequência,
aumentariam a garantia física dos projetos. Isso contribuiria para sua viabilidade econômica,
se essa garantia adicional pudesse ser comercializada, assegurando a recuperação de custos
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de reforma de caldeiras, turbinas e geradores. 2 A viabilidade econômica de eventuais
investimentos em modernização depende, portanto, da possibilidade de comercializar a
garantia física adicional no ambiente de comercialização livre (ACL) ou no ambiente de
comercialização regulado (ACR).
A comercialização de energia no ACL, onde não há distinção entre energia existente e nova,
embora mais simples (bastaria que o MME e a ANEEL homologassem o ganho de lastro
comercial), dificilmente resultaria em contratos de longo prazo, necessários para amortizar o
alto custo de reforma das usinas. Assim, o caminho para viabilizar contratos de longo-prazo,
é o de comercializar a garantia física adicional em leilões de energia nova no ACR.
Para isso, no entanto, é necessário que a ANEEL regulamente os ganhos de garantia física
proveniente de usinas modernizadas, para que possam ser considerados como energia nova
e, em seguida, que o MME abra espaço para essa energia em leilões de energia nova. 3 Após
a Audiência Pública, a SRG publicou nova minuta de Resolução, em 03.2012, a qual suscitou
novas contribuições, permitindo aperfeiçoar a proposta. Em 29.04.2012, a SRG, por meio da
Nota Técnica no 37/2012-SRG-SRE/ANEEL, recomendou que a Resolução Normativa n.
129/2004 fosse revisada, para incentivar a modernização das usinas a carvão nacional e
aperfeiçoar o mecanismo de reembolso da CDE. A REN no 500, aprovada em 17.07.2012,
mudou a forma de aplicar o reembolso da CDE, como segue:
Onde:
CTreembolso: reembolso devido ao agente beneficiário (R$);
CTcomb: custo efetivo de combustíveis primários e secundários4 (R$);
ηref: eficiência energética líquida de referência, variável de acordo com a potência da usina5;
ηusina: eficiência energética líquida da usina (%).
2 Estima-se que o custo desta modernização seria da ordem de metade do custo de uma usina nova, caso se realize na mesma localização, ou, de uma usina nova, caso em que durante a construção seja mantida a usina atual em operação. 3 O MME tem sinalizado que não intenciona publicar Portaria com metodologia para o cálculo de variações de garantia física de empreendimentos existentes, evidenciando um obstáculo adicional a ser transposto. 4 O custo efetivo do combustível é o valor líquido após a aplicação dos limites de preço dos combustíveis cfe. Art. 12 dessa resolução e do desconto de impostos e tributos recuperáveis ou isentos. 5 Eficiência energética de referência: 25% para potência instalada ≤ 50 MW; 30% para potência instalada > 50 MW e ≤ 100 MW; 35% para potência instalada > 100 MW. O cálculo da eficiência energética da usina é função da geração líquida medida no ano civil anterior e da quantidade de combustíveis consumidos.
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Tal requisito muda o atual reembolso de 100% do custo total de combustível incorrido para
geração (que inclui a parcela inflexível), para um reembolso que reflete a relação entre a
eficiência líquida atual da usina e sua referência, penalizando as plantas com baixa eficiência,
por meio de redução de reembolso via CDE e da limitação de cobertura aos gastos com
geração da parcela inflexível prevista em contrato.
Diante destes fatos, a ABCM considera oportuno avaliar os efeitos sistêmicos de uma
eventual desativação, em caráter temporário (caso de reforma) ou permanente das usinas
consideradas ineficientes na NT AP 043.2011, o que corresponde a cerca de 1.050 MW de
capacidade instalada na região Sul, por meio da quantificação do impacto de tais ações nos
indicadores de planejamento. Avaliou-se também um cenário alternativo para considerar a
participação do carvão mineral na expansão do sistema gerador da Região Sul.
Este relatório resume os dados, as premissas, os casos de estudo e respectivos resultados,
apresentando ainda as principais conclusões do trabalho, desenvolvido em consonância com
as diretrizes da ABCM e da Tractebel Energia. Apresenta-se a seguir a metodologia de estudo
e a estrutura deste documento.
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METODOLOGIA E ETAPAS
A Etapa I do trabalho compreendeu o levantamento de dados e informações sobre o sistema
brasileiro, em três níveis: Sistema Interligado Nacional (SIN), sistema termelétrico da região
Sul e o potencial de ampliação da capacidade em centrais termelétricas nesta região. Os
dados do sistema de geração foram compilados a partir de fontes públicas (ONS e EPE), além
de informações fornecidas pela ABCM e Tractebel. Para o sistema termelétrico foram
levantadas, além dos dados de capacidade instalada atual, as possibilidades de ampliar esta
capacidade na região Sul, tanto por meio de melhoria no desempenho das usinas, quanto
por substituição das mesmas por novas usinas.
A Etapa II teve como objetivo quantificar a contribuição das termelétricas a carvão nacional
para a operação eletroenergética do SIN, incluindo os seguintes aspectos:
Garantia de suprimento: risco de déficit e valor esperado da energia não suprida (EENS);
Custo marginal de operação (CMO), base do preço de liquidação de diferenças (PLD);
Uso do sistema de transmissão, indicado pela frequência e intensidade de intercâmbios;
Emissões de gases de efeito estufa (GEE).
O cálculo dos indicadores de custo e risco na geração de energia foi realizado considerando
dois horizontes temporais: médio prazo (2012-2016) e longo prazo (2016-2020). A análise de
médio prazo (visão conjuntural) busca quantificar os efeitos de uma eventual retirada
(temporária ou permanente) das térmicas ineficientes sobre as condições de atendimento
ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A análise de longo-prazo teve os mesmos objetivos,
considerando a evolução da oferta e da demanda em termos estruturais (visão estrutural).
A análise em horizonte de médio prazo teve como base o Plano Mensal de Operação do mês
de maio de 2012 (PMO 05.2012), no que se refere à evolução da demanda e expansão da
oferta. A análise em horizonte de longo prazo (2016-2020) teve como base o Plano Decenal
de Expansão de Energia 2011-2020 (PDE 2020), nos mesmos termos.
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No horizonte de médio prazo (visão conjuntural), foram analisados os seguintes casos:
Caso base PMO: configuração PMO 05.2012, considera todas as térmicas candidatas à
desativação modeladas com os mesmos parâmetros em uso pelo ONS, tais como: fator
de capacidade, rendimento, taxa de indisponibilidade forçada, geração térmica mínima;
Caso PMO_ST: similar ao anterior, considera as usinas Jorge Lacerda 1, 2 e B; Presidente
Médici A e B; São Jerônimo; Charqueadas e Figueira como desativadas, totalizando 1.052
MW a menos na capacidade instalada da Região Sul.
Caso PMO_TR: a partir do caso base PMO, considera a desativação das termelétricas
ineficientes, para fins de reforma, no período de 08.2012 a 12.2015; as térmicas
reformadas foram modeladas com parâmetros fornecidos pela ABCM, como consta na
Tabela 1. Considerou-se, para as térmicas reformadas, um fator de capacidade máximo
de 100% e inflexibilidade de 50%.
Tabela 1: Termelétricas a carvão consideradas no Caso PMO_TR e PDE_TR. Fonte: ABCM Nome Subsistema Data de operação CVU (R$/MWh) Potência Efetiva(MW) TEIF (%) IP (%)
P.MEDICI A SUL 12.2015 62,51 126,00 1,5 3,5
P.MEDICI B SUL 12.2015 62,51 320,00 1,5 3,5
J.LACERDA C SUL Existente 123,8 363,00 5,6 8,9
J.LACERDA B SUL 12.2015 148,11 262,00 1,5 3,5
J.LACERDA A1 SUL 12.2015 148,11 100,00 1,5 3,5
J.LACERDA A2 SUL 12.2015 148,11 132,00 1,5 3,5
FIGUEIRA SUL 12.2015 145,29 20,00 1,5 3,5
CHARQUEADAS SUL 12.2015 117,57 72,00 1,5 3,5
S.JERONIMO SUL 12.2015 126,63 20,00 1,5 3,5
CANDIOTA 3 SUL Existente 54,99 350,00 7,1 7,1
P PECEM 2 NORDESTE 2013 127,92 360,00 1,5 3,5
P. PECEM 1 NORDESTE 2012 121,99 720,28 1,7 8,3
PORTO ITAQUI NORTE 2012 122,83 360,14 1,5 3,5
Na visão estrutural, os casos considerados são os seguintes:
Caso base PDE: na configuração do PDE 2020, modelam-se as térmicas ineficientes com
os parâmetros usados na elaboração do PDE: fator de capacidade máximo, rendimento,
taxa de indisponibilidade forçada, geração térmica mínima etc;
Caso PDE_ST: similar ao anterior, sem as usinas ineficientes, retiradas da configuração;
Caso PDE_TR: a partir do caso base PDE, considera-se a reforma das térmicas ineficientes
no período de 08.2012 a 12.2015; como no caso PMO_TR, as térmicas reformadas são
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modeladas com os parâmetros da Tabela 1. Tal como no caso PMO_TR, considera-se as
térmicas reformadas com fator de capacidade máximo de 100% e inflexibilidade de 50%.
A análise da modernização do parque termelétrico, realizada na Etapa III, teve como objetivo
identificar os ganhos, para o SIN, de uma futura modernização do parque termelétrico a
carvão nacional, por meio de projetos disponíveis na região Sul.
