anÁlise do comportamento de usinas termelÉtricas...
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ANÁLISE DO COMPORTAMENTO DE USINAS TERMELÉTRICAS
NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
Henrique Frazão Ribeiro
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Mecânica da
Escola Politécnica, Universidade Federal
do Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Rio de Janeiro
Agosto 2019
i
Ribeiro, Henrique Frazão
Análise do Comportamento de Usinas Termelétricas no
Sistema Interligado Nacional/ Henrique Frazão Ribeiro. –
Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2019.
VIII, 62 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Mecânica, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 63-67.
1. Análise da Operação 2. Operação Energética. 3.
Energia Termoelétrica. 4.Composição de Custos.
5.Integração de Energias Renováveis Intermitentes.
I. Szklo, Alexandre Salem. II. Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia Mecânica. III. Titulo.
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“A educação não faz almas: exercita-as. E o exercício moral não vem das belas palavras
de virtude, mas do atrito com as circunstâncias”
- Raul Pompéia
Dedico esse trabalho ao maior engenheiro que conheço, meu pai, Haroldo.
iii
AGRADECIMENTOS
É difícil – mas não menos que escrever o TCC em si – limitar a uma página todas
as pessoas que participaram de minha formação, mesmo que só durante a graduação. Este
trabalho só se concluiu porque tive ao meu lado durante todos os longos anos muitas
pessoas que me apoiaram, confortaram, incentivaram ou até distraíram, mesmo (e
principalmente) quando minha força de vontade não bastava. Mas se não posso agradecer
a todos que passaram por minha vida nesse período, registro aqui minha gratidão àqueles
que me foram mais próximos.
A começar por quem estava comigo desde o começo, agradeço aos meus pais:
minha mãe, Ana Beatriz, a melhor professora que já tive, que me ensinou acima de tudo a
importância da educação; e meu pai, Haroldo, meu exemplo de engenheiro, e cujo apoio
nesse trabalho foi muito além do emocional. Agradeço também ao meu irmão Guilherme,
minha avó Lydia, meu tio Ricardo e minha prima Clara, que sempre estiveram ao meu lado
em cada momento de minha vida, dentro e fora da universidade.
Aos meus amigos da faculdade agradeço imensamente. Cada momento vivido ao
lado deles tornou a universidade muito mais fácil e prazerosa. Obrigado pelos momentos
incríveis, Baby, Baiano, Dani, Drico, Ju, Marina Vianna, Predo, Vits, meus amigos da
Enactus (a melhor experiência do curso) e todos que me ajudaram a fazer da UFRJ uma
segunda casa.
Agradeço também a Lu e Marina Heil, pelo carinho de sempre, o cuidado de quando
precisei, e as broncas de quando mereci. E a Caio e Zeca, pelas aventuras, conversas e
momentos inesquecíveis que dão a essa amizade tão improvável para a vida adulta uma
doçura e pureza infantis. Espero carregar todas essas amizades para o resto da vida.
Agradeço ainda ao meu orientador, Alexandre Szklo, pela atenção, paciência e
didática.
Finalmente, agradeço à minha namorada, Lívia (aqui citada), que me deu forças e
auxiliou em cada momento da redação, e sem quem este trabalho não teria sido
concretizado. Você é demais.
A todos, muito obrigado por tudo.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
Análise do Comportamento de Usinas Termelétricas no Sistema Interligado Nacional
Henrique Frazão Ribeiro
Agosto/2019
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Curso: Engenharia Mecânica
A matriz energética brasileira é predominantemente hidrelétrica. Porém, o
crescimento da carga e limitado potencial de armazenamento em novas
construções hidrelétricas impõem entraves à capacidade de geração energética
flexível no país. Além disso, a penetração no sistema de energias renováveis
intermitentes, como eólica e solar, também requer que haja flexibilidade
operativa no despacho de usinas para abastecimento de carga e otimização dos
recursos hídricos. Usinas termelétricas servem a esse propósito, gerando
energia para a base e provendo segurança para a operação energética. O
presente trabalho se propõe a discutir as tecnologias de geração termelétrica,
seus aspectos tecnológicos, e despacho. Inicialmente realiza a revisão
bibliográfica sobre tecnologias empregadas nas usinas termelétricas existentes
no Sistema Interligado Nacional, que aponta para maior aplicabilidade de plantas
a gás natural em operação cíclica, devido a seus reduzidos tempos de início e
de espera, baixo turndown e rampa de acionamento mais íngreme em relação a
plantas baseadas em outros combustíveis. Indica também os efeitos da
operação cíclica sobre o maquinário. O trabalho analisa, então, o despacho
energético dos últimos 10 anos, reforçando o papel das termelétricas de prover
flexibilidade operativa, apresentando comportamento sazonal distinto em cada
subsistema de acordo com períodos de seca e cheia e, particularmente no
Nordeste, complementando a variabilidade da geração eólica. Por fim, o estudo
avalia os fatores que compõem custos de operação das termelétricas a gás
natural no Brasil, explicando as possíveis fontes de variação de custos
operacionais a que estas plantas estão sujeitas, que também se traduzem no
seu despacho.
Palavras-chave: Termelétricas, SIN, Operação do Setor Elétrico, Gás Natural,
Ciclicidade
v
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Engineer.
Behavior Analysis of Thermal Power Stations in the National Interconnected System
Henrique Frazão Ribeiro
August/2019
Advisor: Alexandre Salem Szklo
Course: Mechanical Engineering
The Brazilian electrical grid is mainly based on hydropower. However, load increase
and limited storage potential in upcoming hydroelectrical plants impose barriers to the
country’s flexible renewable generation. Besides, the penetration of variable renewable
energies in the grid, such as wind and solar power, also requires operational flexibility in
dispatching plants for load supply and optimizing hydro resources. Thermal power
stations serve this goal, by generating power for base load and providing safety for the
energy operation. This work aims to discuss the technologies involved in thermal
generation, their technical aspects and dispatch. It starts with a literature review on
technologies applied in the existent thermal power plants in the National Interconnected
System, pointing towards a greater deployment of natural gas-based plants working
cyclically, due to their reduced startup time, ramp rate and turndown, compared to plants
based on different fuels. It also cites the effects of cycling over the machinery. The study
then analyses the thermal dispatch in the past decade, reinforcing the role of thermal
power plants of providing operational flexibility, presenting a different seasonal behavior
in each subsystem, on rainy or dry seasons, and, particularly in the Northeast,
complementing the variations in wind generation. Finally, the work evaluates the factors
that compose operational costs in natural gas thermal power plants in Brazil, explaining
the possible sources of variation in operational costs to which these plants are subjected,
and which also affect their dispatch.
Keywords: Thermal power stations, National Interconnected System, Electrical
Sector Operation, Natural Gas, Cycling
vi
ÍNDICE
1. Introdução 1
2. Descrição do Sistema Interligado Nacional (SIN) 5
2.1 Composição do SIN 5
2.2 Operação do sistema 12
2.3 Papel das Termelétricas no SIN 14
3. Funcionamento de Usinas Termelétricas 16
3.2 - Turbinas e motores 17
3.2.1 - Turbinas a vapor 17
3.2.2 - Turbinas a gás 18
3.2.3 - Motores de combustão interna 19
3.3 - Ciclo Combinado 20
3.4 - Cogeração 21
3.5 - Combustíveis empregados 22
3.5.1 Gás Natural e GNL 22
3.5.2 Carvão 24
3.5.3 Biomassa 25
3.5.4 Óleo e Diesel 26
3.6 Operação Cíclica 26
4. Estudo do comportamento das UTEs 28
4.1 Descrição do Estudo 28
4.2 Análise temporal das UTEs 28
4.2.1 SIN 28
4.2.2 Subsistema Sudeste/Centro Oeste 34
4.2.3 Subsistema Sul 35
4.2.4 Subsistema Nordeste 37
4.2.5 Subsistema Norte 41
4.2.6 Impacto no CMO 44
4.3 Efeitos da integração de VREs ao Sistema nas UTEs 45
5. Estudo da composição de custos de termelétricas a GN 49
5.1 Fator Locacional 51
5.2 Maquinário 56
5.3 Usinas com cogeração 57
vii
5.4 Diferenças no regime de operação 58
5.5 Contratação do gás natural 61
6. Conclusão 64
7.Bibliografia 66
1
1. Introdução
Auxiliar a desenvolver tecnologias associadas à geração de energia elétrica sempre
foi uma das áreas essenciais de atuação da engenharia mecânica. Estudar e desenvolver
maneiras mais eficientes, sustentáveis e baratas de prover carga é fundamental para que
a geração elétrica possa atender a todos os outros setores da sociedade.
A energia termelétrica ainda responde pela maior parte da geração de energia
elétrica no mundo, conforme cita o Estudo de Eficiência Energética em Termelétricas da
COPPE (ULLER, 2014). Segundo o Banco Mundial, em 2015, 79,7% do total da produção
de eletricidade mundial foi originado de usinas termelétricas. Usinas termelétricas são
predominantes em alguns dos maiores consumidores de energia elétrica do mundo, como
Estados Unidos, China, Japão e Reino Unido (WORLD BANK, 2019). A U.S Energy
Information Administration (2018) ainda prediz que até 2040 usinas termelétricas a gás
natural comportarão 63% da capacidade instalada de geração energética do mundo.
Preocupações ambientais impeliram o desenvolvimento de tecnologias mais limpas,
como a eólica e a solar, e o aproveitamento da energia hidrelétrica, em detrimento da
exploração de combustíveis fosseis para geração. As fontes de energia renováveis são, de
fato, um caminho sustentável de suprir a crescente demanda energética, e oferecem uma
alternativa às tecnologias de geração de energia elétrica baseadas em combustíveis
fósseis, cujas emissões de carbono são uma ameaça ambiental (IEA, 2014).
Van der Hoeven, no estudo The Power of Transformation (IEA, 2014) cita a adoção
e implementação no sistema de energias renováveis como medida crucial para alcançar a
meta de longo prazo de manutenção do incremento de temperatura global abaixo de 2º C.
Além de não emitirem poluentes atmosféricos na sua operação, as tecnologias
eólica e solar reduziram seus custos em todo o mundo, competindo sem subsídios com
formas de geração convencionais na geração de energia elétrica em certos países. Em
outros, a necessidade de subsídios vem declinando. Essas tecnologias têm obtido um
crescimento cada vez maior ao redor do globo, compondo parte importante da geração
energética em países de grande carga, como China, Estados Unidos, Alemanha e
Dinamarca (POOLE, 2015). Dentre estes países, inclui-se o Brasil, que apresenta
atualmente 10,5% (17044 MW) da capacidade instalada de sua matriz elétrica baseada
energia eólica e solar (ONS, 2018).
No entanto, essas opções de geração elétrica possuem limitações. A geração eólica
é dependente dos ventos, cuja imprevisibilidade e forte variação ao longo do dia conferem
inconstância à geração de energia elétrica. A geração solar fotovoltaica, por sua vez,
2
apresenta menor variação ao longo do dia, mas depende do ciclo solar, gerando mais
energia quando a incidência de raios solares é maior, de modo que a geração de
eletricidade por essa fonte é altamente dependente das horas do dia e do clima. Sistemas
com forte integração dessas tecnologias podem, portanto, estar sujeitos a variações
imprevistas na geração de energia elétrica, que pode comprometer o atendimento da carga.
Essa variação forte a que estão submetidas as energias renováveis descritas exige
que sua integração total às matrizes geradoras de seus respectivos sistemas seja
complementada por formas de geração constantes e controláveis, ou seja, que não são
sujeitas a variações ocasionadas por fenômenos externos; bem como por tecnologias de
ativação rápida, que possam ser despachadas conforme as variações de carga do sistema
e da geração renovável de energia elétrica ocorram (POOLE, 2015, IEA, 2017).
Mecanismos de previsão meteorológica mais avançadas e confiáveis também são cruciais
para a integração das tecnologias renováveis variáveis, e para que o planejamento da
operação seja feito da forma mais adequada possível (IEA, 2017).
As usinas termelétricas se distinguem das renováveis nesse aspecto, apresentando
uma constância e previsibilidade maior na geração de energia elétrica, e sendo mais
confiáveis para o atendimento da demanda energética. Nesse sentido, a geração
termelétrica ainda se mostra como crucial para funcionamento adequado e estável de
qualquer sistema energético (IEA, 2014), e permite que o atendimento da carga seja feito
de maneira ótima e integral, apesar de não oferecer os benefícios das energias renováveis
se baseadas, sobretudo, em fontes fósseis.
Alan Poole, em seu estudo Coping with the Problems of Success, de 2015, analisa
os desafios da integração das tecnologias renováveis variáveis aos sistemas de geração
elétrica, salientando, dentre outras soluções, a importância das usinas termelétricas em
prover confiabilidade (Poole, 2015). Afirma também a necessidade de adaptar as
tecnologias já existentes, bem como de desenvolver termelétricas mais flexíveis que
permitam geração de carga eficiente, econômica, e que possam se adequar às variações
proporcionadas pelas energias eólica e solar.
Da mesma forma, IEA (2014) estudou a integração de energias renováveis em
diferentes sistemas do mundo, diferenciando sistemas “estáveis” e “dinâmicos”. Segundo o
estudo, sistemas estáveis são aqueles cuja demanda de energia não apresenta grande
variação. São em sua maioria países europeus, onde as políticas de integração de
renováveis e flexibilização do sistema são prioridade. Sistemas dinâmicos, por sua vez, são
aqueles cuja carga apresenta tendências de crescimento observável, e, por isso, as
energias renováveis podem ser mais facilmente integradas, e servir como meio eficiente de
suprir a demanda incremental. Dentre os países com sistemas dinâmicos, estão China,
Índia e Brasil.
