IX CONGRESSO BRASILEIRO DE REGULAÇÃO 17 A 20 DE AGOSTO DE 2015 BRASÍLIA – DF ESTUDOS DE REPOTENCIAÇÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS POR MEIO DA MOTORIZAÇÃO DE.

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1 IX CONGRESSO BRASILEIRO DE REGULAÇÃO 17 A 20 DE AGOSTO DE 2015 BRASÍLIA – DF ESTUDOS DE REPOTENCIAÇÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS POR MEIO DA MOTORIZAÇÃO DE POÇOS VAZIOS EXISTENTES Hermann Friedenberg de Lemos Sérgio Valdir Bajay ANEEL – hermann@aneel.gov.brhermann@aneel.gov.br UNICAMP – bajay@fem.unicamp.br 1

2 OBJETIVOS -Análise da viabilidade técnica e econômica da motorização dos poços vazios de dez usinas hidrelétricas brasileiras de médio e grande porte; -Dimensionamento da quantidade de poços a motorizar e montantes de potência e energia novas para: (i) atendimento principalmente ao período de ponta de carga e aos serviços ancilares do Sistema Interligado Nacional – SIN; e (ii) disponibilização de maior flexibilidade operacional ao sistema; -Benefícios da motorização adicional e formas de fomento regulatório. 2

3  Iniciativa ainda não adotada.  Discutível viabilidade econômica sob os atuais mecanismos de remuneração.  Décadas de 1970 e 1980 → sistema com maior folga geração/carga → atendimento à ponta via hidrelétricas sobremotorizadas → melhor solução técnica e econômica. INTRODUÇÃO 3

4 -Poços previamente escavados e concretados. -Dez usinas selecionadas → São Simão, Jaguara, Três Irmãos, Porto Primavera, Itaparica, Foz do Areia, Taquaruçu, Rosana, Cachoeira Dourada e Salto Santiago. 4  Critério de seleção e usinas selecionadas - Nota Técnica ONS 160/2010 e Nota Técnica 026/2011-SRG/ANEEL → problema físico de atendimento somente por potência hidráulica nos patamares de carga média e pesada → complementação térmica. - Sistemas de potência necessitam de reserva de potência operativa (RPO) para operação confiável.  Contextualização

5 5 Usinas ConcessãoRio Início de operação Número de unidades geradoras em operação Número de poços vazios Potência instalada Tipo de turbina São Simão CEMIGParanaíba1978641.710 MWFrancis JaguaraCEMIGGrande197142424 MWFrancis Três Irmãos Consórcio Novo Oriente Tietê199353807,50 MWFrancis Porto PrimaveraCESPParaná19991441.540 MWKaplan ItaparicaCHESFSão Francisco1988641.479,60 MWFrancis Foz do AreiaCOPELIguaçu1980421.676 MWFrancis Taquaruçu Duke Energy Brasil Paranapanema199251525 MWKaplan Rosana Duke Energy Brasil Paranapanema198741354 MWKaplan Cachoeira Dourada Endesa BrasilParanaíba195910 1 (na casa de máquinas quatro) 658 MW Kaplan (casa de máquinas quatro) Salto SantiagoTractebelIguaçu1980421.420 MWFrancis  Principais características técnicas das usinas selecionadas

6 6 ESTIMATIVA DO POTENCIAL DE MOTORIZAÇÃO ADICIONAL DAS USINAS ANALISADAS  Metodologia o Dados operacionais hidroenergéticos do CNOS (outubro de 2002 a setembro de 2012). → Vazão defluente total, vazão vertida e vazão turbinada (m 3 /s), potência média produzida (MW médios), potência média vertida (MW médios), produtividade (MW médios / m 3 /s). o Não separam dados de vertimentos turbináveis dos não turbináveis (que ocorrem em parte devido à falta de máquinas nos poços). o Hidro geradores operam com potências parciais ou não operam em certos períodos, por restrições hidrológicas, elétricas, energéticas e de manutenção. → Reserva de potência, variação de despacho, restrições a jusante, grandes afluências (cheias), unidades geradoras sob manutenção forçada ou programada.

