Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL
Em 29 de abril de 2011.
Processo no: 48500.006349/2010-21.
Assunto:
Repotenciação
de
unidades
geradoras que possam trazer ganhos na
operação energética e agregar disponibilidade
de potência horária no SIN.
I. DO OBJETO
A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar proposta regulatória com potencial
de incentivar a repotenciação e a instalação de unidades geradoras adicionais em empreendimentos
existentes, com vistas a trazer ganhos na operação energética e agregar maior disponibilidade de potência
horária no Sistema Interligado Nacional - SIN.
II. DOS FATOS
2.
Por meio da Nota Técnica no 064/2009, encaminhada a ANEEL anexo à Carta ONS336/100/2009, de 15 de maio de 2009, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS indicou que a
permanência do despacho de geração térmica naquele período tinha por objetivo garantir a disponibilidade
horária de potência na região SE/CO para o suprimento pleno à região Sul.
3.
Em 09 de junho de 2010, no Workshop sobre Repotenciação, Modernização e Instalação
de Novas Unidades Geradoras em Usinas Hidrelétricas Existentes, organizado pela Associação Brasileira
dos Geradores de Energia Elétrica – ABRAGE, a SRG/ANEEL apresentou palestra com a conclusão que
havia a necessidade de estudos aprofundados sobre o potencial, custos e benefícios associados a
repotenciação
4.
Após estudos internos, em 14 de outubro de 2010, a SRG/ANEEL realizou reunião técnica
com a ABRAGE e apresentou alguns possíveis mecanismos que poderiam incentivar os projetos de
repotenciação, dado o arcabouço legal existente.
5.
A mesma apresentação foi realizada para a Associação Brasileira dos Produtores
Independentes de Energia Elétrica – APINE, em 04 de novembro de 2011. Nesta mesma reunião a APINE
apresentou suas considerações sobre a matéria e indicou algumas propostas.
6.
Em 15 de dezembro de 2011, a ABRAGE retornou a ANEEL para realizar apresentação
sobre o tema e indicar suas propostas.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência
Fl. 2 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
7.
O ONS, em dezembro de 2010 encaminhou a ANEEL a Nota Técnica no 160/2010
Avaliação das Condições de Atendimento à demanda horária do SIN concluindo que, naquele período de
operação, para garantir o atendimento da demanda horária nos períodos de carga média e pesada,
preservando-se a segurança da operação do SIN, faz-se de fundamental importância a permanência do
atual despacho complementar de geração térmica.
8.
Em 03 de fevereiro de 2011, em reunião na ANEEL, a SRG/ANEEL apresentou à Empresa
de Pesquisa Energética – EPE suas considerações sobre o tema.
III. DA ANÁLISE
III.1 Do conceito de repotenciação
9.
O termo repotenciação pode abranger diversas interpretações, sendo sua definição
clássica a de que corresponde a todas aquelas obras que visem gerar ganho de potência e de
rendimento 1 na usina.
10.
As obras nas unidades geradoras para atender a supracitada definição podem se
subdividir em duas diferentes vertentes:
a) repotenciação de unidades geradoras existentes: consiste na redefinição da potência
nominal originalmente projetada, através da adoção de avanços tecnológicos, de concepções mais
modernas de projeto ou folgas existentes no projeto originalmente concebido que podem ser aproveitadas;
b) instalação de unidades geradoras adicionais em usinas existentes: consiste na
viabilização da conclusão final de projeto originalmente previsto, com a finalização de obras civis e
instalação de equipamentos eletromecânicos em usinas hidrelétricas que foram dimensionadas com poços
adicionais para futura motorização.
11.
Recentemente, no Brasil, dois importantes trabalhos foram publicados sobre o tema.
12.
O primeiro, coordenado pela WWF-Brasil 2 , estimou para o parque hidrelétrico brasileiro o
potencial de repotenciação de 8.093 MW. Esse valor considera o universo de 67 usinas com porte superior
a 30 MW e com mais de 20 anos de operação, que totalizam 34.735 MW de capacidade instalada. Para
esse universo o ganho de capacidade foi estimado em 23,3%, apenas com a substituição do rotor do
gerador elétrico.
13.
O segundo, conduzido pela EPE 3 , analisou o potencial de repotenciação com foco na
segurança energética proporcionada ao SIN com a implementação de projetos no conjunto de usinas
escolhido pela WWF-Brasil. O resultado do estudo da EPE mostrou que os ganhos adicionais de energia
firme são pequenos, da ordem de 270 MWmédios, o que pode ser considerado como uma boa estimativa
para o acréscimo da garantia física que seria percebida pelo SIN com a implementação desses projetos. O
Veiga, J. R.C. Oportunidades de Negócio com a repotenciação de usinas: Aspectos Técnicos, Econômicos e Ambientais;
Dissertação de Mestrado, IEE, USP, 2001.
2 Bermann, C., Veiga, J. R.C., Rocha, G.S., Grupo de Estudos de Política Energética WWF. A repotenciação de usinas
hidrelétricas como alternativa para o aumento da oferta de energia no Brasil com proteção ambiental, 2004.
3 EPE. Nota Técnica DEN 03/08 – Considerações sobre repotenciação e modernização de usinas hidrelétricas, 2008.
1
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 3 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
pequeno aumento de energia firme pode ser explicado pelo fato da geração ser simulada para um cenário
hidrológico crítico, ou seja, com baixas vazões afluentes às hidrelétricas. Em regimes hidrológicos críticos,
o benefício energético de incrementos de potência instalada em usinas é marginalizado, pois há
insuficiência de recurso (potencial hidráulico) a ser convertido em energia elétrica.