Entende-se por “modernização”, portanto, neste trabalho, a substituição das termelétricas
ineficientes por novas usinas, com tecnologias modernas, maior eficiência, maior capacidade
de produção, menor consumo de carvão e menor taxa de emissão de gases de efeito estufa
por MWh produzido.
Embora similar, em termos de metodologia, à análise anterior, o estudo de modernização
tem como objetivo principal avaliar, no contexto do PDE 2020, o desempenho de um parque
termelétrico modernizado, construído com a melhor tecnologia de queima limpa disponível
comercialmente.
Neste estudo, foram modeladas três novas centrais termelétricas a carvão nacional, todas na
região Sul. Os dados foram fornecidos por empreendedores e coletados pela ABCM para
possíveis novos empreendimentos com licença ambiental, os quais estão relacionados na
Tabela 2 e na Tabela 3. Tais informações foram utilizadas na composição de um cenário
alternativo, descrito na Etapa III.
Tabela 2: Dados para novos empreendimentos. Fonte: Tractebel
Usina Combustível e
Tecnologia
Potência (MW)
CAPEX (USD/kw)
CVU (R$/MWh)
Custo Fixo Total
(106
R$/ano)
Custo do Carvão
Tipo I Carvão nacional em
leito fluidizado circulante
350 3.500 a 4.000 73 = 44 (carvão) + 07 (O&M) + 22 (calcário)
40 40 R$/t
Tipo II Carvão importado
pulverizado 600 2.000 a 2.500
100 = 90 (carvão) + 10 (O&M)
45 95 U$/t
Tabela 3: Informações sobre empreendimentos específicos. Fonte: ABCM
NOME Tecnologia Potência
(MW) FCmáx
(%) TEIF (%) IP (%)
Inflexibilidade (%)
Fonte
UTE JACUI Convencional com dessulfurizador
350 EPE
UTE USITESC Leito fluidizado + dessulfurização com amônia (2)
440 90 3 5 39,8 EPE
UTE SEIVAL
Leito fluidizado (1) / Carvão pulverizado + dessulfurização com amônia (2)
600 (1) 500 (2)
(1) MPX (2) EPE
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A partir dos dados apresentados na Tabela 2 e Tabela 3, considerou-se então dois cenários
alternativos (PDE 2020_ca1 e PDE 2020_ca26), com as seguintes características:
Desativação das termelétricas ineficientes (conforme cenários anteriores) em 12.2015;
Entrada em operação de novas UTEs a carvão em 01.2016 na região Sul (Tabela 4).
Tabela 4: Novas usinas a carvão nacional consideradas no cenário PDE 2020_ca1 e PDE 2020_ca2
Nome Potência
(MW) FCmax (%)
TEIF (%)
IP (%) Inflexibilidade
(%)
CVU (R$/MWh)
PDE 2020_ca1 PDE 2020_ca2
JACUÍ 350 100 5,5 4,1 50 100 73
USITESC 440 90 3 5 39,8 73 73
SEIVAL 500 100 5,5 4,1 50 100 73
Nas Etapas II e III, foi analisada, além dos custos e da confiabilidade de atendimento do SIN,
a influência de cada alternativa (desativação, reforma ou modernização de UTEs a carvão)
sobre a emissão de gases de efeito estufa (GEE) no âmbito do SIN. As emissões de GEE são
calculadas de acordo com as recomendações do IPCC. Duas abordagens são aplicáveis: top-
down, quando os dados de emissões são agregados7; e bottom-up, quando é necessário
modelar as tecnologias consideradas8. Neste estudo, foi adotada a abordagem bottom-up,
mais adequada a este tipo de estudo, pois considera o processo de queima de combustível.
Esta metodologia é apresentada na 2ª Comunicação Nacional “Emissões de gases de efeito
estufa por queima de combustíveis: abordagem bottom-up”.9
A Etapa IV apresenta uma análise qualitativa da contribuição do parque térmico a carvão na
melhoria das condições operativas do SIN, em horizonte de médio prazo. Esta análise,
embora baseada em dados de operação do sistema, apresenta desdobramentos previsíveis
em horizonte de longo prazo, dada a crescente participação de fontes eólicas na oferta e à
declinante capacidade de regularização do sistema hidrelétrico brasileiro.
6 A diferença entre ambos os cenários foi o CVU das usinas Jacuí e Seival conforme a Erro! Fonte de referência não encontrada.. 7 Pereira Jr., Soares, Oliveira, & Queiroz, 2008. 8 Pereira Jr, Pereira, La Rovere, Barata, Villar, & Pires, 2011. 9 Silva, Ferreira, Guidicini, Eidelman, Macedo, & Deppe, 2010.
1 5
ETAPA I: LEVANTAMENTO DE DADOS E INFORMAÇÕES
Para compor os cenários definidos no escopo do estudo, compilaram-se informações do
Sistema Interligado Nacional (SIN), em dois horizontes distintos:
(a) Médio prazo (05.2012 a 12.2016): dados do Programa Mensal de Operação – PMO
05.2012 (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, 2012);
(b) Longo prazo (05.2012 a 12.2020): dados do Plano Decenal de Expansão de Energia 2020
(Empresa de Pesquisa Energética, 2009).
Visão Conjuntural
A Figura 1 e a Tabela 5 resumem a estrutura do parque gerador nas diversas regiões do SIN
em termos de capacidade instalada para fontes hidrelétricas, térmicas e pequenas centrais
(que representam as fontes eólicas) em horizonte de médio prazo.
Figura 1: Composição do Parque Gerador do SIN - PMO 05.2012
Tabela 5: Capacidade Instalada no SIN por fonte e região em 05.2012. PMO 05.2012.
Hidrelétrica Termelétrica
Pequenas usinas
Total SIN
Sudeste 50.227,3 10.680,85 3.435 64.343,15
Sul 14.222,7 36.28,47 956 18.807,17
Nordeste 10.841 4.114,72 285 15.240,72
Norte 9.079,5 331,74 47 9.458,24
Total SIN 84.370,5 18.755,78 4.723 107.849,28
1 6
A composição do parque termelétrico que integra o SIN está mostrada na Figura 2, onde se
observa que o carvão se coloca como a quarta fonte primária para geração de energia,
respondendo por 9,4% da capacidade total instalada termelétrica.
Figura 2: Composição do Parque Termelétrico (SIN) em 05.2012. PMO 05.2012.
A lista completa das usinas a carvão em operação no horizonte do PMO 05.2012 encontra-se
na Tabela 6, na qual estão destacadas as usinas consideradas ineficientes pela ANEEL, de
acordo com a Nota Técnica nº 034/2011-SRG/ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica,
2011). A Figura 3 ilustra a posição das usinas a carvão em termos de CVU e capacidade
instalada em relação às demais presentes nesta configuração.10
Na Figura 3, o eixo à esquerda informa o valor do CVU (R$/MWh) das usinas, em ordem
crescente (linha contínua vermelha); o eixo à direita informa a potência (MW), representada
por losangos vermelhos (usinas a carvão) e azuis (demais usinas). Assim, por exemplo, o
primeiro losango vermelho à esquerda representa a usina de Candiota, com CVU em torno
de 55 R$/MWh e potência instalada de 350 MW.
10 Na Figura 3, as unidades são diferentes nos eixos verticais, mas as escalas numéricas são iguais, para facilitar a consulta.
1 7
Tabela 6: Usinas a Carvão no horizonte do PMO 05.2012.
Nome Subsistema Ano de operação CVU
(R$/MWh) Potência
Efetiva(MW) TEIF (%) IP (%)
P.MEDICI A SUL Existente 115,9 126,00 55,5 27,8
P.MEDICI B SUL Existente 115,9 320,00 55,5 27,8
J.LACERDA C SUL Existente 123,8 363,00 5,6 8,9
J.LACERDA B SUL Existente 150,1 262,00 1,2 9,8
J.LACERDA A1 SUL Existente 199,79 100,00 2,9 9,5
J.LACERDA A2 SUL Existente 151,24 132,00 2,9 9,5
FIGUEIRA SUL Existente 341,89 20,00 10,4 27,6
CHARQUEADAS SUL Existente 164,18 72,00 8,4 19,4
S.JERONIMO SUL Existente 248,31 20,00 31,6 20,6
CANDIOTA 3 SUL Existente 54,99 350,00 7,1 7,1
P PECEM 2 NORDESTE 2013 127,92 360,00 1,5 3,5
P. PECEM 1 NORDESTE 2012 121,99 720,28 1,7 8,3
PORTO ITAQUI NORTE 2012 122,83 360,14 1,5 3,5
CAPACIDADE TOTAL INSTALADA CARVÃO (MW) em 2013 3.205,42
Figura 3: Potência e CVU usinas térmicas do SIN. PMO 05.2012.
As usinas de base, ou seja, as que operam com fatores de capacidade elevados, são as de
CVU mais baixo e maior capacidade instalada. A maioria das usinas a carvão apresenta esta
1 8
característica, indicando maior escala e baixo custo de produção. Há, porém, outros fatores
que interferem nessa avaliação, tais como eficiência energética, taxa de indisponibilidade
forçada etc. Cita-se como exemplo Presidente Médici B com potência instalada de 320 MW e
CVU igual a 116 R$/MWh, cuja indisponibilidade é de cerca de 50%.