3
Ambos os estudos denotam, porém, que a integração de renováveis a um sistema
de geração de energia elétrica não deve ser feita apenas como adição de novas fontes,
mas sim através de gestão integrada e aprimoramento dos recursos já existentes, mudando
o sistema como um todo, para que forma que a geração de energia elétrica possa ser
realizada de maneira ótima (IEA, 2014, POOLE, 2015).
No Brasil, ainda que não sejam as maiores responsáveis pela geração de energia
elétrica, as usinas termelétricas são parte essencial do Sistema Integrado Nacional (SIN),
compondo 21% de sua capacidade instalada (ONS, 2018). A operação e despacho dessas
usinas é feito principalmente em função da geração hidrelétrica, que compõe 67,5% da
capacidade instalada do sistema (ONS, 2018), e cuja variação da capacidade de geração
é dependente das chuvas e do aproveitamento de recursos hídricos a curto, médio e longo
prazo, sendo afetadas fortemente por fatores climáticos e sazonais (OLIVEIRA, 2008). Além
disso, usinas termelétricas operam no SIN complementando a geração elétrica de usinas
eólicas e solares, principalmente na região Nordeste, onde a presença dessas tecnologias
é maior e a capacidade de geração hidrelétrica é limitada (ONS, 2018).
Entender o funcionamento das termelétricas no sistema é crucial para se
considerarem as futuras medidas de expansão do sistema e de operação integrada com
tecnologias limpas de baixo custo. O presente trabalho visa, portanto, estudar o atual
estado da geração termelétrica no país, analisando a importância das usinas termelétricas
em garantir a confiabilidade do abastecimento de carga, e seu papel na integração de
energias renováveis variáveis.
Para isso, propõe-se a analisar o comportamento das usinas termelétricas no
Sistema Integrado Nacional, elucidando suas variações em cada segmento do sistema, em
cada época do ano, e como são afetadas por outras variáveis importantes na composição
energética do país, dentre as quais se destacam a oscilação de carga, a geração
hidrelétrica, a sazonalidade, e a expansão da capacidade instalada. Descreve também o
planejamento e custo da operação energética, a composição e o funcionamento de usinas
termelétricas, e as tendências para o futuro a partir da maior penetração de usinas
renováveis limpas no sistema.
O trabalho está organizado em 5 capítulos, dos quais a presente introdução é o
primeiro, seguida por:
- Capítulo 2: descrevendo o sistema interligado nacional, seu funcionamento, e a
lógica de operação realizada para abastecimento energético do país, bem como o papel
das usinas termelétricas na operação como provedoras de flexibilidade operativa e reserva
energética;
- Capítulo 3: revisão bibliográfica acerca dos componentes de uma termelétrica,
suas possíveis configurações, e os combustíveis usados, e discussão acerca do papel das
4
termelétricas a gás natural como principais provedoras de flexibilidade operativa ao
sistema;
- Capítulo 4: análise da operação do sistema como um todo e de cada um dos 4
subsistemas que o compõem, no intervalo de uma década, analisando seu crescimento e
o comportamento das usinas termelétricas no período;
- Capítulo 5: análise de fatores que afetam a composição de custos de usinas
termelétricas a gás natural no SIN;
- Capítulo 6: conclusão das análises realizadas nos capítulos anteriores e sugestão
para trabalhos futuros.
5
2. Descrição do Sistema Interligado Nacional (SIN)
2.1 Composição do SIN
A extensão territorial e as características climatológicas e topográficas conferem ao
Brasil a oportunidade única de desenvolver um sistema energético diversificado e versátil,
capaz de atender com confiabilidade às demandas de sua população.
A energia hidrelétrica compõe a fonte primária de eletricidade no Brasil, devido a
seus custos de operação e manutenção baixos em comparação às outras tecnologias, e à
oferta de recursos hídricos no país o estímulo e desenvolvimento dessa forma de geração
(XAVIER, 2004). Seu aproveitamento foi fortemente incentivado pelo governo desde os
anos 1970, e pela iniciativa privada a partir dos anos 1990, colocando o país como um dos
principais geradores de energia hidrelétrica no mundo (OLIVEIRA, 2008).
Uma característica fundamental da matriz hidrelétrica brasileira é a capacidade de
armazenamento das usinas hidráulicas. A possibilidade de estocar água para permitir que
a geração seja modulada de acordo com a operação energética confere flexibilidade ao
sistema interligado nacional (OLIVEIRA, 2008). Descreve-se flexibilidade como a
capacidade de se despacharem fontes pelo operador a qualquer momento, conforme
necessário. Recurso flexível é aquele que agrega ao sistema elétrico capacidade de
adaptação ao balanço entre consumo e geração no menor tempo e com o menor custo
possível (CAVADOS, 2015).
Ainda assim, características sazonais limitam a oferta de água para geração de
eletricidade ao longo do ano, e nem todas as hidrelétricas do país apresentam capacidade
de armazenamento. A própria capacidade de armazenamento das hidrelétricas de
reservatório varia consideravelmente, e não é necessariamente capaz de manter água
estocada ao longo do ano de forma a manter a geração hidrelétrica constante em eventuais
períodos secos.
Dessa maneira, a geração hidrelétrica é complementada por outras tecnologias, que
abastecem e fornecem segurança ao sistema, principalmente usinas termelétricas de
diferentes combustíveis, mas também instalações eólicas e solares, usinas nucleares,
dentre outras (XAVIER, 2004). As usinas termelétricas particularmente apresentam a
vantagem de não terem sua geração diretamente condicionada a fatores climáticos ou
sazonais, o que lhes confere confiabilidade no abastecimento da carga. Por isso, servem
ao atendimento do sistema em períodos hidrologicamente desfavoráveis, e como
complementação às oscilações de geração, carga ou mesmo restrições operativas
(XAVIER, 2004). Apresentam também um custo de capital mais baixo que usinas
6
hidrelétricas, que representam um empreendimento custoso e de forte impacto
socioambiental (OLIVEIRA, 2008).
O Operador Nacional de Sistemas (ONS) é o órgão responsável pela operação
centralizada de todo o Sistema Interligado Nacional (SIN), acompanhando em tempo real
as oscilações de carga e o estado do sistema, e realizando o despacho da geração para
suprir o mercado de maneira ótima. OLIVEIRA (2008) cita ainda que “o ONS opera sob
fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e mantém um
acordo operacional com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), para a realização das
atividades referentes ao planejamento”.
Segundo dados do Planejamento Mensal da Operação de Janeiro de 2019 do ONS
(realizado em dezembro de 2018), a capacidade instalada de usinas hidrelétricas no SIN
ao final do ano era de cerca de 109GW (67,5% da capacidade total de 161GW do sistema),
com projeções de expansão para 114GW até 2023. A capacidade instalada por usinas
termelétricas a gás e GNL (7,9% da capacidade instalada), eólicas (8,8%), termelétricas a
óleo e diesel (2,9%), térmicas a carvão (1,7%), de biomassa (8,5%), solares (1,1% da
capacidade instalada), nucleares (1,2%), e outras (0,5%) complementam o sistema, que é
integrado por uma rede de transmissão de 141.338km de extensão. As FIGURAS 1 e 2
ilustram a composição do sistema em termos comparativos, e a FIGURA 3 apresenta um
mapa com a extensa rede de transmissão que integra o SIN.
Figura 1: Composição comparativa da capacidade instalada do SIN por fontes de
geração elétrica em 2018
Fonte: Adaptado de ONS (2018)
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Figura 2: Composição percentual da capacidade instalada do SIN por fontes de
geração elétrica em 2018
Fonte: Adaptado de ONS (2018)
67,50%
8,50%
7,90%
2,90%
1,70%8,80%
1,10%1,20% 0,40%
Hidrelétricas Biomassa
Termelétricas a Gás e GNL Termelétricas a Óleo e Diesel
Termelétricas a Carvão Eólicas
Solares Nucleares
Outras
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Figura 3: Mapa das linhas de transmissão do SIN
Fonte: (ONS, 2019).
Cobrindo quase a totalidade do território nacional, exceto por pequenos sistemas
isolados (menos de 1% da carga do país), o SIN é dividido em 4 subsistemas, ou
submercados: Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), Sul (S), Nordeste (NE) e Norte (N), que são
definidos não apenas por delimitações geográficas, mas por tendências de consumo,
geração e transmissão, que os diferenciam entre si. Estes submercados não operam
separadamente entre si, mas podem realizar intercâmbios de energia elétrica, dentro dos
limites de transmissão específicos, e da geração de cada um, e podem importar energia de
outros países, principalmente Uruguai e Argentina, com quem o Brasil mantém contratos
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de importação. Esses 4 subsistemas são subdivididos em 12 Reservatórios Equivalentes
de Energia para melhor análise hidroenergética, enquanto que o despacho de energia
elétrica de origem não-hidrelétrica é feito apenas considerando-se a divisão dos 4
subsistemas (ANEEL, 2017).
O ONS opera a partir de políticas de pleno abastecimento da demanda energética
nacional, e minimizando custos a curto, médio e longo prazo (ONS, 2019, CEPEL, 2018).
Para isso, ele realiza o despacho centralizado da energia elétrica produzida em usinas
hidrelétricas e térmicas, buscando a operação ótima para atender a carga, e considerando
todos os custos operativos de geração de cada usina do sistema e de transmissão. O
despacho de energias renováveis é priorizado, devido a seu custo de operação inferior,
enquanto que a energia térmica é mais cara comparativamente, em termos de custos de
operação (XAVIER, 2004, OLIVEIRA, 2008, CEPEL, 2018).
O estudo Cost and Performance Data for Power Generation Technologies (Black &
Veatch Holding Company, 2012) traz estimativas de custos de diferentes tecnologias de
geração, que constam na TABELA 1. Os valores são estimados para o período de 2015 a
2025, e apresentam uma média que varia de acordo com o local da usina, sua capacidade
e especificidades não discutidas no estudo.
Tipo de Usina Custo Capital
[US$/kW]
Custo Fixo de
Operação e
Manutenção
[US$/kW-ano]
Custo Variável
de Operação e
Manutenção
[US$/MWh]
Hidrelétrica 2625-4375 15,00 6,00
Térmica a GN/GNL em Ciclo
Simples 488-814 5,26 29,90
Térmica a GN/GNL em Ciclo
Combinado 923-1538 6,31 3,67
Térmica a Carvão 2168-3618 23,00 3,71
Térmica a Biomassa 743-1238 20,00 0
Tabela 1: Comparativo de custos fixos e variáveis por tipo de usina
Fonte: Black & Veatch, 2012
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Como pode ser observado na tabela, Usinas hidrelétricas apresentam custo de
capital consideravelmente elevado em comparação às termelétricas, especialmente em
comparação com as termelétricas com maior perspectiva de crescimento no país, como as
usinas a Gás, GNL e Biomassa. O custo variável de operação e manutenção das
hidrelétricas, é, porém, muito mais baixo.
Há ainda os custos de geração em cada usina. Para usinas hidrelétricas, diz-se que
o custo spot, ou seja, o custo presente para a água utilizada na geração é zero. No entanto,
é levado em consideração seu custo futuro, calculado segundo a disponibilidade de água
armazenada e a previsão de precipitações para períodos operativos subsequentes (CEPEL,
2018). Essa grandeza será detalhada mais adiante neste estudo.
No caso das usinas termelétricas, o custo de geração considera o Custo Variável
Unitário (CVU). O CVU é descrito pela fórmula abaixo:
CVU = Ccomb + CO&M,
Em que Ccomb é o custo do combustível e CO&M é o custo de operação e
manutenção fixo e variável (EPE, 2017). O valor de Ccomb é descrito pelo art. 5°, §1° da
Portaria MME n°46/2007 como:
Ccomb = i . Pc . e0,
Em que i é um fator de conversão que transforma o preço do combustível para
R$/MWh, Pc é a expectativa de preço futuro dos combustíveis para um período de 10 anos,
e e0 é a média da taxa de câmbio de venda do dólar dos Estados Unidos da América,
expressa em R$/US$ (EPE, 2017). Pode-se perceber, portanto, que para uma operação a
curto prazo, o custo de geração termelétrica excede o de geração hidrelétrica.
No entanto, a energia térmica oferece um hedging, uma segurança maior ao
sistema, servindo como geração de base, e oferecendo a possibilidade de complementação
à geração das energias renováveis, evitando que as oscilações dessas comprometam o
atendimento de carga. Mesmo que o SIN tenha forte presença de fontes de energia
renovável, a geração não pode ficar à mercê da imprevisibilidade de fenômenos naturais,
como as chuvas e afluências, para o caso da geração hídrica, ou os ventos descontínuos
para a geração eólica, por exemplo. A participação das usinas termelétricas é, portanto,
crucial para garantir suprimento energético ininterrupto e confiável em períodos em que as
outras formas de geração não estão disponíveis.
A geração termelétrica serve adequadamente como complementação à geração
hidrelétrica e constitui uma alternativa competitiva, pois se trata de uma tecnologia
11
dominada no país, que pode ser disponibilizada em prazos relativamente curtos, com custo
de capital mais baixo (OLIVEIRA, 2008).
