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Economia & Energia
Ano XVII-No 88
Janeiro
/Março 2013
ISSN 1518-2932

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e&e No 88

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Existe a possibilidade de um novo apagão?

Formas de regulação do suprimento da Energia Elétrica

Acompanhamento da situação

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Nº 88: Janeiro/Março de 2013   

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_______________________________

 

Ainda em redação:

Formas de regulação do suprimento da energia elétrica

A energia hidroelétrica tem muitas vantagens do ponto de vista de custo do combustível (nulo) e de impacto ambiental (não produz gás carbônico). A geração de energia elétrica depende de água acumulada que, por sua vez, depende do regime de chuvas. Ultimamente a construção de grandes barragens passou a sofrer maiores objeções e a maneira tradicional de regular a produção com o grande volume nelas armazenado ficou mais difícil. As barragens permitiam não só regular a usina a ela associada, mas boa parte do fluxo à jusante. As grandes usinas em construção na Bacia Amazônica (Belo Monte e do Madeira) são praticamente a fio d’água o que significa que vão gerar muita energia na época das cheias e muito pouca na estação seca e precisam de formas alternativas de regulação.

O Brasil é um sistema predominantemente hídrico e convive com variações sazonais mais ou menos previsíveis e variações aleatórias dentro da própria variação sazonal e entre os anos. A adição de usinas eólicas acrescenta aleatoriedades ao sistema e reforça a necessidade do País possuir em sua matriz de geração fontes que acrescentem confiabilidade ao sistema. Isto pode ser feito de, pelo menos, três formas.

a)     Acrescentar potência para geração na base

Consiste em dispor de uma base firme que assegure a estabilidade. As fontes energéticas aconselhadas para a base são a nuclear, por conveniência operacionais e pelo baixo preço do combustível, parte das usinas com carvão mineral nacional (para manter as minas ativas) e  As usinas operando a gás natural associado (produzido junto com o petróleo) também podem integrar esta base embora exista um mercado de gás interruptível que vem sendo usado para uso alternativo do GN (gás natural) quando for necessário usá-lo na geração. Esse mecanismo de estabilização é ilustrado mais adiante (Figura 3) para um caso simples onde está suposta uma variação de afluência apenas sazonal.

Na Figura 1 usa-se uma escala arbitrária e está representada a afluência (fluxo) sazonal. Com um estoque de 230% da produção mensal pode ser mantido estável um sistema cuja demanda é 100. Numa curva senoidal que reproduz bastante bem o que acontece na Região SE, com uma variação de +/- 60 nessa unidade é necessário cerca de 1,9 X 120 unidades para regular o sistema. Se o sistema tiver uma amplitude de +/- 90 o armazenamento teria que ser de 340. Esses valores são decorrentes da forma da curva utilizada e são obtidos mediante sua integração.

Figura 1: Mecanismo de regulação só hidráulico: Demanda 100, Potência instalada 100 e Estoque 232

Se o sistema tiver uma base térmica operando a necessidade de estoque para regular o sistema hídrico não é reduzida, mas é acrescentado um componente estável e sua necessidade de armazenamento em relação à demanda é menor. Na Figura 2 exemplifica-se o efeito de acrescentar uma base térmica ao sistema

Figura 2

Figura 2: Sistema de regulação com base térmica: Demanda 100, Potência Instalada: 80 hídrica + 20 Térmica, Estoque Máximo 180. Para uma mesma demanda, a necessidade de armazenamento é menor que no caso mostrado na Figura 1.

b) Acrescentar potência para complementar as fontes cuja produção é instável

Instala-se uma potência adicional (normalmente térmica) que é acionada para suprir as oscilações da demanda. Porque é uma fonte de uso restrito, a preferência se dá pela que apresente menor custo de investimento mesmo que o custo operacional dominado normalmente pelo preço do combustível seja maior. Pode ser óleo combustível, carvão importado, gás natural não associado ou liquefeito importado (criogênico). Nas variações ao longo do dia pode-se usar potência hídrica excedente ou os mesmos combustíveis. Nesse tipo de variação o próprio gás comprimido nos dutos ou depósitos em intermediários pode servir de pulmão.