Visão estrutural (longo prazo)
Os dados do PDE 2020 indicam não haver nenhuma alteração na capacidade instalada em
usinas a carvão até dezembro de 2020, comparando-se a 2013, conforme o demonstram a
Erro! Fonte de referência não encontrada. e a Figura 4. As usinas a óleo, por outro lado,
apresentam a maior tendência de crescimento, de acordo com o plano decenal11.
Tabela 7: Parque gerador termelétrico previsto para 12.2020. PDE 2020
Combustível Capacidade Instalada em dez 2020 (MW)
Biomassa 60,0
Carvão 3.205,4
Diesel 1.670,8
Gás 12.550,0
Gás de processo 686,5
Nuclear 3.412,0
Óleo 8.790,3
Vapor 272,0
A Figura 512 mostra a posição, em termos de CVU e capacidade instalada, das usinas a
carvão, em relação às demais termelétricas, com base no PDE 2020. Como se observa nesta
figura, a expansão prevista praticamente não altera a posição relativa das usinas movidas a
carvão entre as usinas de base.
11 Este cenário, todavia, já se mostrou parcialmente não consistente, principalmente no que diz respeito às usinas térmicas a óleo localizadas na Região Nordeste, já leiloadas e sem previsão de data para início da operação comercial (embora o ONS considere em seu planejamento a data de 02.2014 para a maioria delas). 12 Na Figura 5, as unidades são diferentes nos eixos verticais, mas as escalas numéricas são iguais, para facilitar a consulta.
1 9
Figura 4: Composição do Parque Termoelétrico (SIN) em 12.2020. PDE 2020
Figura 5: Potência e CVU das usinas térmicas do SIN. PDE 2020.
2 0
ETAPA II: ANÁLISE DE DESEMPENHO TÉCNICO-ECONÔMICO
Neste capítulo, são apresentados os resultados da análise de desativação, temporária (caso
de reforma) ou permanente (caso contrário), das usinas a carvão ineficientes, tanto na visão
conjuntural (médio prazo) quanto na estrutural (longo prazo). Como citado anteriormente,
os indicadores selecionados para analisar os cenários são os seguintes: risco de déficit;
expectância de energia não suprida (EENS); custo marginal de operação (CMO); custo total
de operação, intercâmbios regionais e emissão de gases de efeito estufa (GEE).
Risco de Déficit
As figuras que se seguem mostram os valores de risco para as regiões SE-S e NE-N no
horizonte do PMO 05.2012, considerando os três cenários estudados.
Como se observa na Figura 6 e na Figura 7, a desativação das térmicas aumenta o risco nas
Regiões Sudeste, Sul e Norte em torno de 20% em 2013, ano mais crítico sob este aspecto.
No restante do período, esta variação diminui e tem pouco impacto, em face de condições
de atendimento mais folgadas no SIN (riscos muito mais baixos, principalmente nas regiões
Norte e Nordeste).
A reforma das térmicas em 12.2015 diminui o risco médio do quinquênio em cerca de 10%
no Sudeste, 5% no Sul e Nordeste e 8% na região Norte, em relação ao Caso PMO_ST (sem
térmicas). No entanto, comparando-se esses resultados com os do caso PMO 05.2012,
observa-se que a reforma não tem efeito, pois, por hipótese, as térmicas estarão em
reforma (portanto fora de operação) até 11.2015, período no qual as condições de
atendimento estão mais comprometidas.
O impacto sobre o risco de déficit, na visão estrutural (longo prazo), é bastante distinto. A
desativação das termelétricas, assim como sua reforma, estabiliza o perfil do risco ao longo
do período de estudo. O mesmo efeito ocorre em todas as regiões, mas pode ser mais bem
observado na região Sul, como mostrado na Figura 8. Como este indicador mede o risco de
qualquer déficit, não importando sua magnitude, o seu real significado pode ser melhor
aferido pela expectância de energia não suprida (EENS), que indica déficits médios pouco
significativos nas regiões Sul e Sudeste, onde os riscos estão mais altos.
2 1
Figura 6: Risco de Déficit de Energia – Regiões Sudeste-Sul – Cenários PMO 05.2012
Figura 7: Risco de Déficit de Energia – Regiões Nordeste-Norte. Cenários PMO 05.2012
2 2
Figura 8: Risco de Déficit de Energia por região – Cenários PDE 2020
2 3
Expectância de Energia Não Suprida (EENS)
A EENS é o indicador relativo à magnitude do déficit de energia. Ainda que a frequência de
déficit seja alta, é a EENS que indica o grau de severidade dos déficits contabilizados no
indicador risco de déficit. Os resultados encontrados, tanto no médio como no longo prazo,
indicam déficits máximos em torno de 0,3% da carga, pouco significativo considerando-se a
carga do SIN (vide Tabela 8 e Tabela 9, Figura 9 e Figura 10).
Tabela 8: EENS para Cenários PMO 05.2012
Ano
EENS PMO 05.2012 (MW-médio)
EENS PMO 05.2012 térmicas desativadas (MW-médio)
EENS PMO 05.2012 térmicas reformadas (MW-médio)
SE S NE N SE S NE N SE S NE N
2012 0 0 0 0 2,9 0,9 0,1 0,2 1,8 0,5 0,1 0,1
2013 106,1 27,3 5,1 4,7 136,8 36,4 5,9 5,9 136,7 36,7 6 5,9
2014 92 24,2 0,4 2,9 112,7 30,7 0,5 3,7 114 31,1 0,4 3,6
2015 55,7 15,8 1,2 1,6 67,9 20,3 1,3 1,6 68,6 20,2 1,1 1,6
2016 30,7 9,3 0,5 0,5 34,9 10,8 0,6 0,6 31,1 8,7 0,6 0,5
Figura 9: EENS por região – Cenários PMO 05.2012
2 4
Tabela 9: EENS para Cenários PMO 05.2012
Ano
EENS PDE 2020 (MW-médio)
EENS PDE 2020 térmicas desativadas (MW-médio)
EENS PDE 2020 térmicas reformadas (MW-médio)
SE S NE N SE S NE N SE S NE N
2012 38,1 6,4 0,1 2,1 46,1 8,7 0,1 2,1 45,9 10,2 0,1 2,9
2013 43,6 8,8 0 2,2 45,2 13,8 0 2,2 45,7 13,8 0 2,5
2014 14,5 3,6 0 1 15,1 4,8 0 1 15,1 7,4 0 1,5
2015 26,1 7,4 0 2,8 28,7 9 0 2,8 30,2 7,3 0 2,5
2016 31,7 8,3 0 3,2 35,8 9,4 0 3,2 33,6 6,2 0 4,4
2017 16,5 4,3 0 1,8 17 5,3 0 1,8 14,6 3,9 0 1,6
2018 15,4 2,4 0 3,2 14 2,2 0 3,2 11,1 1,7 0 1,9
2019 23,9 5,3 0 3,1 19,9 4,1 0 3,1 17,7 2,9 0 2,4
2020 29,7 7,9 0 3,6 28,6 6,5 0 3,6 24,3 4,2 0 4
Figura 10: EENS por região – Cenários PDE 2020.
Custo Marginal de Operação (CMO)
Os valores médios anuais de CMO para os cenários do PMO estão na Figura 11, para todas as
regiões. Os níveis de armazenamento iniciais, relativamente baixos em 05.2012, mantiveram
CMOs altos em todos os submercados, até 2013. A desativação das térmicas contribui para
2 5
um aumento de 12 a 15% nos CMOs das regiões Sul-Sudeste; nas regiões Nordeste-Norte, o
aumento gira em torno de 10%.
Figura 11: Custo Marginal de Operação por região – Cenários PMO 05.2012
Até 2015, o efeito é praticamente o mesmo considerando a reforma das usinas em relação
ao caso original do PMO 05.2012. Em 2016, entretanto, a reforma faz com que o CMO da
2 6
região Sul diminua em 4%; nos demais submercados, observa-se redução na faixa de 2%, em
relação ao caso original do PMO.
Em relação aos cenários do PDE 2020, os valores médios anuais do CMO estão mostrados na
Figura 12. A desativação das usinas levaria a um aumento médio de quase 7% nas Regiões
Sudeste, Nordeste e Norte no período de 2012 a 2020, e de 9% na Região Sul.
Figura 12: Custo Marginal de Operação por região – Cenários PDE 2020
2 7
A partir de 2016, o caso de reforma das usinas aponta para uma redução média em torno de
8% nas regiões Sudeste, Sul e Norte e 5% no Nordeste. Ambos os resultados (médio e longo
prazos) indicam influência marginal das ações tomadas em relação às plantas, com variações
pouco significativas em termos de valores médios anuais de CMO.
A Figura 13 mostra a curva de permanência de CMOs médios mensais na região Sul13, que
considera 2000 séries hidrológicas, permitindo ampliar a análise do comportamento dos
valores médios anuais. Verifica-se que, para uma dada permanência (p.ex. 40%), o CMO do
caso com as térmicas reformadas é cerca de 4% maior do que no caso original; o caso com
térmicas desativadas apresenta um CMO cerca de 7% superior.
À medida que se caminha no “eixo x” para valores maiores de CMO, verifica-se que o caso
com térmicas reformadas vai se aproximando do caso com as térmicas desativadas por todo
o período. Em outros termos, a reforma das térmicas não reduz de modo significativo os
CMOs mais altos, por só estarem disponíveis no final do período de estudo do PMO.