As termelétricas servem também como capacidade de reserva do sistema. O
conceito de capacidade de reserva está associado à manutenção da estabilidade da rede,
e pode ser dividida em capacidade de reserva estática e capacidade de reserva operativa
(PEREIRA, 2017). A capacidade estática diz respeito à manutenção das condições de
operação do sistema durante sua expansão, enquanto a capacidade operativa se associa
à manutenção da segurança da rede e ao atendimento pleno da demanda na ocorrência de
falhas de geração e transmissão, ou mesmo com um incremento súbito na carga
(CAVADOS, 2015, PEREIRA, 2017).
A capacidade de reserva operativa pode ser dividida em: reserva de regulação, que
é a parcela responsável pela manutenção do equilíbrio entre geração e carga; reserva
girante, que é a parcela da reserva ocupada por usinas sincronizadas, e que podem ser
conectadas ao sistema imediatamente para atender a variações na demanda ou falhas na
geração; reserva não girante, que é como a reserva girante, mas composta de usinas não
sincronizadas que podem, contudo, ser sincronizadas rapidamente ao sistema; e reserva
de reposição, que são unidades de reserva semelhantes às de reserva não-girante, mas
com partida lenta (uma hora ou mais de tempo de partida) (PEREIRA, 2017).
As funções de reserva operativa exercidas pelas usinas são descritas pela ANEEL
como serviços ancilares, ou seja, serviços complementares à geração elétrica, destinados
a manter a segurança do sistema (ANEEL, 2015). A reserva girante particularmente é
crucial para a manutenção dos níveis de tensão e frequência, compensação reativa e
autorrestabelecimento (TOLMASQUIM, 2016). Com a redução da capacidade de
armazenamento por parte das usinas hidrelétricas, acompanhada da penetração crescente
de fontes de geração renováveis variáveis no sistema, a tendência é o crescimento da
participação de usinas termelétricas como provedoras desses serviços (CAVADOS, 2015,
PEREIRA, 2017).
Segundo o ONS, em 2018 a geração de energia térmica no SIN foi de 11068
MWmed, compondo 16,7% de toda a energia gerada no sistema neste ano. Desses 11068
MWmed, 5835 MWmed foram gerados no subsistema SE (15,1% de sua geração total),
1130 MWmed no S (11,4% de sua geração total), 2322 MWmed no NE (25,3% de sua
geração total), e 1781 MWmed no N (20,2% de sua geração total).
O ONS (2018) estimou que a carga gerada para suprir o sistema deva crescer a
uma taxa de 6000 MW por ano. Essa estimativa foi baseada em estudos do mesmo ano
pela EPE, levando em consideração perspectivas de aumento do PIB no período, de
crescimento populacional, e de tendências de consumo, tanto doméstico, quanto a nível
comercial, industrial e rural.
12
Contudo, o potencial de ampliação da geração hidroenergética no Brasil não é de
fácil aproveitamento, considerando seu elevado custo de capital, antes destacado, e o fato
de esse potencial ser concentrado em sua maioria na região Norte do país, onde usinas de
reservatório são menos viáveis de serem construídas (CAVADOS, 2015).
Dessa forma, parte da flexibilidade que caracteriza sistemas hidrelétricos com
armazenamento é perdida para o SIN, uma vez que mais usinas hidrelétricas a fio d’água
são construídas, e a capacidade de modulação de carga, ou seja, de atender a variações
não previstas na carga no sistema é reduzida em proporção (CAVADOS, 2015).
Além disso, o caráter variável e sazonal da geração hidrelétrica exige que ela seja
complementada por fontes mais confiáveis de geração perante perspectivas de aumento
da carga do sistema, mantendo as diretrizes fundamentais da operação do sistema: baixo
custo e pleno atendimento da carga. Mesmo com a expansão do parque hidrelétrico
prevista pelo Plano Decenal de Expansão de Energia 2022 (PDE 2022), projetos a
biomassa, pequenas centrais hidrelétricas e termelétricas a gás natural serão responsáveis
por complementar o atendimento à demanda (CAVADOS, 2015).
2.2 Operação do sistema
O planejamento da operação é realizado a partir dos modelos computacionais
NEWAVE e DECOMP, elaborados pelo CEPEL, seguindo uma lógica de despacho
centralizado coordenado pelo ONS (ANEEL, 2017, ONS, 2018). O despacho centralizado
busca otimizar o uso de recursos para o custo mínimo presente e eliminando riscos e
desperdícios a médio e longo prazo, principalmente no que tange o uso de recursos hídricos
(OLIVEIRA, 2008).
Em termos de planejamento, isso significa uma tomada de decisões baseada nas
perspectivas do melhor uso possível da água armazenada (OLIVEIRA, 2008). A curto
prazo, usar a água dos reservatórios é um bom emprego dos recursos à disposição, já que
gera energia a baixo custo variável. Porém, isso implica numa incerteza a longo prazo, já
que um cenário hidrológico seco para o futuro manteria os reservatórios baixos, exigindo
que a geração de energia fosse feita a partir de outras fontes mais caras, principalmente a
geração térmica, elevando o custo futuro de geração energética.
Por outro lado, economizar a água nos reservatórios encareceria a geração a curto
prazo, e, se combinada com um cenário hidrológico de chuvas para o futuro, poderia forçar
o vertimento de água nos reservatórios, desperdiçando recursos hídricos. Um esquema das
13
variáveis principais consideradas nesse mecanismo de tomada de decisões pode ser
observado na FIGURA 4:
Figura 4: Processo decisório em sistemas hidrotérmicos
Fonte: (Oliveira, 2008)
Os modelos supracitados executam funções matemáticas complexas a fim de
melhor definir a atuação do ONS a cada semana e mês, e o planejamento dos períodos
seguintes, bem como a expansão do sistema. Seu funcionamento é baseado na análise do
estado presente, do histórico de vazões para cada posto desde 1931 e de uma árvore de
possíveis cenários futuros de afluência (CEPEL, 2018).
O NEWAVE segue programação dual estocástica, e gera cenários futuros de vazão,
a partir de dados atuais de armazenamento hídrico, e tendências históricas de vazão. Com
auxílio de custos de geração e transmissão, mecanismos de aversão a risco, restrições
operacionais, e valores de água armazenada nos reservatórios, o programa simula a
operação para cada um desses cenários, com discretizações mensais para a operação
dentro de um horizonte de 5 anos, tendo como resultado a função de custo futuro (CEPEL,
2019).
Essa função serve como dado de entrada para o modelo DECOMP, de programação
estocástica, que realiza simulações de curto prazo, com discretizações semanais num
horizonte de 2 meses. O uso conjunto de ambos modelos gera a Programação Mensal da
Operação (PMO), em que o despacho de toda a geração energética é definido, e determina
o Custo Marginal de Operação (CMO) do mês, que é revisto a cada semana de acordo com
as afluências e precipitações observadas e previstas, bem como com a previsão de carga
(ONS, 2019). Descreve-se como Custo Marginal de Operação o custo de atender uma
unidade adicional de carga; normalmente possui um valor próximo da última térmica
despachada (ANEEL, 2004).
14
O ONS pretende ainda inserir no controle da operação o modelo DESSEM a partir
de 2020, com discretizações horárias, para calcular a operação diária do sistema,
eliminando o consumo de carga por patamares, ou blocos de carga, e permitindo uma
logística de geração e cálculo de custo mais precisos (ONS, 2019, CEPEL, 2019).
As usinas termelétricas nesses modelos são despachadas considerando suas
flexibilidades, ou seja, a geração mínima necessária para viabilizar a operação da usina, e
dentro de seus limites de disponibilidade por ordem de mérito, ou seja, priorizadas segundo
o menor CVU, e as usinas operantes compõem o CMO. Em situações excepcionais, como
para assegurar o suprimento de carga em períodos de elevada demanda, o despacho pode
ser realizado fora da ordem de mérito.
2.3 Papel das Termelétricas no SIN
A previsão de carga do sistema leva em consideração flutuações de demanda ao
longo do dia, e efeitos de sazonalidade. Essa previsão deve considerar também as
intermitências da geração renovável, o que confere uma imprevisibilidade muito maior às
estimativas da carga de cada semana operativa. Por isso, o balanço de carga é realizado
em tempo real pelo ONS, corrigindo as previsões e estimativas prévias segundo as
flutuações de demanda ao longo de cada dia (ONS, 2019).
Nesse sentido, é necessário que haja usinas termelétricas capazes de serem
despachadas de maneira flexível, de acordo com as condições hídricas e as variações de
carga. Essa flexibilidade pode ser interpretada como quão capaz o sistema é de gerar mais
ou menos em resposta à variabilidade de carga prevista ou não, mantendo o equilíbrio do
suprimento da demanda. Mede-se a flexibilidade como os megawatts disponíveis para
acionamento ou desligamento no tempo (TOLMASQUIM, 2016).
As termelétricas operam de duas maneiras no abastecimento do sistema: operação
de base e operação de pico. A operação de base visa a complementação da geração
energética em todos os patamares a carga relativamente constante. A operação de pico,
por sua vez, ocorre em períodos de pico de carga, em que a demanda de geração é mais
elevada. A decisão a respeito do despacho de cada tipo de usina é realizada pelo ONS,
considerando a minimização dos custos de operação a curto, médio e longo prazos no
abastecimento do sistema (ONS, 2019).
Termelétricas de base apresentam alto custo de capital e baixo custo de operação
e manutenção, uma vez que operam em regimes mais regulares e constantes, realizando
paradas apenas para manutenção, após despachadas. Cavados (2015) salienta como
15
usinas nucleares e de biomassa geralmente apresentam esse comportamento, sendo
despachadas quase que regularmente.
Termelétricas de pico, por outro lado, apresentam baixo custo de capital e alto custo
de operação e manutenção, devido à sua operação descontínua, que visa atender às
variações nos níveis de demanda. Cavados (2015) cita termelétricas a gás e GNL com
motores de combustão interna ou turbinas aeroderivativas como exemplos de termelétricas
que atendem a geração de pico, graças à sua flexibilidade operativa.
Além disso, como citado anteriormente, algumas termelétricas realizam serviços
ancilares, fornecendo segurança e estabilidade ao sistema, servindo, portanto, como parte
da capacidade de reserva operativa.
Há que se considerar também, no despacho e na expansão do parque de geração
termelétrica, os impactos ambientais. A geração de energia termelétrica emite gases do
efeito estufa e poluentes de impacto local, e a produção dos combustíveis para essa
geração também pode apresentar impactos ao meio ambiente. Esses fatores, combinados
à exigência de garantia de suprimento de combustível para as termelétricas (um lastro físico
que garante seus contratos), elevam os custos de projetos de uma usina termelétrica
(ULLER, 2014).
16
3. Funcionamento de Usinas Termelétricas
O Brasil apresenta uma diversidade grande de tipos de usinas térmicas, em termos
de operação e combustível. A seguir, apresentam-se brevemente o funcionamento básico
de uma termelétrica, seus mecanismos, e os tipos de termelétrica existentes.
A geração de energia elétrica em usinas termelétricas é feita a partir da conversão
da energia química dos combustíveis em eletricidade por meio de um ou mais ciclos
termodinâmicos. A energia química é transformada em térmica a partir da combustão em
termelétricas convencionais, ou por fissão nuclear, nas termelétricas nucleares. A energia
térmica é convertida em mecânica ao aquecer um fluido de trabalho, que realiza trabalho
ao se expandir em uma turbina ou motor. O trabalho gerado é então convertido em
eletricidade pelo acionamento de um gerador elétrico associado. A energia elétrica gerada
é, então, dirigida aos transformadores, que levam sua tensão a níveis adequados para a
transmissão e subsequente distribuição para consumo (XAVIER, 2006, EPE, 2016).
Centrais termelétricas nucleares apresentam um funcionamento e lógica de
despacho mais distintos, e, no SIN, há apenas duas usinas nucleares: Angra I e Angra II,
localizadas no estado do Rio de Janeiro. Devido à sua especificidade e por fugirem da
abordagem temática central deste trabalho, não serão discutidas aqui.
Para todos os outros tipos de usinas termelétricas, o processo de geração da
energia inicia-se pela combustão, seguida pelos ciclos de geração de potência, sejam com
turbinas a vapor, que operam em ciclo Rankine, motores de combustão interna alternativos,
que operam em ciclo Otto ou Diesel, e turbinas a gás, que operam em ciclo Brayton
(TOLMASQUIM, 2016).
3.1 - Composição de uma usina termelétrica
Os principais componentes das usinas termelétricas são suas máquinas,
responsáveis pelo aproveitamento da energia mecânica. Todos os outros componentes são
adequados ao tipo de máquina e ciclos térmicos empregados na geração, bem como à
operação da usina, seu controle de emissões, e à respectiva eficiência da usina.
Os geradores também são comuns a toda usina termelétrica, e são acoplados às
máquinas por um eixo, que transmite a energia mecânica. O gerador é composto por um
rotor (parte móvel) e um estator (parte fixa), ambos carregados. A rotação do rotor no
interior do estator induz uma corrente elétrica, que gera energia elétrica.
Caldeiras são componentes comuns em usinas com turbinas a vapor. Nelas, ocorre
a queima de combustível.
17
O fluido de trabalho empregado pode também passar por condensadores, torres de
resfriamento, trocadores de calor, bombas de água de alimentação, e equipamentos de
resfriamento de água do condensador, dependendo do ciclo empregado.
Os gases emitidos são liberados pela chaminé. Estudam-se atualmente processos
de tratamento e captura de CO2 ,no entanto, essas tecnologias ainda não são aplicadas no
Brasil.
