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I 1 combinations of the above MIS Clearinghouso I I other IAEA P. 0. Box 100 A-I400, Vienna, Austria N- 08 TESE DE MESTRADO PRONUCLEAR
ESTRATÉGIA HIDRO-NUCLEAR NA EXPANSÃO DO SISTEMA INTERLIGADO NORTE/NORDESTE
JOSÉ OSMÁRIO VIEIRA LIMA SS'4,--
ESTRATÉGIA HIDRO-NUCLEAR NA EXPANSÃO DO SISTEMA INTERLIGADO NORTE/NORDESTE
JOSÉ OSMÍRIO VIEIRA LIMA
TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COODERNAÇSO DOS PROGRAMAS DE POS-GRADUAÇAO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DE: PERNAMBUCO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA V.OBTEN ÇAO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS E TECNOLOGIA NUCLEAR (M.Sc.)
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ORIENTADOR: Prof. Dr. EDUARDO MAEQUES.
RECIFE - PE - BRASIL ABRIL DE 1981 Dissertação apresentada ao Departamento de Energia Nuclear da Universidade Federal de Pernambuco, fazendo parte du Banca E xaminadora os seguintes professores:
Eduardo Marques - Doutor Comissão Nacional de Energia Nuclear-RJ
Attíli-e-BsrrTÜIirf - Doutor Departamento de Energia Nuclear - UFPE
Clemente José Gusmão Carneiro da Silva Departamento de Energia Nuclear/- UFPE
f: / ATILE .ALBERTO MUNIZ - MSc/ Eletrobrãs - RJ
Visto e permitida a impressão Recife, 05 de maio de 1981
Coordenador do Curso de Mestrado em Cien cias e Tecnologia Nuclear do Departamen- to de Energia Nuclear da Universidade F£ deral de Pernambuco.
I ri AGRADECIMENTOS arc-.'.-
O autor expressa o seu agradecimento a: Sf-, Dr. Eduardo Marques, orientador do trabalho, pe- la orientação prestada durante o mesmo; fv S da CNEN - Comissão Nacional de Energia Nuclear . Dr. Heitor B. Caulliraux - pelo tema propôs to, sugestões e incentivos; . Dr. Helcio M. da Costa - Diretor do Depar- tamento de Planejamento e Coordenação; . Dr. Luís H. Sakamoto e Dr. Mario A. Signo- relli, pelas sugestões;
. A Secretaria do Departamento de Planejamen | to e Coordenação e demais colegas da CNEN; I; r Ao IEN - Instituto de Engenharia NucleaT - na pes_ ,st.: * soa do Dr. Luiz Osório de Brito Aghina, Diretor* 1 1 do Departamento de Reatores, pelos meios mate- i riais que foram propocionados para a elaboração1 t final deste trabalho; Aos colegas do IEN, pela amizade recebida,em par
ticular aos pertencentes às Divisões de Neutrâú l*v ca e de Mecânica Estrutural; S da ELETROBRAS „ James Bolivar L. de Azevedo;
. Atile A. Muniz; r.--
Aos professores e colegas do Departamento de Ener gia Nuclear da Universidade Federal de Pernambuco, que contribuiram para a minha formação;' ' ti) A CNEN e ao PRONUCLEAR, pela Bolsa de Estudo ote Tecida durante a fase inicial deste trabalho;
Finalmente, os mais sinceros agradecimentos a Nadia Raquel Nery pela revisão do texto e apoio prestado.
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i if ti ÍÍ £: Ao meus Pais I: Espedito Vieira Lima Elita Barbosa Lisa t 4 1
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:; ! RESUMO
Neste trabalho procurou-30 estudar a implantação de centrais nucleares no Sistema Interligado das Regiões Norte/ Nordeste, a partir de análises puramente econômicas^ ^Supondo o sistema rião-interligado com a Região Sudeste, alternativas de expansão foram definidas, com auxílio de um modelo de otimização cuja formulação matemática teve como base a Programação Linear^
^cTprincipal condicionante do modelo foi a evolu -3 - i: • ção dos requisitos de mercado das citadas regiões,estimados até o ano 2010, a partir de tendências apresentadas pelas projeções
elaboradas pela ELÉTROBRAS, i* <~-0 sistema foi planejado para garantir a çontinui dade do seu atendimento, mesmo no caso de ocorrência do período hidrológico crítico, empregando como fonte de. geração usinas hi^ drelétricas e centrais nucleares tipo PWR de 1245 MWe, semelhan í' tes a ANGRA II. (.£• &.) • Assim, de acordo com a seqüência considerada mais I provável para a definição das datas de entrada em operação das fontes de geração selecionadas,as usinas hidrelétricas, com ex \ \ "\ "x" ceção de Farinha, apresentaram-se competitivas com relação ãs \ • \ centTais nucleares. \ \ As centrais nucleares no entanto, passam a ser necessárias ao sistema no início da primeira década do próximo.
século, atingindo no ano 2010 uma capacidade^instalada de cerca ? 1 de 9960 >!W correspondente â instalação de oito centrais nucle ares. ABSTRACT
This paper has the purpose of studying The settlement of nuclear power plants in the North and Northeast Regions Interconnected System, taking into consideration merely economic analysis, •*>> úi -Assuming that the system isn't connected with the Southeast Region, expansion alternatives were defined supported by an optimization model which mathematical formulation was based on a Linear Programming, !<-The main model conditioning was the eletric energy market requirements evolution of the mentioned regions, estimated up to 2010, regarding tendencies presented by I forecast elaborated by ELETROBRÃS, xhe system was designed to assure its continuously attendance, even in the case of occurrence of a critical hidrological period» employing as generation sources hidroeletric plants and PitR nuclear power plants of 1245 MKe, * similar to ANGRA H. C£ &.T . So, according to the most problable sequence for the purpose of dèfinying the periodiod* iin which the selected ^ \ ^ generated sources will enter in operation, the hidroelectric plants, excepting Farinha, seem to be competitive in relation vith the auçlear power plants. Therefore, the nuclear power plants happen to be necessary to the\ system, in the beginning ofVhè first ten \ years of the next century reaching in 2010 an installed capacity of about 9960 MKe, corresponding to the installation of eight nuclear power plants. ÍNDICE
CAPÍTULO I: INTRODUÇÃO 10
CAPÍTULO II: MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA DAS REGIÕES NORTE (Baixo Tocantins/ATaguaia) E NOR : DESTE 17 . 2.1- Introdução ,17 2.2 - Projeções da ELETROBRAS ... .19 1 2.2.1 - Projeção do Mercado Provável ••••20 f 2.2.2 - Projeção do Mercado Alto .24 | 2.2.3 - Projeção do Mercado Programação ^4 :? 2.3- Extensão até o Ano 2010 JQ "" ; • 2.3.1 - Extensão dos Requisitos de EneTgia f do Mercado Provável 32 - 2.3.2 - Extensão dos Requisitos de Energia /:; do Mercado Alto 37 f 2.3.3 - Extensão dos Requisitos de Energia | do Mercado Programação ,. - S3 1 2.4 - Extensão dos Requisitos de Ponta até o Ano 2010 ..48 f 2.5- Comentários 55 * % ' ' v ir CAPÍTULO III: SISTEMA ELÉTRICO DAS REGIÕES NORTE (Ba^ ^ \ xo Tocantins/Araguaia) E NORDESTE 50 _._. g 3.1 - Sistema Atual ' 60 '
3.2- Empresas de Energia Elétrica .gn : l 3.2.1 - Subsidiárias da ELETROBRÂS 63 : I
3.2.2 - Concessionárias 65 3.3 - Sistema de Geração Existente 68 3.3.1 - Norte (Baixo Tocantins/Araguaia) 53 3.3.2 - Nordeste 68 3.4 - Sistema de Transmissão Existente 69 3.5 - Expansão do Sistema nos Próximos Anos ...... 71 3.6 - Atendimento ao Mercado até 1985 72 3.6.1 - Programa de Transmissão 1980/35 ,75 a
3.6.2 - Balanço EneTgético do Período 19S0/85 ....75 3.7 - Programa de Expansão de 1986 a 1990 79 3.7.1 - Programa de Transmissão 1986/90 ...... 81 3.7.2 - Balanço Energético do Período 1986/90 ....34 3.8 - Comentários ...... da
CAPITULO IV: POTENCIAIS DISPONÍVEIS PARA O ATENDIMEN TO DOS REQUISITOS DE MERCADO A PARTIR DE 1990 .88 4.1 - Introdução £8 4.2 - Principais Aproveitamentos Hidrelétricos Di£ poníveis a Partir de 1990 ,91 4.3 - Índices Custo-Benefício dos Potências Hidráulicos .S3 4.3.1 - Kumerador do índice Custo-Benefício ...35 4.3.2 - Metodologia de Cálculo do índice Cus to-Benef ício Hidráulico .101 4.3.3 - Transmissão de Energia Elétrica da Região Norte para a Nordeste .106 4.4 - Central Nuclear -JL10 4.5- Custo de Geraçãt;. '/*ú-.leo-Elétrica a.u 4.5.1 - Custo Anual de Investimento * m 4.5.2 - Custo de Operação 3 Manutenção 113 4.5.3 - Custo do Ciclo do Combustível Nuclear -113 4.6 - Comentários ..- *.-. 118
CAPÍTULO V: MODELO Di OTIMIZAÇÃO 120 5.1 - Introdução 12a 5.2 - Descrição e Metodologia 3-21 5.2.1 - Restrições 121 5.2.2 - Função Objetivo « 125 5.3- Formulação do Problema 126 5.3.1 - Variáveis Utilizadas •••••126 5.3.2 - Parâmetros Utilizados .127 5.3.3 - Equacionamento das Restrições e da Função Objetivo , 131 5.4 - Programa Gerador de Dados 134 5.5 - Comentários ..134 CAPITULO VI: RESULTADOS E CONCLUSÕES 135 v: 6=. 1 !ír -. Intruduçãó '.'".T... .136 6.2 - Alternativa de Expansão Provável .139 6.3 Alternativa de Expansão Limite Superior ...... 149 6.4 - Análise de Sensibilidade ...... t...... aS8 6.47Í- Variação dos Custos das Usinas Hidre^ lõtricas de Babaquara, Kararaô eAraçá . J.58 6.4.2 -.Variação da Taxa de Atualização ..;...;...172 6.5 - CON'CLUSOES FINAIS ... --......