14.
Tanto o estudo da WWF-Brasil e da EPE se limitaram a avaliar os benefícios, ganhos de
rendimento, dos projetos de repotenciação de unidades geradoras existentes, não se atendo ao potencial
dos projetos de instalação de novas unidades geradoras em poços existentes.
III.2 O potencial técnico para os projetos de repotenciação
15.
Uma estimativa fidedigna do potencial técnico para o aumento da potência instalada por
meio de ganho de rendimento em unidades geradoras existentes dependeria de uma análise detida e
individual nos empreendimentos hidrelétricos instalados no Brasil. Em princípio seria necessária uma
análise da restrição existente em cada projeto e também da melhor técnica para superar essa restrição,
seja no gerador elétrico, equipamento motriz ou até no transformador elevador 4 .
16.
Já no que concerne ao potencial técnico para instalação de novas unidades geradoras em
poços existentes, a ABRAGE, a pedido da SRG/ANEEL, realizou levantamento junto aos seus associados.
Com os dados de vertimento fornecidos pelo ONS correlacionou-se, na Tabela 1, a potência disponível
nos poços levantados pela ABRAGE onde é possível a motorização e o vertimento médio anual.
Tabela 1 – Potencial técnico para motorização de poços existentes no SIN.
Usinas hidrelétricas preparadas para novas unidades
Vertimento [MWmédio]
Poços preparados Potência disponível
Agente
Empreendimento
para novas UG´s
nos poços [MW] 2006 2007 2008 2009 2010
São Simão
4
1.075 573 600 190 208 504
Três Marias
2
123 585 390 1.077 107
1
CEMIG
Jaguara
2
213
94
74
49 306
91
Três Irmãos
3
485
0
0 102
78
10
CESP
93 258
61 788 1.509
Porto Primavera
4
440
CHESF
Luiz Gonzaga
4
1.000
7 226
0
15
0
Copel
Gov. Bento Munhoz
2
838
0
53
32 153 243
Taquaruçu
1
105
3
1
0 266 172
Duke
Rosana
1
89
3
5
0 377 285
Eletronorte
Curuá - Una
1
10
26
4
25 211
54
EMAE
Edgard de Souza
1
12
0
0
0 120 143
Endesa
Cachoeira Dourada
1
105
31
92
10
1
8
Rede
Mimoso
1
10
0
0
0
0
0
Tractebel
Salto Santiago
2
710
0 121
48 301 385
TOTAL
5.214 1.415 1.824 1.593 2.931 3.405
Fonte: Elaboração própria, com dados da ABRAGE e do ONS.
17.
Os valores de vertimento são apresentados na Tabela 1 em unidade comparável com a
potência disponível nos poços, MWmédio. Para isso, foi utilizada a produtibilidade de cada usina
Sá Júnior, G. N., Munhoz, F. C., Silva, R. G. A., As Perspectivas de Repotenciação de Centrais Hidrelétricas do Sistema
Interligado Nacional. Artigo submetido ao XXI SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica a
ser realizado em Florianópolis – SC nos dias 23 a 26 de outubro de 2011.
4
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 4 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
[MW/m3/s] a 65% volume útil. Trata-se, portanto, de valores conservadores de vertimento, uma vez que
para a usina estar vertendo o volume útil deve estar próximo do armazenamento máximo. Contudo, muitos
vertimentos podem ter ocorrido por restrições hidrológicas, como volume de espera e defluência mínima,
e/ou sistêmicas. Assim, se utilizássemos a produtibilidade a 100% do volume útil poderíamos sobreestimar
o vertimento. Na ausência de detalhamento da motivação de cada vertimento, optou-se por ser
conservador no seu cálculo.
III.3 Benefícios associados à instalação de novas unidades geradoras em usinas existentes
18.
A Tabela 1 não separa os vertimentos turbináveis e não turbináveis. Também nela não
estão computadas eventuais unidades geradoras que estavam em manutenção no momento do vertimento
ou restrições elétricas sistêmicas que pudessem impedir o acionamento das unidades geradoras. A falta
dessas informações prejudica um pouco a análise da Tabela 1.
19.
Ainda assim, ressalvadas essas particularidades, pode-se concluir que entre 2006 e 2010
verificou-se um considerável potencial energético que não pôde ser convertido em energia elétrica pela
falta de potência adicional nessas hidrelétricas. Do mesmo modo, pode ser verificado que embora haja
poço disponível em algumas hidrelétricas, em princípio, não há necessidade de instalação de novas
unidades geradoras nessas, pois o vertimento foi mínimo ou não ocorreu.
20.
Na Tabela 1, para melhor resumo dos dados, o vertimento está agregado na forma de
média anual, não constando a dispersão desse vertimento. Assim, todo vertimento pode estar concentrado
em um único mês, de maneira que um adicional de potência teria pouco efeito, ou o vertimento pode estar
distribuído uniformemente durante o ano, tendo a potência a ser adicionada maior benefício para a
produção de energia elétrica. A Tabela 2 apresenta a dispersão do vertimento por usina.
Tabela 2: Frequência do vertimento diário (2006-2010).