7 (1) 7 Fator de capacidade médio operativo no período (%) → PMP é a potência média produzida, em MW médios; PI é a potência instalada, em MW; e FCPI é o fator de correção da potência instalada, que considera manutenções forçadas e programadas. FCPI → TEIF é a taxa equivalente de indisponibilidade forçada; e TEIP é a taxa equivalente de indisponibilidade programada. Percentuais de TEIF e TEIP implícitos nos dados operacionais, todavia não apurados pelo CNOS. Trabalho adota o valor médio de 0,88 para o FCPI. (2)

8 (3) (4) 8 Quantidade de poços a motorizar → PMV é a potência média vertida, em MW médios; e PMUP é a potência média unitária produzida, em MW médios, que é o quociente entre a potência média produzida e número de unidades geradoras em operação. Potência nova a disponibilizar (MW)→ PU é a potência unitária das unidades geradoras originais, em MW. Fator de capacidade médio aplicado à motorização adicional → (5)

9 9 São Simão, Jaguara, Porto Primavera e Itaparica → Q nominal muito inferior ao usual pode indicar submotorização. Três Irmãos, Foz do Areia e Taquaruçu → Q nominal superior ao dobro do usual pode indicar supermotorização. Usina Potência média vertida (MW médios) Potência média produzida (MW médios) Vazão defluente total (turbinada + vertida) (m 3 /s) GF (MW médios) QMLT (m 3 /s) Q nominal (Σ das vazões nominais das turbinas existentes) (m 3 /s) São Simão238,141.353,632.579,501.281,002.415,00 2.550,00 (1,06 x Q MLT ) Jaguara57,45318,36954,15336,001.072,00 1.100,00 (1,03 x Q MLT ) Três Irmãos8,36320,02834,21217,50808,00 2.040,00 (2,52 x Q MLT ) Porto Primavera 159,201.144,847.790,191.017,007.248,00 9.122,40 (1,26 x Q MLT ) Itaparica46,40868,731.966,75959,002.741,00 3.306,00 (1,21 x Q MLT ) Foz do Areia147,67635,33691,87576,00656,00 1.432,00 (2,18 x Q MLT ) Taquaruçu19,00247,911.211,12201,001.154,00 2.415,00 (2,09 x Q MLT ) Rosana22,04222,891.340,67177,001.295,00 2.104,00 (1,62 x Q MLT ) Cachoeira Dourada 18,61396,031.585,90415,001.638,00 2.373,00 (1,45 x Q MLT ) Salto Santiago 224,11799,861081,52723,001.004,00 1.516,00 (1,51 x Q MLT )  Dados operacionais hidroenergéticos Q nominal em hidrelétricas, aproximadamente 50% superior à QMLT.

10 10 Usina FCMQPMPND (MW)FCM mot. adic. São Simão 0,9012850,85 Jaguara 0,8511060,52 Três Irmãos 0,451161,500,03 Porto Primavera 0,8422200,69 Itaparica 0,671246,600,15 Foz do Areia 0,4314190,17 Taquaruçu 0,5411050,11 Rosana 0,72188,500,20 Cachoeira Dourada 0,6811050,14 Salto Santiago 0,6413550,45 QPM resultou: PND resultou em valores parciais comparativamente às potências das unidades existentes → poços executados para unidades dimensionalmente iguais às existentes → motorização adicional considera a mesma potência unitária das unidades existentes. PND → reserva de potência operativa (RPO) → despacho conforme necessidade sistêmica.  Resultados São Simão → 0,95 (270,75 MW), arredondado para 1 poço (285 MW); Jaguara → 0,61 (64,66 MW), 1 poço (106 MW); Três Irmãos → 0,06 (9,69 MW), 1 poço (161,50 MW); Porto Primavera → 1,64 (180,40 MW), 2 poços (220 MW); Itaparica → 0,21 (51,79 MW), 1 poço (246,60 MW); Foz do Areia → 0,40 (167,60 MW), 1 poço (419 MW); Taquaruçu → 0,21 (22,05 MW), 1 poço (105 MW); Rosana → 0,28 (24,78 MW), 1 poço (88,50 MW); Cachoeira Dourada → 0,32 (33,60 MW), 1 poço (105 MW); Salto Santiago → 0,72 (255,70 MW), 1 poço (355 MW).