BIBLIOGRAFIA .1B1 APÊNDICE A: RESULTADOS DAS REGRESSÕES DE Y EM X E X2 .... APÊNDICE B: RESULTADOS DO MPSX/370 PARA A ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL ;#' T 10 1-4;
CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
0 principal objetivo deste trabalho é estimar a partir de quando a geração núcleo-elétrica se nos trará economi_ I caraente viável no Sistema Interligado Norte* (Baixo Tocantins/ 181 Araguaia)/Nordeste. Sendo um trabalho de caráter preliminar, em vez de se estimar uma possível data de viabilidade econômica para a geração núcleo-elétrica, preferiu-se- prever um intervalo de tem po, no qual e a partir do qual esta geração provavelmente será considerada economicamente viável no referido sistema. Oeste DO do, supondo o S.I.R. Norte/Nordeste isolado de qualquer outro sistema, alternativas de expansão foram efetuadas e analisadas, considerando os condicionantes primordiais, que são:
• * 0 sist&ax Interligcâo das Regiões Norte (Baixo Tosçniins/£pasusia)/Se^ deste será serzsre refevensiaão pela seguinte tènzinotosia: "S.I.3. ttorte/Korâeste". i .:?
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- Os requisitos de mercado das Regiões Norte e Nordeste; - O parque de geração existente e a sua expansão já pro gramada; - Os potenciais energéticos disponíveis a uma possível expansão do parque de geração; - Condicionantes operacionais do sistema; Ao longo de todo o horizonte de estudo, que se estende ate o ano 2010, apenas o aspecto econômico é considera do na definição das seqüências ótimas de construção dos poten ciais disponíveis. Como principal condicionante básico, os requis^ tos de mercado das Regiões Norte e Nordeste foram estimados no capítulo II, até o ano 2010, a partir de projeções elaboradas "i pela ELETROBRÂS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - para o período 1979/1995 (ver referência /l/). A ELETROBRJtó publicou em junho de 1979, no traba lho, Referências Economêtricas para o Planejamento /l/,três pr£ jeções sobre os requisitos do mercado brasileiro de energia elê trica com o intuito de apoiar o planejamento do setor elétrico e em particular o Plano de Atendimento aos Requisitos de Ener gia Elétrica até 1995, o Plano 95 /2/; essas projeções são: - A projeção denominada "Mercado Provável" - apresenta o mais baixo crescimento para os requisitos de mercado. Foi elaborada tendo como premissas básicas a conjuntu ra econômica e energética nacional atual; - A projeção denominada "Mercado Alto" - considera al^ tas taxas de crescimento para a economia nacional e una forte política de substituição de derivados do petró leo. Con isto o crescimento do mercado de energia ele It: 12
trica mostra-se com taxas elevadas; - Projeção denominada "Mercado Programação" - foi usada para efeito de programação da expansão do sistema el£ tricô brasileiro, por considerar a ELETROBRÃS alto o nível de riscos apresentado pela projeção do Mercado Provável e pouco provável a verificação da projeçãc do Mercado Alto. Esta projeção situou-se entre as duas ei tadas. Assim, três estimativas sobre os requisitos de mercado da Região Nordeste foram obtidas, através de regressões de um modelo econométrico, representado por um polinomio do 2* grau, sobre as projeções acima citadas. 0 modelo econométrico possui como variável dependente os requisitos de mercado e como variável independente o tempo. I Os requisitos deste mercado de acordo com estas projeções, para 1990, 2000 e 2010, são mostrados a seguir:
REGIÃO NORDESTE lí REQUISITOS DE ENERGIA E PONTA I MERCADO PROVÁVEL MERCADO ALTO MERCADO PROGRAMAÇÃO ANO ENERGIA POXTA ENERGIA PONTA ENERGIA POXTA W.ano) 1990 5.517,1 8.674,7 6.551.3 10,500,8 5.720,2 S.994,0 2000 11.286,0 17.285,3 14.838,9 22.724,2 11.618,0 17.791,7 2010 19.190,2 28.900,9 26.671,3 40.167,6 19.653,8 29.599,1 Para a Região Norte,, entretanto, apenas a estima tiva segundo tendências da projeção do Mercado Programação foi determinada, tendo ea vista as projeções apresentadas pela ELE 13 TROBRÃS, para o mercado de energia elétrica do Sistema Interli gado da Região Norte serem sempre apresentadas de una forma agru pada canas projeções dos mercados dos Sistemas Não-Interligados da mesma região. Usou-se em todas as regressões um programa C£ mercial dá IBM, o SPSS - Statistical Package for the Social Sciences /3A» ..__.__ . Os requisitos de mercado da Região Norte de acôr_ do com a projeção do Mercado Programação, para 1990,2000 e 2010, são mostrados a seguir: REGIÃO NORTE MERCADO PROGRAMAÇÃO tá REQUISITOS DE ENERGIA E PONTA ANO ENERGIA (MVÍ.ano) PONTA (MW) 1990 2001,9 2585,7 2000 4121,5 5207,4 2010 6316,4 8035,0 % O parque de geração existente em fins de 1978 e o seu programa de expansão em execução e em programação visando o atendimento dos requisitos de mercado das regiões estudadas até 1990 são detalhadas no capítulo III. Por meio dos balanços de energia e ponta apresentados, comparou-se a evolução dos r£ quisitos de mercado de acordo com a projeção do Mercado Prova vel (1980/1985) « do Mercado Programação (1986/1990), com a evo lução programada do parque de geração, de onde constatou-se que o parque de geração então existente ate fins de 1990 é capaz de ! í suprir estes requisitos dentro de critérios de garantia e con trolc de qualidade. Esta data foi adotada como a data inicial a fc partir da qual se otimizará a expansão do sistema. Os centros de carga das Regiões Norte e Nordeste nesta data solicitarão ao sistema, respectivamente, 1894,5 MW.ano e 5722.8 MK.ano em energia e 2490,3 Mlf e 8969,9 MW em ponta. Os potenciais energéticos selecionados para uma .possível expansão do S.I.R. Norte/Nordeste são apresentados no capítulo IV. Tendo cm vista os recursos insignificantes em car vão da Região Nordeste e o seu alto custo de transporte e a via bilidade do uso de derivados do petróleo para fins não nobres ¥••es' como a queima, apenas usinas hidrelétricas e centrais nucleares tipo PKR de 1245 MKe, semelhante à ANGRA II e ANGRA III previs_ tas no Acordo BRASIL/ALEMANHA, são consideradas para a expansão f "- do referido sistema. A capacidade hídrica disponível na Região Ncrdes_ te a partir de 1990, caso se verifique a projeção do Mercado Pro gramação, é de 2600 MK. Na Região Norte, os que se situam mais próximos dos centros de carga estudados, caso se verifique a projeção citada, apresentarão uma capacidade hídrica total de l 19.785,0 MW. fe- ll'• Outras fontes de energia, como a solar, eólica, geotérraica e dos mares, são impraticáveis ou antieconômicas, p£ ra geração de eletricidade em grande escala, em seu atual está gio de desenvolvimento, não merecendo, de imediato, atenção es_ pecial. A otimização da seqüência de entrada em opera ção dos potenciais energéticos foi feita através do uso de um modelo matemático que tem como objetivo minimizar o custo da e_ nergia elétrica para o S.I.R. Norte/Nordeste, alocando ano a 9. ' é •$?•- I is ..-"•]• ano, do modo mais econômico possível, usinas hidrelétricas e cen trais nucleares. Este modelo é descrito no capítulo V, onde a principal condicionante para a expansão do sistema é a evolução dos requisitos de mercado, sendo o sistema planejado para garan tir a continuidade do seu atendimento, mesmo no caso da ocorrên cia do período hidrologico crítico. A sua formulação, matemática -foi efetuada tendo como base a Programação Linear e na sua res£ lução usou-se um programa comercial da IBM.o MPSX/370-MA1HD1ATICAL PROGRAMMING SYSTEM EXTENDED /4/. Os resultados, assim obtidos, definiram as sequên cias ótimas de entrada em operação das usinas hidrelétricas e cUs centrais nucleares que são apresentados e analisados no ca_ pítulo VI. Partindo-se destes resultados estimou-se o inter valo de tempo mais provável (2001/2004) , a partir do qual a ge_ ração nücleo-elêtrica é considerada economicamente viável no S.I.R. Norte/Nordeste. ií Em decorrência dos resultados apresentados serem função de vários parâmetros básicos, análises de sensibilidade foram efetuadas, variando-se os que se supõem mais importantes; foram eles: - Custos dos potenciais hidrelétricos de Babaquara, Kara raô e Araçá; - Taxa de atualização. Com a análise de sensibilidade, dois outros p£ ríodos de tempo foram definidos, um bastante favorável a esta geração (1995/1997) e outro pouco favorável a esta geração (2001/ 2004). Neste último, embora tenha ocorrido coincidência com o período mais provável, a geração núcleo-elétrica sÕ entrará no que contribuíram para a minna tormaçao; - - Á' 16 i.