Cachoeira Dourada
Curuá-Una
Vertimento [MWmed]
nº dias
Vertimento [MWmed]
sem vertimento
1.576
sem vertimento
0 - 55
76
0-5
55 - 105
51
5 - 10
105 - 200
63
10 - 50
200 - 500
33
50 - 100
> 500
29
> 100
dias analisados:
1.828 dias analisados:
% dias sem vertimento:
86,2% % dias sem vertimento:
pot. disponível:
105 MW pot. disponível:
G. B. Munhoz
Vertimento [MWmed]
sem vertimento
0 - 419
419 - 838
838 - 1500
1500 - 3000
> 3000
dias analisados:
% dias sem vertimento:
pot. disponível:
Jaguara
nº dias
Vertimento [MWmed]
1.621
sem vertimento
83
0 - 106
54
106 - 213
36
213 - 500
27
500 - 1000
7
> 1000
1.828 dias analisados:
88,7% % dias sem vertimento:
838 MW pot. disponível:
Edgard de Souza
nº dias
Vertimento [MWmed]
nº dias
887
sem vertimento
1.098
36
0 - 12
35
12 - 50
20
342
50 - 100
319
230
100 - 250
335
298
> 250
56
1.828 dias analisados:
1.828
48,5% % dias sem vertimento:
60,1%
10 MW pot. disponível:
12 MW
Luiz Gonzaga
nº dias
Vertimento [MWmed]
nº dias
996
sem vertimento
1.737
331
0 - 250
23
245
250 - 500
15
153
500 - 1000
10
47
1000 - 1500
9
56
> 1500
34
1.828 dias analisados:
1.828
54,5% % dias sem vertimento:
95,0%
213 MW pot. disponível:
1000 MW
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 5 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
Porto Primavera
Rosana
Vertimento [MWmed]
nº dias
Vertimento [MWmed]
sem vertimento
1.311
sem vertimento
0 - 220
103
0 - 45
220 - 440
81
45 - 89
440 - 1000
98
89 - 500
1000 - 5000
171
500 - 1000
> 5000
64
> 1000
dias analisados:
1.828 dias analisados:
% dias sem vertimento:
71,7% % dias sem vertimento:
pot. disponível:
440 MW pot. disponível:
São Simão
Vertimento [MWmed]
sem vertimento
0 - 337
337 - 1075
1075 - 2000
2000 - 3000
> 3000
dias analisados:
% dias sem vertimento:
pot. disponível:
Taquaruçu
nº dias
Vertimento [MWmed]
1.210
sem vertimento
9
0 - 52
341
52 - 105
210
105 - 200
35
200 - 500
23
> 500
1.828 dias analisados:
66,2% % dias sem vertimento:
1075 MW pot. disponível:
Três Irmãos
Vertimento [MWmed]
sem vertimento
0 - 242
242 - 485
485 - 700
700 - 1000
> 1000
dias analisados:
% dias sem vertimento:
pot. disponível:
Salto Santiago
nº dias
Vertimento [MWmed]
nº dias
1.613
sem vertimento
1.543
15
0 - 362
93
4
362 - 710
54
47
710 - 1500
75
47
1500 - 3000
36
102
> 3000
27
1.828 dias analisados:
1.828
88,2% % dias sem vertimento:
84,4%
89 MW pot. disponível:
710 MW
Três Marias
nº dias
Vertimento [MWmed]
1.695
sem vertimento
14
0 - 61
10
61 - 123
26
123 - 200
28
200 - 500
55
> 500
1.828 dias analisados:
92,7% % dias sem vertimento:
105 MW pot. disponível:
nº dias
1.269
45
187
97
113
17
1.828
69,4%
123 MW
nº dias
1.724
42
8
46
6
2
1.828
94,3%
485 MW
21.
Os dados da Tabela 2 trazem uma série de informações que servem de subsídio para uma
melhor crítica sobre a viabilidade técnica para instalação do incremento de potência nas usinas
selecionadas. Por exemplo, existem usinas, Curuá-Una e Jaguara, que apresentaram vertimento em
quase metade do tempo (cinco anos) analisado. De outra forma, outras usinas, como Luiz Gonzaga, uma
das que possuem maior capacidade de motorização, o vertimento ocorreu em apenas cinco por cento do
tempo.
22.
Além disso, a Tabela 2 permite inferir o tamanho do vertimento. Como algumas usinas
possuem mais de um poço disponível para a instalação de nova unidade geradora, é possível que, em
algumas delas, não haja a necessidade da instalação de todo o potencial disponível. Enquanto isso, em
outras usinas, um poço pode ser pouco para a quantidade de vertimento. Um estudo mais detalhado exige
a simulação do SIN através do uso de várias séries hidrológicas. A recomendação é que o ONS faça este
estudo.
23.
Por fim, muito embora a instalação de novas unidades geradoras nos poços existentes ou
o aumento do rendimento das unidades em operação possam não trazer significativo incremento de
energia firme, o que se observa, em muitas usinas, é que a potência adicional teria condições de ser
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 6 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
utilizada nos períodos de afluência média e alta, isto é, fora do período crítico em que a energia firme é
calculada, podendo trazer ganhos econômicos e de confiabilidade na operação do SIN.
III.4 Dos incentivos regulatórios
24.
A principal fonte de receita da usina hidrelétrica provém da venda, seja por meio de
contratos de médio/longo prazo ou no mercado de curto prazo, da garantia física associada à usina.
Adicional de receita pode ser obtida pela venda da energia secundária do Mecanismo de Realocação de
Energia - MRE, quando existente.
25.
A garantia física é atribuída a cada usina hidrelétrica por meio da contribuição que essa
fornece a garantia de suprimento do SIN. Por sua vez, a garantia de suprimento do SIN é definida como
aquela correspondente à máxima quantidade de energia que este sistema pode suprir dado critério de
igualar o Custo Marginal de Operação – CMO ao Custo Marginal de Expansão – CME. O montante de
energia elétrica é rateado entre os empreendimentos de geração que constituem o sistema, obtendo-se a
garantia física dos empreendimentos.