Figura 13: Curva de Permanência - Custo Marginal de Operação – Região Sul – Cenários PMO 05.2012
13 A opção pela região Sul se deve ao fato de ser a região onde se localizam as térmicas em estudo.
2 8
Figura 14: Curva de Permanência - Custo Marginal de Operação – Região Sul – Cenários PDE 2020
Nos cenários do PDE 2020, a reforma reduz os CMOs de forma sensível, como indicado na
Figura 14, mas a diferença entre os casos é menor que nos casos do PMO. Nas situações
críticas, praticamente não se alteram os CMOs ao se considerar desativação ou reforma das
usinas.
A Figura 15 e a Figura 16 trazem a distribuição de frequências para os CMO’s médios
mensais na Região Sul para 2016, considerando as variantes para o PMO 05.2012 e para o
PDE 2020, respectivamente. Verifica-se que:
A reforma pouco influi nos valores do CMO, confirmando os resultados anteriores;
A desativação reduz a frequência de CMOs mais baixos, mas aumenta modestamente a
frequência para CMOs acima de 50 R$/MWh, como esperado.
2 9
Figura 15: Distribuição de Frequencias do CMO para 2016 – Região Sul – Cenários PMO 05.2012
Figura 16: Distribuição de Frequencias do CMO para 2016 – Região Sul – Cenários PDE 2020
3 0
Custo Total de Operação
A Figura 17 mostra a composição do valor esperado14 do custo total de operação para os
cenários do PMO 05.2012.
Figura 17: Custo total de Operação. Cenários PMO 05.2012. Ref: 05.2012
14 O valor esperado representa a média do custo total de operação para 2.000 séries hidrológicas na simulação da operação.
Caso PMO 05.2012: 41.667 R$x106
Caso sem Térmicas: 43.024 R$x106
Caso de Reforma: 43.105 R$x106
3 1
O cenário de médio prazo (PMO 05.2012) indica que a desativação das usinas aumentaria o
valor esperado do custo total de operação em torno de 3% (1.357 R$ x 106); no caso de
reforma, este aumento seria de 3,5% (1.438 R$ x 106). Em ambos os casos, praticamente
todo o aumento do custo total de operação se deve ao custo de déficit, pois essas térmicas,
por hipótese, estariam desativadas no período mais crítico para o SIN.
Excluindo-se do custo total de operação os custos de penalidades por violação de metas de
segurança15 e por não atendimento aos requisitos de outros usos da água16, a desativação
das usinas ineficientes implicaria num custo total adicional de 4% (1.353 R$ x 106); de forma
similar, na hipótese de reforma, haveria um incremento de quase 3,5% (1.170 R$ x 106) no
custo total de operação. Em ambos os casos, o aumento de custo se deve praticamente todo
à variação do custo de déficit, pelas razões anteriores.
A Figura 18 mostra a composição do custo total de operação para os cenários do PDE 2020.
Estes custos incluem os valores de penalidades por violação de restrições de outros usos da
água (usos múltiplos). No caso sem térmicas ineficientes, o custo de operação total cai
0,43% (683 R$ x 106) em relação ao caso base. Esta queda, pouco significativa em termos
absolutos, reflete um aumento de mais de 10% no custo do déficit. No caso de reforma das
térmicas, há uma redução de o custo total de operação
15 O modelo Newave considera, além da curva de aversão ao risco (CAR), uma penalidade por violação da curva de segurança ou da restrição de volume mínimo operativo, por subsistema. 16 No modelo Newave, há penalidades por não atendimento aos requisitos de outros usos da água, de vazão mínima obrigatória e/ou intercâmbio mínimo. Quando uma penalidade é declarada, o requisito correspondente é considerado no cálculo da política de operação e na simulação final. Caso contrário, tal requisito é considerado apenas na simulação final.
3 2
Figura 18: Custo Total de Operação – cenários PDE 2020. Ref: 05.2010
No caso dos cenários do PDE, praticamente não há alteração no custo total de operação. A
variação não chega a 1% em ambos os cenários, em relação ao PDE 2020 original.
77,152%
12,156%
10,693%
Caso PDE_2020: 67.934 R$x106
Geração Térmica
Déficit
Viol. Outros usos
75,191%
13,489%
11,320%
Caso PDE sem térmicas: R$ 67.644 R$x106
76,218%
12,658%
11,124%
Caso PDE com térmicas reformadas: 67.325 R$x106
3 3
Um dos pontos mais relevantes na análise de viabilidade das termelétricas é o custo total
operativo. No estudo considerando o PMO, o caso com as térmicas tem um custo médio de
R$ 41,7 bilhões; sem as térmicas, este custo sobe para R$ 43 bilhões. Em termos médios
(2000 séries), a diferença é de 1,3 bilhões, valor que aumenta substancialmente quando se
consideram apenas as séries hidrológicas críticas. Assim, embora significativos em termos
absolutos, os valores médios do custo de operação são insuficientes para mensurar a real
contribuição das UTEs a carvão nas situações em que são essenciais para assegurar o pleno
atendimento ao mercado, ou seja, quando as condições hidrológicas são adversas.
No que segue, utiliza-se o CVaR17, uma métrica de avaliação de risco, para delimitar os
custos de operação dos casos do PMO 05.2012: caso base, sem térmicas e de reforma das
térmicas. Para isso, foi calculada a média dos (1-α)% maiores custos operativos (à esquerda
da distribuição de probabilidades de custos), como mostrado na Figura 19.
Figura 19: Custo Total de Operação: curva de permanência – cenários PDE 2020. Ref: 05.2010
17 A métrica de risco CVaR (Conditional Value at Risk), é muito usada para reduzir a probabilidade (a um dado nível de confiança) de que uma carteira incorra em grandes prejuízos. O CVaR pode ser definido matematicamente como a média ponderada entre o valor em risco e as perdas que excedem o valor em risco.
3 4
A Figura 20 apresenta o CVaR dos custos totais de operação nos casos do PMO 05.2012, para
dois níveis de confiança (α = 5% e α = 10%). Para o nível de confiança de 5%, o CVAr do custo
total de operação é de 189 R$ x 109 para o caso base, de 208 R$ x 109 para o caso sem
térmicas e de 207 R$ x 109 para o caso de reforma. Desse modo, a desativação ou reforma
das UTEs ineficientes, conjugada à ocorrência de condições hidrológicas adversas, resultaria
num aumento de quase 18 R$ x 109 no custo de operação, em relação ao caso base. De
forma similar, ao nível de confiança de 10%, o CVaR do custo total de operação seria da
ordem de 12 R$ x 109, também muito significativo.
Figura 20: CVAR do Custo total de Operação. Cenários PMO 05.2012. Ref: 05.2012
Intercâmbio Sul-Sudeste
A Figura 21 mostra o comportamento dos intercâmbios entre as regiões Sudeste-Sul para os
casos do PMO 05.2012, em termos máximos e médios, no sentido Sudeste-Sul (+) e Sul-
Sudeste (-).
3 5
Figura 21: Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PMO 05.2012
Observa-se que, ao desativar as térmicas na região Sul, diminui a máxima importação pelo
Sudeste (intercâmbio mínimo na Figura 21), ao mesmo tempo em que aumenta a máxima
exportação pelo Sul, notadamente no final de 2015. A reforma das usinas faz com que o Sul
exporte mais para o Sudeste (intercâmbio mínimo na Figura 21) e, em consequência, os
níveis de importação do Sul diminuem no final do período. Em termos médios, o impacto da
reforma pode ser melhor observado a partir do final de 2015, quando o intercâmbio médio
Sudeste-Sul passa a ser menor do que os valores observados no PMO 05.2012. Em termos de
permanência (Figura 22), verifica-se que:
Para uma dada permanência (p. ex. 40%), aumentam os fluxos do Sudeste para o Sul, nas
hipóteses de desativação ou reforma das usinas em relação ao PMO original;
Para um dado valor de intercâmbio (p. ex. 4.000 MW-médio), aumenta a frequência de
envio do Sul para o Sudeste, em ambos os cenários variantes do PMO, de forma mais
acentuada do que o envio do Sudeste para o Sul, conforme esperado. Apenas nas trocas
3 6
de menor volume (até 2.500 MW-médio) existe simetria de variação de frequência
(Sudeste-Sul e Sul-Sudeste) ao se alterar o cenário.
O limite de intercâmbio não constitui fator limitante das condições de atendimento ao
SIN, exceto em 2013, quando o envio pelo Sul atinge o valor máximo durante um período
maior. Observa-se, porém, que a hipótese de reforma ocorre em período posterior.
Figura 22: Curva de Permanência - Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PMO 05.2012
Os cenários do Plano Decenal produziram um comportamento distinto para o intercâmbio
Sudeste-Sul, seja em termos de valores-limite18, seja em termos da própria distribuição de
frequência, como se observa na Figura 23 e na Figura 24.
18 Os limites de intercâmbio diferem entre PDE e PMO devido à distintas representações do SIN em cada ambiente: 4 subsistemas nos estudos do PMO e até 10 subsistemas nos estudos do PDE.
3 7
Figura 23: Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PDE 2020
Figura 24: Curva de Permanência - Intercâmbios médios mensais Sudeste-Sul – cenários PDE 2020
O intercâmbio máximo Sul-Sudeste é mais afetado (em relação aos casos do PMO 05.2012)
quando se desativam as térmicas. Observa-se, inclusive, que a frequência de intercâmbio do
Sul para o Sudeste quase não se altera entre o caso base (PDE 2020) e o caso de reforma das
usinas, com maior descolamento no caso de desativação das usinas (Figura 24).