- Ir 1- sistema apôs a entrada em operação de todas as usinas hidrel£ tricas selecionadas. Estes dois últimos períodos também são a M prcsentados e analisados no capítulo VI. í I 3 ' i •ir ti 1 Sr; 1 1 i fe: i 17 1 sfe I 1 CAPÍTULO II l % MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA DAS REGIÕES -ti NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE 2.1 - INTRODUÇÃO: _ _ . ú *1 Recentes estimativas sobre os requisitos do mejr cado brasileiro de energia elétrica, para o período de 1979 a 1995, foram publicadas em junho de 1979, pela ELETROBRAS - Cen trais Elétricas Brasileiras S.A. Este trabalho. Referências Eco> nontétricas para o Planejamento /l/, foi elaborado com o intuito I-" de apoiar o planejamento do setor elétrico e em particular o Pia no de Atendimento aos Requisitos de Energia Elétrica até 1995 - Plano 95 /2/. As estimativas citadas, basearam-se não somente - 5, -1 em análises tendenciais, como também em considerações políticas, econômicas e demográficas. ! si II tr 1 •« 18 ft'-1 POLÍTICAS: - Metas e diretrizes governamentais que visam reduzir d£ sigualdades sõcio-econômicas regionais do País,através da industrialização de regiões desfavorecidas; - Objetivos 4a Política Energética Nacional que visam: a) conservação da energia e racionalizeção do seu uso; b) substituição da energia; c) ampliação das disponibilidades atuais e busca de no vas fontes energéticas. •s , :i if ECONÔMICAS: '5 "O consumo industrial está fortemente correlacionado com I a renda do setor secundário, assim como a estrutura e dis tribuição da renda está com o comportamento global do mer cado de energia elétrica" /l/. A ELETROBRÃS /l/ estimou o crescimento econômico, baseaii dò-se em modelos econométricos tradicionais,considerando os seguintes fatores: a) formação de capital; b} balanço de pagamento c) produtividade da mão-de-obra; d) evolução da renda per capita. A ELETROBRÃS elaborou, também, estudes qualitativos, ba seados na formulação de cenários e outras técnicas pros_ pectivas, a fira de complementar as analises quantitati^ vas. - DEMOGRÁFICAS Nas previsões a longo prazo, quatro fatores demográficos ' afetam expressivamente o crescimento econômico e. em pa£ ticular. o mercado de energia elétrica /l/. São eles: a) população interveniente; b) distribuição regional da população; c) grau de urbanização; d) situação habitacional. ' As projeções do mercado de energia elétrica da Região Nordeste e do Sistema Interligado da Região Norte,para o período de 1979 a 2010, utilizadas para ò desenvolvimento deste trabalho, foram efetuadas com bases nas curvas de tendências das estimativas apresentadas na referência /l/. É!?' Vale salientar que nem as projeções da ELETROBRÂS ív nem as efetuadas neste trabalho, levaram em consideração o consu I mo correspondente aos autoprodutores, mas, somente, a parcela a I ser suprida pelas concessionárias de energia elétrica. O intervalo de tempo considerado será o tempo , 'A. portanto, ao referir-se aos requisitos de energia no ano X, se 'a-"'' está enfatizando a quantidade de energia solicitada pelo merca t. i-1 _~ do no ano considerado. O consumo de energia ê considerado como sendo os requisitos de energia do mercado menos as perdas e eventuais djL ferenças. Os itens subsequentes apresentam um sumario da metodjo logia usada pela ELETROBRÂS na obtenção de suas projeções» e o modo como se obtiveram as que serão utilizadas no decorrer des_ te trabalho. 2.2 - PROJEÇÕES DA ELETROBRAS: As estimativas do mercado brasileiro de energia of eight nuclear power plants. s.r •fi-.-v 20 '&?:• elétrica, apresentadas na referência /l/, são as seguintes: a) projeção do "Mercado Provável"; b) projeção do "Mercado Alto"; c) projeção do "Mercado de Programação". 2.2.1 - Projeção do Mercado Provável A ELETROBRAS usou nesta projeção premissas que conserva caracterfsticas do cenário atual do desenvolvimento do País. supondo que o crescimento econômico se situará entre as hi^ põteses II e III. apresentadas na tabela 2.1. TABELA 2.1 BRASIL v: EVOLUÇÃO DA ECONOMIA TAXAS DE CRESCIMENTO ANUAL DO PIB (I) 1976/83 1985/90 1990/2000 1978/2000 HIPÓTESE I 8,1 9.0 8,6 8.6 HIPÓTESE II 7,0 7.5 7.0 7,2 HIPÓTESE III 6.0 6,0 5,5 5.8 F0XTE: ELETROBRáS /l/ A política de substituição de derivados do petr<> leo será restrita a programas de eletrificação de meios de trans_ porte. A energia elétrica também substituirá a autoprodução ba seada em derivados do petróleo. Essa projeção foi obtida a nível de categoria de consumo, segundo um procedimento genérico /5, Anexo II. p. 4/ . A razão para estinar o consumo global através do agrupamento de %•- 21 estimativas das diversas categorias de consumo, se encontra na melhor definição das possíveis variáveis explicativas do proble_ ca do que quando não se consideram as categorias separadamente. Vale ressaltar que o período total (1978/95) foi dividido em três subperíodos, cada qual tratados de forma. ligejL ramente diferente /l/. As projeções do primeiro subperíodo (1978/81) fo ram publicadas em outubro de 1978, pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica do Ministério das Minas e Energia-DXAEE/ MME. Elaboradas pelas concessionárias de energia elétrica,essas projeções foram usadas para cálculos tarifários das concession!! rias. As projeções do segundo subperíodo (1982/85),ela boradas pelo Departamento de Mercado da ELETROBRÂS - DEME/ELETRO BRÁS, com auxílio das concessionárias, constituem-se de extrapo lações dos valores obtidos no primeiro subperíodo. As projeções do terceiro subperíodo (1984/95) fo ras elaboradas pelo DEME/ELETROBRÂS, com metodologia semelhante a usada pelas concessionárias na elaboração das projeções do pn /••-- meiro subperíodo. £ importante frisar que, a curto e até mesmo a médio prazo, o comportamento futuro do mercado está, em termos relativos, pouco condicionado a aspectos macroeconômicos.0 cres_ cimento da demanda é avaliado e explicado em função de medidas específicas, tais como a instalação de novas cargas industriais' ou de programas de expansão dos sistemas de distribuição-, para extensão de serviços a domicílio não atendidos. A tabela 2.2. apresenta a evolução dos requisi^ tos do Mercado Provável, para a Região Nordeste. I It» MMI Ml Mi MM •^••^^••••••MHBi^B Ml mm MM MlMMMMB Ml MM MMMBMMMm MM TABRLA 2.2 m BBS KliCIAO NOJIIMISTIJ MliRCAW) PUOVAVUL t 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 198S 1986 CUN5UMU • CnW Residencial 1.830 ,1 2.157 ,4 2.455 .9 2.787 .7 3.160 .2 3.522 .2 3.957,9 4.233,4 4.522 «5 4.820 .2 Industrial .171 .5 6.197 ,5 7.157 .1 8.466 .7 9.851 .3 11.121 .4 12.392 .7 14.644 .3 17.171 .5 20.156,6 Cancrcial s1.13a .1 1.325 .2 1.528 .2 1.751 .4 1.999,6 2.268 .1 2.557 .2 2.772 .7 2.989 .8 3.207 .5 Rural 110,7 144.3 165.9 189.6 215,1 242 .1 271,1 297 .2 323.4 394.4 Poderes Pub. 393 ,9 441,0 498,6 569 ,8 636 .6 712 .0 795 .0 848 .2 901,6 954.8 Iluminação Pub. 467 ,2 523.5 578 ,1 628 .8 681 .5 735 ,3 791.8 843.5 893.9 946 .2 Tração XI.9 12.9 12,9 13.0 13,2 13,4 13,7 15.1 15.6 16.2 , Irrigação 15,9 49 ,5 94.7 127 ,4 145 .4 157 ,7 300.3 341.2 357.3 1 Ayun c Usgoto 316 .1 377 ,2 429 .8 524.3 592 ,2 665 .8 746.7 805 .9 867 .5 929.9 Próprio 144,,7 38 ,7 51,5 52.3 53,1 54.0 55,0 62 .5 63.0 63,6 Cunt, do Ohras - 42 .8 16.4 1,4 1.4 1.4 0 .4 110 .8 121 .2 171.6 Consumo Total 9,,585, .8 11.276 ,9 12,,944 ,7 IS,,080 .2 17,,332 .1 19,,481 .7 21.739 .7 . 24,,933.9 28,.211 .3 31.973, .3 For.cm Grosso GKh 21,.2 24,,0 27 ,7 31.3 35.3 39 ,2 43 .0 46.9 51,,1 55.6 Perdas c llif. 6,,7 6,,8 7,.2 7,.0 6,,9 6 .8 6 ,7 6,.3 6,.0 5,.8 Perdns o Dif. GKh 693, ,8 823, ,3 1.,006, 1.,137,,4 1.,287,,2 1,,424 .3 1.S64 .2 1,,679, .6 1,,804.0 1,,972, ,1 Energia Rcq. GWh 10.300. , ,9 12..124, ,3 13.978,,9 16. 248, ,9 18.,654, ,6 20.,945, ,2 23.346,,9 26.,660, ,4 30,,066, ,4 34,,001,0 niiq.ni; ÜNHUGIA MW ANO Merendo I'roprio 1. 178, ,6 1..381, ,3 1.,592, ,6 1. 851,,3 2. 125, ,5. 2.,386, ,5 2.660,,3 3.,038, ,0 3.426,,4 3,,87S,0 Pomcc.Grosso 2,,4 2,,7 3,,2 3,,6 4,,0 4,,5 4,,9 5,,4 5,,8 6,,3 Totnl 1. 176,0 1.384, ,2 1.,595, ,8 1. 859, ,9 2. 129, ,5 2.,391, ,0 2.66S,,2 3.,043, ,4 3.,432, ,2 3.,881, ,3 FATOR Uü CARGA Mercado Próprio 54,,5 58,,1 58,,2 S9,,5 59,,4 60,,4 59,,7 60,,9 62,,0 63,,0 Fomcc. Grosso 45, 5 45, 9 47,,8 47,,7 47,,2 45,,7 45,,9 46, 0 46,,0 46,,0 Totnl 54,,5 58,0 58, 2 59,,5 59,,4 60, 4 59,,7 60,,9 67, 0 62,,9 RüQ.DÜ 1'ONTA MW Mercado Próprio 2. 1S4, 0 2. 379, 0 2. 736, 4 3. 111, 4 3. 578, ,3 3. 951, 2 4.456, 1 4.988, 5 5. 525, 5 6.,150, ,8 l:ornoc.Grosso 5. 3 6, 0 6. 