26.
Ocorre que, para usinas hidrelétricas o rateio da garantia de suprimento do SIN é
realizado de forma proporcional à energia firme de cada usina. Por sua vez, a energia firme da usina
hidrelétrica corresponde à geração média nos meses do período crítico, isto é, de vazões reduzidas. 5
27.
Assim, com vazões reduzidas, por mais que se incremente a potência da usina
hidrelétrica, chegará um momento que tal incremento não será economicamente viável, uma vez que o
custo para adicionar mais potência à usina é maior que o benefício da garantia física alcançada por ela.
28.
Esse é, ao ver da SRG/ANEEL e das associações que participaram das reuniões técnicas
realizadas na ANEEL, o maior empecilho para que os agentes realizem por conta própria os investimentos
necessários para aumentar a potência disponível de suas usinas hidrelétricas. O único benefício
regulatório para os projetos de repotenciação é a possibilidade de expurgo do período de indisponibilidade
associado ao período de modernização da unidade geradora.
29.
Por outro lado, se o empreendedor não tem incentivo em sua receita por meio do aumento
de garantia física para efetuar a repotenciação, duas novas despesas, que estão vinculadas à potência
instalada, incidirão sobre ele caso ele a efetue: aumento no Montante de Uso do Sistema de Transmissão
– MUST e aumento da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Destarte, esse
problema certamente merece tratamento regulatório.
III.5 O atendimento à demanda máxima no SIN
30.
A Nota Técnica no 064/2009 do ONS concluiu que havia a necessidade da permanência
do despacho de geração térmica no mês de maio de 2009 para garantir a disponibilidade horária de
potência na região SE/CO para o suprimento à região Sul. O acionamento de termelétrica pelo ONS não
foi resultado do modelo de otimização, utilizado para a definição da política de operação do SIN, ou por
segurança energética. Foi pela falta de unidades geradoras disponíveis nas usinas hidráulicas para
atendimento do consumo em um determinado instante. O primeiro indício de um eventual problema de
falta de potência horária no SIN que a SRG/ANEEL teve conhecimento.
5
Portaria do Ministério de Minas e Energia – MME no 258, de 28 de julho de 2008, Anexo I.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 7 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
31.
O ONS carece de potência disponível em valor superior a demanda horária verificada para
operar o sistema de forma segura e confiável. Depois de descontadas todas as restrições que limitam essa
potência disponível, o ONS deve ainda dispor, no mínimo, do montante estabelecido como Reserva de
Potência Operativa – RPO.
32.
A RPO representa o montante de potência disponível para o controle de frequência do
sistema e manutenção dos intercâmbios programados entre áreas de controle, área do SIN sobre a qual
um centro de operação, por meio do Controle Automático de Geração – CAG, tem a responsabilidade pelo
controle da freqüência e do intercâmbio de energia elétrica. As reservas de potência operativa primária e
secundária, bem como seus controles, definidas a seguir, são consideradas serviços ancilares e podem
ser prestados pelos empreendimentos de geração do SIN. O detalhamento da quantificação da RPO e
suas subdivisões podem ser consultados no Anexo 3 do Submódulo 10.6 dos Procedimentos de Rede.
a) Reserva Primária - R1 (controle primário de frequência) – montante de potência
disponível destinado à regular a frequência do sistema, baseado na atuação dos reguladores de
velocidade das unidades geradoras;
b) Reserva Secundária - R2 (controle secundário de frequência) – destinado a
restabelecer a frequência do sistema para o valor programado na ocorrência de variações de carga
(desligamentos forçados de unidades geradoras, cortes inesperados da carga demandada por
determinadas regiões ou grandes consumidores e desligamentos intempestivos de equipamentos de
transmissão) e restabelecer os intercâmbios entre áreas de controle. O montante da reserva secundária é
alocado entre as unidades geradoras participantes do CAG. O CAG corresponde ao conjunto de
equipamentos e/ou dispositivos instalados nos centros de controle do ONS e em algumas usinas do SIN
que efetuam ações coordenadas para viabilizar o processo sistêmico de manutenção de frequência e/ou
montante de intercâmbio entre as áreas de controle.
33.
A necessidade de atendimento da demanda horária elevada convive com a
indisponibilidade de unidades geradoras em manutenção e com restrições conjunturais, tendo ambas o
efeito de diminuir a potência disponível no sistema e reduzir a folga existente entre essa potência
disponível e a demanda horária do sistema.
34.
A Nota Técnica do ONS no 160/2010 mostra que os requisitos de demanda horária podem
ser significativamente elevados, em especial nos patamares de carga média e pesada. A Figura 1
apresenta a carga do SIN sob supervisão do ONS no dia 30 de novembro de 2010.
35.
Como pode ser observado na Figura 1 existe forte modulação da carga durante o dia. As
variações da carga ocorrem em todos os patamares: leve, médio e pesado, alterando apenas a amplitude.
O que ocorre é que nos patamares de carga pesada e média pode haver problema físico de atendimento à
demanda horária, isto é, conforme relatado, o SIN pode não dispor de potência hidráulica disponível para
suprir seus requisitos de demanda horária, dependendo da quantidade de unidades geradoras em
manutenção e das restrições elétricas associadas à malha de transmissão.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 8 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
Fonte: NT 160/2010 do ONS.
Figura 1. Carga do SIN sob supervisão do ONS em 30/11/2010.
36.