3.2 - Turbinas e motores
3.2.1 - Turbinas a vapor
Utilizadas amplamente na geração elétrica, as turbinas a vapor são máquinas
térmicas modeladas segundo um ciclo Rankine, em que o fluido de trabalho é
constantemente condensado e evaporado.
Neste ciclo, a água usualmente é o fluido de trabalho, sendo vaporizada pelo calor
de uma fonte quente, a caldeira aquecida pelo combustível queimado. O vapor é expandido
em contato com a turbina, que gera eletricidade, e o vapor turbinado então se dirige ao
condensador, perdendo calor. Após condensada, a água é bombeada novamente para a
fonte quente, reiniciando o ciclo, conforme mostra a FIGURA 6.
Figura 6: Funcionamento de um ciclo Rankine padrão
Fonte: Adaptado de Tolmasquim (2016)
18
Esse motor térmico realiza combustão externa, ou seja, o fluido de trabalho não
entra em contato com o combustível para a troca de calor (XAVIER, 2006, TOLMASQUIM,
2016).
Turbinas a vapor são divididas de acordo com a pressão de vapor admitida, de modo
a aproveitar ao máximo a energia mecânica do fluido, e gerar energia com máxima
eficiência. Dessa forma, há turbinas de pressões alta, média e baixa, de forma que são
organizadas de pressão admitida mais elevada para mais baixa dentro do ciclo. A principal
diferença entre turbinas de alta e baixa pressão é no tipo de palheta que cada uma utiliza.
Por realizarem combustão externa, essas máquinas podem utilizar qualquer tipo de
combustível, como óleo combustível, óleo diesel, carvão, gás natural e biomassa. O
rendimento de uma turbina em ciclo Rankine é calculado em razão da pressão e
temperatura na entrada da turbina e da pressão na saída da turbina, e é, como todos os
ciclos termodinâmicos, limitado pelo ciclo de Carnot (XAVIER, 2006).
Modificações comuns aos ciclos Rankine a fim de obter melhor aproveitamento
energético e aumento da eficiência são o reaquecimento, o ciclo regenerativo, e o ciclo
supercrítico. Ciclos com reaquecimento apresentam duas ou mais turbinas, e o vapor, ao
sair da primeira, de alta pressão, é reaquecido a uma pressão mais baixa que a de entrada
nela, e ingressa na turbina seguinte, de baixa pressão. Ciclos regenerativos aquecem a
água da caldeira a partir do vapor de saída da turbina. Ciclos supercríticos utilizam fluidos
de trabalho em temperaturas acima de seu ponto crítico, ou seja, a partir do qual não há
mais distinção entre fases líquida e gasosa (TOLMASQUIM, 2016).
3.2.2 - Turbinas a gás
As turbinas a gás apresentam aplicação não apenas na geração energética, mas
também em propulsão mecânica para navios e aviões. Não há necessidade de fluidos de
trabalho intermediários, e apresentam volumes reduzidos em relação à potência gerada.
No Ciclo Brayton, o ar atmosférico é comprimido no compressor, dirigido para a
câmara de combustão, e misturado com combustível. Após a ignição, ocorre a combustão,
e a expansão dos gases resultantes gera energia mecânica, convertida em elétrica pela
turbina. A mistura de gases é, por fim, liberada na atmosfera. A FIGURA 7 ilustra esse
processo.
19
Figura 7: funcionamento de um ciclo Brayton padrão
Fonte: Adaptado de Tolmasquim (2016)
Turbinas a gás envolvidas na geração de energia são classificadas como
turbogeradores, e podem ser subdivididas em heavy-duty (ou industriais), de maior
robustez, menor custo, e maior flexibilidade do combustível; e aeroderivativas, de menor
volume e massa. As heavy-duty podem atingir até 340 MW de potência, enquanto as
aeroderivativas atingem até 50 MW (TOLMASQUIM, 2016).
Quando empregados em ciclo simples, esses equipamentos têm como vantagem a
partida rápida. Turbinas a gás em ciclo simples apresentam partidas a partir do estado
quente de menos de 20 minutos, e rampas de 20% a 30% por minuto (IEA, 2012). Tal
característica lhes dá a vantagem de poderem ser empregados para atender a demanda
em períodos de pico, ou seja, são flexíveis o suficiente para atender a variações de carga
não programadas.
3.2.3 - Motores de combustão interna
Os motores de combustão interna complementam o grupo de principais sistemas de
transformação de energia mecânica em elétrica. Podem ser motores de ignição por
centelha ou de ignição por compressão.
Motores de ignição por centelha seguem o ciclo Otto, que se compõe de quatro
fases: admissão da mistura de ar e combustível, com movimento de descida do pistão, e
válvula de admissão aberta; compressão da mistura, com subida do pistão, e válvulas
fechadas; explosão da mistura a partir da ignição de uma centelha, que proporciona a
descida do pistão; e escape dos gases resultantes através da abertura da válvula de
escape, subindo o pistão e reiniciando o ciclo.
20
Motores de ignição por compressão, por sua vez, operam segundo o ciclo Diesel.
Nesse ciclo, não há ignição, e a combustão ocorre a partir da compressão do combustível
dentro da câmara pelo pistão.
Uller (2014) ainda descreve: “Para geração de eletricidade, os motores Diesel e a
gás são competitivos principalmente pela sua alta eficiência térmica. Além disso, a
eficiência dos motores não é tão sensível às condições locais de temperatura, pressão e
umidade quanto são as turbinas a gás”.
3.3 - Ciclo Combinado
Para efeitos de melhor aproveitamento energético, as usinas a gás podem adotar
combinações de ciclos termodinâmicos distintos numa planta, o que leva a uma eficiência
maior do que a de ciclos abertos. Ciclos abertos apresentam eficiência na faixa de 34% a
43%, enquanto ciclos combinados vão de 50% a mais de 60% (ULLER, 2014).
O ciclo combinado mais comum é o Brayton/Rankine. Nesta configuração, os gases
liberados a alta temperatura na saída de uma turbina a gás são aproveitados por trocadores
de calor, aquecendo uma caldeira de recuperação que produz vapor no ciclo Rankine. Este
vapor aquecido é aproveitado numa turbina a vapor, gerando eletricidade que se soma à
energia já gerada pela turbina a gás. A FIGURA 8 apresenta o funcionamento de um ciclo
combinado.
Figura 8: Funcionamento de um ciclo combinado
Fonte: Adaptado de Tolmasquim (2016)
21
Segundo Siemens (2011), ciclos combinados já chegam a uma eficiência na
geração de 61%, e as vantagens de usinas com geração em ciclo combinado são
ressaltadas por Uller (2014):
● aumento da eficiência;
● boa flexibilidade na escolha do combustível;
● custos mais baixos de instalação, manutenção e operação;
● emissão de poluentes reduzida para a mesma geração de energia.
Ainda assim, sua partida é mais lenta que de turbinas em ciclos abertos,
apresentando tempo de partida, a partir do estado quente, com duração de 40 a 60 minutos,
e rampas de 5% a 10% por minuto (IEA, 2012). Essa característica impõe um entrave à
flexibilidade de usinas em ciclo combinado, que, por isso, se tornam menos aptas à
operação de pico e à complementação das energias variáveis (CAVADOS, 2015).
Muitas pesquisas em tecnologia se interessam por desenvolver tecnologias de ciclo
combinado com menores tempos de partida e rampas mais íngremes, de maneira a permitir
que elas sejam aplicadas em operação cíclica e despacho rápido (GE, 2014). O interesse
se justifica principalmente pela maior eficiência que esses ciclos apresentam em relação
aos ciclos abertos.
Novas tecnologias integradas a ciclos combinados formam as conhecidas como
usinas Flex, que já apresentam tempos de partida de até 30 minutos, e são adaptadas para
operação cíclica buscando reduzir custos variáveis. França, Holanda, Alemanha, Coréia do
Sul e Estados Unidos já apresentam usinas mais novas com essas tecnologias em seus
respectivos sistemas (ULLER, 2014).
3.4 - Cogeração
A geração de energia elétrica é também com frequência empregada de maneira
combinada com geração de calor útil, ou seja, com o uso do calor liberado no ciclo de
geração para aplicações diversas.
Sistemas de cogeração podem ser classificados como topping e bottoming. Em
sistemas topping, o combustível é queimado para geração de energia elétrica, e o calor
rejeitado pelo ciclo é aproveitado em outro processo como calor útil. Sistemas bottoming,
por sua vez, aproveitam o calor resultante de processos, como exaustão de fornos e
fornalhas, em caldeiras de recuperação, para aquecer o fluido de trabalho usado em um
ciclo Rankine para geração de energia (TOLMASQUIM, 2016).
22
3.5 - Combustíveis empregados
3.5.1 Gás Natural e GNL
Usinas a Gás Natural e Gás Natural Liquefeito (GNL) compõem 7,9% da geração
de carga do SIN (ONS, 2018). São combustíveis versáteis, que podem ser aplicados em
diversos ciclos distintos de geração de energia elétrica, e, por isso, têm ganhado espaço
na geração termelétrica associada ao crescimento das fontes renováveis intermitentes.
Usinas termelétricas a gás têm acionamento mais rápido, e apresentam custos de
investimento e prazos de construção menores que as de usinas termelétricas a carvão,
além de apresentarem emissões de poluentes menores, especialmente quando usado em
ciclos combinados. Enquanto as melhores tecnologias de usinas a carvão do mundo
apresentam emissões de 740g CO2/kWh, tecnologias no estado da arte de usinas
termelétricas a gás em ciclo combinado apresentam emissões de 400g CO2/kWh (IEA,
2012). A TABELA 2, a seguir, compara a flexibilidade de usinas termelétricas a gás com
outras tecnologias de geração:
Usinas
Termelétricas
a gás/GNL
em ciclo
combinado
Usinas
Termelétricas
a gás/GNL
em ciclo
aberto
Usinas
Termelétricas
a carvão
Usinas
Hidrelétricas
Usinas
Nucleares
Tempo de início
a quente
40 a 60
minutos
< 20 minutos 1 a 6 horas 1 a 10
minutos
13 a 24
horas
Taxa de variação
da carga em
rampa
5% a 10%
por minuto
20% a 30%
por minuto
1 a 5% por
minuto
20% a 100%
por minuto
1% a 5%
por minuto
Tempo até
atingir carga
máxima a partir
do acionamento
1 a 2 horas <1 hora 2 a 6 horas <10 minutos 15 a 24
horas
23
Tabela 2: Comparação entre propriedades de flexibilidade de usinas distintas
Fonte: (IEA, 2012)
Além de sua flexibilidade operativa, as termelétricas a gás natural foram
contempladas por uma oferta elevada do combustível no Brasil, a partir da descoberta das
reservas do pré-sal em 2005 e de sua subsequente explotação, mesmo que boa parte do
gás natural utilizado no país ainda seja importado (VILARDO, 2019). Avanços tecnológicos
em torno da aplicação desse combustível para a geração de energia elétrica se
intensificaram nos últimos anos, visando sobretudo maximizar sua eficiência e flexibilidade,
e reduzir emissões e efeitos de ciclicidade, considerando especialmente seu papel na
integração de fontes de geração intermitentes (IEA, 2012, ULLER, 2014).
Assim, as usinas a gás são as termelétricas com maior projeção de crescimento
para os próximos anos, tanto em valores absolutos como relativos em termos de
composição percentual do SIN, de acordo com o planejamento mensal da operação do
ONS de Janeiro de 2019 (ONS, 2018). Para 2023, estima-se que a capacidade instalada
de usinas a gás natural e GNL no SIN suba de 12.821 MW para 17.780 MW, compondo
10% da capacidade instalada total projetada para o sistema (ONS, 2018).
Usinas a GNL particularmente apresentam despacho distinto das outras geradoras.
Sua operação no Brasil é condicionada pela “Lei do Gás” (Lei nº 11.909 de 2009), que,
dentre outros âmbitos, regulamenta a cadeia do gás (FUHRMANN, 2015). O transporte de
GNL pela malha de gasodutos é programado k meses à frente da geração de energia
elétrica (ANEEL, 2011). Em termos da operação, isso significa que o despacho de uma
usina feito k meses à frente é comparado ao CVU da mesma usina com o benefício
esperado k meses adiante. Dessa forma, o despacho da usina a GNL compõe a função de
custo futuro do modelo NEWAVE. Atualmente, enquadram-se nesta condição apenas as
UTEs Santa Cruz, que opera em ciclo combinado, e Luiz Oscar Rodrigues Melo (Linhares),
que opera em ciclo aberto (CCEE, 2018).
A FIGURA 9 lista as usinas termelétricas que operam a gás natural e GNL
atualmente no SIN, bem como seu maquinário, o ciclo em que operam, outras opções de
combustíveis, sua potência, consumo específico, localização e compromisso de geração.
24
FIGURA 9: Termelétricas a gás natural/GNL em operação em março/2019
FONTE: (Ministério de Minas e Energia (MME), 2019)
3.5.2 Carvão
Compondo 1,7% da oferta de energia do SIN, o carvão mineral enfrenta desafios
associados aos seus impactos ambientais, exigindo o desenvolvimento de tecnologias de
controle de emissões atmosféricas, sem comprometer o seu custo de geração (ONS, 2018,
IEA, 2012).
25
As reservas de carvão brasileiras ocupam o décimo lugar no ranking mundial,
totalizando 32 bilhões de toneladas do material, das quais 99,98% se localizam na região
sul. A qualidade do carvão extraído, no entanto, é baixa do ponto de vista energético, e
apresenta alto teor de impurezas, o que faz com que sua utilização seja feita sem
aproveitamento e na boca das minas (ANEEL, 2009).