6 7, 5 8, 5 9.8 10, 7 11, 6 12.7 13, 8 Total 2. 159, 3 2. 385. 0 2. 743, 0 3. 118. 9 3.586, 8 3. 961, 0 4.466, 8 5. 000, 1 5. 539. 2 6.,164, ,6 COW.MliRCAIK) N. Cons. Res. 1.779.283 2.002.008 2.230.941 2.45S.737 2.656.108 2.881.154 3.113.534 3.269.864 3.423.570 3.591.677 Cons./Cons.Res» 1.029 1.078 1.101 1.135 1.188 .... 1.223 1.271 1.295 1.321 1.342 t'QNTl'.: lilJi'lKOURAS /I/ (continua) TAÍHáJV Z.2 CContinuacãol TAMilA 2.2 (Continuação) RlitllAO NORDESTE' MHKCAIX) 1'ROVAVÜL •• 1987 1983 1989 1990 • •1991 1992 1993 1994' 1995 CONSUMO - GlVh Residencial 5.131^4 5.457 ,6 5.797 ,7 6.153,5 6.516 ,? 6.896 .5 7.292 ,2\;7 .702 ,4 8.130 ,9 Industrial 22.740 .0 25.309 ,9 27.844 .2 30.474,0 34.251 .0 37.369 ,0 40.646 .6 44.101.6 47.673 .8 Comercial 3.425 ,9 3.645 ,3 3.865 .9 4.087,2 4.309 .7 4.533 .3 4.758 ,2 4.996 ,1 S.245 .9 Rural 375 ,8 402 ,2 428 ,3 454,6 481.3 507 .8 : 534,5 £62 .3 591.0 Podcrcs Pub. 1.008 .6 1.062 .4 1.116 ,5 1.170,9 1.225 ,2 1.280 ,2 1.335 ,2 '••'1 .391,3 1.443 ,3 Iluminação Pub. 999 ,8 1.055 ,2 1.112 ,8 1.172,5 1.233 .7 1.297 ,4 1.362 ,4 ; l.430 ,5 1.502 ,0 Tração 16,4 16,6 16,8 17,0 17.2 17 .4 ". 17,6 17 .8 18,0 Irrigação 379 .9 379,9 379,9 379,9 379,9 379 ,9 379,9 - Água c Esgoto 993 .2 1.057,9 i.124 ,1 1.191,7 i .261 ,1 1.332 .3 1.404 .6 .447 .6 1.551,6 Próprio 64i0 64,6 65.0 65,4 65.9 66.5 67.1 67.7 68,3 Cant. Obras 182 .0 172 .4 162 .8 153,1 103,i 93 •-1 , 83.1 - - ; Consumo Total 35.317 •° 38,.624, ,00 41,.914 •° 45.319,8 49,.845 ,0 53.773 .4 57.881 .4 :'6i,.747 .3 66,.229,8 Forncc. cm Grosso GWi 60 ,7 66,.0 71.8 78,2 85 92 .6 100 .1 108 .2 117,.0 Perdas c Difcr. 5;,8 5,,8 5,,8 5,8 5,,8 ,5:,9 ':!6,,0 6 .0 6,,0 Perdas o Difer. GMi 2,.178| ,2 2.,382, ,2 2,.585 .1 2,.795,2 , 3,.074, ,3 3.,377,,4 3.700,,9 •! 3,.948, .2 4,.234 .9 Energia Pcq. GWh 37,.555; ,9 41.072,,2 44,,570, ,9 48,.193,2 53;,004, ,5 57,.243, .4 61.682,,4 65,.803, .7 70..581, ,7 RliQ.DE ENERGIA MW ANO • :\- Mercado Próprio 4. 280. ,3 4.,681, ,1" 5..079, ,8 5..492,6 6..041, ,0 • 6.,524, ,0 7.030,,0 '•['?.,499, ,4 8..044, ,0 Forncc. Grosso 6,,9 7,,5 8,,2 8,9 9.,7 10,,6 11,,4 12,,4 13,,3 Total 4.,287, ,2 4.,688, ,6 5,,088, ,0 5,.501,5 6.,050,7 6.,534, .6 7.041,,4 ;;Í7. ,511, ,8 8.,057, ,3 FATOR DE CARGA Mercado Próprio S3! ,0 63, 2 ', 63,,8 63,8 64, ,1 64, ,1 64, 0 •h !•• 64, ,0 64, ,0 !1 • ' J , 1 ' Forncc. Grosso 0 46, 0 46,0 Oi 0 ! 46, ; > ( ,1 46, 46,,0 46, i 46,,0 A6, 46, 0 ,0 Total 63,,0 63, 2 63,,8 63,7 64. 1 .64, 0 64, 0 ( '• 1 64, ,0 64, ,0 1 . 1 r 1 *;' i ' ' ! REQ.DE PONTA MW • i • ', •••">' • Mercado Próprio 6.794, 1 7. 406, 8 7. 962, 1 8. 609,1' 9. 424, 3 10. 177, 8 10.984, 4 11. 717, 8 12. 568, 8 Forncc. Grosso 15, 3 16, 4 17. 8 19,4 21, 1 23, 0 24, 8 27, 0 23, 9 Total 6.809, 4 7; 423, 2 7.979, 9 8.628,5, 9. 445, 4 10. 200. 8 11.009,2 11. 744,8 12. 597, 7 ! ! 1 COÜFIC.MERCADO •-. ,- T N. Cons. Res. 3.757.134 3.927.708 4.102.287 4.284.086 4.464.277 4.649.440 4.840.608 5.034.232 5.235.601 Consumo/Cons.Res. 1.366) 1.390 1.413 1.436 1.460 1.483 11506 1.550 1.553 M FGNTIJ: liLLTROUllAS 24 2.2.2 - Projeção do Mercado Alto: ^ ISfi Na projeção do Mercado Alto, o crescimento cconõ mico e a substituição de derivados do petróleo foram considera- dos evoluindo segundo as considerações alternativas /l/: - A evolução da economia se dará conforme a hipótese I da tabela 2.1 e haverá considerável substituição de de_ rivados do petróleo, em particular o Óleo combustível, ; por energia elétrica; - 0 crescimento econômico se situará entre as hipóteses I e II da tabela 2.1 e haverá alguma substituição de derivados, do petróleo por energia elétrica. A metodologia empregada na obtenção da projeção do Mercado Alto é semelhante ã utilizada na projeção do Mercado _i;i Provável. - § $ A tabela 2.3 mostra a projeção do Mercado Alto S U da Região Nordeste, de acordo com o crescimento da economia si^ É; iè-í tuado na hipótese I. H 2.2.3 - -Projeção do Mercado Programação: R A projeção do Mercado de Programação foi utiliza^ ; da para efeito de programação da expansão do sistema elétrico |; brasileiro, por considerar a ELETROBRÂS alto o nível de riscos | apresentado pela projeção do Mercado Provável, e pouco provável !? a verificação da projeção do Mercado Alto. íí Os riscos apresentados pela projeção do Mercado || Provável residem nas premissas conservadoras usadas na sua ela horação, que procuraram sempre manter o perfil do cenário atual § de desenvolvimento do País e do seu panorama energético. > A projeção do Mercado Alto é considerada pouco ; leo. Con isto o crescimento do mercado de energia ele •%•• 25 TABELA 2.3 REGIÃO NORDESTE MERCADO ALTO REQUISITOS DE ENERGIA E PONTA 4 ANO REQUISITOS DE ENERGIA REQUISITOS DE PONTA Mff.ano MW '•Sl A 1979 1.592,6 2.736,1 ' 1 1980 1.888,9 3.167,9 1981 2.165,8 3.646,1 | 1982 2.488.6 4.120,3 1983 2.859.5 4.789,8 1984 3.275,0 5.-377,7 1985 3.755,2 . - -6.056,8 íl 1986 4.170,8 6.620,5 1987 4.642,3 7.368,8 1* ; 1988 5.167,3 8.176,1 «: 1989 S.751,1 9.014,2 1990 6.401.2 10.033,2 |? 1991 7.075,5 11.037,9 ?"-* 1992 7.828.9 12.213.6 1993 8.662.7 13.535,4 1994 9.575.1 14.961,1 ;-; 1995 10.583,5 16.536,8 r FONTE: ELETROBRAS /!/ determinada, tendo em vista as projeções apresentadas pela ELE 26 I provável, por supor taxas elevadas de crescimento econômico e de substituição de derivados _do petróleo, em particular o óleo OJ-i combustível, por energia elétrica. - i Em contrapartida, a projeção do Mercado de Pro gramação se apoiou em premissas, mais dinâmicas e realistas, i frente à conjuntura econômica -e energética nacional. Seguindo a política energética do País, de subs •M tituição de derivados do petróleo por fontes alternativas de e_ i nergia nacionais, e sempre que possível renováveis no mais cur SI to prazo viável, a projeção do Mercado de Programação se situou entre, as projeções do Mercado Provável e Alto, levando em con if sideração os seguintes fatores /l/: - Grau de incerteza das previsões; 1 I - Custo da ociosidade parcial do sistema de geração e I transmissão; 1s % - Custo do deficit causado por uma demanda de energia e_ I ventualmente superior â prevista. i \ §5 A metodologia empregada na determinação desta pro Ü jeção é semelhante â usada na determinação das outras projeções 1 anteriormente citadas. De acordo com esta projeção é* mostrada na tabela 2.4 a evolução dos requisitos de mercado da Região Nordeste e nas tabelas 2.5 e 2.6 a dos centros de carga a serem supridos pela ELETROXORTE e CELPA respectivamente. Além das previsão dos Tequisitos totais a serem supridos pela CELPA* é apresentada * th decorrência das projeções sobre o mercado de energia, elétrica do Siste- ns Interligado da SegiSo Sorte serem serare apresentadas de vena ferasa agru_ paâa aos os Revoados dos Sistemas SÕo Interligados da rnesza região, sctr.en~ te fd possível obter a projeção do Mercado de Frogrczzção vara este siste_ na, subtrairão-se do tsereodo total suprido pela CELFA a varoela corres ~ ao aercado de SASTAI&S (ver referência /2/J que e teu dos Sistemas Interligados da região, atendido pela CELPA. . i suprir estes requisitos dentro de critérios de garantia e con ti- ! 27 TABELA 2.4 REGIÃO NORDESTE MERCADO PROGRAMAÇÃO REQUISITOS DE ENERGIA E PONTA REQUISITOS DE ENERGIA REQUISITOS DE PONTA ANO MW.ano M 1979 1.592.6 2.736,4 1 1980 1.877,6 3.155,7 1981 2.153.7 3.625,8 198Z 2.458.0 4.069,5 3 1983 2.799.7 4.689,7 1984 3.203.9 5.260,9 1985 3.656.6 ' "51897,7 1986 4.105.2 6.516,2 P 1987 4.510.5 7.159,5 1988 4.911.3 7.771,0 1989 5.310.0 8.322,9 1990 5.722.8 8.969,9 1991 6.271.2 9.783,5 1992 6,754.2 10.537.0 1993 7.260.2 11.344.1 1994 7.729,6 12.077.5 1995 8.274,2 12.928.4 FOME: E1£TROBR,$S /!/ I nerSia elítrica para o S.I.R. Borte/»c.r«»s«. p* 28 £••£. TABELA 2.5 REGIÃO NORTE MERCADO PROGRAMAÇÃO ESTADO DO PARA EMPRESA ELETRONORTE i-.t REQUISITOS DE ENERGIA REQUISITOS DE PONTA ANO Mtt.áno Mtf 1983 320,0 692,8 I 1984 631,8 809,8 1985 819,8 1.011,5 1986 993,0 1.327,9 I 1987 1.171,7 1.471,3 1988 1.274,7 1.631.3 1989 1.438,7 1.793,3 1990 1.573.7 1.937,3 1991 1.845.7 2.569,3 1992 2.128,7 2.513,3 1993 2.270,7 2.657.3 1994 2.401,7 2.657,3 199S 2.535,0 2.794,9 FONTE: ELETROBRAS /!