Adicionalmente, quando a geração de energia elétrica é igual ao consumo, a frequência do
sistema de potência e os intercâmbios programados entre subsistemas são constantes. Entretanto, o
balanço entre carga e geração é constantemente perturbado por variações de consumo, de geração e,
eventualmente, por uma saída forçada de linha de transmissão ou unidade geradora. Para manter a
freqüência do sistema nos valores nominais e preservar os intercâmbios programados, evitando assim
corte de carga ou uma maior perturbação sistêmica, há necessidade do SIN possuir RPO.
Fonte: NT 160/2010 do ONS.
Figura 2. Saldo da reserva operativa do SIN [MW] em 30/11/2010.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 9 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
37.
Assim, além de em algumas conjunturas o SIN não dispor de potência hidráulica
disponível para suprir seus requisitos de demanda horária ele pode ficar desprovido da RPO necessária
para sua operação dentro dos critérios de confiabilidade. Como exemplo, a Figura 2 apresenta a folga e o
déficit existente de RPO verificada pelo ONS no dia 30/11/2010.
38.
A RPO é definida por área de controle a partir das previsões de carga e intercâmbio entre
essas áreas. Ela é constituída pela soma da reserva primária (R1), provida pelas próprias unidades
geradoras, e pela reserva secundária (R2), provida pela usinas participantes do CAG. O relatório técnico
RE 3/145/2009 do ONS “Estimativa da reserva de potência para 2010” apresenta a reserva operativa
prevista para o ano de 2010, sumarizado na Tabela 3.
Tabela 3. Previsão de alocação de reserva de potência operativa para 2010 por área de controle [MW].
Mês
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
COSR - SE
R1
R2
376 1417
390 1466
382 1479
360 1499
359 1490
275 1493
275 1498
278 1515
322 1517
319 1518
309 1478
386 1485
COSR - SE
R1
R2
69
491
72
507
76
525
75
518
75
519
144 517
143 513
145 509
149 508
152 510
150 500
69
496
COSR - N
R1
R2
104 341
106 352
108 355
108 360
109 365
111 368
109 368
111 375
112 380
113 384
111 374
110 375
COSR - NE
R1
R2
56
387
56
389
67
391
94
393
93
392
106 386
108 384
107 390
63
399
65
409
66
412
72
413
Sist. 50 Hz
R1
R2
62
32
62
33
62
31
62
28
62
29
62
28
62
28
62
28
62
28
62
28
63
28
62
30
Fonte: ONS (RE 3/145/2009).
39.
A Figura 2 mostrou que no dia 30/11/2010 a RPO, por várias vezes, ficou abaixo do
recomendado. De um modo mais estrutural, esse fato vem sendo acompanhado pelo ONS, que no Plano
Anual da Operação Energética – PEN 2010 observou o aumento da dificuldade de atendimento da
demanda máxima do sistema nos próximos anos. A Tabela 4, extraída do PEN 2010, mostra a previsão de
folga para o atendimento da demanda máxima no SIN e nas regiões S/SE-CO e N/NE.
Tabela 4 – Previsão de atendimento a demanda máxima do sistema.
SIN
S/SE-CO
N/NE
SIN
Demanda Máxima [MW]
Mês
Menor Folga [MW]
% da Carga
Mês
Menor Folga [MW]
% da Carga
Mês
Menor Folga [MW]
% da Carga
Mês
2010
68.003
Outubro
9.922
19%
Junho
1.825
13%
Maio
12.636
19%
Junho
2011
71.722
Outubro
7.138
13%
Março
2.191
15%
Abril
9.497
13%
Março
2012
75.004
Outubro
5.523
9%
Março
2.200
14%
Abril
7.889
11%
Março
2013
2014
80.326
83.977
Outubro Outubro
4.075
2.461
7%
4%
Março
Março
943
935
5%
5%
Dezembro Fevereiro
5.336
3.406
7%
4%
Março
Março
Fonte: ONS (PEN 2010).
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 10 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
40.
O atendimento a demanda horária elevada do sistema deve ser realizado, de forma
preferencial, por usinas hidráulicas. Isso porque tais usinas apresentam menor custo variável de operação
do que as termelétricas. Além disso, possuem maior facilidade de modulação diária.
41.
No entanto, na inexistência de máquinas hidráulicas disponíveis para atender a demanda
horária elevada, o ONS utiliza a geração de unidades termelétricas para atendê-la e conservar o sistema
dentro dos critérios de confiabilidade operativa. Desta forma, não parece razoável sustentar o uso dessas
termelétricas para esse fim considerando a possibilidade de incremento de potência nas centrais
hidrelétricas já instaladas. É imprescindível estimar a existência de uma possível economia para o
consumidor final com os projetos de repotenciação, quando comparado ao custo evitado pelo pagamento
da parcela variável de eventual geração termelétrica para atendimento da demanda máxima.
42.
O problema de atendimento à demanda máxima se agrava ainda mais pois, a potência
adicional exigida para seu atendimento ocorre nos períodos de carga média e/ou pesada do sistema.
Desta forma, não há requisitos de potência adicional nos períodos de carga leve e mínima. Portanto, em
uma análise preliminar, o problema de atendimento a demanda máxima poderia ser resolvido com o
despacho termelétrico somente durante o período da carga média e/ou pesada.
43.
Ocorre que, dentre a diversidade de centrais termelétricas instaladas no território nacional,
aquelas com custos de operação mais baixos (em ciclo combinado ou ciclo simples com turbinas
industriais) apresentam restrições quanto aos procedimentos de partida, parada e tempo mínimo de
operação, o que inviabiliza sua geração somente em um período de carga, necessitando serem
programadas na base da geração, caso sejam programadas para o atendimento da demanda máxima do
sistema.