3 8
Emissão de Gases de Efeito Estufa
Neste item, analisa-se a redução potencial de emissões de GEE resultante da modernização
ou repotenciação de usinas em operação na visão de longo prazo (cenários do PDE 2020).
Para facilitar a apresentação e comparação, os resultados desta análise foram incluídos no
próximo capítulo, juntamente com os resultados do cenário de modernização do parque
termelétrico em horizonte de longo prazo.
3 9
ETAPA III – ANÁLISE DA MODERNIZAÇÃO DO PARQUE TERMELÉTRICO
Risco de Déficit
A Figura 25 mostra o efeito da modernização do parque gerador a carvão no risco de déficit,
no horizonte do PDE 2020, considerando o cenário PDE 2020_ca1 (mais conservador).
Figura 25: Risco de Déficit de Energia por região – Cenários PDE_2020 e PDE_2020 ca1
4 0
A redução de risco na região Sudeste, a partir de 2016, oscila em torno de 40%; na região
Sul, o risco, apesar de oscilatório, apresenta um perfil mais bem comportado do que no caso
PDE 2020. Desconsiderando-se o pico de 2018, o risco no Sul diminui de quase 50% em
relação ao caso original. Na região Norte, a redução é de quase 35% no período pós-2016. Os
riscos originalmente baixos no Nordeste dificultam uma avaliação mais precisa do efeito da
entrada em operação das novas térmicas.
Expectância de Energia Não Suprida (EENS)
Como comentado anteriormente, a EENS é pouco relevante no cenário de longo prazo, pois
o planejamento de expansão tem como um de seus objetivos minimizar os déficits. Ainda
assim, com a modernização do parque a partir de 2016, as regiões Sul e Sudeste apresentam
decréscimo de quase 30% no valor da EENS, como mostrado na Figura 26. Os valores de
EENS nas regiões Norte e Nordeste são praticamente nulos e por isso não são mostrados.
Figura 26: EENS Cenário PDE 2020 e PDE 2020_ca1 – Regiões SE-S.
4 1
Custo Marginal de Operação
A modernização do parque gerador reduz, a partir de 2016, os custos marginais de operação
nas regiões Sul, Sudeste e Norte em torno de 11% e na região Norte, cerca de 8% em média,
como mostrado na Figura 27. A variação de CVU praticamente não afeta o CMO.
Figura 27: Custos Marginais Médios Anuais por região. Caso PDE 2020 X PDE 2020_ca1 e ca_2
4 2
Custo Total de Operação
A modernização do parque gerador reduz o valor esperado do CTO em aproximadamente
3% em ambos os casos. Em termos das suas parcelas, isto se traduz pela redução de cerca de
3% na geração térmica e aproximadamente 11% no valor do custo do déficit, para o caso
PDE_2020_ca1 e 8% para o mesmo indicador, no caso PDE_2020_ca2.
Tabela 10: Valor Esperado do Custo Total de Operação – Cenários de Modernização PDE
PARCELA Caso PDE_2020 Caso PDE_2020_ca1 Caso PDE_2020_ca2
Geração Térmica 52.399,10 50.979,65 50.704,66
Déficit 8.255,82 7.363,07 7.593,62
Vertimento 0,89 0,89 0,89
Violação outros usos da água 7.262,04 7.635,69 7.419,25
Intercâmbio 15,74 15,72 15,73
Vertimento não turbinável 0,35 0,35 0,35
CUSTO TOTAL OPERAÇÃO 67.933,94 65.995,37 65.734,50
Figura 28: Valor Esperado do Custo Total de Operação – Cenários de Modernização PDE
4 3
Emissões de GEE
De acordo com (Silva, Ferreira, Guidicini, Eidelman, Macedo, & Deppe, 2010), os fatores de
emissão de cada combustível são os apresentados na Tabela 11.
Tabela 11: Fatores de emissão por combustível. Fonte: MCT
Fatores de Emissão (kg/TJ) tC/TJ
CO2 CH4 NOx N2O NMVOC C
Diesel 350 4 1300 0,6 5 20,1
Gás Natural 46 6 190 0,1 5 15,3
Óleo Combustível 15 0,9 200 0,3 5 21,1
Carvão Vapor 14 0,6 857 0,8 5 25,8
No processo de combustão para gerar energia elétrica, os gases de efeito estufa (GEE) mais
importantes são o CH4, o N2O e CO2. As emissões são medidas em CO2-eq em função do
poder de aquecimento global (GWP), dada a importância do CO2 no estudo de GEE. Assim,
considerando a eficiência no processo de produção de diferentes tecnologias de geração de
energia elétrica, os valores para os fatores de emissão são aqueles mostrados na Tabela 12.
Tabela 12: Fatores de emissão por usina
Usina Fatores de Emissão (tCO2eq/MWh) Eficiência
(%) CO2 CH4 N2O CO2eq
Diesel 0,7722907 0,00088 0,001949 0,78 34,4
Gás Natural CA 0,6733885 0,001512 0,000372 0,68 30,0
Gás Natural CC 0,4489257 0,000151 0,000744 0,45 45,0
Óleo Combustível 0,8894336 0,000217 0,001069 0,89 31,3
Candiota 3 1,1159558 0,000149 0,002926 1,12 30,5
CHARQUEADAS 1,6617336 0,000221 0,004356 1,67 20,5
FIGUEIRA 2,3017256 0,000307 0,006034 2,31 14,8
J.LACERDA A1 1,3306851 0,000177 0,003488 1,33 25,6
J.LACERDA A2 1,3306851 0,000177 0,003488 1,33 25,6
J.LACERDA B 1,1994908 0,00016 0,003145 1,20 28,4
J.LACERDA C 0,9817158 0,000131 0,002574 0,98 34,7
P.MEDICI A 1,3904301 0,000185 0,003645 1,39 24,5
P.MEDICI B 1,3626215 0,000181 0,003572 1,37 25,0
S.JERONIMO 2,3822055 0,000317 0,006245 2,39 14,3
P. PECEM I 0,8964615 0,000119 0,00235 0,90 38,0
P. PECEM II 0,8964615 0,000119 0,00235 0,90 38,0
PORTO ITAQUI 0,8964615 0,000119 0,00235 0,90 38,0
Reformadas 0,9733011 0,00013 0,002552 0,98 35,0
Modernização 0,9333024 0,000124 0,002447 0,94 36,5
4 4
O ganho de eficiência na geração de energia elétrica a partir de carvão mineral propicia a
redução do fator de emissão de GEE. Assim, estimam-se as emissões resultantes da reforma
ou modernização das usinas existentes, bem como as emissões evitadas pela adoção desta
medida. Para isso, foram simulados quatro cenários, a saber:
Caso base: PDE 2020;
Cenário PDE_ST: PDE 2020 e térmicas a carvão com eficiência inferior a 35% desativadas;
Cenário PDE_TR: PDE 2020 e reforma de térmicas de baixa eficiência de 2012 a 2015;
Cenários PDE 2020_ca1 e PDE 2020_ca2: caso do PDE 2020 com desativação de térmicas
de baixa eficiência na data de entrada em operação das novas usinas.
Os resultados destes cenários, em termos de emissão de GEE, são apresentados na Figura 29
e analisados a seguir.
O cenário “PDE sem térmicas” é o que apresenta o menor nível de emissões, entretanto,
como visto antes, aumenta o risco de déficit e o custo de operação no horizonte de estudo.
O cenário “PDE Térmicas Reformadas” apresenta nível de emissão, no final do horizonte,
similar ao do PDE 2020. No entanto, nos primeiros anos, eleva o risco de déficit e o custo de
operação, de forma similar ao cenário “PDE sem Térmicas”, pelo mesmo motivo, ou seja,
redução da oferta termelétrica nos quatro primeiros anos do quinquênio 2012-2016.
Os cenários PDE 2020_ca1 e PDE 2020_ca2 apresentam o melhor comportamento global,
pois mantem a oferta termelétrica no primeiro quinquênio, o que contribui para limitar os
riscos de déficit e os custos de operação àqueles observados no PMO 05.2012, aumentam a
oferta termelétrica, o que contribui para reduzir os riscos de déficit e os custos de operação
no segundo quinquênio, sem aumentar as emissões em relação às observadas no PDE 2020,
como pode ser visto na Figura 30.
Do exposto, conclui-se que as alternativas de modernização representam a melhor solução
de compromisso entre garantia de suprimento, custos de operação e emissões de GEE, na
medida em que aumentam a oferta física de energia e potência sem comprometer as metas
de redução de emissões assumidas pelo Brasil por ocasião da COP-15, em Copenhagen.
4 5
Figura 29: Emissões de GEE. Cenários PDE 2020
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2019
2020
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PDE sem Térmicas
Óleo Combustível
Gás Natural
Diesel
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PDE Térmicas Reformadas
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PDE Térmicas Modernizadas
Óleo Combustível
Gás Natural
Diesel
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PDE 2020 ca2
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Figura 30: Emissões por fonte em cada cenário. Ano 2020.
PDE_ST PDE_TR PDE 2020 ca1 PDE 2020 ca2 PDE 2020
Óleo Combustível 3,52 2,83 2,72 2,82 3,19
Gás Natural 18,05 16,53 16,22 16,31 16,78
Diesel 0,11 0,1 0,09 0,09 0,52
Carvão 9,69 14,92 15,43 15,72 14,46
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ETAPA IV – ANÁLISE QUALITATIVA DO PARQUE TERMOELÉTRICO
O objetivo desta etapa é analisar a influência do parque gerador a carvão mineral sobre o
atendimento energético ao mercado da região Sul, considerando os seguintes aspectos:
Contribuição do parque térmico para a confiabilidade de suprimento de ponta;
Ganhos de flexibilidade e segurança operativa de curto-prazo.