Na Figura 3 mostra-se um sistema com armazenamento insuficiente onde parte do ano existe excedente e o sistema verte água e há um déficit de produção no período seco. Esse sistema necessita uma complementação que possibilite atender a demanda. Se a eletricidade não pode ser importada ela tem que ser gerada no próprio sistema (ou adotar-se medidas de restrição de demanda). Ou seja, a energia vertida na época da cheia tem que ser compensada com a gerada por outra fonte. Conhecendo-se o ciclo de chuvas a produção térmica pode ser espaçada, gerando para repor estoque, de maneira a minimizar o investimento. Isto só pode ser feito quando se tem uma ideia antecipada do que vai ocorrer, como é o caso de uma variação sazonal que obedeça a média prevista. Sem a medida da antecipação seria necessária uma potência de reserva de 30% da demanda ao invés dos 9% mostrado na Figura 3.

Figura 3

Figura 3: Sistema com regulação variável onde a estocagem insuficiente de água é suprida com a geração térmica variável.

 A realidade natural é, entretanto, muito mais complexa que os exemplos apresentados. A demanda tem variações ao longo do dia e ao longo do ano. A afluência hídrica sofre variações que não são as programadas, como as mostradas na Figura 4.

Figura 4

Figura 4: Variação da afluência hídrica que serviu como gatilho para o “apagão” de 2001

Os sistemas de reposição se baseiam sempre em uma potência instalada que seja capaz de atender aos picos de demanda e em usinas que tenham a capacidade de variar a geração no tempo requerido. Também mecanismos de regulação da demanda (como tarifação diferenciada e interrupções de fornecimento programáveis) são aplicados. É necessário ainda que o Operador do Sistema seja capaz de antever o comportamento da demanda e da oferta para acionar a geração que possibilita repor os reservatórios.

c) Acrescentar reservatórios ao sistema

Essa foi a maneira tradicional de regulação do sistema no passado, mas tem encontrado obstáculos na área das usinas pelos impactos ambientais. A opção de construir usinas praticamente a fio d’água na Região Norte se deu muito mais por razões de aceitação social que por questões técnicas embora a região não seja tão favorável à construção de barragens com grande capacidade de armazenamento e áreas de inundação reduzida. Não foi também resultado de análises sociais e ambientais aprofundadas. Projetos originais foram modificados para que se tornassem aceitáveis do ponto de vista social, ambiental e político.

Construídas as usinas, as melhores oportunidades de conjugação de acumulação e geração ficaram comprometidas. Barragens complementares à montante que seriam capazes de melhorar o aproveitamento da energia afluente são ainda possíveis. Para isto existe considerável experiência no País em administração de bacias. Se no passado ele foi excessivamente voltado para a geração elétrica, ultimamente ele tem evoluído no sentido do melhor aproveitamento das águas para irrigação, piscicultura, navegação e lazer. A realidade objetiva é que, ao menos por uma década, as barragens serão planejadas com o mínimo de área inundada. Isto significa que a maior parte do potencial hidráulico restante será construída a fio d’água ou quase

Fontes complementares

Existem dois tipos de oscilações meteorológicas que tem que ser previstas: a sazonal e a plurianual.  Na primeira a biomassa e eólica têm contribuição a dar. Isto só do lado da oferta já que também ocorrem variações sazonais da demanda (férias, ar condicionado) que no Brasil não são tão problemáticas por sua amplitude mas, que vão se tornando maiores principalmente pelo maior uso do ar condicionado. No entanto, o ar condicionado é mais usado no verão onde a afluência é maior e é até favorável à regulagem do sistema. Existem ainda oscilações diárias e semanais da demanda que são bastante acentuadas e que fazem que o fator de capacidade em todos os países não seja muito diferente de 0,5 na média qualquer que seja a composição do parque gerador.

Para a regulação plurianual as térmicas a óleo combustível aparecem como a melhor opção já que, como elas vão ser usadas somente em determinados anos, o problema do custo do combustível e o próprio problema das emissões não é grave. O uso do GN associado ou do “take or pay” boliviano não é adequado a esta finalidade. O Brasil adotou a alternativa de comprar no mercado “spot” GN liquefeito criogenicamente, mas é um processo de negociação que pode ser complicado e que está passando pelo primeiro teste prático.

Também existe o gás interruptível que embora contratado como tal certamente provocará uma chiadeira dos industriais se tiver que ser efetivamente interrompido apesar de que eles estão se beneficiando de preços mais baixos que em parte são compensados pelo pagamento para as usinas a GN ficarem no stand by . Se as usinas a GN tiverem que ser utilizadas a 100% elas absorveriam 2/3 do GN destinado a outros fins. Isto está sendo (pelo menos parcialmente) compensado pela importação de GN liquefeito e redução da oferta para outros fins.

Do ponto de vista de regulação sazonal biomassa e eólica são boas opções como pode ser visto nas Figuras 5 e 6.