/ período mais provável, a geração nucleo-eietnca so entrara nu Ai. TABELA 2.6 , REGIÃO NORTE MERCADO PROGRAMAÇÃO EMPRESA CELPA ESTADO DO PARA* SANTARÉM** ANO ENERGIA PONTA ENERGIA PONTA MW.ano MW MW.ario MW â 1979 104.5 192,5 5.5 10,2 1980 117.6 213,9 6,3 11.9 1981 138,3 240.6 7.2 13.8 1982 158.2 27S.5 8.1 15.9 1983 178.8 314.7 9.0 18.0 I 1984 203.0 355,5 10.0 20.0 á 1985 218.0 372,5 11.1 22.2 I 1986 235.7 417,2 12,3 24.6 U - 1987 256.9 443,,8 13.5 27.0 1988 282.3 497,,2 14.7 29,4 1989 309,3 540,,6 16.0 32.0 l. 1990 338.1 587,,6 17.3 34.6 1991 368.7 648,,0 - - 1992 401.2 689,.4 - ' - 1993 435,7 754.2 - - - 1994 469,9 924,7 - 1995 505.8 1011 ,6 FOMTE: • ELETRÓBRAS /l/ ** ELETRÓBRAS /2/ ,2k M 30 também na tabela 2.6 a previsão dos requisitos do Sistema Não Interligado de Santarém, que também serão supridos por esta con cessionária. 2.3 - EXTENSÃO ATE 0 ANO 2010 O modelo econométrico usado para prever os requjL •sitos anuais do mercado das regiões em estudo, até o ano 2010 ,é representado por uma equação matemática polinomial do 2* grau , que tem como variável independente apenas o tempo, c como varia vcl dependente o consumo. Acredita-se que o nível de incertezas aumentará, não somente pelo fato de se estar prevendo os requisitos do mer_ cado a um prazo muito longo, mas também por se estar supondo que diretrizes governamentais, usadas para prever estes requisitos nua período, sejam mantidas para um período duas vezes maior. Para maior segurança nas regressões, procurou-se aproveitar ao máximo as informações e dados apresentados pela ELETROBRJtó. Como exemplo: valores do consumo da Região Nor deste verificados no período 1970 a 1978 (tabela 2.7)foram agru pados aos requisitos de energia previstos pela ELETROBRÂS no período 1979 a 1995, com o intuito de que a curva de regressão acompanhasse melhor as tendências dos dados amostrais e fosse estendida com melhor segurança. A justificativa para o agrupamento de dados r£ side no fato de o comport acento de uma curva de regressão ser bastante influenciado pelos valores extremos, sendo esta influén cia minimizada para uma maior quantidade de dados. As séries temporais encontradas foram analisadas. tám*mMÉ&mwwm*m*>'*imi0*-*^-->***•.•-•••tmsn**,» TABDLA 2.7 REGIÃO NORDESTE CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA CONSUMO - GWh 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 Residencial 822,9 881,7 951,4 1082,2 1198,5 1349,7 1550,8 1830,1 2157,4 Comorcial 425,4 474,4 544.0 643,6 .741,1 846.3 981,8 1138,1 1325,2 1 Industrial 1291,6 1522,4 1953,6 2580.7 3161,6 3675,6 4369,0 5171,5 6197,5 Rural 21,3 29,5 40,4 48,2 68,9 96,6 112,0 110,7 144,3 Hum. Pública 193,5 225.7 254,3 318,9 336,6 377,9 412,9 467,2 523,5 Poderes Publicas 173,9 186,7 212,5 259,4 286,0 317,4 347,4 393,9 441,0 Tração 22,8 25,8 20,5 19,8 19,3 17,5 15,3 12,9 12,9 Próprio 3.3 3,4 4,0 5,7 7,3 8,6 9,2 144,7 38,7 Outros 82,0 105,6 134,0 158,0 190,7 221,6 274,9 316,1 420,0 TOTAL 3038,0 3455,2 4114,7 5096,0 6010,0 7008,0 8187,0 9S85.8 11276,9 Perdas e Difcr. (t) 1 10,0* 10,0* 10,0* 10,0* 10,0* 10,0* 10,0* 6.7 6,8 Perdas o Difer. GWh 337,6 383,9 457,2 566,2 667,8 778,7 909,7 693,8 823,3 Energia Req. GWh 3375,6 . 3839,1 4571,9 5662,2 6677,8 7786,7 9096,7 10300,9 12124,3 Requisitos de Energia MW. ano 385,3 i 438,2 521,9 646,4 762,3 888,9 1038,4 1176,1 1384,2 FONTE: DEME/ELETROBRAS/informaçÕes n* 027/78 e 102/79 * Valor estimado por falta de informações precisas ftfe^^ffi&f^^^^ ^ I Nas previsões a longo prazo, quatro fatores demogra icos à. 32 comparadas mutuamente, e então estendidas no período desejado. 1 iff 'Cl 'A 2.3.1 - Extensão dos Requisitos de Energia do Mercado Pro 'Si X-fv vãvel • - REGIÃO NORDESTE: 0 consumo de energia verifica, do no período-1970/1978, bem como a projeção do Mercado Provável ;"{ para o período 1979/1995, para a Região Nordeste, foram apresen tados a nível de categoria, como mostram as tabelas 2.2 e 2.7 respectivamente. Em virtude da ausência de informações precisas acerca das perdas verificadas no sistema no período 1970/76, es_ timou-se um percentual de 101 para representá-la (ver tabela 2.7). Na estimativa dos requisitos de energia anuais para o período 1995/2010, através das tendências verificadas nes tes dados, foram considerados inicialmente dois casos, um glo bal e um setorial. I No primeiro levou-se em conta apenas a tendência apresentada pelos valores globais, sendo a série temporal obtl Y s da com a regressão de totaj em X e X , definidos a seguir: v k total - representa o consumo'verificado e requisitos de I energia estimados.e a estimar para a Região Nor deste. X - Diferença entre a variável independente ANO e o ano base de 1970. A mudança de variável foi efe : -l J tuada com o intuito de diminuir os erros ineren ' -f tes a cálculos computacionais que ocorrem nor malmente em operações cora grandes números e com I t o intuito de obter maior sensibilidade âs varia I As estimativas o merca o St: 33 ções da variável representativa do tempo. hi No segundo caso. a série temporal representativa dos valores globais foi determinada através de curvas de regres_ são, ajustadas para as diversas categorias de consumo. Procu rou-se, no entanto, enfatizar apenas as três principais cate gorias: RESIDENCIAL, COMERCIAL e INDUSTRIAL. As restantes, in ' elusive perdas e diferenças verificadas e estimadas, foram a grupadas em uma categoria fictícia, denominada OUTRAS. Não obstante esta limitação, acredita-se que o propósito de comparar os dois casos não seja afetado .embora se i conheça a fraca ou nenhuma vinculação existente entre algumas das categorias que foram agrupadas. '•'3 Os resultados obtidos para o primeiro e segundo II- casos são apresentados no apêndice A. da página A2 a A17. Os resultados de maior significãncia são condensados na tabela 0 2-8. Todas as regressões efetuadas neste trabalho fo ram realizadas por ura código estatístico comercial, pertencen te à IBM, denominado "Statistical Package for the Social Sciences" - SPSS/3/. - ANALISE DOS RESULTADOS Todas as regressões efetuadas na primeira e se_ gunda alternativas apresentaram fatores de correlação múltipla muito próximos da unidade * explicando, muito bem, as variações dos requisitos de energia através da relação linear com as va riáveis independentes X e X . Além disso, a análise da variân i confirma a existência destas relações lineares, ao apresen valores elevados da distribuição "F" dos quais o mais bai/ *° é superior em cerca de 230 vezes ao valor desta distribui A razão para estimar o consvnao global através do agrupamento e 34 çlo ao nível de significãncia de 0,11. Os valores obtidos através dos coeficientes da tabela 2.8 são mostrados na tabela 2.9. Na comparação destes valores constata-se uma considerável, semelhança entre os dois casos analisados.Esta semelhança é confirmada através da mediae TABELA 2.8 REGTAO NORDESTE EXTENSÃO DO MERCADO PROVÁVEL RESULTADO DA REGRESSÃO DOS REQUISITOS DE ENERGIA DO MERCADO PROVÁVEL EM X2e X MODELO ECONOMÊTRICO - Y - AX2+BX+C ONDE X - ANO - 1970 PRIMEIRO CASO: GLOBAL Coeficiente A: 10,67672 Coeficiente B: , 43,04982 j Coeficiente C: '385,4196 Desvio Padrão dos Resíduos: ., 46,91548 I Coeficiente de Correlação Múltipla R: 0,99983 Distribuição F com (2,55)Graus de Liberdade: 33616,92 SEGUXDO CASO: SETORIAL S.RESIDEN. S.CCMERC. S. INDUS. S.CUTRCS SOMATÓRIO Coeficiente A: 0.5732424 0,3297527 9.0S2103 0,6364961 10.6215942 Coeficiente B: 20,65389 15,20147 -17.52S64 26.18674 44,51346 Coeficiente C: 60.68149 25.56674 226.7147 69,03535 381,99628 Desvio Padrão dos Resí duos 16.33261 12,40949 50,28299 24.55623 59,59157 Coeficiente de Correia çio Múltipla R: 9.99831 0,99782 0,99958 0,99737 Distribuiçi» Fe/(2.23) Graus de Liberdade ... 3595,55 2633,31 15765.45 2174.S1 j í I *'-. 35 TABELA 2.9 REGIÃO NORDESTE EXTENSÃO DO MERCADO PROVÁVEL REQUISITOS DE ENERGIA - MW.aho ANA PRIMEIRA CASO: ANALISE GLOBAL SEGUNDA CASO: ANALISE SETORIAL A n v ENEFGIA(MK.ano) TXC - (*) ENERGIA(MW.ano) TXC - (*) 1970 385,42 382. 00 1971 459.15 13.94 437, 13 14,43 1972 514.23 17,10 513, 51 17.47 1973 610.66 18.75 611. 13 19.01 1974 728.45 19.29 730, 00 19,45 1975 867.59 19,10 870, 10 19.19 j 1976 1028.08 18.50 1031, 45 18.54 1977 1209.93 17.69 1214, 05 17.70 1978 1413.13 16>.79 1417, 89 16.79 1979 1637.68 15.89 1642. 97 15.87 1980 1883.59 15.02 1889, 29 14.99 1981 2150.85 14.19 2156, 86 14,16 1982 2439.47 13.42 2445, 67 13,39 1985 2749,43 12,71 2755, 72 12,68 1984 3080.75 12.05 3087,,02 12,02 1985 3453.43 11,45 3439,,56 11.42 1986 5S07.46 10,89 3813, ,34 10,87 1987 4202.84 10.38 4208,,37 10.36 ••• i 1988 4619.57 9,92 4624,,64 9,89 1989 5057.66 9,48 5062,,15 9,46 1990 5517.10 9,08 5520,,90 9.06 1991 5997.90 8,71 6000,,90 8,69 1992 6500.05 8,37 6502,.14 8,35 1995 7023.55 8.05 7024 .63 8.04 1994 7568.41 7,76 7568 ,36 7.74 1995 8134.62 7,48 8133 .33 7.46 1996 8722.18 7,22 8719 .54 7.21 1997 9351.09 6,98 9327 .00 6,97 1998 9961.36 6,75 9955 ,70 6,74 1999 10612.99 6.54 10605 ,65 6,53 2000 11285.96 6.34 11276 ,85 6,33 2001 11980,29 6,15 11969 ,27 6,14 2002 . 