Conjuntura atual e suprimento da demanda de ponta
No processo de comercialização de energia elétrica, a garantia física de potência, exigida
como lastro para comercializar energia19, não constitui ainda um serviço com valor comercial
importante, embora seja essencial, como reserva de capacidade, para a confiabilidade de
suprimento. Hoje, os agentes geradores e comercializadores devem estar lastreados em
potência, o que tem originado transações praticamente ex-post para liquidar as diferenças
não contratadas. A ausência de regulação específica para comercializar serviços de reserva
de potência, em horizonte de longo prazo, acarreta a subvalorização dos ativos de geração,
notadamente nos casos em que investimentos adicionais permitiriam ampliar a capacidade
instalada de usinas existentes, a baixo custo.
A correta valoração dos serviços de geração teria consequências importantes em médio
prazo, pois permitiria reduzir substancialmente os custos sociais de interrupção: tanto os
preventivos, refletidos nos encargos de serviço do sistema, quanto os corretivos, refletidos
nos custos de interrupção propriamente ditos20.
A assimetria de tratamento regulatório na comercialização de energia (MWh) e de potência
(MW) decorre, em grande parte, da origem e natureza do sistema gerador brasileiro, de
base hidrelétrica. Neste sistema, a grandeza determinante dos custos de investimento tem
sido historicamente a demanda de energia. A entrega de potência, nos limites definidos pela
legislação, é vista como “consequência natural” da comercialização de energia, sem o devido
19 Em janeiro de 2005, o Decreto nº 5.163/2004 alterou a metodologia de apuração dos limites de contratação, determinando que 100% do consumo dos Distribuidores e Consumidores Livres estejam cobertos em termos de energia e potência por meio de geração própria e contratos de compra de energia. A apuração da cobertura dos limites de contratação de potência, realizado desde 2009, será efetivada, em termos de penalidades, a partir de 2014. 20 Observa-se, a propósito, que o custo social do déficit, usado no planejamento da geração, não considera essas perdas.
4 8
reconhecimento, na legislação setorial, do crescente papel da correta alocação espacial da
capacidade instalada sobre a confiabilidade de suprimento21.
A existência dessa lacuna regulatória é corroborada por avaliações recentes da capacidade
de suprimento do SIN para os períodos de carga pesada, por parte do ONS, que constatou
problemas no suprimento da demanda de ponta nos subsistemas Sul e Sudeste, em 2010.
Estes problemas, superados pelo aumento do despacho termelétrico, deverão se intensificar
a partir de 2013, como resultado da combinação de dois fatores:
Entrada de grande número de termelétricas, licitadas no leilão de energia nova (LEN A-5)
de 2008, que contribuirão proporcionalmente menos para a capacidade de atendimento
da demanda de potência;
Ausência de incentivos à instalação de capacidade adicional em hidrelétricas, devido à
“socialização” dos resultados destes investimentos no âmbito do MRE.
De acordo com a CCEE22, “...o pico de consumo em março de 2010 foi suprido, sobretudo,
com o despacho das hidráulicas, em virtude das boas condições hidrológicas. No entanto, a
partir de maio de 2010, já no período seco, houve aumento do despacho das térmicas, até
atingir 10.620 MW-med em setembro de 2010”.
Para melhor ilustrar o diagnóstico da situação de atendimento de ponta, apresenta-se na
Figura 31 o quadro de reserva operativa do sistema (RPO) no dia 05.02.2010, mostrando que
os critérios de RPO já não vêm sendo respeitados há algum tempo23. A situação não foi
diferente em 2012, como mostrado na Figura 32. Nos meses de fevereiro e março, a
ocorrência de temperaturas acima da média nas regiões SE-CO e Sul acarretou elevados
valores de demanda instantânea nestas regiões. A região Sul complementou os requisitos de
21 Tal pressuposto vem perdendo substância com a evolução prevista do sistema elétrico brasileiro, com predominância de fontes alternativas sem capacidade de armazenamento (eólicas e biomassa), hidrelétricas de baixa queda e baixa capacidade de regularização, o que encarece substancialmente a adição de capacidade instalada, notadamente na Amazônia, que concentra cerca de 40% do potencial hidrelétrico nacional. Este argumento, entretanto, foi amplamente utilizado para desconsiderar o tratamento probabilístico dos aspectos de confiabilidade, introduzido nos anos 1980 na gestão do sistema gerador brasileiro. Neste período, foram desenvolvidos diversos métodos e modelos computacionais, grande parte dos quais baseados em técnicas de programação matemática. Essas metodologias, embora ainda adequadas às características do sistema elétrico brasileiro, foram implementadas em contexto regulatório distinto do atual modelo setorial, concebido e instituído no biênio 2003-2004. 22 Relatório de Informações ao Público – Análise Anual 2010, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, 2011. 23 O assunto “redução de reserva operativa” é tratado na Nota Técnica ONS 64.2009 (Operador Nacional do Sistema, 2009) e também pode ser constatado no PMO 03.2010.
4 9
ponta da região SE-CO, visando a reduzir a geração térmica complementar. Para contornar o
problema, o ONS vem se valendo do despacho de térmicas fora da ordem de mérito e da
postergação de pedidos de manutenção, para superar a baixa disponibilidade de potência no
horário de ponta de carga do sistema, o que tem ocorrido com bastante frequência no SIN.
Figura 31: Reserva de Potência Operativa nas Regiões Sul e Sudeste (MW). Fonte: ONS PMO 03.2010
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Reserva de Potência Operativa da Região SulDia 05/02/2010
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Figura 32: Evolução do atendimento à Ponta de Carga – Região Sul-Sudeste – 2009 a 2012.
As medidas que vem sendo adotadas para contornar a insuficiência e alocação inadequada
de reserva de potência operativa no SIN evidenciam a gravidade desta situação e suas
consequências para os agentes do sistema, como ilustrado na Figura 33 e na Figura 34.
Dentre essas medidas, destacam-se: exploração máxima da disponibilidade de termelétricas
no Sudeste e do complexo Jorge Lacerda no Sul; despacho de usinas com CVU de até 322
R$/MWh; postergação de manutenções preventivas; transferência de reserva de potência
entre submercados e importação da Argentina.
Uma das consequências desse tipo de operação é o aumento acelerado dos encargos de
serviços do sistema (ESS). De acordo com a CCEE24, “Os encargos de serviços do sistema
consistem na remuneração dos custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da
estabilidade do sistema para o atendimento do consumo em cada submercado, e que não
estão incluídos no Preço de Liquidação das Diferenças”.
Este valor é pago por todos os agentes com perfil de consumo, na proporção do consumo
sujeito ao pagamento desse encargo, contratado ou não.
24 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, 2011.
SE / CO
SUL
5 1
Figura 33: Geração Termelétrica na Região Sul. Fonte: ONS PMO 02.2010.
Figura 34: Geração Termelétrica na Região Sudeste. Fonte: ONS PMO 02.2010.
Os encargos de serviços do sistema atualmente contemplam o ressarcimento aos agentes de
geração dos custos das “Restrições de Operação, Prestação de Serviços Ancilares e Segurança
Energética”. Ainda de acordo com a CCEE25, “...o total de recebimentos de ESS por restrição
de operação e serviços ancilares apurado ao final de 2010 foi 267% superior aquele apurado
25 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, 2011.
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01/02/2010 02/02/2010 03/02/2010 04/02/2010 05/02/2010
J.LACERDA C
J.LACERDA B
J.LACERDA A
5 2
em 2009. Já o pagamento do respectivo ESS, efetuado pelos agentes com perfil de consumo,
aumentou 345,1% em relação a 2009.”
Esta situação realça a ausência de incentivos à expansão da capacidade de potência no SIN,
desafio atualmente enfrentado pela ANEEL para viabilizar a expansão da oferta de potência.
Verifica-se, portanto, que o problema em tela é de natureza elétrica e energética, sujeito a
restrições de ordem econômica. Ainda que toda a demanda venha a estar 100% contratada,
em termos de potência, atendendo à regulamentação que normatiza o lastro de potência, o
sistema requer esta reserva a custos razoáveis para cobrir incertezas nas previsões de
demanda e de geração. Esta reserva, porém, não será contratada espontaneamente pelos
agentes setoriais, na medida em que a legislação a isso não os obriga, mas tão somente a
estarem lastreados em relação à sua própria demanda máxima.
No que se refere à comercialização propriamente dita, a oferta de potência adicional seria
importante também para reduzir as penalidades por Insuficiência de cobertura de lastro de
potência. Assim, por exemplo, as penalidades aplicadas em 2010 superaram em quase 100%
os valores verificados em 2009. Isso evidencia a crescente importância, para o mercado, da
oferta de potência comercializável.
Além disso, a obrigatoriedade de lastro de potência para cobrir as demandas máximas de
distribuidoras e consumidores livres tenderá a valorizar a componente demanda (R$/kW)
dos contratos, incentivando a expansão da capacidade de atendimento à ponta do sistema.
Contexto de médio prazo
O ONS tem mostrado que o atendimento da demanda de ponta do SIN vem se agravando,
particularmente pelo fato de que a expansão hidrelétrica vem sendo feita com usinas com
baixa ou nenhuma capacidade de regularização. Em decorrência, a sazonalidade da geração
hidrelétrica vem se apresentando cada vez mais acentuada, sinalizando a necessidade de
despacho térmico acima da inflexibilidade para atender a ponta de carga, como ocorre
desde 2011, prenunciando severo agravamento em 2015.
