Benefícios Energéticos

No caso de uma usina hidrelétrica Integrada, ou seja, despachada centralizadamente pelo ONS, superando as particularidades hidrológicas das bacias hidrográficas que constituem o Sistema Interligado, visando à operação otimizada, o dimensionamento ótimo desta usina leva em conta os benefícios incrementais de energia firme, que se realizam com sua entrada em operação.

Classicamente, os benefícios energéticos considerados no dimensionamento de uma usina são: a contribuição para a energia firme ou assegurada do sistema, a energia secundária e a capacidade de ponta.

A. A contribuição para a Energia Firme ou Assegurada do Sistema

A geração da usina ao longo do tempo depende das vazões afluentes ao reservatório, as quais têm uma característica estocástica. Assim no enfoque que se dá ao tratamento dessas vazões na avaliação dos benefícios energéticos da central configuram-se os conceitos de energia firme e energia assegurada.

A energia firme está associada ao enfoque que se convencionou chamar de determinístico, pelo qual se pressupõe, na avaliação da geração da usina ao longo de sua vida útil, a repetição das vazões registradas no histórico. A energia firme se refere à geração no

período crítico, definido este período como aquele em que o conjunto dos reservatórios da configuração de usinas está cheio (100% do armazenamento) ao seu início, e está totalmente deplecionado (0% do armazenamento útil operativo) ao seu final. A maior carga que pode ser atendida pelo sistema sem que haja déficit no suprimento (corte de carga, racionamento) é definida como a energia firme do sistema. A energia firme da usina é a contribuição da usina à energia firme do sistema, estimada por meio de simulações da operação do sistema, nas quais se considera presente, e ausente, a usina que se pretende avaliar como parte da configuração (EPE, 2007).

No Sistema Interligado Nacional o período crítico corresponde ao período entre junho de 1949 e novembro de 1956.

A energia assegurada está associada ao enfoque que se denominou probabilístico. Nesse enfoque, é conferido um tratamento estatístico às vazões, e a energia assegurada está associada a um dado nível de confiabilidade no suprimento, ou, de outra forma, a um dado nível de risco de déficit. No sistema elétrico brasileiro, o nível máximo de risco de déficit admissível é de 5% (Resolução CNPE nº 01, de 17 de novembro de 2004) (EPE, 2007).

A contribuição de energia firme ou assegurada de uma usina ao sistema pode ser dividida em uma parcela local - referente à geração na própria usina - e uma parcela incremental - referente ao ganho de geração nas usinas de jusante garantido pela regularização na operação de seu reservatório de acumulação.

De acordo com ELETROBRÁS/DNAEE (1997), apesar do setor elétrico não estar mais utilizando o Critério Determinístico (Critério da Energia Firme) nos estudos de programação da expansão da geração, tendo-o substituído pelo chamado Critério Probabilístico (Critério da Energia Garantida), compatível com a natureza estocástica do suprimento ao mercado consumidor, a avaliação do benefício energético de uma usina, para fins de dimensionamento, ainda tem por base o conceito de ganho de energia firme do critério tradicional.

No que se refere à energia firme sob a ótica isolada, a ELETROBRAS (2000) define que para:

- Bacias Isolada a energia firme (ou melhor, a energia comercializável com garantia de atendimento a um determinado mercado) poderá ser aquela garantida por 95% do tempo em simulação da operação da usina com o histórico de vazões definido para o local;

- Bacia Isolada com Complementação Térmica, ao passo que a energia da PCH é totalmente utilizada para deslocamento da energia térmica já existente, a energia firme comercializável

poderá ser a média da energia produzida pela PCH em simulação com todo o histórico das vazões existentes;

- Sistemas Isolados é o valor médio de energia que a usina é capaz de gerar ao longo do período crítico do Sistema, ao qual ela está inserida (contribuição para a energia firme do Sistema). O referido período crítico, neste caso específico, é o da própria bacia onde o empreendimento está inserido. Nesta situação, estar-se-ia garantindo o atendimento ao mercado com risco de falha de 5%, ou seja, o mercado atendido estaria sendo abastecido pela energia produzida (comercializável) pela PCH com garantia de atendimento de 95%.