12695.98 5,97 12682 ,94 5,96 2003 13455.01 5,81 15417 .86 5.79 2004 14191.40 5.65 14174 .02 5.64 2005 14971,15 5.49 14951 .42 5.48 2006 15772.24 5.35 15750 .07 5,34 2007 16594.69 5,21 16569 .96 5.21 2008 17458.50 5,08 17411 .09 5.08 2009 18303.65 4,96 18273,47 4.95 2010 19190.16 4.84 19157 .09 4.84 I 35 desvio padrão das diferenças, que são de cerca de 3,9 MN.ano e 21,5 MVT.ano, respectivamente, sendo este desvio padrão inferior 2os desvios apresentados pelas curvas de regressão. Pode-se, portanto, para efeito desta análise,con I siderar senelhantes as duas curvas e escolher para estimar os i requisitos de energia da Região Nordeste, de acordo com as ten i dências verificadas pelo Mercado Provável, a série temporal d£ tcminada através .dos valores globais, por apresentar um menor des vio padrão. 3í A projeção dos requisitos de energia e suas ta xzs anuais de crescimento, apresentam concordância com os val£ res estimados pela ELETROBRÂS para o período 1979/95. As taxas i- obtidas para 15 anos subsequentes diminuem gradativamente, de acordo com as tendências verificadas no período anterior. f Apesar das altas taxas de crescimento verifica das nos requisitos apresentados por esta projeção, o consumo per-capita da Região Nordeste no ano 2010 (2347,3 klíh/hab) não conseguirá atingir o nível estimado 15 anos antes para o País (2521,2 ktih/hab), nem tampouco o estimado para a Região Sudeste (5745,5 fclVh/hab) que estará muito longe de ser alcançado. Obsej_ t ve-se que estes números foram determinados levando em considera ção premissas conservadoras, onde uma fraca política de descen tài i tralização industrial deve ter sido considerada. Os consumos per-capita acima citados foram caleu f f lados tendo como fonte a referência /l/, com excessão da popula ção estimada para a Região Nordeste no período 2000 a 2010, a S qual foi projetada considerando-se uma taxa anual de crescimeri to de 2,581 igual ã usada na referência /l/ para o qüinqüênio anterior. I| '?••••* •I; i 2.3.2 - Extensão dos Requisitos de Energia do Mercado Al to ' i • •s > - REGI AC NORDESTE: Os requisitos de energia anu ais. para o período ,1995/2010, foram estimados a partir das ten dências verificadas por valores globais apresentados pelas esti nativas dos requisitos de energia do Mercado Alto (ELETROBRÍS), no período 1979/95 e pelos requisitos verificados na região, no período 1970/1978. --':S'.i Ao contrário da projeção dõ Mercado Provável, a projeção do Mercado Alto foi apresentada pela ELETROBRÃS apenas a nível global (Tabela 2.3). Os resultados obtidos com a regressão dos valo res globais em X e Xs são apresentados no apêndice A, da página AIS a AZO. Os de maior significância são condensados na Tabela i 2.10, onde se. tem, também, as estimativas dos requisitos de £ i nergia até o ano 2010. . ','-t - ANALISE DOS RESULTADOS | O teste de não-negatividade dos coeficientes da • série temporal, efetuado através da análise de variãncia, apre V, sentou um valor para a distribuição "F" superior em 740 veres o — t valor desta distribuição ao nível de-significância de 0,11, con - .: firraando a existência da relação linear entre a variável depen - dente e as independentes. • " . £ O coeficiente de correlação múltipla apresentou- - se muito proximo da unidade (R=0,99917), indicando uma forte re lação entre as variáveis dependentes e independentes. [ : Na comparação desta estimativa dos requisitos de energia com a estimativa elaborada pela ELETROBRÃS, para o p£ ríodo 1979/95, encontraram-se em ambos os casos diferenças A projeção do Mercado Alto é considerada pouco i i 5 --:_ 38 . TABELA 2.10 té" REGIÃO NORDESTE RESULTADO DA REGRESSÃO DOS REQUISITOS DE ENERGIA DO MERCADO ALTO EM X2 E X MODELO ECONOMETRICO - Y * AX*+BX+C m ONDE:X = ANO - 1970 ' li COEFICIENTE A: 17,72369 COEFICIENTE B: -57,42364 COEFICIENTE C: 610,3033 DESVIO PADRÃO DOS RESÍDUOS: 131,24056 COEFICIENTE DE CORRELAÇÃO MÚLTIPLA R: 0,99917 DISTRIBUIÇÃO "F" c/(2,23) GRAUS DE LIBERDADE:.. 6912,24915 ~~~ '. EXTENSÃO DO MERCADO ALTO A N ° REQUISITOS DE ENERGIA " - . MW.ano TXC(t) 1970 610,30 1971 570,60 -6,50 I 1972 566,35 -0,75 1973 597,55 5,51 1974 664,19 11,15 1975 766,28 15,37 1976 903,81 17,95 1977 1076,80 19,14 i 1978 1285,23 19,36 1979 1529,11 18,98 1980 1808,44 18,27 1981 2123,21 17,41 1982 2473.43 ' 16,49 1983 2859,10 15,59 1984 3280,22 14,73 1985 3736,78 13,92 i 1986 4228,78 S 13,17 1987 4756,25 12,47 1988 5319,15 11,84 1989 5917,51 11,25 1990 6551,31 10,71 1991 7220,55 10,22 1992 7925,25 9,76 1993 8665,39 9,34 1994 9440,98 * 8,95 1995 10252,02 8,59 1996 11098,50 8,26 1997 11980,44 7,95 1998 12897,81 7,66 1999 13850,64 7,39 2000 14838,92 7,14 2001 15862,64 6.90 2002 16921,81 6,68 2003 18016,42 6,47 2004 19146,49 6,27 2005 20312,00 6,09 2006 21512,95 5,91 2007 22749,36 5,75 2008 _ 24021,21 5,59 2009 25328,51 ' 5.SS 2010 26671,26 5,30 I i.T. 39 wy tivas e negativas da ordem de 41. Contudo, ao se determinar as taxas de crescimento nedias anuais destas estimativas, constatou-se equivalência, in dicando que, embora não tenha ocorrido superposição de uma so bre a outra, a primeira acompanhou as tendências apresentadas p£ Ia segunda. No período subsequente, as taxas de crescimento as socisdas diminuem gradativamente, de acordo com tendências veri ficadas no período anterior. 1. A comparação desta estimativa com a efetuada de acordo com as tendências do Mercado Provável apresenta valores 1 superiores, para a primeira, cada vez mais crescentes ao .longo pi do período estudado, atingindo o seu percentual máximo de cer 1 ca de 40* no ano 2010. O consumo per-capita estimado por esta projeção j» ra a Região Nordeste no ano 2010 (3262,4 klíh/hab), ao contrário do consumo estimado no item anterior (Mercado Provável), ultTa passa o nível médio estimado nacional (3090,9 kWh/hab) de 15 anos antes e diminui a distância ao estimado para a Região Sii deste (4870,1 klíh/hab), coerente com uma forte política de des_ centralização industrial. 2.3.3 - Extensão dos Requisitos de Energia do Mercado de Programação | REGIÃO NORDESTE: A estimativa dos requisitos de if energia anuais para o período 1995/2010 seguiu o mesmo procedi_ cento usado nos itens anteriores para valores globais. Os resul tados são apresentados no Apêndice A, da página A20 a A23. Os de aaior significância são condensados lia tabela 2.11, onde tam Rs* suovraiKão-ae do tseresdo total suprido pela CELFA a varcela corres - pwcente GO mrcado de SASTÂSàl (ver referência /2/) que e m dos Sistemas -ao Interligados da região, atendido pela CEIFA. 40 TABELA 2.11 REGIÃO NORDESTE RESULTADO DA REGRESSÃO DOS REQUISITOS DE ENERGIA DO MERCADO PROGRAMAÇÃO EM X2 E X MODELO ECOXOMÊTRICO Y = AX2+BX+C ONDE: X = ANO - 1970 COEFICIENTE A: •. 10,69048 COEFICIENTE B: 55,24938 COEFICIENTE C: 339,0439 DESVIO PADRÃO DOS RESÍDUOS: 80,90460 COEFICIENTES DE CORRELAÇÃO MÚLTIPLA R: - 0,99953 DISTRIBUIÇÃO "C"c/(2,23) GRAUS DE LIBERDADE: 12192,08513 EXTENSÃO DO MERCADO PROGRAMAÇÃO ANO REQUISITOS DE ENERGIA MW.ano TXC-(*) 1970 339,04 , ~Y 1971 404,98 19.45 1972 492,30 21,56 - ?'" 1973 601,01 22.08 1974 731,09 21,64 1975 882,55 20,72- S- 1976 1055,40 19,58 p- 1977 1249,62 18,40 1978 1465,23 17.25 § 1979 1702.22 16,17 1980 1960,59 15,18 x.~ 1981 2240,34 14,27 1982 2541.47 13,44 li 1983 2863.98 12,69 ir. 1984 3207,87 12,01 % . 1985 3573,14 11,39 1986 3959,80 10,82 1987 4367,83 10,30 1988 4797,25 9,83 1989 5248,05 9,40 1990 5720,22 9,00 :_••- 1991 6213,78 8,63 1992 6728,72 8,29 1993 7265,04 7,97- 1994 7822,75 7,68 1995 8401,83 7,40 * 1996 7,15 9002,29 6,91 - • 1997 9624,14 6,68 1998 10267,36 6,47 1999 10931,97 6,28 2000 11617,96 6,09 2001 12325,33 5.91 2002 13054.08 5.75 2003 15804,21 5,59 2004 14575,72 5.44 2005 15368,61 5,30 : 2006 16182,88 5.16 2007 17018,54 5.04 r 2008 17875,57 4.91 ; 2009 18753.99 4.80 ; 2010 19653,79 i i F&\TE: ElETROBRifc /!