5 3
Como exemplo, a Tabela 13 traz a participação por fonte prevista no Plano de Operação
Energética de 2011 (PEN 2011), onde se projeta o aumento da geração eólica em torno de
500% e a simultânea redução da participação hidrelétrica.
Tabela 13: Oferta 2010 a 2015 - Participação por Fonte. Fonte: PEN 2011 – Cenário de Referência
Fonte 2010 2015 Crescimento 2010-2015
Hidráulica 85.690 79,3% 98.035 71,0% 12.345 14%
Nuclear 2.007 1,9% 2.007 1,5% 0,0%
GN/GNL 9.263 8,6% 12.180 8,9% 2.917 32%
Carvão 1.415 1,3% 3.205 2,3% 1.790 127%
Biomassa 4.577 4,2% 7.272 5,3% 2.695 59%
Óleo 4.212 3,9% 9.913 7,3% 5.701 135%
Eólica 826 0,8% 5.248 3,8% 4.422 535%
Total 107.990 100% 137.860 100% 29.879 28%
Para mostrar a necessidade de providências urgentes, externas à sua competência, o ONS
vem apresentando a perda da capacidade de ponta por deplecionamento dos reservatórios,
bem como suas consequências sobre o desempenho elétrico do SIN, como descrito a seguir:
Perda gradual de regularização, com uso mais intenso dos reservatórios, ao final de cada
estação seca, ocasionando perdas por deplecionamento da ordem de 4,5 GW;
Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí, no fim de cada ano, com perda
de aproximadamente 5,6 GW;
Controle de tensão do sistema de 440 kV no verão, que limita sistematicamente a plena
disponibilidade de potência das usinas conectadas a esta malha, com perda de 1,4 GW;
Manutenções programadas (inadiáveis) e não programadas, totalizando cerca de 5 GW.
A perda de capacidade de potência pelo sistema, que totaliza quase 19 GW, é mostrada na
Tabela 14, que apresenta a disponibilidade de potência no SIN em novembro de 2010.
5 4
Tabela 14: Disponibilidade de Potência no SIN – 11.2010 (MW). Fonte: ONS
SE/CO UHE Itaipu S NE N Total (MW)
Potência instalada 26.398 12.600 13.388 11.384 11.646 75.416
Perda deplecionamento 3.090 0 1.117 307 5.824(*) 10.338
Manutenção 2.243 0 1.497 1.011 330 5.081
Restrição Elétrica 2.012 - - - - 2.012
ANDE - 950 - - - 950
Disponibilidade Final 18.972 11.650 10.774 10.066 5.492 56.954
Perda Total (MW) 18.462
(*) Tucuruí II
Contexto de longo prazo
A EPE tem registrado, nas últimas edições do Plano Decenal de Expansão de Energia, a perda
da capacidade de regularização do parque hidrelétrico, que explica, em parte, o crescente
uso de despacho térmico por razões elétricas. Registra-se também crescente oscilação da
potência máxima disponível entre os períodos seco e úmido, com esgotamento da oferta de
potência para atender a ponta nos subsistemas Sul (a partir de 2014) e Norte (2014 e 2015),
de forma isolada.
Essa visão, mais otimista do que a do ONS, mostra a necessidade de representar com mais
detalhes os aspectos de operação do sistema eletro-energético e alguns de seus fenômenos
nos estudos de planejamento da expansão do sistema. Cabe destacar, no entanto, que tanto
os estudos do ONS, quanto os da EPE, no horizonte de médio prazo, têm viés energético e
não sinalizam adequadamente o problema elétrico real.
Assume, portanto, fundamental importância enfatizar o planejamento regional, como forma
de garantir maior segurança e economia na operação do SIN.
Constatações e Perspectivas para o Atendimento da Ponta de Carga
A Figura 35 ilustra a situação de atendimento à ponta de carga do sistema interligado no
período 2013 a 2015. Pode-se afirmar que, caso não sejam tomadas providências urgentes
para reforçar a oferta de potência no SIN, restará ao ONS intensificar o despacho térmico
para atender a demanda de ponta do sistema, dentro de critérios de segurança adequados.
5 5
Ainda que se disponha de poços existentes para repotenciação hidrelétrica, como mostrado
na Tabela 15, a motorização completa de todos esses poços só estaria disponível a partir de
2013, devido ao tempo de construção e ajustes na regulação, o que adiaria o problema para
2015, como mostrado na Figura 36. Entretanto, tal hipótese é pouco factível, sendo
necessário considerar outras opções como, por exemplo, retrofit de UTEs já em operação e
localizadas em pontos estratégicos do SIN.
Figura 35: Despacho acima da inflexibilidade para ponta: sem reforços de capacidade. Fonte: ONS
Tabela 15: Poços Existentes. Fonte: Abrage.
Usina Subsistema Potência disponível
(MW)
Cachoeira Dourada SE/CO 105
Curua-UNA N 10
G.B.Munhoz S 838
Três Irmãos SE/CO 485
Itaparica NE 1000
Jaguara SE/CO 213
Porto Primavera SE/CO 440
Rosana SE/CO 89
São Simão SE/CO 1075
Salto Santiago S 710
Taquaruçu SE/CO 105
Três Marias SE/CO 123
Total usinas com repotenciação (MW) 5193
5 6
Figura 36: Despacho acima da inflexibilidade para ponta: motorização de UHEs existentes. Fonte: ONS
O setor elétrico enfrenta, portanto, um problema de solução técnica conhecida, cuja
dificuldade principal reside em alavancar soluções regulatórias que viabilizem essa solução
técnica em ambiente de mercado, incluindo:
Motorização adicional de usinas existentes com provisão para novas unidades;
UTEs em pontos estratégicos da rede que possam tomar ponta;
Repotenciação ou modernização de plantas em operação.
Os ganhos de garantia física associados à motorização adicional e repotenciação de usinas
hidrelétricas existentes em geral não propiciam taxa de retorno adequada aos investimentos
necessários. Por outro lado, UTEs reformadas ou modernizadas podem apresentar ganhos
energéticos significativos, além de garantir o suprimento de potência em pontos estratégicos
da rede. A geração térmica fora da ordem de mérito, por problema elétrico e/ou energético
(balanço de ponta e reserva de potência) sinaliza claramente o benefício sistêmico da
expansão de capacidade.26
26 Paradoxalmente, ganhos de complementação térmica oriundos de contratos por disponibilidade no ACR, que deveriam ser apropriados pelos consumidores, são atualmente usados para cobrir déficits de ponta “hidrelétrica”.
5 7
O problema técnico é de natureza sistêmica, representado pela redução de confiabilidade no
atendimento à demanda de ponta, redução na margem de reserva de potência operativa
(RPO) ou ainda por índices de confiabilidade globais deteriorados. A solução deste problema,
relativamente simples sob a ótica técnica, consiste em expandir a potência instalada no SIN.
Nessa perspectiva, os benefícios sistêmicos podem ser traduzidos por:
Recondução dos índices de confiabilidade a patamares aceitáveis, com quantificação via
custos de interrupção;
Redução da geração de UTEs de alto CVU, acionadas por várias horas além do horário de
ponta, em função das rampas de tomada e redução de carga;
Redução de despacho fora da ordem de mérito de UTEs flexíveis contratadas por
disponibilidade no ACR, com redução de ESS, o que beneficia os consumidores;
Maior flexibilidade de uso do sistema de transmissão, permitindo acomodar grandes
blocos de geração eólica, com elevada variabilidade de ventos;
Ganhos de energia assegurada sistêmica ou de garantia física de energia.
Na regulação hoje vigente, o único benefício sistêmico reconhecido comercialmente é o
ganho de garantia física, associado à motorização adicional ou repotenciação de plantas
existentes. Assim, a ampliação de potência envolve necessariamente uma de duas situações:
O caso com ganho de GF é regulado, para hidrelétricas, pela Portaria MME 861.2010. No
caso de UTEs, tratamento similar poderia ser dispensado, considerando ainda a Portaria
MME 07.201227. Ocorre que, em alguns casos, o ganho de GF isoladamente considerado
não viabiliza a ampliação da capacidade, ou seja, reconhecer os benefícios de aumento
da potência é essencial para remunerar adequadamente esses investimentos.
O caso sem ganho de GF pode ocorrer na repotenciação, modernização ou instalação de
novas unidades geradoras em hidrelétricas existentes. Neste caso, como no anterior, a
viabilização do empreendimento requer a recuperação do custo de capital e do aumento
27 Ministério das Minas e Energia, 2012.
5 8
do MUST28. Para isso, é necessário regulamentação específica, que poderá se basear em
instrumentos regulatórios tal como a Portaria MME no 07.2012, vista a seguir.
Portaria MME no. 07.2012
Essa portaria define os conceitos necessários e os procedimentos de cálculo para estabelecer
a GF de empreendimentos termelétricos que tenham solicitado troca de combustível, depois
de terem vencido leilões que outorguem CCEAR de energia nova.
O MME definiu o cálculo da garantia física de um empreendimento termelétrico candidato à
troca de combustível pelo método dito incremental29, que considera a possibilidade de que
um único empreendimento substitua vários outros – mesmo que movidos por diferentes
combustíveis – desde que esse novo projeto adicione garantia física ao SIN.