B. Energia Secundária

Em períodos onde a hidrologia é favorável (vazões afluentes) e o sistema é atendido com a energia firme ou assegurada da usina, incluindo a parcela local e incremental, a energia associada à geração além deste atendimento é denominada energia secundária.

O Ganho de Energia Secundária é avaliado pela diferença entre a geração média de longo termo do sistema e sua energia firme (ou assegurada), com e sem a inclusão da usina.

A avaliação do ganho de energia secundária pode, conforme ELETROBRÁS/DNAEE (1997), alternativamente, ser feita através do cálculo da redução do valor esperado de geração térmica nas configurações com e sem a usina.

C. A Capacidade de Ponta

A capacidade de ponta corresponde à geração da usina no horário de maior consumo. HADDAD & GAMA (2001) afirmam que o horário de ponta é o período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta feira da Paixão, “Corpus Christi”, dias de finados e os demais feriados definidos por lei federal, considerando as características do seu sistema elétrico. O horário fora de ponta é o período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta.

No Brasil o horário de ponta é das 18:00 às 21:00.

Segundo ELETROBRÁS (2000), na ótica isolada o termo Capacidade de Ponta Garantida representa a capacidade máxima de geração de potência do aproveitamento, sendo que, normalmente, utiliza-se a capacidade de ponta garantida em 95% do tempo para a simulação da usina com o histórico de vazões disponível.

2.2.2.2.1. Caracterização operacional quanto ao regime operativo dos reservatórios

Existem dois tipos básicos de reservatórios, o de acumulação e a fio d’água.

Tendo como limitante, principalmente, as restrições ambientais, ainda na fase do estudo de inventário hidroelétrico de uma bacia hidrográfica, define-se o regime operativo dos reservatórios das usinas alocadas na referida bacia hidrográfica, tendo como finalidade principal maximizar os benefícios energéticos proporcionados pelo conjunto.

O volume útil do reservatório é dimensionado também na fase de estudos de viabilidade, levando-se em conta os benefícios energéticos locais e no restante da cascata, proporcionados pela depleção (EPE, 2007).

Assim, caracterizado o reservatório, define-se a queda e vazão de projeto, potência instalada e a motorização da usina (número de unidades geradoras).

2.2.2.2.2. Caracterização operacional quanto à alocação na curva de carga No que se refere à alocação da curva de carga:

(i) As usinas de base operam com fator de capacidade mais elevado e as usinas de ponta operam com um fator de capacidade mais baixo;

(ii) No sistema elétrico brasileiro, a geração hidrelétrica preenche toda a área da curva de carga, ao passo que as usinas hidráulicas estão alocadas tanto na base quanto na ponta da curva diária de demanda.

(iii) O despacho diário das usinas hidrelétricas está associado às afluências - que inclui a disponibilidade e produtividade da água ao longo da cascata.

(iv) Conforme EPE (2007), de um modo geral, as usinas posicionadas à jusante de reservatórios de regularização apresentam maior fator de capacidade médio, sendo que as usinas de cabeceira apresentam baixo fator de capacidade, pois não têm regularização à montante e, com reservatório de regularização plurianual, a maior utilização de seus reservatórios é para maximização do ganho energético ao longo da cascata.

A Tabela 9 apresenta a configuração do parque gerador previsto pelo ONS para 2010. O fator de capacidade (médio) previsto para as usinas hidrelétricas estava próximo a 57%.

Tabela 9: Fator de capacidade médio das usinas do SIN Potência (MW) Fator de Capacidade (p.u.)

38.664 0,592 - 0,505 - 0,599 40.808 0,551 - 0,475 - 0,572 79.472 0,571 TOTAL

Fonte: Adaptado de EPE (2007) Com reservatório de regulação

com regularização à montante Tipo de usina Fio d'água

sem regularização à montante com regularização à montante sem regularização à montante

CAPÍTULO 3. AVALIAÇÕES E CONSIDERAÇÕES