44.
As demais centrais termelétricas, que apresentam maior flexibilidade de operação
(turbinas a gás em ciclo simples ou motores diesel), possuem custos variáveis de operação bem mais
elevados, superando, em alguns casos, R$ 500,00/MWh.
45.
Portanto, além de trazer maior flexibilidade operativa para o ONS na operação do sistema,
a instalação de novas unidades geradoras em poços existentes e o aumento do rendimento nas unidades
em operação, pode prover maior economia na operação do sistema no período de demanda máxima.
III.6 Da proposta de solução regulatória
46.
Existe, no arcabouço legal do setor elétrico brasileiro, mecanismo de mercado que objetiva
incentivar o incremento da potência disponível do SIN. O Decreto no 5.163/2004 estabelece a necessidade
dos agentes de além de apresentarem lastro de energia elétrica para a venda, também apresentarem
lastro de potência para garantir 100% dos seus contratos. No entanto, a aferição do lastro de potência vem
sendo adiada e, até hoje, não se encontra implementada nas regras de comercialização. Em 28 de
setembro de 2010, por meio do Decreto no 7.317, foi prorrogada até 2014 a isenção de aplicação de
penalidades por descumprimento da obrigação de atendimento aos requisitos de potência.
47.
Porém, mesmo com sua futura implementação, agora postergada para o ano de 2014,
provavelmente será necessário um tempo para maturação do mercado de potência, até que o mesmo
possa oferecer sinais de preço adequados ao incremento da potência disponível no sistema.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 11 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
48.
Assim, o incentivo regulatório para os projetos de repotenciação passa a ser uma
alternativa interessante no curto/médio prazo para solucionar o problema de atendimento da demanda
máxima do sistema.
49.
Diversas opções foram pensadas pela equipe da SRG/ANEEL, em uma espécie de
“brainstorm”, para tentar encontrar uma solução regulatória viável para o problema. Dentre as opções,
apresentadas nas reuniões técnicas realizadas com a ABRAGE e APINE, estavam: recálculo da Garantia
Física baseado na nova metodologia proposta pelo MME na Portaria MME no 861/2010; apresentação dos
custos e prazos pelos agentes para as possibilidades de repotenciação de suas usinas; estudos
eletroenergéticos elaborados pelo ONS estabelecendo prioridades em função dos benefícios de cada
opção de repotenciação; custo de investimento ressarcido via Encargo de Serviços do Sistema - ESS,
aprovado e auditado pela ANEEL; estabelecimento de tarifa; possibilidade de isenção dos custos de uso
do sistema na hipótese de não ser necessária a realização de reforços localizados; enquadramento dos
projetos de repotenciação como Energia de Reserva e; tratamento de novas unidades instaladas no
controle secundário de frequência.
50.
Nas reuniões técnicas com as associações, APINE e ABRAGE apresentaram a alternativa
de utilizar o mecanismo de leilão para a contratação da potência disponível nos poços existentes. Assim,
combinando a alternativa apresentada pelas associações com algumas das opções aventadas pela
SRG/ANEEL chegou-se a uma proposta regulatória que é discutida a seguir.
51.
O cerne da proposta é tratar a repotenciação como um problema elétrico de atendimento à
demanda máxima. Por óbvio, a resolução do problema elétrico deve trazer ganhos energéticos, com o
turbinamento de vazões que seriam vertidas. No entanto, quando tratamos de atendimento à demanda
máxima, estamos especificando que se trata de um problema de reserva operativa, um serviço ancilar.
52.
Como já discutido nesta Nota Técnica, o controle da reserva operativa, primária e
secundária, são serviços ancilares necessários para a operação do sistema. De acordo com a Resolução
ANEEL no 265/2003 e atualizações, o controle primário de frequência é de prestação obrigatória por todas
as usinas conectadas ao SIN, não havendo previsão de qualquer remuneração em contrapartida,
dependendo apenas da aquisição de equipamentos e a configuração dos mesmos em conformidade com
os requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede 6 .
53.
Já o controle secundário de frequência é de prestação obrigatória pelas usinas definidas
pelo ONS a participar CAG, havendo ressarcimento dos custos envolvidos com a implantação das
facilidades necessárias a prestação desse serviço e dos custos de operação e manutenção.
54.
Em uma análise do arcabouço legal sobre o tema, observa-se que existe previsão legal
quanto à remuneração pela prestação desses tipos de serviços ancilares e existe competência delegada à
ANEEL para estabelecer eventuais mecanismos de remuneração. A seguir transcrevemos trecho do
Decreto no 5.163/2004:
“Art. 59. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever o pagamento de
um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços
ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, dentre outros:
Detalhes sobre os requisitos relativos à regulação primária de freqüência podem ser obtidos no item 7.4 do Submódulo 3.6 dos
Procedimentos de Rede.
6
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 12 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
.....
II – a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para a regulação da
freqüência do sistema e sua capacidade de partida autônoma.”
55.
Assim, não havendo impedimento legal, resta equacionar a melhor alternativa a se adotar
para a contração desse acréscimo de potência disponível oriundo de projetos de instalação de unidades
geradoras adicionais em usinas existentes e/ou aumento da potência em unidades geradoras já em
operação.
56.
A melhor alternativa analisada pela SRG/ANEEL para incentivar a instalação de unidades
geradoras adicionais e/ou repotenciar as unidades existentes, e ao mesmo tempo mitigar os problemas de
atendimento da demanda máxima, é a realização de leilão para contratação de disponibilidade para
prestação do serviço ancilar de controle secundário de frequência.