Figura 5

Figura 5: Geração eólica e afluência hídrica são em parte complementares

Figura 6

Figura 6: Papel da geração a biomassa para compensar o agravamento de sazonalidade das novas centrais hídricas. (Fonte: Unica)

 Do ponto de vista de variação plurianual seria necessário estar preparado para cerca uma 25% de redução da afluência em um ano seco. Ou seja, são necessários 3 meses além dos 2,2 já mencionados. Isto significa que 5,2 meses é o estoque mínimo necessário par uma regulação se houvesse perfeita comunicação no sistema. Na prática, não dá para contar com a regulação só hídrica apesar de nossa capacidade de reservatório ainda ser teoricamente suficiente.

Simulação

Para estudar sistemas sujeitos a variações de suprimento e sua regulação é útil construir modelos que simulem essas situações para encontrar as melhores soluções para o sistema. A regulação plurianual está simulada na Figura 7 e corresponde aproximadamente ao que realmente ocorre. As premissas e resultados estão resumidos abaixo. Num caso real de um sistema de geração temos que considerar que vai haver um mix de térmicas na base e de produção variável. As barragens não estarão equipadas para gerar com a vazão máxima o que significa verter periodicamente alguma água.

Simulação

Figura 7

Afl. Máx

128

Afl. Min.

32

Var.

48

base

80

Dem. Méd mens

100

Armaz

230

2,3

meses

 

 

Est inic

40%

114

Est. Min.

5%

5

 

 

Capac. Hidr.

90

Cap. Term var.

25

 

 

 

 

Term de base

10

Term total

35

Fat Capac

0,81

FC Hidr

0,80

Redução

25%

Base Term.

 

 

 

FC Term

0,79

 

Term Var médio

17,7

 

 

 

Vert. médio

4,0%

Figura 7: Simulação da produção com regulação mista e na presença de um déficit anual

As térmicas de base também podem variar um pouco sua produção. A curva de aversão ao risco é construída com antecedência e a decisão de gerar com térmicas pode resultar em verter água. Isto acontece com razoável frequência e quase inevitavelmente em algumas usinas. Este tipo de simulação foi utilizado para analisar a queda nos reservatórios em 2012 (artigo sobre a possibilidade de novo apagão) neste mesmo número da e&e.

Uma coisa que ainda vale comentar é que possivelmente a geração eólica padeça também de variações plurianuais (Figura 8). A curva de produção sugere que tivemos uma estação de pouco vento em Abril de 2010. Como o sistema é novo não dá para tirar conclusões, mas é bem possível que essas variações existam.

Figura 8

Figura 8: Geração eólica no Brasil

Também há a possibilidade dessas oscilações das plurianuais acontecerem com a biomassa como possivelmente aconteceu em 2009. (A variação é tão grande que pode haver um problema de estatística do BEN) (Figura 9).

Figura 9

Figura 9: Produtos da cana conforme
estatística do BEN

Conclusão

As fontes de geração renováveis se originam diretamente da natureza e estão sujeitas a variações periódicas e aleatórias. Chuvas, ventos, biomassa e luz solar são exemplos típicos desse comportamento de ciclos e imprevisibilidades. Para a energia hídrica a acumulação em barragens serviu como instrumento de regulação para a produção de eletricidade. Uma aversão, talvez exagerada, à construção de novas grandes barragens reduziu essa possibilidade.

As energias eólica e solar não são diretamente estocáveis e o armazenamento da eletricidade (baterias) é muito difícil, caro e gera resíduos indesejáveis. A forma indireta mais viável de armazenar estas energias é também a das barragens. A biomassa tem seu ciclo de produção e coleta. Seu armazenamento é possível, mas os grandes volumes constituem o problema. Alguma complementaridade exige entre os ciclos destas fontes, mas a aleatoriedade é incontrolável. Isto faz com que este tipo de energia exija uma suplementação que, na ausência de reservatórios, recai sobre fontes fósseis. Isso exige duplicação de capacidades e investimentos. Outra maneira é diluir a aleatoriedade com a presença de uma forte base que pode ser de energia nuclear, gás natural associado ou carvão nacional.

Sobre o mesmo assunto:

caixadagua2 - YouTube

Vídeo explicativo sobre o reservatório em uma usina hidroelétrica

Existe a possibilidade de um novo apagão?

O nível dos reservatórios ao final do ano 2012 reacendeu o debate sobre a possibilidade de um novo “apagão” à semelhança do ocorrido no ano de 2001.

Acompanhamento da Situação dos Reservatórios

Situação em 12/02/2013

 

 

Graphic Edition/Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a

Revised/Revisado:
Tuesday, 01 October 2013
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