11 11 SIMULAÇÃO DO GANHO ENERGÉTICO  CEPEL. Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas para Subsistemas Hidrotérmicos Interligados (SUISHI). Ganho energético equivale à garantia física de energia resultante.  Simulação dinâmica → SUISHI versão 8.1.1 → cinco anos de planejamento da operação energética (março de 2014 a dezembro de 2018) → séries históricas de vazões de 1931 a 2012 → acoplamento com a versão 19 do NEWAVE baseada no PMO de março de 2014. Usinas Potência original instalada (MW) Potência nova disponibilizada (MW) Nova potência instalada (MW) Geração média original (MW médios) Nova geração média (MW médios) Ganho energético (MW médios) Fator de capacidade obtido São Simão1.710,00285,001.995,001.224,441.279,1954,75 0,19 Jaguara424,00106,00530,00333,30361,1027,80 0,26 Três Irmãos807,50161,50969,002.107,782.117,699,91 0,06 Porto Primavera1.540,00220,001.760,001.033,431.054,4321,00 0,10 Itaparica1.479,60246,601.726,20934,03948,7914,76 0,06 Foz do Areia1.676,00419,002.095,00677,30704,2426,94 0,06 Taquaruçu525,00105,00630,00227,66229,591,93 0,02 Rosana354,0088,50442,50203,65208,164,51 0,05 Cachoeira Dourada 658,00105,00763,00381,84388,446,60 0,06 Salto Santiago1.420,00355,001.775,00781,98812,6730,69 0,09 Σ 2.091,60 Σ 198,890,10 Ganho energético muito pequeno em relação à potência nova disponibili zada.

12 12 → Relação entre o custo de implantação e a receita proveniente do projeto concretizado. VIABILIDADE ECONÔMICA DA MOTORIZAÇÃO ADICIONAL VIABILIDADE ECONÔMICA DA MOTORIZAÇÃO ADICIONAL  Metodologia Para comercialização do ganho energético é necessário solicitar a alteração da garantia física. Horizonte de 30 anos (vida útil mínima estimada para as novas unidades geradoras). Fluxos de caixa para as receitas e despesas envolvidas. Critério da taxa interna de retorno (TIR).

13 13 Custo do investimento (utilização de recursos do agente gerador) Custo unitário médio de uma unidade geradora completa com turbina Francis ou Kaplan, incluindo seus sistemas e serviços auxiliares, e transformador elevador: R$ 1.300.000,00 / MW instalado para unidades com turbina Francis e R$ 1.700.000,00 para unidades com turbina Kaplan. DepreciaçãoLinear por 10 anos, taxa anual 10%. Despesas operacionais (percentuais incidentes sobre a geração)Operação e manutenção 3%; Seguro 1,5%; Administração 1,5%. Encargos setoriais TUST 2% sobre a geração; Pesquisa e Desenvolvimento, Taxa CCEE/ONS e Taxa ANEEL → 1%, 1% e 0,5% da receita operacional líquida, respectivamente. Demais encargos PIS/COFINS 3,65% da receita operacional líquida; Contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL) 12%. Imposto de renda, alíquota principal de 15% sobre a base de cálculo apurada na forma de lucro tributável e alíquota adicional de 10% sobre a parcela da base de cálculo do lucro tributável que exceder a R$ 20.000,00 mensais, ambas as alíquotas incidentes após descontada a depreciação do ativo. InflaçãoNão se considera a inflação nos fluxos de caixa. Taxa mínima de atratividade10% Preços de venda do ganho energético Três preços constantes: R$ 100,00; R$ 120,00 e R$ 140,00/MWh. Quarto preço simulado aleatoriamente no intervalo de R$ 100,00 a R$ 150,00/MWh nos dez primeiros anos e de R$ 100,00 a R$ 200,00/MWh nos demais vinte anos. Este preço busca simular variações do PLD, com base no Plano da Operação Energética 2013/2017 do ONS.  Demais dados utilizados e hipóteses assumidas

14 14 Usinas Quanti dade de poços vazios Quantidade de poços vazios com viabilidade técnica- operacional de motorização Quantidade de poços vazios com viabilidade tanto técnica- operacional quanto econômica de motorização Ganho de energia (MW médios) Potência nova a disponibilizar (MW) Análise de sensibilidade para viabilização econômica São Simão41 1 (apenas para R$ 140,00 / MWh e para PLD a partir deste valor). Retorno 17 anos 54,75285- Jaguara21 1 (para todos os 4 preços de energia elétrica). Retorno 22, 14, 11 e 10 anos 27,80106- RESUMO DOS RESULTADOS OBTIDOS