57.
Tal leilão deve ser formatado de formar a privilegiar os menores preços para a
disponibilização desse serviço ao longo da vida útil do empreendimento, estabelecendo-se uma receita
anual ou mensal, possivelmente em R$/MWinstalado, a ser auferida pelo empreendedor ao longo de um
período, e que seja suficiente à amortização dos investimentos e suporte os custos de operação e
manutenção.
58.
O montante de potência a ser contratado depende de análise das instituições
responsáveis pelo planejamento eletroenergético do sistema, em especial do ONS por se tratar de curto
prazo, que também deverão avaliar para cada projeto a sua compatibilidade com o objetivo proposto. Em
outras palavras, a participação de determinado empreendimento nesse leilão deverá ser precedida de
análise sobre sua efetiva contribuição no atendimento da demanda máxima do sistema.
59.
Por óbvio, como apresentado na Tabela 2, existem usinas onde a instalação unidades
geradoras é mais importante para o SIN. O ONS deverá fazer esta análise. Também, não deverá ser
contratada toda a disponibilidade de potência a ser instalada, pois se isso ocorresse não haveria processo
competitivo. Assim, deverá ser realizado um trabalho específico para definir o montante a ser contratado.
As unidades geradoras não contratadas nesse leilão deverão esperar a regulamentação, a partir de 2014,
do mercado de potência.
60.
Portanto, em uma primeira análise, a SRG/ANEEL sugere a realização de apenas um
leilão para contratação de potência. O montante deve ser definido pelo ONS e, no primeiro momento, não
deve ser tornado público, até que se defina a sistemática do leilão. Para essa sistemática, a SRG/ANEEL
deverá contar com o apoio de outras superintendências da ANEEL.
61.
Um ponto importante é a definição do início de operação comercial da nova unidade
geradora após a data de realização do leilão e do prazo para remuneração da nova potência contratada.
Quanto menor o prazo dessa contratação, maior tende a ser o R$/MWinstalado. De outra maneira, se o
prazo for maior, pagar-se-á por mais tempo por essa contratação. Novamente, a SRG/ANEEL deverá
contar com o apoio das outras superintendências para essas definições.
62.
Ainda relacionado ao prazo de contratação, há preocupação quanto à indefinição sobre o
vencimento das concessões. Muitas das hidrelétricas com potencial de participar do leilão possuem
concessões vincendas nos próximos anos. Ainda que haja previsão legal de ressarcimento para ativos
ainda não pagos pelos agentes, inexiste uma regra específica de como será esse ressarcimento. Assim,
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 13 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
usinas com concessão a vencer tenderão a precificar esse risco no seu lance no leilão.
63.
O preço teto para a contratação também deve ser definido após estudo. Apesar de ser
tecnicamente desejável a repotenciação e a instalação de novas unidades geradoras, em termos
econômicos esses projetos devem compensar a operação das centrais termelétricas que são requisitadas
para atendimento da demanda horária elevada. De modo óbvio, esse preço deve ser muito menor do que
os alcançados pelas hidrelétricas nos leilões de energia nova, uma vez que em várias usinas com
potencial de repotenciar suas unidades geradoras a componente civil inexiste ou é pequena, ficando os
custos concentrados na aquisição e montagem de equipamentos.
64.
Importa salientar que a alta demanda horária não ocorre durante todo ano, tendo forte
correlação com a temperatura. Também, considerando o modelo de despacho e os Procedimentos
Operativos de Curto Prazo, há uma menor probabilidade de falta de potência durante o inverno, uma vez
que as termelétricas estão acionadas. Portanto, a SRG/ANEEL deverá estudar em conjunto com o ONS o
possível custo evitado de termelétricas para estimar a partir de que preço teto é mais econômico para o
consumidor investir na repotenciação das usinas hidrelétricas. Neste sentido, um dos insumos básicos
para esse estudo é a indicação do período do ano que há maior necessidade da RPO, bem como seu
montante e o período diário em que este reforço é necessário.
65.
Adicionalmente, deve ser analisado no supracitado estudo a necessidade de aumento da
capacidade de transmissão para atender o correspondente aumento de potência da usina hidrelétrica.
Inevitavelmente, usinas que necessitam de reforço no sistema de escoamento, ou mesmo na rede de
transmissão, serão menos competitivas no processo licitatório.
66.
A repotenciação deverá trazer acréscimo de garantia física ao empreendimento, mesmo
que, em alguns casos, em valores pouco significativos. Tal acréscimo poderá ser utilizado para
comercialização no ambiente livre ou regulado, devendo a receita advinda dessa garantia física adicional
servir de estímulo para o empreendedor reduzir o seu preço nos leilões de RPO. Ademais, outra receita
acessória desses projetos, que também deve servir de estímulo para redução dos preços nos leilões, é o
incremento da capacidade de atendimento do mercado de potência, que tem perspectiva de se tornar mais
“robusto” na segunda metade dessa década.
67.
Importante salientar que apesar dessa contratação ser realizada para incremento da RPO
disponível no sistema, não necessariamente essa potência adicional efetivamente deverá ser utilizada
como RPO (controle secundário de freqüência), haja vista ser prerrogativa do ONS definir quais unidades
geradoras farão parte da RPO em cada instante. O que se pretende é que, com essa contratação, o ONS
possa dispor de maior folga para planejar e utilizar a RPO de forma mais adequada nos momentos de
atendimento da demanda máxima, quando o sistema mais carece de recursos disponíveis.
68.