A maioria das termelétricas a carvão no Brasil é antiga e opera com rendimentos
abaixo de 34% (TOLMASQUIM, 2016). Por isso, adotar novas tecnologias, como caldeiras
supercríticas ou ultrasupercríticas, e Ciclos Combinados Integrados com Gaseificação
(IGCC), se torna uma alternativa para aumentar o aproveitamento desta forma de geração,
podendo elevar esses rendimentos a até 40% (TOLMASQUIM, 2016).
Termelétricas a carvão em geral atuam na base do sistema, complementando a
geração hidrelétrica, sendo a maioria localizada no subsistema Sul, onde a oferta do
combustível é maior. Há, no entanto, usinas de carvão importado, com qualidade mais
elevada, nas regiões NE e SE (ANEEL, 2016).
Perspectivas de crescimento para usinas a carvão, são de 2.672 MW em 2018 para
3017 MW em 2023, mantendo a proporção de 1,7% da energia ofertada no SIN (ONS,
2018).
3.5.3 Biomassa
Biomassa é atualmente a maior fonte de geração de energia térmica no Brasil.
Compreende 8,5% da capacidade instalada do SIN, com 13.698 MW, e com perspectivas
de crescimento para 14.028 MW em 2023, ocupando 7,9% da capacidade instalada
projetada (ONS, 2018).
Estimulada desde 1975 pelo Programa Nacional de Álcool (Proálcool), a geração de
combustível de fontes vegetais tornou o Brasil referência internacional. Os combustíveis
para essa geração são diversos, dentre os quais podem se citar a lixívia, bagaço de cana,
resíduos florestais, biogás, e capim elefante (XAVIER, 2006, TOLMASQUIM, 2016).
A oferta de biomassa é sujeita à sazonalidade, restringindo a disponibilidade da
mesma a períodos determinados do ano de acordo com a região. A colheita de cana, por
exemplo, no centro-sul do país, é realizada entre março e outubro, enquanto que no norte-
nordeste, ela ocorre na entressafra do centro-sul, devido às diferenças climáticas entre
ambas as regiões, condicionando a geração a partir dessa fonte aos períodos de maior
colheita (TOLMASQUIM, 2016).
Destaca-se, porém, a capacidade flexível de usinas de biomassa, que apresentam
certa capacidade de variar sua carga conforme despacho, de maneira semelhante às
26
usinas de ciclo combinado mais flexíveis (IEA, 2014). No entanto, o potencial de
aproveitamento dessa tecnologia de geração a nível global ainda é limitado (POOLE, 2015).
3.5.4 Óleo e Diesel
Por fim, compondo 2,9% da capacidade instalada do SIN, com 4614 MW, está a
geração térmica a Óleo e Diesel. Esses combustíveis são empregados principalmente na
geração em motores de combustão interna, e também em turbinas a vapor.
São tecnologias mais antigas de geração e se baseiam em combustíveis caros,
apresentando, assim como as termelétricas a carvão, menor perspectiva de crescimento,
muitas das quais estão fazendo conversão para utilização de gás natural (XAVIER, 2006).
O Diesel, no entanto, ainda apresenta participação como combustível complementar
a usinas de Gás Natural, e é utilizado em pequenas usinas brasileiras ainda não integradas
ao SIN.
O ONS prevê para 2023, que termelétricas a óleo e diesel comporão 2,8% da
capacidade instalada do SIN, com 4900 MW (ONS, 2018).
3.6 Operação Cíclica
Em termos mais estritos, a capacidade cíclica é que determina a flexibilidade de
uma usina termelétrica. Define-se a capacidade cíclica de uma usina por diversos
parâmetros, dentre os quais se ressaltam o tempo de partida, o tempo de rampa, o turndown
e o tempo de desligamento.
O tempo de partida diz respeito ao tempo necessário para se aquecerem os
componentes da usina, antes que ela seja capaz de iniciar a geração. Usinas baseadas em
turbinas a vapor possuem particularmente uma inércia térmica elevada, elevando o tempo
de partida.
Uma vez que entrou em operação, uma usina passa pelo tempo de rampa, que é o
trecho da operação entre seu acionamento e sua operação em capacidade máxima. O
turndown é a carga mínima em que uma usina deve operar, e está associado à sua
inflexibilidade térmica. Quanto mais elevado esse valor mínimo, maiores os custos
variáveis, já que sua parada deverá ser mais frequente.
Por fim, tempo de desligamento é o tempo necessário para a reativação da usina
após ela ser parada.
Quanto menor o tempo entre uma parada e uma partida de uma usina, menores os
efeitos da ciclicidade, devido à inércia térmica. Partidas a quente ocorrem caso a usina
27
tenha estado ativa a menos de 6h a 8h, enquanto que partidas a frio são as que ocorrem
num intervalo superior à faixa de 48h a 60h. Faixas intermediárias são chamadas de
partidas a morno (TOLMASQUIM, 2016).
A operação cíclica eleva os custos variáveis, já que provoca stress térmico nos
componentes de uma termelétrica, o que pode resultar em danos, e elevar drasticamente
os custos de manutenção, ou ainda reduzir a vida útil da usina. O cálculo desses custos é
complexo, e varia de acordo com todos os elementos que compõem a usina, desde suas
turbinas e tecnologia de geração, até o combustível empregado (POOLE, 2015).
Van den Bergh et al (2015) enumeram os componentes dos custos associados à
ciclicidade:
- O custo de combustível, e custos auxiliares durante o acionamento da usina;
- Custos de manutenção e operação aumentados de acordo com o desgaste
mecânico;
- Custos de oportunidade devido à não-geração em interrupções forçadas;
- Custos de manutenção e operação causados pelas oscilações em geração durante
o acompanhamento da carga;
- Custos gerados pela redução da eficiência causada pelo desgaste da usina.
28
4. Estudo do comportamento das UTEs
4.1 Descrição do Estudo
O trabalho aqui apresentado almeja compreender como a operação das usinas
termelétricas é afetada por determinadas variáveis do Sistema Interligado Nacional, e como
o despacho das termelétricas afeta o abastecimento de carga, a formação de custo e a
segurança operativa do sistema.
O ONS disponibiliza em sua plataforma virtual (ons.org.br) dados de todo o histórico
da operação. Desses dados, foram selecionados os principais fatores que afetaram a
operação em todo o sistema e em cada subsistema, no período desde 1º de janeiro de 2010
até 31 de dezembro de 2018.
Foram selecionadas: a carga; a geração hidrelétrica; a geração térmica; a geração
eólica; a capacidade instalada total; a capacidade instalada hidrelétrica; a capacidade
instalada térmica; a capacidade instalada eólica; e o CMO. Todas as grandezas foram
discretizadas em médias mensais, exceto o CMO, discretizado em médias semanais.
A escolha do intervalo foi realizada a fim de permitir observar efeitos recorrentes no
sistema, bem como sua evolução temporal de acordo com a expansão da geração e a
implementação de novas tecnologias.
4.2 Análise temporal das UTEs
4.2.1 SIN
A FIGURA 10 abaixo apresenta a evolução da carga de energia no SIN no período
entre janeiro de 2010 e dezembro de 2018. Apresentam-se também, no gráfico, as curvas
de carga de cada subsistema. É perceptível como a carga total segue majoritariamente as
tendências do subsistema SE/CO. Essa tendência não poderia ser diferente: a carga do
SE/CO compôs 59,6% da carga média do sistema durante o período (44845 GW) (ONS,
2019).
29
Figura 10: Carga de Energia do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
É fácil perceber no gráfico também o aspecto sazonal das oscilações de carga, ou
seja, os períodos de maior demanda energética dentro do ano. Esses períodos
correspondem em geral ao verão, ou seja, aos meses de dezembro a março, tendo janeiro
por pico, em que na maioria dos subsistemas o desconforto térmico é acentuado, e a
demanda por energia para condicionamento é muito mais elevada. Outra razão para a
subida de carga nesse período é comercial: as festas de final de ano, o turismo em épocas
de férias e o crescimento das atividades econômicas estimulam o consumo energético.
Simetricamente, o período de inverno possui uma demanda menor por carga, levando o
vale da curva a julho na maioria dos subsistemas.
É também perceptível como o subsistema SE/CO apresenta oscilações muito
maiores do que todos os outros em termos absolutos, sendo o principal formador da curva
de carga do SIN.
O gráfico ainda mostra o crescimento da curva de carga no período. Puxada
principalmente pelo desenvolvimento econômico, expansão do sistema, e crescimento
populacional, essa curva marca a subida da carga média anual de 54.222 MWmed em 2010
para 66.559 MWmed em 2018.
Esse crescimento na carga foi acompanhado por um crescimento também na
capacidade instalada total de geração de eletricidade, conforme mostrado na FIGURA 11.
Ao fim de 2018, essa capacidade instalada era de mais de 160 GW.
30
Figura 11: Expansão da Capacidade Instalada Total do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
Dessa capacidade instalada, a capacidade térmica e a hidrelétrica são ilustradas nas
FIGURAS 12 e 13 a seguir.
Figura 12: Expansão da Capacidade Instalada Térmica do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
31
Figura 13: Expansão da Capacidade Instalada Hidrelétrica do SIN no período de
estudo
Fonte: ONS, 2018
Apesar de se observar que a capacidade instalada hidrelétrica do NE se manteve
relativamente constante no período, a expansão da capacidade instalada de geração eólica
foi liderada por esse subsistema, que apresentou acentuado crescimento nessa tecnologia,
seguido pelo S, conforme mostra a FIGURA 14.
Figura 14: Expansão da Capacidade Instalada Eólica do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
32
Não por menos, o NE se mantém como principal gerador eólico do sistema,
moldando completamente a curva do sistema, como mostra a FIGURA 15. A sazonalidade
da geração eólica e seus efeitos na geração termelétrica serão comentados posteriormente
neste estudo.
Figura 15: Geração de Energia Eólica do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
Não obstante, a geração do sistema ainda é majoritariamente hidrelétrica. No
período estudado, 77,3% dos 44.797 GW gerados têm origem hidrelétrica,
complementados por 16,3% termelétrica, 3,4% eólica, 2,9% nuclear, e 0.2% solar.
A curva de geração de energia hidrelétrica é mostrada na FIGURA 16, e nela são
perceptíveis novamente os efeitos da sazonalidade. Esses efeitos se devem, sobretudo,
aos períodos úmidos e secos em cada região do país, conferindo certa periodicidade às
subidas e quedas na geração de energia.
Contudo, nem sempre os períodos úmidos de cada subsistema são concomitantes
com os períodos de maior carga, e ainda há outras variáveis que afetam fortemente a
operação e o despacho de hidrelétricas, como as perspectivas de afluências futuras, picos
de carga não previstos, e fenômenos meteorológicos inesperados.
Além disso, a geração energética não é restrita ao subsistema que a produziu, e
pode ser transmitida para outros subsistemas, por meio de intercâmbios de energia, de
acordo com as ordens de despacho do ONS para minimização de custos.
33
Figura 16: Geração de Energia Hidrelétrica do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
Somando-se a todas as variáveis no complexo problema de suprimento de carga do
SIN, está a geração de Energia Térmica, centro desse estudo. À primeira vista, o gráfico
bastante irregular de geração de energia térmica mostrado na FIGURA 17 torna intrincado
averiguar se há sazonalidade em seu comportamento. Contudo, analisando-se cada
submercado individualmente, seu histórico, e suas perspectivas para o futuro, certos
padrões podem ser construídos a respeito dos procedimentos de despacho das usinas
termelétricas, como descrito a seguir.
Figura 17: Geração de Energia Térmica do SIN no período de estudo
34
Fonte: ONS, 2018
4.2.2 Subsistema Sudeste/Centro Oeste
O submercado mais relevante do sistema em termos de consumo, geração, e
aproveitamento de recursos hídricos é o SE/CO, que abrange os maiores centros
econômicos urbanos do país, boa parte das áreas com grande produção agropecuária, e
possui a maior concentração populacional.
Sua geração de energia, embora muito elevada, não é sempre suficiente para suprir
totalmente sua carga, de modo que realiza intercâmbios com todos os outros submercados,
em períodos de déficit ou superávit de carga.
O gráfico da FIGURA 18 apresenta a energia gerada no subsistema SE/CO, e
quanto dessa geração correspondia à geração de fonte termelétrica e fonte hidrelétrica,
respectivamente. Os picos de geração em cada ano correspondem aos períodos úmidos,
em que a geração hidrelétrica é mais elevada, devido à tendência chuvas e afluências
elevadas nessa época. São também, como ressaltado anteriormente, os períodos de maior
carga no subsistema.
Figura 18: Geração de Energia Total, Térmica, e Hidrelétrica do SE/CO no período
de estudo
Fonte: ONS, 2018
A energia termelétrica complementa a geração hidráulica, ao longo do ano. Porém,
é notável a tendência sazonal que essa forma de geração assume (especialmente nos
35
últimos anos) derivada do comportamento sazonal das próprias hidrelétricas. Durante os
períodos secos do meio do ano, a geração de energia hidrelétrica cai, e a carga também.
No entanto, a diferença de valores de geração hidrelétrica e carga nem sempre é constante
durante esses períodos de subida e queda, o que causa uma alteração na geração térmica
que complementa esses valores.
Observa-se, contudo, que o ano de 2014 apresentou uma geração térmica elevada
e estável durante toda sua duração. Isso se deveu ao fato de que foi um ano extremamente
seco, em que o subsistema atingiu em fevereiro a média mensal de 40% de sua Média de
Longo Termo (MLT), a média de vazões histórica do subsistema (ONS, 2015, 2019).