15 15 Taquaruçu11-1,93105 R$ 1.800,00 / MWh; 25 anos. Rosana11-4,5188,50 R$ 650,00 / MWh; 25 anos. Cachoeira Dourada 11-6,60105 R$ 550,00 / MWh; 21 anos. Salto Santiago21-30,69355 R$ 300,00 / MWh; 23 anos. Total24112 82,55 (com viabilidade operacional e econômica) 391 (com viabilidade operacional e econômica) - 116,34 (somente com viabilidade operacional) 1.700,60 (somente com viabilidade operacional) - Σ 198,89Σ 2.091,60- Três Irmãos31-9,91161,50 R$ 450,00 / MWh; retorno em 19 anos Porto Primavera42-21,00220 R$ 340,00 / MWh; 24 anos Itaparica41-14,76246,60 R$ 450,00 / MWh; 20 anos Foz do Areia21-26,94419 R$ 400,00 / MWh; 24 anos

16 16 ASPECTOS REGULATÓRIOS  Experiência internacional  Reforma dos setores elétricos no mundo → mercados atacadistas → pagamentos por energia gerada e capacidade instalada → remuneração de serviços ancilares e atendimento de ponta.  Subsídios à normativos que tenham aplicação no SEB.  Estrutura regulatória vigente no Brasil  Atual modelo → usinas valoradas pela sua garantia física de energia, sem valoração da garantia física de potência.  Falta regulação específica para comercialização de reserva de potência → subvalorização dos ativos de geração hidráulica operacionalmente adequados para atendimento à ponta → postergação da ampliação da capacidade instalada.  ONS vem utilizando usinas termelétricas para atendimento à ponta → operação cara → operador defende estímulo à ampliação de capacidade em usinas hidráulicas.  Atendimento ao mercado de potência tem perspectiva de crescer entre 2016 e 2020.

17 17 Regulamentação do mercado de potência Possível solução estrutural de mercado Se trouxer sinais econômicos adequados Adicionalmente, Implantação da garantia física de potência Lastro para comercialização Serviço com valor comercial Melhoria na confiabilidade do suprimento e maior flexibilidade operacional ONS tem recomendado ao MME e ANEEL a manutenção e avanço nos estudos de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços  Fomento regulatório à motorização adicional

18 18  Alternativas possíveis Leilões regionais para venda de potência; geradores remunerados por contratos de disponibilidade específicos para esta modalidade de suprimento; financiamento via Encargos de Serviços do Sistema (ESS) ou outro mecanismo; Utilização da alternativa acima como reserva de potência operativa para atendimento tanto à demanda máxima horária quanto a serviços ancilares (reservas girante / permanente e controle secundário de frequência); Desenvolvimento de um mercado de garantia física de potência para remuneração da potência nova disponibilizada. Remuneração do gerador → GF + potência nova disponibilizada Receitas adicionais Contribuição para propiciar a viabilidade econômica Incentivo às ações de motorização dos poços

19 19 Remuneração apenas do ganho de energia não viabiliza economicamente a instalação de novas unidades na maioria dos poços. CONCLUSÕES Objetivo → encontrar soluções econômica e regulatória que viabilizem a solução técnica sob o ponto de vista do mercado → pois... → ganho energético muito pequeno em relação à potência nova a disponibilizar.  Opção de baixo custo e curto prazo de implantação com características de estabilidade e flexibilidade operacional → unidades geradoras hidráulicas são as mais recomendadas para prover inércia, potência reativa e capacidade de regulação de tensão e velocidade ao sistema.  Nova fonte de receita ao agente gerador e disponibilização de energia nova, renovável, proveniente de usinas existentes;  Ganhos na operação energética e aumento da disponibilidade de potência horária ao SIN, praticamente sem contrapartida socioambiental;  Economia operacional pela diminuição do uso de blocos de geração térmica para atendimento de ponta;  Benefícios da motorização dos poços para o setor elétrico brasileiro

20 20  Arremate Sistema predominantemente hidrelétrico como o brasileiro → crescimento da demanda de energia → requer a instalação de novas usinas. Sistema predominantemente termelétrico → demanda de ponta → requer a instalação de novas usinas. Sistema com equilíbrio entre geração hidrelétrica e termelétrica (como se prevê o sistema brasileiro a médio prazo) → demanda de energia e demanda de ponta → requerem a instalação de novas unidades geradoras ou usinas. Planejamento e regulação do SEB → necessidade de se preparar para a nova situação → adequado atendimento da ponta de carga será muito mais importante do que tem sido até agora →...se não ocorrer adequado planejamento → perturbações sistêmicas relativamente frequentes serão difíceis de se evitar.