Também não é pretensão da proposta regulatória aqui sugerida acabar com o problema
de atendimento à demanda máxima. O objetivo é mitigar este problema e ao mesmo tempo incentivar a
repotenciação de unidades geradoras. O bom efeito colateral da proposta é que, além de servir para
mitigar o problema de atendimento à demanda máxima, a repotenciação certamente trará de ganho
energético para o SIN.
69.
Por fim, fixada a sugestão da contratação da RPO por leilão, cabe avaliar como deverá ser
suportado o custo desses projetos de repotenciação, tendo em vista que a receita advinda do acréscimo
de garantia física será acessória, sendo o restante contratado pelo ONS ou pela CCEE, a depender de
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 14 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
definição regulatória.
70.
A sistemática regulatória proposta configura a remuneração pela disponibilidade de um
serviço ancilar que deverá ser usufruído por todos os agentes conectados ao SIN, indicando que o custo
dessa contratação deva ser suportado via ESS. A previsão legal para a utilização do ESS para esse
pagamento consta no art. 59, inciso II, do Decreto no 5.163/2004, já citado nesta Nota Técnica.
71.
Em uma análise preliminar, esse ônus deveria ser suportado pela área de controle onde
essa potência adicional será instalada e que foi beneficiada pelo aumento da folga entre a potência
disponível e a demanda máxima. Entretanto, parte desse benefício de alguma forma se estende às demais
áreas de controle, em função da característica de intercâmbio existente entre as áreas.
72.
Ademais, a metodologia proposta parte do pressuposto de que uma eventual geração
termelétrica para atendimento da demanda máxima será evitada, reduzindo os custos que seriam
suportados já pelo ESS. Enfim, a forma de rateio via ESS, entre os consumidores do submercado
específico ou do SIN, ainda deve ser definido.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
73.
A argumentação expressa nesta Nota Técnica é fundamentada nos seguintes
instrumentos legais e regulatórios: Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, arts. 2o e 3o, inciso XIX; Lei
no 10.848, de 15 de março de 2004, art. 1o, inciso VII e § 5o, inciso III; Decreto no 2.335, de 6 de outubro
de 1997, Anexo I, art. 3o, art. 4o, inciso IV e art. 12, inciso III; Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004, art.
1o, § 5o e art. 59, inciso II; Resolução ANEEL no 265, de 10 de junho de 2003.
V. DA CONCLUSÃO
74.
O SIN apresenta um considerável potencial técnico para incremento de sua potência
instalada, seja pela motorização de poços disponíveis em diversas hidrelétricas ou pela elevação da
potência de unidades geradoras em operação.
75.
Apesar do reconhecido potencial técnico, em termos de incremento na garantia do
suprimento o papel desses projetos representa importância marginal, não trazendo significativos ganhos
para o SIN e rentabilidade adequada para os agentes.
76.
Embora o incremento da garantia física não seja suficiente para incentivar esses projetos,
foi apresentada nesta Nota Técnica uma oportunidade não estrutural e transitória, por meio da contratação
desses projetos como RPO.
77.
Conforme restou demonstrado, em determinadas circunstâncias, o ONS tem encontrado
dificuldades em manter um nível adequado de RPO, considerando a necessidade de atendimento da
demanda máxima do sistema. Ademais, as previsões futuras apontam para uma intensificação dessa
dificuldade ao longo dos próximos anos.
78.
A solução proposta tende a mitigar o custo de geração termelétrica para atendimento da
demanda máxima do sistema. Além disso, gera benefícios em termos de incremento na capacidade de
produção de energia elétrica do SIN quando forem observados maiores afluências.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 15 da Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29/04/2011.
79.
Dentro da RPO, especificamente a reserva secundária utilizada para o controle secundário
de frequência é um serviço ancilar de prestação obrigatória e passível de remuneração nos termos da
legislação vigente, podendo uma nova regulamentação estender essa possibilidade de remuneração para
a contratação do seu acréscimo.
80.
Nesse contexto, a proposição é pela contratação do acréscimo dessa disponibilidade por
meio de leilões exclusivos para essa finalidade onde projetos de menor custo de contratação sejam
viabilizados, recebendo uma receita anual suficiente para cobrir os custos de investimento, operação e
manutenção. A receita acessória, advinda com eventual aumento de garantia física, também deve servir
de estímulo para a viabilização dos projetos.
81.
Por fim, sugerimos a continuidade dos estudos através da realização de Workshop na
ANEEL, aberto à participação dos agentes, convidando especialistas acadêmicos e do mercado para
discutir a matéria. Além disso, recomendamos à Diretoria Colegiada a realização de Audiência Pública,
com objetivo de debater o tema com a sociedade e agentes, antes da eventual decisão regulatória sobre o
processo de contratação aqui proposto, que certamente poderá ser melhorado após esses dois eventos.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
82.
Ante o exposto, recomenda-se a realização de Workshop na ANEEL, aberto à participação
dos agentes, convidando especialistas acadêmicos e do mercado para discutir a proposta de
regulamentação da repotenciação de usinas hidrelétricas.
83.
Recomenda-se à Diretoria Colegiada a realização de Audiência Pública, com objetivo de
debater o tema com a sociedade e agentes, antes da eventual decisão regulatória sobre o processo de
contratação proposto.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JUNIOR
Especialista em Regulação SRG/ANEEL
FERNANDO COLLI MUNHOZ
Especialista em Regulação SRG/ANEEL
JULIA SECHI NAZARENO
Especialista em Regulação SRG/ANEEL
KÁTIA RESENDE CHAVES COSTA PINTO
Especialista em Regulação SRG/ANEEL
De acordo
RUI GUILHERME ALTIERI SILVA
Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.