O método incremental oferece uma solução tecnicamente correta para o problema, pois
apropria ao novo empreendimento apenas o incremento de garantia física (GF) devido ao
combustível substituído, calculado sob as mesmas condições de sistema.
Dessa forma, se as variações em relação à configuração do SIN vigente à época do Leilão,
que embasou o cálculo da GF original, forem tais que, com qualquer combustível, haja
aumento expressivo de GF, a GF adicional a ser apropriada ao empreendimento com novo
combustível será igual à original, calculada nas condições vigentes à época do leilão, mais a
variação de GF, calculada considerando o combustível original e o novo combustível, mas
considerando a configuração atual do SIN.
Embora estabelecida para regular a substituição de combustíveis em termelétrica licitados
em leilões de energia nova, esta formulação poderia ser aplicada também em casos de
retrofit de empreendimentos existentes (reforma ou modernização de UTEs a carvão, por
exemplo), com alteração de CVU, mesmo que isto não envolva mudança de combustível.
28 Montante de uso do sistema de transmissão. 29 “Art. 1o A garantia física de energia de empreendimento candidato à mudança de combustível, na forma do disposto na Portaria MME no 649, de 13 de dezembro de 2011, será objeto de novo cálculo, conforme metodologia descrita a seguir: (i) ∑ (...), sendo GFvigentei: montante de garantia física de energia do empreendimento “i” , que estiver
vigente na data de requerimento da mudança de combustível. No caso de reagrupamento de usinas termelétricas, será considerado o somatório das GFvigente de cada uma dessas usinas; GFnova: novo montante de garantia física de energia do empreendimento definida pela aplicação da metodologia definida neste artigo; ΔGF: ganho incremental de garantia física de energia.”
5 9
Observe-se que o MME estabeleceu uma regra racional, ao fazer uma comparação baseada
em condições atuais de configuração do sistema, CVU e procedimentos de cálculo, evitando
atribuir um valor de GF para a mudança de arranjos com base em premissas ultrapassadas.30
Expansão da Oferta e Intercâmbios Regionais
A Figura 37 mostra o balanço de garantia física no SIN e a e a Figura 38 mostra o balanço na
região Sul. Esses balanços mostram que a oferta, embora balanceada no SIN como um todo,
não está distribuída de acordo com os requisitos de energia da região Sul, que depende
fundamentalmente das interligações regionais para um atendimento adequado.
Figura 37: Oferta e Demanda de Energia: Balanço do SIN
Embora o desequilíbrio regional de garantia física, por si só, não suscite preocupação, há
outros elementos, relacionados à expansão da oferta de capacidade, que podem afetar a
qualidade de atendimento à região Sul, como será analisado a seguir.
Primeiramente, há sobras significativas de contratos de energia assegurada no SIN, que
evoluirão de 2.400 MW-médio em 2012 para quase 7.600 MW-médio em 2016 (valores
30O empreendimento original conserva a GF calculada nas mesmas condições em que foi definida a GF vigente, evitando assim alterar a placa antes do prazo legal de revisão da garantia física.
6 0
referentes a 03.2012). Essas sobras se concentram principalmente na região Nordeste. Nas
regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste há déficits localizados a partir de 2013. Embora isso não
signifique aumento do risco de racionamento, essa distribuição de oferta levará certamente
a intensos fluxos de potência inter-regionais, que podem afetar a confiabilidade do sistema,
mesmo em sistemas de transmissão com capacidade adequada.
Figura 38: Oferta e Demanda de Energia: Balanços Regionais – Região Sul.
Além disso, parcela importante da oferta de energia nova é proveniente de parques eólicos,
localizados principalmente na região Nordeste. A concentração de projetos eólicos, além de
acentuar desequilíbrios regionais, traz consigo uma desvantagem adicional: o alto grau de
dependência da geração eólica do regime de ventos de uma única região.
Os parques eólicos tendem em geral a ser instalados em locais próximos, aproveitando as
características topográficas favoráveis em cada região. Os parques eólicos assim localizados
apresentam em geral altos fatores de capacidade e produção energética com alta correlação
espacial. Assim, da mesma forma em que a ocorrência de um “período eólico favorável”
6 1
determina uma produção elevada em todos os projetos, a ocorrência de um “período eólico
crítico” reduz simultaneamente toda a geração eólica numa dada região.31
Tanto num caso como no outro, seja para compensar a falta de geração eólica, seja para
mitigar os riscos de falha decorrentes de elevados fluxos inter-regionais, a solução técnica
mais indicada é o reforço do sistema de transmissão, localmente ou entre regiões. Ocorre,
porém, que a frequência e/ou severidade dessas situações de stress podem ser insuficientes
para justificar economicamente os reforços em grandes troncos de interligação.
Como em geral a condição crítica de atendimento estará restrita ao horário de ponta de
carga, a solução de motorização adicional de hidrelétricas (existentes), ou termelétricas de
semi-base 32 (CVU reduzido e inflexibilidade importante) pode se constituir em alternativa
interessante. Em síntese, as alternativas de solução consistem em:
Regionalizar a oferta em leilão de eólicas;
Reforçar as interconexões e redes locais estratégicas;
Supermotorizar plantas hidrelétricas, quando possível e viável;
Adicionar potência instalada local econômica.
Caso contrário, corre-se o risco de haver, em algumas situações operativas, alguma região
exportadora com sobra de energia que não possa ser exportada para as demais regiões e, na
falta momentânea de ventos, tornar a operação do sistema insegura.
Para que esta energia torne-se exportável, investimentos de grande porte precisariam ser
realizados no sistema de transmissão, juntamente com reforço local de geração para
enfrentar momentos de redução acentuada da geração eólica na região, particularmente no
horário da ponta de carga.
31 Esse tipo de falha é designado “modo de falha comum” na Teoria da Confiabilidade. 32 UTEs operando em semi-base estarão quase sempre despachadas em pelo menos meia carga, podendo assumir operação com potência máxima no horário de ponta com relativa facilidade e sem acréscimos importantes nos custos operacionais.
6 2
No caso da região Sul, como apontado pelo ONS (ENASE 2012), os principais desafios são:
Em curto prazo, estabelecer níveis mínimos de armazenamento para a região, bem como
para as bacias dos rios Iguaçu e Uruguai (Recomendação ao CMSE - Nota Técnica ONS);
Em médio prazo, realizar leilões regionais de geração por fonte, em casos especiais, para
mitigar o risco de afluências adversas (como as verificadas em 2006, 2009 e 2012), de
forma coincidente com eventual indisponibilidade de linhas na interligação Sudeste-Sul.
6 3
CONSIDERAÇÕES FINAIS
A avaliação dos efeitos sistêmicos da desativação, temporária (caso de reforma) ou
permanente (caso contrário), das usinas consideradas ineficientes pela ANEEL na NT
AP 043.2011, que totalizam cerca de 1.050 MW de capacidade instalada, foi realizada
por meio do cálculo de indicadores usados no planejamento da geração, incluindo
uma análise quantitativa de emissões de gases de efeito estufa, complementado por
uma análise qualitativa de suprimento de potência na região Sul.
Avaliou-se também um cenário alternativo para considerar a expansão do sistema
gerador, por meio da modernização do parque gerador a carvão, assim entendida a
ampliação da capacidade instalada termelétrica, com base em tecnologias modernas
e projetos com licença ambiental situados na região Sul.
Os resultados da avaliação quantitativa indicam a relevância do parque termelétrico
a carvão no atendimento regional, notadamente ao mercado da região Sul. Essa
relevância decorre dos aspectos de confiabilidade do sistema, expresso pelo
aumento do risco do déficit em 2013, revelado pela análise conjuntural, e pela base
de dados documental, derivada da operação do sistema e publicada pelo ONS.
A magnitude da elevação de custos de operação (cerca de R$ 1,5 bilhão em termos
médios e de até R$ 18 bilhões, sob condições hidrológicas adversas) no horizonte do
PMO, sinaliza a importância econômica de se manter as térmicas consideradas
ineficientes pela ANEEL, e recomenda não desativá-las, seja de forma permanente,
seja para fins de reforma, neste horizonte temporal.
A análise estrutural mostra que os impactos econômicos e de confiabilidade de uma
eventual reforma das termelétricas ineficientes são de pequena monta, o que, junto
aos impactos negativos de uma desativação temporária para reforma, indicados pela
análise conjuntural, reforça a recomendação contrária a esta alternativa, como forma
de atendimento aos comandos da Resolução Normativa no 500.2012 da ANEEL.
A alternativa de modernização, assim entendida a ampliação da capacidade instalada
com base em projetos modernos, em locais com licença ambiental, conjugada com a
6 4
desativação das termelétricas ineficientes, se revelou, dentro do quadro de hipóteses
examinadas, como a melhor solução tecnológica e sistêmica para atender à resolução
normativa da ANEEL.
Esta alternativa propicia economias de custos de operação da ordem de R$ 2 bilhões
em média de longo prazo (PDE 2020), além de evitar sobrecustos operativos de até
R$ 18 bilhões, em face de condições hidrológicas adversas, no horizonte de médio
prazo (PMO 05.2012).
Do exposto, conclui-se que a modernização, nos termos acima definidos, representa
a melhor solução de compromisso entre garantia de suprimento, custo de operação e
emissão de GEE, na medida em que aumenta a oferta física de energia e potência,
em pontos estratégicos do SIN, sem comprometer as metas de redução de emissões
assumidas pelo Brasil por ocasião da COP-15, em Copenhagen.
6 5
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