Durante esse ano, o ONS priorizou uma estocagem maior da água nos reservatórios, a fim
de reduzir a função de custo futuro, o que implicou num despacho mais constante das
termelétricas.
Durante o resto do período de estudo, as termelétricas ficaram sujeitas às incertezas
e efeitos sazonais da geração renovável, o que lhes conferiu, por conseguinte, um caráter
temporal também observável: tendo picos durante o período seco, quando a geração
hidrelétrica cai; e vales durante o período úmido, quando ela sobe.
4.2.3 Subsistema Sul
Uma análise mais minuciosa aponta os efeitos temporais da carga no subsistema
S. A FIGURA 19 mostra como essa carga apresenta picos acentuados no início do ano, o
que se deve ao clima subtropical da região, responsável por uma mudança brusca na
sensação térmica durante o verão.
36
Figura 19: Carga de Energia do Sul no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
A geração hidrelétrica não acompanha essa curva de carga como no caso do
SE/CO. O clima da região Sul lhe confere condição distinta do resto do país, de modo que
as chuvas da região não são sazonais, mas sim afetadas pela variação de temperatura
superficial do mar. Quando a temperatura superficial marítima se eleva, as chuvas
aumentam, e quando a temperatura abaixa, a precipitação se reduz junto na região.
Em seus períodos úmidos, porém, o S atua como exportador de energia para o
SE/CO, e importador em períodos secos. É o único submercado com que realiza
intercâmbios de energia devido ao seu posicionamento geográfico.
A FIGURA 20 apresenta a geração energética do S, e quanto dela tem origem
hidrelétrica e termelétrica. A hidrelétrica modela a curva de geração, e na região Sul,
particularmente, há muitas usinas de reservatórios, cujas vazões podem ser reguladas pelo
ONS, permitindo que a geração responda à carga de maneira mais eficiente, e reduzindo o
custo futuro.
37
Figura 20: Geração de Energia Total, Térmica, e Hidrelétrica do S no período de
estudo
Fonte: ONS, 2018
Nesse sentido, a geração termelétrica se mantém relativamente constante,
apresentando subidas durante períodos de seca na região, mas com comportamento pouco
sazonal.
4.2.4 Subsistema Nordeste
O subsistema NE tem uma curva de carga mais estável que os subsistemas
anteriormente apresentados, conforme mostra a FIGURA 21 abaixo. Os picos e vales são
mais tênues, mas ainda seguem uma sazonalidade associada às variações térmicas do
ano, de modo que a carga é maior durante o verão e mais baixa durante o inverno.
38
Figura 21: Carga de Energia do NE no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
O Nordeste viu uma expansão acelerada de seu parque eólico a partir de 2014. A
capacidade instalada de geração eólica atual do subsistema passa de 12 GW, conforme
ilustra a FIGURA 22. De fato, a energia eólica é responsável por boa parte do
abastecimento de carga no NE, atingindo a geração total de 1289 GW no período de estudo.
Figura 22: Expansão da Capacidade Instalada Eólica do NE no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
A FIGURA 23 mostra o perfil de geração para o subsistema NE. Nele podemos
perceber a redução acentuada da geração hidrelétrica a partir de janeiro de 2013. Essa
redução se deve a uma queda acentuada nas precipitações da Bacia de São Francisco, a
39
principal da região, comprometendo a geração hidrelétrica em parte, bem como o
aproveitamento das águas da bacia para abastecimento humano (CHESF, 2015).
Desde dezembro 2017 está vigente a Resolução ANA N° 2.081, estabelecendo
condições de operação reduzida para os rios que compõem o sistema hídrico de
Sobradinho, como forma de reduzir os impactos da seca. Esse controle de vazões, junto à
seca da região, conferiu à geração hidrelétrica tendências de queda quase constante,
eliminando inclusive o caráter sazonal dessa forma de geração, como o gráfico explicita.
A redução da geração hidrelétrica foi compensada em parte pela crescente geração
eólica na região, como já salientado anteriormente, e pelo aumento da geração termelétrica.
Figura 23: Geração de Energia Total, Térmica, Eólica e Hidrelétrica do NE no
período de estudo
Fonte: ONS, 2018
A geração termelétrica se mostra crucial, não apenas como incremento à geração
de carga de base, mas principalmente como moduladora da carga, considerando a
variabilidade característica da geração eólica. Somente no ano de 2018, a energia
termelétrica compôs 25,4% da geração do NE, somando-se a 51,6% de geração eólica,
20,6% de geração hidrelétrica, e modestos 2,5% de geração solar (ONS, 2018).
É interessante também observar o perfil da geração eólica da região. Na FIGURA
24, pode-se perceber com mais detalhe o aspecto sazonal que a geração eólica apresenta,
tendo picos durante o inverno, no meio do ano, quando os ventos são mais elevados.
40
Figura 24: Geração de Energia Eólica do NE no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
Perante a brusca queda de geração hidrelétrica a partir de 2013, a geração térmica
assumiu papel central no suprimento energético do subsistema, reduzindo conforme a
energia eólica ganhou espaço na segunda metade da década. Ainda assim, a energia
térmica nunca perdeu importância na região, sendo essencial para complementaridade da
geração eólica ao longo do ano.
De fato, conforme a FIGURA 25 ilustra, a geração térmica manteve-se alta, e com
picos no início e no fim do ano, quando a geração eólica é mais baixa. Ainda assim, sua
atividade se manteve relativamente instável, devido à necessidade que tem de suprir a
carga, complementando a variabilidade da geração eólica.
41
Figura 25: Geração de Energia Térmica do NE no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
Boa parte da energia do subsistema NE é também provinda de intercâmbios dos
subsistemas SE/CO e N, que complementam o suprimento de carga.
4.2.5 Subsistema Norte
A curva de carga do N se diferencia da dos demais subsistemas por ser mais
estável, e com aspecto sazonal diferente, como mostra a FIGURA 26. Na região, os efeitos
sazonais se devem aos períodos de forte precipitação de dezembro a maio, e períodos
secos, de junho a novembro. Nos períodos secos, a carga tende a aumentar, devido ao
desconforto térmico ser maior.
A brusca subida na carga a partir de meados de 2013 se deveu à integração de
novas áreas previamente não integradas ao SIN.
42
Figura 26: Carga de Energia do N no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
O impacto dessa expansão pode ser percebido particularmente na oferta de
energia térmica do subsistema, também estimulada a partir de 2013, como mostra a
FIGURA 27.
Figura 27: Expansão da Capacidade Instalada Térmica do N no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
A principal fonte de energia no N ainda é a hidrelétrica. Com imenso potencial de
geração, a energia hidrelétrica foi em 2018 responsável por 78,6% da energia gerada no
43
subsistema. Sua sazonalidade naturalmente é sujeita aos períodos chuvosos e secos que
configuram o clima da região.
Dessa forma, o aumento na geração hidrelétrica ocorre a partir de dezembro,
atingindo seu pico entre janeiro e março, quando os reservatórios estão em seu máximo.
As gerações são mais baixas no período seco. A FIGURA 28 mostra essas oscilações.
Figura 28: Geração de Energia Hidrelétrica do N no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
Em função disso, geração térmica apresenta um perfil sazonal cada vez mais
perceptível, como apresentado na FIGURA 29. O aumento da participação das
termelétricas durante os períodos secos é resultado da sazonalidade acentuada das
hidrelétricas do subsistema. Da mesma forma, o aumento dos vales de geração foi
acompanhado de uma dependência menor do NE dos intercâmbios de energia do N, devido
ao aumento da oferta de energia eólica no primeiro.
44
Figura 29: Geração de Energia Térmica do N no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
4.2.6 Impacto no CMO
O Custo Marginal de Operação é uma das grandezas fundamentais para o
entendimento da operação do Sistema. Resulta do despacho executado de acordo com as
usinas mais ou menos custosas necessárias para o suprimento da carga.
Conforme descrito anteriormente, as usinas termelétricas são despachadas por
ordem de mérito, conforme seu valor de CVU, para complementar a geração de usinas por
fontes renováveis, cujo custo de geração é mais baixo. Por isso, em períodos em que há
maior necessidade de geração termelétrica, sejam quais forem os motivos, o CMO tende a
crescer. Observa-se essa tendência explicitamente na FIGURA 30, em que os picos de
valor para CMO correspondem justamente aos períodos em que a geração termelétrica no
SIN e em cada respectivo subsistema foi mais elevada.
Os anos de 2014 e 2015, por exemplo, especialmente durante as épocas
sazonalmente mais secas, apresentaram um despacho de termelétricas intenso para
complementar a carga, suprindo a deficiência da geração hidrelétrica no período. Como
consequência, essas épocas respectivas apresentaram picos de CMO, elevados
justamente pelos CVU altos das termelétricas mais custosas despachadas.
45
Figura 30: CMO semanal do SIN no período de estudo
Fonte: ONS, 2018
4.3 Efeitos da integração de VREs ao Sistema nas UTEs
O crescimento da geração a partir de fontes renováveis intermitentes no sistema
exige que a geração termelétrica toda se torne mais flexível, a fim de prover segurança ao
atendimento da carga. Isso significa que o papel de atendimento de geração intermitente
não pode ser apenas assumido por usinas que operam a ciclo aberto, mas plantas de ciclo
combinado também deverão adotar tecnologias que permitam maior flexibilidade na
operação.
Para turbinas a gás, maior flexibilidade é possível por meio do ajuste do volume de
gás injetado na câmara de combustão. Turbinas a vapor têm essa flexibilidade reduzida
devido à inércia térmica. Além disso, a necessidade de flexibilidade operativa implica em
aumento de custos, especialmente no desgaste dos componentes da usina, devido a efeitos
de ciclicidade, e reduz eficiência na geração, uma vez que esta não é feita de acordo com
o máximo aproveitamento energético possível, mas sim com o suprimento da carga em
tempo real (TOLMASQUIM, 2016).
46
A operação das termelétricas em associação às energias renováveis acentua
problemas ligados à ciclicidade das usinas. Conforme a operação se torna mais flexível
para acompanhar as flutuações de carga gerada pelas eólicas, as termelétricas precisam
reduzir seus tempos de início e rampa, e apresentar geração mínima menor. Além disso, a
necessidade de manutenção e reparo do maquinário se torna mais frequente, conforme se
acentuam os danos provocados por stress térmico e fatiga.
Kumar et al (2012) citam a dificuldade em contabilizar os efeitos que a ciclicidade
apresenta sobre as termelétricas. Os custos de ciclicidade que pesam nas termelétricas
podem variar de US$ 2.500 a US$ 500.000 por ciclo, para diferentes termelétricas (VAN
DER BERGH, 2015). Tais autores, porém, ressaltam seus efeitos principais em termos
qualitativos sobre os componentes das termelétricas: fadiga, corrosão e erosão.
Termelétricas a gás natural e GNL se mostram as mais aptas à operação cíclica em
termos de redução dos custos de ciclicidade. A TABELA 3, a seguir, apresenta estimativas
de custos médios por tecnologias:
Custo por
Partida
(R$/ΔMW)
Custo por
Parada
(R$/ΔMW)
Custo por
Rampa
(R$/ΔMW)
Queda de
eficiência
(%/ciclo)
Termelétricas
Nucleares
151 - - -
Termelétricas a
Carvão
108 132 4,3 0,44
Termelétricas a
Gás Natural e
GNL (ciclo
aberto)
22 96 1,2 0,20
Termelétricas a
Gás Natural e
GNL (ciclo
combinado)
10 96 1,9 0,10
Tabela 3: Custos de ciclicidade por tipo de usina
Fonte: (VAN DER BERGH, 2012)
47
Turbinas em ciclo simples naturalmente apresentam maior flexibilidade, apesar de
serem menos eficientes que as de ciclo combinado, cujo aproveitamento para operações
de pico ainda pode ser mais bem explorado pelo SIN como forma de integração das eólicas.
BALLING (2010) enumera as vantagens comparativas de plantas a gás em ciclo
combinado, dentre as quais:
● Tempos de partida substancialmente mais curtos que outros combustíveis;
● Partidas confiáveis, rendendo provisões de carga adequadas à demanda;
● Menores custos de partida e desligamento em termos de combustível que
outras termelétricas;
● Menores emissões de CO2 em comparação com outras termelétricas de
combustíveis fósseis;
● Menor dano por fadiga ou stress térmico, devido ao uso reduzido de
componentes mecânicos com paredes espessas.
Ainda assim, os tempos de início elevados, e as rampas pouco íngremes ainda
exigem que tecnologias de ciclo combinado se aprimorem bastante até que possam
desempenhar o papel de permitir plena integração da geração intermitente com operação
cíclica.
IEA (2014) e POOLE (2015) ressaltam em suas análises que a associação entre a
geração solar e a eólica pode reduzir as variações de carga, devido aos aspectos sazonais
de ambas as fontes de energia. Essa associação promove estabilidade maior ao sistema,
diminuindo, por conseguinte, os efeitos de ciclicidade nas termelétricas, apesar de não os
eliminar completamente. No entanto, a energia solar ainda tem pouquíssima penetração no
SIN, e a perspectiva de que essa tecnologia se desenvolva a ponto de alcançar a geração
eólica ainda é distante, de modo que a modulação de carga do sistema ainda é
essencialmente dependente das energias hidrelétrica e termelétrica.