/ I •3 bem se encontram estimativas dos requisitos de energia até o £ no 2010. -ANALISE DOS RESULTADOS A regressão dos valores globais em X e X2, do nesno modo que nos itens anteriores, apresentou coeficiente de correlação~(R=0,99953) muito próximo da unidade, e distribui, ção F com valor superior em mais de 1287 vezes o valor desta distribuição a nível de significlncia de 0,11, indicando forte influência das variáveis independentes sobre a dependente e a confirmação da existência de relação linear entre a variável dependente e as independentes. Os requisitos de energia com suas taxas de.cres_ § cimento associadas apresentam concordância com os estimados p£ Ia ELETROBRAS no período 1979/9S, de tal modo que a máxima di^ ferença entre elas foi da ordem de 3,51 (ANO1986). A análise das taxas de crescimento dos 15 anos subseqüentes mostra um decréscimo compatível com as tendências apresentadas pela progressão do Mercado de Programação. O con suno per capita da Região Nordeste previsto assim para o ano 2010 atinge o valor de 2404 ktih/hab, que comparados com os con sunos estimados para o País (2605,7 kVh/hab) e a Região Sudes_ te (4135,8 kKh/hab), ambos referidos a 1995, apresenta-se in i- I feri or a média nacional e ao da Região Sudeste em quase 2 ve zes. REGIÃO XORTE: A Região Norte (Baixo Tocantins/ . Araguaia} como dito anteriormente, carece de informações deta_ r í . lhadas. O seu mercado de energia elétrica, atualmente, é supri do pela concessionária CELPA*. cuja responsabilidade será divi * Vex> Capítulo III. 6- ! í! 42 dida com a ELETRÓNORTE* a partir de 1983, áo suprir as neccssi^ dad es do Projeto Carajás e dos primeiros requisitos do Polo Iii WH dustrial de extração e beneficiamento da bauxita. A estimativa dos requisitos de energia desta r£ gião para o período 1995/2010 não seguiu o mesmo procedimento u sado.nas projeções anteriores, onde as análises globais foram --- ? dirigidas como se houvesse apenas um centro de carga. Tal proce_ dimento não foi utilizado em decorrência das grandes mudanças ffc previstas a ocorrerem a partir de 1983 na estrutura deste merca 1 do - características das cargas existentes - conseqüentes da im fi 1 plantação do polo industrial citado. fc^ Dois centros de carga foram definidos: o centro de carga de Belém que e seprido pela CELPA e o constituído pelo ?i'~ complexo industrial programado que será suprido pela ELETRONOR m TE. t A previsão dos requisitos de energia do centro *••.• de carga de Belém foi efetuada através do modelo econométrico u sado anteriormente. ii O consumo histórico verificado no período 1970 a » 1978 não foi considerado por apresentarem tendências conservado^ ras do cenário atual, de tal modo que a série temporal foi d£. ü- terminada considerando-se basicamente os requisitos atuais soli^ citados mais os estimados pela ELETROBRAS para o período 1979/ i 95, representativos do salto no desenvolvimento econômico e s£ ciai da região que devera ocorrer principalmente por influência as do complexo industrial. fe; Como ressaltado no item (2.2.3), a CELPA, além da região citada, supre os requisitos do mercado de Santarém, um •: it. sistemas não interligados da região, de modo que os requis^ s • Ver capítulo III ** ELETROBRAS III I 43 tos acima citados foram obtidos subtraindo-se o mercado de San * tarem dos requisitos totais supridos pela CELPA (tabela 2.6) . Em virtude de os requisitos do mercado de Santarém serem apre_ *• • sentados apenas para o período 1979/90, regressões foram cfe_ II tuadas com o intuito de se obter os requisitos deste mercado nos 5 anos subsequentes. As séries temporais encontradas apre_ sentaram concordância com os valores da ELETROBRAS apresentan do desvios padrões de 0.03898 Mtí.ano e de 0,6142 MV. A tabela 2.12 sumariza os resultados das regressões apresentados no Apên dice A, das páginas A33 e A39. A tabela 2.13 apresenta os requisitos do mercado de Belém pára o período 1979 a 1995, assim obtidos. A estimativa dos requisitos de energia do segun do centro de carga (Polo Industrial) foi efetuada com uma cejf ta dificuldade, decorrente da falta de informações.Sabe-se con tudo que complexos industriais são polos de atração de novos II consumidores (residencial, comercial, industrial) e que apôs a caturação dos investimentos o efeito do crescimento da demanda de energia elétrica é conseqüência do crescimento normal das a tividades econômicas no local. Por estas razões procurou-se determinar uma cuj_ f V' va que refletisse simultaneamente as grandes taxas iniciais e %: fl a sua progressiva reduçlo. 0 modelo econométrico que vem sendo f utilizado neste trabalho refletiu muito bem este comportamento. Os resultados das duas regressões são aproveita, dos no apêndice A, da página A40 a A42 e da página A46 a A49 . Os resultados de maior significãncia estão condensados na tabe_ Í Ia 2.14, onde também se encontram estimativas dos requisitos de ar.bos os centros de carga até • ano 2010. As séries temporais encontradas foram analisadas, 1 - í •~r> 44 i TABELA 2.12 1 REGIÃO NORTE f CENTRO DE CARGA DE SANTARÉM * RESULTADO DA REGRESSÃO DOS REQUISITOS DO I DO MERCADO PROGRAMAÇÃO EM X2 E X : MODELO ECONOMÊTRICO Y=AX*+BX+C | ONDE: X=ANO - 1970 X - REQUISITOS REQUISITOS DE ENERGIA DE PONTA COEFICIENTE A: 0,02747237 0,04070925 COEFICIENTE B: 0,2788254 1,043207 COEFICIENTE C: 0.7702533 -2,537414 DESVIO PADRÃO DOS RESÍDUOS: 0,03898 0,06142 COEFICIENTE DE CORRELAÇÃO MÚLTIPLA "R" 0,99996 0,99998 DISTRIBUIÇÃO "F" c/(2,9)GRAUS DE LIBER DADE: 7 54755,80877 94007,32858 P m ANO ENERGIA (MW.ano) PONTA CMlf) j t 1979 5,5 10,.2 .0 l 1980 6,3 12 1 1981 7.2 13.9 1982 8.1 15.8 1983 9,0 17.9 1984 10.1 20,0 1985 11.1 * " 22.3 B 1986 12,3 24.6 SO 1987 13.4 27.0 I 1988 14,7 29.4 i 1989 16.0 32,0 1990 17.3 34.6 1991 18,7 37.3 m 40 1992 20,2 .1 ¥ 1993 21.7 43.0 1994 23,3 46.0 1995 24,9 49.0 I í li •È- TABELA 2.13 REGIÃO NORTE i CENTRO DE CARGA DE BELÉM ?•• ? REQUISITOS DE ENERGIA E PONTA áí ANO ENERGIA (MV.ano) PONTA (MW) £:* 1979 99,0 182. 3 1980 111,3 201, 9 1981 131.1 226. 7 1982 150.1 259. 7 1983 169,8 296, 8 1984 193.0 335, 5 1985 206,9 35C, 2 1986 223.4 392, 6 ,1 1987 234.4 416, 8 1988 267.6 467, ,s 1989 293.3 -508, ,6 1990 320.8 553, ,0 I 1991 350.0 610, ,7 1992 381.0 649, ,3 te 1993 414.0 711, .2 1994 446.6 878, .7 1995 480.9 962 .6 1 w «>3 #!' fcv í fc { I o intuito de obter maior sensibilidade as varia A- j TABULA 2.14 REGIÃO NORTE RESULTADO DA REGRESSÃO DOS REQUISITOS DE ENERGIA DO MERCADO PROGRAMAÇÃO EM X2 E X MODELO ECOKOMETRICO Y AX*+BX+C ONDE: X ANO - 1970 CELPA-SISTEMA INTERLIGADO ELETRONORTE->ERCADO PRÓPRIO DE BELÉM COEFICIENTE A: 0,67231720 -0,29670330 COEFICIENTE B: 0.61032720 192.578 . COEFICIENTE C:~ 42.84794 -2055,011 DESVIO PADRÃO DOS RESÍDUOS: 4,34736 65,79701 COEFICIENTE DE CORRELAÇÃO MIL TIPLAR: ~ 0.99942 0,99640 DISTRIBUIÇSQ "P* 6037.96689 690,96058 Ti EXTENSÃO DOS REQUISITOS DE ENERGIA DO MERCADO, PROGRAMAÇÃO vi CELPA-SISTEMA INTERLIGADO ELETROXOKTE-MERCADO ANO DE BELÉM PRÓPRIO Mf.ano TXC(I) Mlf.ano TX£(Í) 1979 102,80 1980 116.18 13,02 1981 130,91 12,68 1982 146,99 12,28 1983 164,40 11,85 398.36 1984 183.17 11,41 582,93 46.33 ' 1985 203,27 10.98 766.90 31,56 1986 224,73 10.55 950,28 23,91 1987 247,52 10.14 1133,07 19,24 1988 271,66 9.75 1315,26 16,08 1989 297,15 9.38 1496,86 13.81 1990 323,98 9.03 1677,87 12,09 1991 352,16 8,70 1858,28 10,75 1992 381.68 8.38 2038,10 9,68 1993 412,54 8.09 2217.33 8,79 1994 444.75 7.81 2395,96 8,06 1995 478,30 7.54 2574,00 7,43 1996 513.20 7,30 2751,45 6,89 1997 549.45 7.06 2928,30 6,43 1998 587.03 6.84 3104,56 6,02 1999 625.97 666.24 6.63 3280,22 5,66 2000 6.43 3455,30 5,34 2001 707.86 6,25 3629,78 5,05 750.83 2002 6,07 3805.66 4,79 2003 79S.14 840.80 5.90 3976,95 4,56 2004 5,74 • 4149.65 4,34 2005 887,80 936,14 5.59 4321,76 4.15 2006 5.45 4495.27 3,97 2007 985.83 1036.87 5,31 4664,19 3.80 2008 5.18 4854,51 3.65 2009 1089.25 1142.97 5.0S 5004.25 3.51 2010 4,93 5173.38 3.38 e superior em cerca de 230 vezes ao va I- 4? iff - ANALISE DOS RESULTADOS Os coeficientes de correlação de ambas as regres_ soes mostraram-se com valores (Rl*0,99942 e R2=0,99640) bastan * te «opressivos, indicando forte influencia das variáveis inde_ pendentes sobre as dependentes. A distribuição F apresentou via lores superiores em cerca de 630 e 46 vezes, a esta- distribui •çâo, a nível de significância de 0,11, para a primeira e .s.egun da alternativa, respectivamente. Isto confirma a existência dos coeficientes das séries e níveis de significância baixíssimos. Os requisitos de energia com suas taxas de creji m [ cimento associados, estimados através das séries temporais ,apre_ sentaram concordância com os estimados pela ELETROBRÂS, em todo o período estudado. A análise das taxas de crescimento dos 15 anos subsequentes mostra decréscimos compatíveis com as tendên cias apresentadas pelo Mercado de Programação. w A tabela 2.15 apresenta, para comparação, a esti^ inativa do consumo per capita da Regiões Norte (Baixo Tocantins/ é Araguaia), Norte, Nordeste e Sudeste, bem como a média nacional. Pode-se constatar o brusco aumento deste consumo para a primei^ ¥•• I • -1 ra, e consequentemente o aumento do consumo da Região Norte, de_ corrente da instalação do Polo Industrial* indicado. TABELA 2.15 CONSUMO PER CAPITA EM KKh/hab MERCADO DE PROGRAMAÇÃO ANO NORTE NORDESTE SUDESTE BRASIL 19S0 322,8 410,1 449,3 1682.4 1017,6 1982 592,0 487,6 560,6 1962,2 1224,7 1985 1198,5 1007,0 625,7 2181.7 1356 ,9 1995 3192.3 2626,3 1431,5 3668,4 2605 ,7 2010 3821.4 - 2404,1 - - I- Í 1 * * A produção do cíurínio metálico, caso ez&qplo,. requer wa elevado consumo espectfiao ás energia etstriaa. ar I li . 