Análise do potencial de inserção de usinas hidrelétricas reversíveis no SIN

Abstract

Resumo: O Sistema Interligado Nacional (SIN) apresenta uma configuração peculiar quando comparada a qualquer outro sistema elétrico do mundo: conta com energias renovável e térmica na sua matriz mas tem a maior parte dela composta por energia hidráulica, com significativa capacidade de armazenamento proveniente de grandes reservatórios de regularização de Usinas Hidrelétricas (UHEs) distribuídos pelo território nacional e uma extensa rede de transmissão que interconecta os quatro subsistemas de energia do país. A capacidade de regulação das UHEs exerce um papel importantíssimo na operação do SIN, fornecendo segurança energética, flexibilidade operativa e permitindo que o operador do sistema tome decisões para otimizar o custo da operação, já que o custo marginal da energia de fonte hidrelétrica é zero. Entretanto, a capacidade relativa de regularização do sistema se estagnou enquanto a potência instalada do sistema continuou aumentando, especialmente com a crescente inserção de Fontes Renováveis Variáveis no sistema. A estagnação da capacidade relativa de regularização, aliada ao fato de que os locais com os melhores aproveitamentos hidrelétricos com capacidade de regularização já foram utilizados, tornam o emprego de Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR) uma possível alternativa. Com base nos dados de estudos de inventários de UHRs no Brasil, se escolheu uma UHR que opera conjuntamente com 5 UHEs na Bacia do Rio Doce. Em seguida, se simulou o comportamento da operação do subsistema Sudeste/Centro-Oeste do SIN em escala mensal por um horizonte 5 anos por meio de um modelo de otimização que minimiza o custo operacional do sistema. Este é composto pelo custo de déficit e pelo custo da geração térmica. A análise é feita para diferentes cenários – operação com UHR sazonal e operação sem UHR sazonal e participação ou não de geração térmica inflexível. Os resultados mostram que a implementação da UHR no sistema diminui o custo da operação, onde a UHR reduz a variabilidade da geração térmica. Ressalta-se que sem modificar o montante total de energia térmica gerado no período de análise. Isso porque diminui os picos de geração térmica, fazendo com que o sistema não acione as usinas térmicas com custo de operação mais elevados.

Abstract: Brazilian’s electrical system has a peculiar configuration when compared to any other electrical system in the world: most of its matrix is composed of hydraulic energy, with a large energy storage capacity and an extensive transmission network that interconnects the country's four energy subsystems. The hydropower plants storage capacity plays a very important role in the system operation, providing operational flexibility and allowing the system operator to make decisions to optimize the cost of operation, since the marginal cost of hydroelectric energy is zero. However, the constant decrease in Brazil’s energy storage capacity, caused its electrical system to face supply crises and raise the nominal cost of energy. In this context, there is a growing need to investigate solutions for the energy security problem. Among the possible solutions, the insertion of energy storage devices in the system, such as Pumped Storage Plants, is promising. This work aims to analyze the behavior of the operation of the Southeast/Midwest- subsystem under different scenarios – with and without a pumped storage plant; and with or without the participation of inflexible thermal generation – in an optimization model that aims to minimize the operational cost. The results show that the implementation of the pumped storage unit in the system reduced the cost of the operation, since the pumped storage operation was able to reduce the variation of the thermal generation, even without modifying the total amount of thermal energy generated in the period of analysis. Therefore, by reducing the peaks of thermal generation, the system does not need to activate thermal plants with higher operating costs.