Poole (2015) comenta sobre a importância de usarem-se os recursos de geração
de maneira a prover maior estabilidade ao sistema, o que não necessariamente significa
ter geração máxima em todos os momentos. Descreve também, em seu estudo, outros
recursos aplicados para otimizar a integração de energias renováveis variáveis ao sistema,
como a estocagem de energia, e mecanismos de resposta à demanda. No Brasil, a
estocagem de energia já ocorre por meio dos reservatórios em hidrelétricas, mas há outras
tecnologias mais avançadas sendo desenvolvidas e estudadas globalmente, que podem
ser futuramente exploradas e introduzidas no sistema, como o armazenamento de ar
comprimido para ser usado em usinas a vapor em picos de carga (Compressed air energy
storage -CAES), baterias e plantas de estocagem de radiação solar (Concentrated Solar
Power Plants - CSPP), e usinas hidrelétricas reversíveis, que bombeiam água de
reservatórios mais baixos para mais elevados (UHR).
48
Não obstante, a integração da geração renovável variável à rede requer o
aprimoramento dos sistemas de previsão, de forma a manter a operação confiável, e que
ocorra monitoramento em tempo real da operação, com respostas rápidas a variações em
geração e demanda (IEA, 2014). Além disso, a inserção de tecnologias de resposta à
demanda reduz os picos de demanda, e sua influência sobre a geração, através da redução
no consumo para melhor associação entre geração e carga (POOLE, 2015).
A operação em tempo real no Brasil já busca se adaptar melhor a essa realidade,
integrando o despacho de termelétricas de acordo com as oscilações das gerações
renováveis, especialmente a eólica, cuja variação de carga é forte e perceptível durante o
dia. A ANEEL ainda estabeleceu, através da Resolução Normativa nº 792, de 28/11/2017,
critérios para a implantação de um sistema piloto de resposta à demanda para operar nos
subsistemas NE e N, onde a penetração das tecnologias renováveis variáveis é ainda
maior, a crise hídrica tem impedido a geração hidrelétrica de auxiliar na modulação de carga
(no caso do NE), e os intercâmbios de energia estão chegando ao limite.
49
5. Estudo da composição de custos de
termelétricas a GN
Conforme destacado ao longo dos capítulos 3 e 4, usinas a gás natural e GNL
apresentam fortes vantagens em comparação a outras tecnologias. Particularmente a
possibilidade de despacho rápido torna as termelétricas a gás natural as mais aptas a
operarem ciclicamente, e fez delas a fonte de energia elétrica não renovável com maiores
perspectivas de crescimento no Brasil para os próximos anos (ONS, 2018).
Além disso, menores custos de investimento e emissões de gás carbônico menores
em relação aos outros combustíveis fósseis compõem outras vantagens oferecidas pelas
termelétricas a gás natural.
Ainda assim, o parque de termelétricas a gás natural brasileiro é bastante
diversificado. Usinas a ciclo aberto e combinado em diferentes configurações, com
máquinas de rendimentos distintos e operando em regimes diversos, apresentam diferentes
custos de operação, especialmente de combustível, o que implica diretamente no CVU.
De fato, a FIGURA 31 mostra a dispersão entre os valores de CVU não nulos por
combustível. e é perceptível uma grande variação entre os CVU de usinas a GN e GNL,
que vão de R$ 63,19/MWh na UTE Norte Fluminense até R$ 978,10/MWh na UTE Campos.
Observa-se também, na figura, a assimetria da dispersão de seus valores em relação à
mediana.
50
Figura 31: Valores de CVU por combustível empregado
Fonte: Elaboração pessoal a partir de dados de CCEE (2019) e ONS (2019)
Dessa forma, não se pode descrever o comportamento da oferta de energia
termelétrica provida por esse combustível, e seu subsequente despacho, de maneira
simplificada: um estudo caso a caso deve ser realizado considerando as particularidades
de cada usina.
A FIGURA 32, a seguir, apresenta o parque de usinas termelétricas a GN da
Petrobras operando até 2014. É notável a relação inversa entre eficiência e custo da
energia, justificada pela elevação do consumo específico de combustível em plantas menos
eficientes (é importante ressaltar que a usina Baixada Fluminense ainda operava em ciclo
aberto na data da publicação do artigo de que provém a figura). Deve-se considerar,
contudo, que a eficiência energética não implica numa relação direta com o custo de
combustível, uma vez que o preço do GN varia fortemente entre as usinas, como será
descrito adiante neste capítulo.
Figura 32: Eficiência Energética das plantas a GN da Petrobras, e seus respectivos
preços de energia em 2014
Fonte: ULLER (2014)
Considerando a importância que esta tecnologia apresenta, não somente perante
outras formas de geração de energia termelétrica, mas também como provedora de
flexibilidade operativa ao SIN, e com participação crescente dentro da capacidade instalada
do sistema, é essencial compreender e quantificar o impacto que apresenta no despacho
hidrotérmico, bem como na formação de CMO. O presente capítulo se propõe, portanto, a
51
analisar a formação do CVU de usinas a gás natural no Brasil, comparando diferentes
usinas e suas particularidades de projeto, tecnologia e operação, e como mudanças nesse
CVU afetam o despacho e a curva de preço do sistema.
Para cada elemento estudado, serão analisadas usinas a gás natural do SIN, de
maneira a ilustrar o impacto que cada fator descrito exerce sobre elas. Pretende-se, desta
forma, analisar a situação real das usinas termelétricas existentes dentro de um panorama
teórico da engenharia.
5.1 Fator Locacional
O primeiro fator aqui estudado é a questão da localização da planta. A latitude de
uma usina termelétrica influencia naturalmente na temperatura de entrada do ar, o fluido de
trabalho de turbinas a gás. Normalmente, plantas localizadas em latitudes mais elevadas
estão sujeitas a temperaturas médias mais baixas, e, com isso, se beneficiam de ar a
temperatura menor.
Usinas a gás natural em ciclo Brayton aberto são fortemente afetadas por essa
questão devido ao seu funcionamento (descrito no capítulo 3). A temperatura de entrada
do ar nas turbinas a gás apresenta relação direta com o rendimento da planta, uma vez que
a eficiência do ciclo Brayton ideal é descrita pela relação:
𝑛 = 1 − 𝑇𝑎/𝑇𝑏,
onde:
n = rendimento
Ta = Temperatura de entrada do ar
Tb = Temperatura de saída do ar
Portanto, com a redução da razão Ta/Tb, reduz-se o rendimento real do ciclo, e
plantas a ciclo aberto com temperaturas de entrada de ar mais elevadas apresentam menor
eficiência. A FIGURA 33 abaixo ilustra este comportamento:
52
FIGURA 33: Efeitos da Temperatura de Entrada do Ar no Rendimento de uma
Turbina a Gás G.E. MS7001
Fonte: GE (2016)
Estes efeitos, contudo, não são observados para turbinas a vapor, uma vez que seu
fluido de trabalho não está condicionado à temperatura ambiente. Ciclos combinados, como
combinação de ciclos Brayton e Rankine, apresentam, portanto, uma resposta intermediária
ao efeito térmico, tendo menor taxa de variação da eficiência por influência da temperatura
que ciclos abertos, graças ao efeito atenuante das turbinas a vapor, conforme observa-se
na FIGURA 34, a seguir (KEHLHOFER, 1999).
53
FIGURA 34: Efeitos da temperatura atmosférica nas razões de eficiência em
turbinas a gás, a vapor e ciclos combinados
Fonte: KEHLHOFER (1999)
Desta forma, podem-se observar reduções nas faixas de eficiência de usinas
brasileiras reais. A usina Barbosa Lima Sobrinho, por exemplo, opera em ciclo aberto com
8 turbinas aeroderivativas GE LM 6000, com uma eficiência energética projetada de 37,7%
(Heat Rate de 9,05 MMBtu/MWh), e eficiência real de 36,0% (Heat Rate de 9,47
MMBtu/MWh), ao ponto que a eficiência de projeto da turbina, em ciclo aberto, é de 39,3%
(Heat Rate de 8,67 MMBtu/MWh) (GE, 2019, ULLER, 2015, PETROBRAS, 2014).
A essa diferença, pode-se atribuir como fator a temperatura do ambiente a que está
sujeita a usina. Localizada em Seropédica, RJ, e em operação desde novembro de 2001,
a planta se encontra sujeita a temperaturas médias de 20°C a 26°C ao longo do ano,
conforme mostra a FIGURA 35.
54
FIGURA 35: Médias climatológicas de Seropédica
Fonte: INMET (2019)
A razão entre eficiência do projeto da planta e a eficiência projetada da turbina é de
95,6%, ao ponto que a razão entre a eficiência medida e a de projeto da turbina é de 91,6%.
A redução da eficiência provoca um aumento do consumo de combustível da usina,
elevando, por conseguinte, seu CVU. A operação fora da eficiência de projeto da turbina
também eleva seus custos de manutenção.
A usina Juiz de Fora, na cidade homônima, em MG, opera também em ciclo aberto,
com 2 turbinas aeroderivativas GE LM 6000, desde fevereiro de 2002. Sua eficiência
energética projetada é de 37,6% (Heat Rate de 9,08 MMBtu/MWh), porém, sua eficiência
real é de 37,9% (Heat Rate de 9,01 MMBtu/MWh), numa razão de 96,4% da eficiência de
projeto da turbina (GE, 2019, ULLER, 2015, PETROBRAS, 2014). Pode-se atribuir essa
diferença menor entre a eficiência real e a de projeto da turbina considerando-se a
climatologia da cidade onde se localiza a termelétrica, conforme observa-se na FIGURA 36.
55
FIGURA 36: Médias climatológicas de Juiz de Fora
Fonte: INMET (2019)
Não se pode, contudo, atribuir a variação de eficiência entre plantas a GN do SIN
totalmente à diferença de temperaturas médias a que estão sujeitas. Vários outros fatores
entram em consideração no projeto da operação, e na declaração do CVU de uma usina
termelétrica.
A usina Juiz de Fora apresenta CVU de R$283,74/MWh, ao ponto que a usina
Barbosa Lima Sobrinho tem CVU de R$353,75 MWh, o que é explicável considerando que
uma usina Juiz de Fora apresenta menor consumo específico de combustível (ONS, 2019).
Dessa forma, a usina Juiz de Fora é mais despachada por ordem de mérito, o que eleva
seus custos de Operação e Manutenção. Observa-se na FIGURA 37 que o custo de
combustível da UTE Juiz de Fora é mais baixo que o da UTE Barbosa Lima Sobrinho,
contudo, seu custo de O&M é superior.
56
FIGURA 37: Composição de custos reais de Usinas a GN em ciclo aberto
Fonte: ULLER (2014)
5.2 Maquinário
A eficiência de uma planta termelétrica varia de acordo com o estado de seu
maquinário. Usinas mais modernas apresentam turbinas mais novas, e com eficiências
mais elevadas. Usinas mais antigas, além de terem faixas de eficiência de projeto mais
baixas, apresentam também custos maiores de operação e manutenção.
É possível observar a redução no Heat Rate para usinas termelétricas mais novas,
em comparação com mais antigas, e como elas se aproximam do que há de mais avançado
no estado da arte de geração de energia termelétrica.
ULLER (2014) compara algumas usinas a GN com o estado da arte da geração em
ciclo combinado no ano de 2014, conforme apresentado na FIGURA 38, a seguir.
FIGURA 38: Comparação de Usinas GN de ciclo combinado da Petrobras e o estado
da arte de ciclos combinados
Fonte: ULLER (2014)
57
As 7 usinas selecionadas são parte do parque gerador da Petrobras, e apresentam
variedade em seus tempos de ingresso. As usinas Fernando Gasparian (SP), Luis Carlos
Prestes (MS), Rômulo Almeida (BA), Governador Leonel Brizola (RJ), Aureliano Chaves
(MG) e Cuiabá (MT) ingressaram em operação comercial entre 2001 e 2004, e eficiências
de projeto entre 45,8% (Fernando Gasparian) e 52,6% (Cuiabá) (PETROBRAS, 2014).
A usina Baixada Fluminense (RJ), por sua vez, iniciou sua operação como uma
usina de ciclo aberto, sendo convertida para operar como ciclo combinado a partir de março
de 2014, com uma potência projetada de 58,03%. A eficiência superior da planta se deve
ao maquinário mais moderno, com maior conversão de energia, e com menor custo de
operação e manutenção da usina dentro da operação em ciclo combinado (ULLER, 2014).
ULLER ressalta ainda que asUTEs Baixada Fluminense e Aureliano Chaves utilizam
turbinas GE da série 7FA, com heat rate mais baixo que as turbinas Siemens, Alstom, Rolls
Royce e GE 6FA, que configuram as outras usinas a ciclo combinado do parque. A diferença
de eficiência entre essas usinas é, portanto, essencialmente uma questão de estado da arte
da geração de energia elétrica, e se traduz no consumo de combustível de cada usina.
A diferença do consumo de combustível das usinas aqui apresentadas, contudo,
não se traduz diretamente nos respectivos CVUs. A UTE Cuiabá, por exemplo, apresenta
um CVU de R$ 511,77/MWh, enquanto que Luis Carlos Prestes, mesmo possuindo
eficiência mais baixa, tem CVU de R$ 350,35/MWh (ONS, 2019). Isso se deve ao fato de
que o preço do combustível não é único para todos os consumidores, mas depende de
contratos de fornecimento, e declarações associadas a leilões, como será descrito em
tópicos seguintes.
5.3 Usinas com cogeração
Nem todas as usinas termelétricas em ciclo combinado operam simplesmente
gerando energia elétrica. Muitas trabalham em cogeração, produzindo vapor para fins
industriais, ou operando em associação a refinarias de petróleo. Assim, usinas em
cogeração devem manter uma carga mínima, denominada inflexibilidade, que é abatida
diretamente da carga total do sistema (ONS, 2019).
Contudo, por atenderem a uma demanda de vapor, os parâmetros de geração
dessas usinas não visam a máxima eficiência elétrica, mas a máxima eficiência energética
total, que depende também da eficiência térmica. Isso se deve ao fato de que o vapor
aquecido direcionado à turbina a vapor não tem sua pressão reduzida completamente à
vácuo, já que parte dele vai ser reaproveitada para outros fins. Logo, o vapor é transformado
58
em energia elétrica sem aproveitamento total de seu salto entálpico. São exemplos desse
processo as usinas Euzébio Rocha (SP) e Celso Furtado (BA).
Na figura 39, têm-se a eficiência energética do projeto de cada planta, considerando
sua geração de energia elétrica, bem como de vapor por cogeração. No entanto, com os
dados de consumo específico e consumo total de combustível de cada usina, pode-se obter
a eficiência da geração de energia elétrica separadamente (para valor de PCI do GN). É
perceptível que as usinas aqui apontadas como exemplos apresentam valores de eficiência
aquém da faixa operativa de usinas a ciclo combinado, que, como apontado anteriormente,
é de 55% a 58%.
FIGURA 39: Dados de eficiência energética e elétrica de usinas a GN de cogeração
Fonte: Elaboração pessoal a partir de dados de PETROBRAS (2014) e MME (2019)
O despacho da carga inflexível para o sistema eleva os custos de operação. Apesar
de permitir uso mais eficiente do combustível, a energia elétrica gerada por ele é menor e
não é despachada por ordem de mérito, ou seja, não considera a otimização dos custos de
curto, médio e longo prazo na operação.
5.4 Diferenças no regime de operação
Como discutido no capítulo 4, cada subsistema apresenta efeitos de sazonalidade
e despacho termelétrico distintos. Mais do que isso, a configuração do parque gerador de
cada subsistema implica num despacho distinto. No S, as principais usinas despachadas
por ordem de mérito são a carvão, por possuírem CVU mais baixo. No NE, por outro lado,
o despacho de usinas a GN é maior, e se acentua graças ao potencial de geração
hidrelétrica reduzido da região, e à necessidade de complementaridade da geração eólica.
No subsistema NE, portanto, as usinas a GN (particularmente em ciclo aberto) estão
mais sujeitas à operação cíclica do que em outros subsistemas, tendência que tende a se
acentuar com a maior penetração de energias renováveis intermitentes. Estão também
mais sujeitas à deterioração e perda de eficiência como consequência da ciclicidade.
As usinas Camaçari (BA) e Termoceará (CE) são exemplos desses efeitos. Ambas
são usinas a ciclo aberto, com eficiências reais observadas de respectivamente 28,4% e
33,7% (MME, 2019). Tais valores estão abaixo da faixa média de eficiência para turbinas a
gás em ciclo aberto observada no SIN, que é de 36% a 39%.
59
A queda de eficiência nestas usinas pode ser atribuída ainda à operação abaixo da
capacidade total de suas turbinas (operação em carga parcial). Como a geração dessas
termelétricas é muitas vezes despachada como complementaridade às variações da
geração eólica, elas não operam à totalidade de sua potência, mas sim geram o suficiente
para suprir a carga.
A usina Camaçari é composta por 5 turbinas a gás com capacidade de 69 MW cada.
totalizando 347 MW de potência instalada (MME, 2019). Na FIGURA 40, pode-se observar
o regime de geração da usina Camaçari. Salvo pelos picos excepcionais em janeiro de 2008
e março de 2013, a usina sempre se manteve abaixo de 30% de sua capacidade total de
geração. Boa parte do tempo, esteve abaixo ainda da capacidade total de uma turbina
individualmente.
FIGURA 40: Histórico de Geração da usina Camaçari em MWmed/mês
Fonte: ONS (2019)
Efeito semelhante pode ser observado na FIGURA 41, onde se apresenta o histórico
de geração da usina Termoceará. A usina, composta por 4 usinas a gás de capacidade de
60,5 MW cada, totaliza uma capacidade instalada de 242 MW, e possui eficiência de projeto
de 36,4% (PETROBRAS, 2014, MME, 2019). Contudo, sua operação descontínua
apresenta picos de geração, e períodos em que opera com carga parcial.
60
FIGURA 41: Histórico de Geração da usina Termoceará em MWmed/mês
Fonte: ONS (2019)
A operação abaixo da carga total gera queda na eficiência de uma planta, pois foge
aos parâmetros de operação designados no projeto, conforme ilustra a FIGURA 42 a seguir:
61
FIGURA 42: Comportamento da eficiência de plantas a gás operando abaixo da
carga total
Fonte: Adaptado de KEHLHOFER (1999)
Portanto, a operação flexível de usinas a GN se traduz em custos mais elevados de
operação e manutenção, bem como num consumo específico de combustível mais elevado,
na busca por assegurar que a complementaridade da geração variável seja feita de maneira
adequada.
5.5 Contratação do gás natural
O custo do combustível depende, acima de tudo, de seu preço no mercado, e da
declaração desse valor nos contratos que regem a operação de uma usina termelétrica. Em
leilões de energia, o valor do CVU de uma usina termelétrica ofertada é calculado com base
62
num preço de referência estimado para o combustível para um período de dez anos, a partir
do ano de realização do leilão (EPE, 2019).
No caso do gás natural, o preço é composto por 4 parcelas fundamentais: o preço
da molécula, que corresponde ao preço do gás extraído no seu ponto de recebimento; a
tarifa de transporte; a tarifa de distribuição; e os tributos (EPE, 2019). Os pesos dessas
parcelas na composição do preço é, em média, de 46% para a molécula, 13% de transporte,
17% de distribuição, e 24% de tributos.
Contudo, diferentes contratos de fornecimento de gás natural naturalmente
implicam em diferentes custos de aquisição do combustível. No ano de 2018, os preços
de molécula para gás natural ofertado no Brasil variaram entre US$ 3,12/MMBtu e US$
8,75/MMBtu (MME, 2019). A FIGURA 43 mostra a curva de oferta de gás natural
estimada para o Brasil no ano de 2018, considerando apenas o preço da molécula:
FIGURA 43: Curva da oferta de gás natural para o Brasil em 20181
Fonte: EPE, 2019
Flutuações nas tarifas de transporte e distribuição também afetam diretamente o
preço. As tarifas de transporte sofrem reajustes trimestrais, de acordo com o índice IGP-M.
Segundo o MME, as tarifas de transporte para GN nacional e importado se mantiveram
praticamente constantes entre 2017 e 2018, com valores médios de US$ 1,57/MMBtu e
US$ 1,95/MMBtu, respectivamente (MME, 2019).
1 As siglas denotadas por GA e GNA se referem, respectivamente, a Gás Associado à produção de óleo e Gás Não Associado à produção de óleo. Terra, Mar e Pré-Sal dizem respeito ao local da produção associada, ou seja, se é onshore, offshore, ou ligada à explotação no Pré-Sal.
63
As tarifas de distribuição, por sua vez, variaram em 2017 de US$ 1,60/MMBtu a US$
3,58/MMBtu, com média de US$ 2,70/MMBtu para as diferentes distribuidoras operando
nas malhas nacionais (PRADE, 2018).
Por fim, os tributos sobre o GN consumido são fundamentalmente o PIS, o COFINS
e o ICMS. O PIS e o COFINS aplicáveis sobre o GN somam 9,25% sobre o preço, ao ponto
que o ICMS varia para cada estado, de 12% a 25%, como mostra a FIGURA 44, a seguir.
FIGURA 44: Impostos sobre GN por UF
Fonte: EPE, 2019
O preço do GN comprado por cada usina depende, portanto dos contratos de
compra que estabeleceu, considerando tanto a origem como o transporte e a distribuição
do combustível. Em 2017 e 2018, os preços de gás natural no Brasil ficaram entre US$
8,69/MMBtu e US$ 18,19/MMBtu, o que, considerando a faixa de eficiências reais das
usinas termelétricas a gás natural entre 28,4% (no caso da usina em ciclo aberto de
Camaçari) e 59,7% (para a usina Maranhão III, em ciclo combinado), traz o custo de
combustível de uma usina a gás natural para o intervalo de R$ 190,87/MWh a R$
838,20/MWh, considerando a taxa de câmbio atual (R$ 3,84/US$).
Além dos preços de mercado, há outras considerações importantes no que tange a
declaração do CVU pelas plantas a gás. Nos contratos que estabelecem em leilões, as
usinas termelétricas indexam a variação do custo do GN consumido a índices
internacionais, de forma que estão sujeitas também às oscilações do mercado de gás
natural global.
Um dos índices, o Henry Hub (HH), ligado ao mercado estadunidense, viu
acentuada queda a partir de 2008, com o crescimento da explotação de gás natural,
atingindo em 2019 o valor da molécula de US$ 3,16/MMBtu (EIA, 2019). Dessa maneira,
usinas com seu Ccomb associado ao HH tiveram CVU reduzido, mesmo que o indexador
não correspondesse diretamente ao preço do combustível adquirido.
64
6. Conclusão
Ao longo deste trabalho analisaram-se as tecnologias termelétricas empregadas na
geração de energia elétrica, conforme seu comportamento no Sistema Interligado Nacional.
Destacou-se, sobretudo, o papel que estas usinas apresentam como complementação da
geração hidroelétrica e mais recentemente solar e eólica, sendo cruciais para o atendimento
de carga e otimização do uso de recursos hídricos.
De fato, as termelétricas ainda apresentam papel importante perante a crescente
geração eólica no SIN, cujas intermitência e imprevisibilidade atualmente exigem que seja
complementada por uma geração controlável, e sujeita a operação cíclica.
Nesse sentido, as termelétricas a gás natural se destacam perante as termelétricas
de demais combustíveis, devido às suas vantagens operativas. Com tempos de partida
mais curtos, rampas de acionamento mais íngremes, menor turndown e menor tempo de
desligamento, as usinas a GN são mais aptas a operar de maneira intermitente, suprindo a
carga do sistema e complementando a geração de energia elétrica por fontes renováveis.
Não por menos a geração de energia elétrica a gás natural é a que apresenta maior
projeção de crescimento dentre todas as termelétricas do SIN, conforme indicado pelo
planejamento da expansão da operação com horizonte em 2023.
Não se deve, contudo, assumir que a geração termelétrica a GN apresenta
comportamento único dentro de todo o SIN. Usinas em ciclo aberto e ciclo fechado, com
cogeração ou não, com diferentes regimes operacionais, projeto e maquinário, e contratos
de abastecimento de combustível, compõem o parque a GN do sistema, o que configura
uma matriz de custos operacionais distintos, conforme foi discutido no capítulo 5.
O despacho de cada uma dessas usinas, portanto, não é feito de maneira
semelhante ao das outras, e cada planta apresenta comportamentos e funções distintos
dentro do mercado em consequência.
Entretanto, o crescimento da penetração de usinas eólicas no país, acompanhado.
pela queda da capacidade de armazenamento das hidrelétricas em relação ao crescimento
da carga, aponta para a criação de novas usinas a GN a baixo custo, que possam ser
despachadas por ordem de mérito a fim de prover segurança ao abastecimento de energia
elétrica do sistema.
A expansão do parque de GN no Brasil depende bastante, portanto, do crescimento
da explotação do gás, e da expansão das malhas de transporte e distribuição do gás, de
forma que o combustível possa ser consumido pelas termelétricas a valores competitivos.
Novas tecnologias de ciclo combinado já se mostram mais versáteis e flexíveis,
alcançando eficiências de mais de 60%, e com maior capacidade de operar ciclicamente.
65
No entanto, as termelétricas em ciclo aberto ainda são a opção de tecnologias adequadas
para operação cíclica a mais baixo custo de investimento.
Prevê-se para o ano de 2020 a entrada de 3 usinas termelétricas a GN no
subsistema NE: Porto de Sergipe I (potência instalada de 1515,64 MW), Prosperidade I
(potência instalada de 28,02 MW), e Oeste de canoas I (potência instalada de 5,54 MW),
com CVU de R$ 205,47/MWh, R$ 155,43/MWh e R$ 271,79/MWh, respectivamente. Das
três, apenas Prosperidade I é em ciclo aberto, e as outras duas são em ciclo combinado
(ONS, 2017, CCEE, 2019).
A fim de manter o crescimento da matriz energética brasileira, especialmente
considerando as perspectivas de penetração de energia eólica e solar, é necessário que se
desenvolvam não apenas essas fontes de energia diretamente, mas também todo o parque
termelétrico, e particularmente o parque a gás natural, que permitirá o atendimento pleno
do sistema a regimes de operação confiáveis e sem custo de déficit energético. A
manutenção sólida e eficiente do desenvolvimento de um sistema integrado só é possível
considerando o desenvolvimento combinado de todas as partes interdependentes desse
sistema.
Sugere-se para trabalhos futuros que a análise realizada no capítulo 5 seja
expandida para outras termelétricas com combustíveis além do gás natural, considerando
suas respectivas tecnologias, localizações, lógicas de despacho, contratos de combustível,
e outros fatores que influenciem sua formação de preço.
Sugere-se também a análise do impacto dos custos de fornecimento de gás na
formação dos custos de operação, realizando-se simulações nos softwares NEWAVE e
DECOMP para casos de sensibilidade.
66
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