48 .73 -•I •tt\ 2.4 - EXTENSÃO DOS REQUISITOS DE PONTA ATE O ANO 2010 Li' • A metodologia empregada pela ELETROBRAS na dete£ ninação dos requisitos de ponta, ao contrário do procedimento genérico (ver referência /S/, anexo II, página 4) empregado na determinação dos requisitos de energia, se resume na analise do fator de carga*, correlacionado com a estrutura do mercado su prido e com as características da carga que o compõe, como não deixaria de ser. A correlação linear múltipla entre o fator de car •i • ga » as três principais categorias de consumo (RESIDENCIAL, CO -ft' MERCIAL e INDUSTRIAL} é usada também pela ELETROBRAS, por apre # sentar esta correlação, boa indicação da tendência de evolução do fator de carga. Na estimativa dos requisitos de ponta para o pe_ 0 t ríodo 1995/2010, dos mercados das Regiões Norte (Baixo Tocantins/ Araguaia) e Nordeste, procurou-se inicialmente estimá-los a par tir das tendências apresentadas pelas projeções dos requisitos 1 fife'! de ponta elaborados pela ELETROBRAS para o período 1979/1995.Em í?;' procedimento semelhante ao usado nas estimativas dos requisitos de energia anteriormente citadas. Regressões foram então efetuadas, obtendo-se s£ \ ~"r ries temporais .representativas dos valores globais. Os resultados para a Região Nordeste são apresenta dos no Apêndice A, da pagina A24 a A33 e para a outra região es_ tudada, também neste Apêndice, das páginas A43 a A46 e A49 a f I A52. Os resultados de maior significância são condensa^ dos na tabelas 2.15 e 2.16, estando os valores obtidos pelas sé ! ''}•: Razão entre os requisitos ãe energia e ponta. Í- TABELA 2.IS REGIÃO NORDESTE RESULTADOS DAS REGRESSÕES DOS REQUISITOS DE POXTA EM X1 E X 1 MODELO ECOXOMÊTRICO Y = AX2+BX+C ONDE: X - ANO - 1970 p4 MERCADO PROVSlEL MERCADO ALTO MERCADO FROGRAMAÇRO íi COEFICEKTE A: 15.13950 32,65797 12,91257 CCEFICEIXTE B: 101,1456 -273,0904 194,7435 Si COEFICIENTE C: ...... 628,8042 260S.239 1,455855 DESVIO PADRÃO MS RE- SÍDUO 49,88311 173,49796 81,41000 COEFICEIXTE DE CCRRE- LAÇSO MÚLTIPLA R: ... 0,99990 0,99932 0,99975 1 DISTRIBUIÇÃO "Pf: ... 39.903,22342 5.882,56351 16.064,12206 MERCADO PROVJSl/EL MERCADO ALTO MERCADO PROGRAMAÇÃO ANO FCKTA F. CARGA POXTA F.CARGA PONTA F.CARGA MWV (%) MT. W MW. (« Wl 1979 2765,41 59,22 2792,72 54.75 2800,07 60,79 19S0 3154,21 59,72 3140.13 57,59 5240,15 •60,51 19S1 3573,29 60,19 3552,86 59,76 3706,06 6Ü.45 1932 4022,64 60,64 4030,90 61,36 4197,79 60,54 19S3 4502,27 61,07 4574,26 62,50 4715,35 60,74 1934 5012,18 61,47 5182,94 63,29 5258,73 61,00 1935 5552,33 61,84 5856,93 65,80 5827,94 61,31 1986 6122,85 62,18 6596,23 64,11 6422,97 61,65 1937 6723,59 62,51 7400,86 64,27 7043,83 62,01 19SS 7554,62 62,81 8270,79 64,31 7690,51 62,38 ft 1939 8015,95 63,10 9206,05 64,28 8363,02 62,75 1990 8707,52 63,36 10206.62 64,19 9061,36 63,13 ft" 1991 9429,58 63,61 11272,51 64,05 9785.52 63,50 1992 10181,55 63,84 12403,71 63,89 10535,50 63,87 1993 10963,95 64,06 13600,23 63,72 11311,51 64,23 1994 11776,65 64.27 14862,06 63,52 12112,94 64,58 1995 12619,63 64,46 16189,21 65,53 12940,40 64,93 1996 13492,89 64,64 17581,68 63,15 15795,69 65,26 1997 14396,43 64,82 19059,46 62,92 14672,80 65,59 1998 15330,25 64.98 20562,56 62,72 15577.73 65,91 1999 16294,35 65,13 22150,97 62.55 16503,49 66,22 ?000 17288,72 65,28 23304,70 62,54 17465,08 66,52 2001 18315,38 65,42 25525,75 62,15 1S447.49 66,81 2002 1936S,31 65,55 27308,11 61,97 19455,72 67,10 2003 K 20453,52 65,63 29157,79 61,79 20439,78 67,37 2004 21569,02 65,80 31072,78 61,62 21549,67 67,64 2005 22714,79 65,91 33055,09 61,45 22655,53 67,90 2006 23S90.S4 66,02 55098,71 61,29 25746,92 68,15 2007 25097,17 66,12 57209,66 61,14 24384,23 68,39 2003 26555.77 66,22 59585,91 60,99 26047,46 63,63 2009 27600,66 66,52 41627,49 60,85 27256,47 6S.86 2010 28897,85 66,41 43954,3S 60,71 23451,31 69,08 50 f TABELA 2.16 -ú-, i REGIÃO NORTE MERCADO PROGRAMAÇÃO REQUISITOS DE REGRESSÕES DOS REQUISITOS DE PCNTA EM X2 E X .. ••* MODELO ECONCMETRICO Y = AX2+ BX+C ONDE: X = ANO - 1970 CELPA-SISTEMA INTERUGADO ELETRCiNCRTE-MERCADO PRÓPRIO DE BELÉM COEFICIENTE A: 2.228845 -3,449 COEFICEINTE B: -31.37976 318,3779 -COEFICEIIÍIE C: 306.7861 -2935*244 DESVIO PADRÃO DOS RESÍDUOS: 29.75298 91.57389 ?7 l- COEFICIENTE DE COR- RELAÇÃO MÚLTIPLA R: 0.99273 0.99352 DISTRIBUICflO'T":.. 476.06330 382.17662 CELPA-SISTB.1A INTERLIGADO DE BELÉM ELETRONCRTE-^ERCADO PRÓPRIO PONTA (MW) F.CARGA (%) POOTA QfQ F.CARGA(%) SÃ". 1979 204,90 50.17 ri' . 1980 215.87 53.82 1981 231,30 56,60 1982 251,18 58.52 V 1983 275,52 59.67 620.79 64.17 1984 304,32 60.19 846,04 68.90 l; 1985 • 337,58 60.22 1064,40 72,05 1986 375.29 59,88 1275.86 74,48 1987 417,47 59.29 1480.42 76,54 1988 464,10 58,54 1678.08 78.38 1989 515,18 57.68 1868,85 80.10 §: 1990 570,73 56,77 2052,71 81,74 1991 630,73 55,83 2229.68 83.34 1992 695.19 54,90 2399,7S 84.93 1993 764,11 53.99 2562,93 86,52 Ei' 1994 837,49 53.11 2719.20 88,11 1995 915,32 52,26 2863,58 89,73 1996 997,61 51.44 3011.06 91,38 f 1997 1084,36 50,67 ' 3146.64 93,06 1998 1175.57 49,94 3275.32 94,79 1999 1271.23 49,24 3397,11 96.56 2000 1371,35 4S.58 3511.99 98.39 2001 1475.93 47,96 3619,98 2002 k 1584,97 47,37 3721,07 2003 1698,47 46,82 3815,27 2004 1816,42 46.29 3902,56 2005 1938,83 45.79 3982,96 2006 2065,70 4S.32 4056.46 2007 2197,02 44,87 4123,06 2008 2332.81 44.45 4182,76 2009 2473,05 44,04 4235,57 2010 2617,75 43,66 4281,47 V l r r V, - V I* - : rics temporais, para o período 1979/2010, com os fatores de carga associados. 7 - - Como se pode constatar nestas tabelas, os coefi^ | cientes de regressão múltipla de todas as regressões apresenta ram valores muito próximo da unidade, mostrando a forte influên cia das variáveis independentes sobre as dependentes. Os valo -"' < .res da distribuição "F" apresentaram-se superiores ao valor - desta distribuição, ao nível de significância 0,11, confirman . do a existência não nula dos coeficientes das séries temporais. - Na comparação dos resultados obtidos para a Re_ gião Nordeste, pelas séries temporais encontradas, com os apre_ sentados nos Mercados Provável, Alto e de Programação pela ELE ' TROBRÂS constatou-se um bom comportamento para todas as séries. •* Na tabela 2.17 mostram-se 4 estimativas do fator | de carga, 3 efetuadas pelas séries temporais é 1 pela ELETRO | BRÍS, para o período 1979/1995. Embora as séries tenham apresentado bons resulta fX; dos, os obtidos através das tendências do Mercado Provável fç> ram escolhidos por apresentarem fatores de carga com melhor con cordãncia no período 1979/1995 e um comportamento semelhante no período 1995/2010, aos estimados pela ELETROBRÂS, no período 1 1979/1995, como pode ser constatado na tabela 2.15. As estimativas dos requisitos de ponta para o pe_ ríodo 1479/2010, segundo os mercados acima indicados, são apr£ : sentados na tabela 2.18. Os valores obtidos pelas séries temporais para os ", ** sistemas supridos pela CELPA e ELETRONORTE (ver tabela 2.5),em % bora tenham mostrado certa concordância no período 1979/1995 , : f com os valores projetados pela ELETROBRXS, nos 15 anos subse_ '•' í . • . .. J , 2009 25328,SI II 2010 26671.26 li I § ..4"; TABELA 2.17 REGIÃO NORDESTE ESTIMATIVAS DO FATOR DE CARGA (l) I 1-5 ANO EI£TROBRAS* MERCADO PROVJfyEL MECADOALTO MERCADO PROGRAMAÇÃO 1979 58.2 59,2 54,8 60,8 i 1980 59.5 59,7 57.6 60.5 1981 59.4 60,2 59.8 60,5 1982 60.4 60,6 61.4 60.5 59.7 61,1 62,5 60,7 •íh~ 1983 -4 1984 60,9 61,5 63,3 61.0 1 1985 62.0 61,8 63,8 61,3 1986 63.0 62.2 64,1 61,7 1 1987 63.0 62.5 64,3 62.0 -'í 1988 63.2 62.8 64,3 62.4 1989 63.8 63.1 64,3 62.8 1990 63.8 63.4 64,2 63.1 ti 1991 64.1 63,6 64,1 63,5 1992 64.1 63,8 63.9 63,9 1993 64.0 64,1 63,7 64.2 1994 64.0 64,3 63.5 64.6 I 1995 64,0 64,5 63.3 64.9 * FONIE: ELETROBR5S /!/ m 5& li''* ! de maior significância são condensados ha tabela 2.11, onde tam 11 53 • I TABELA 2M8 SI REGIA) NORDESTE ^, • REQUISITOS DE PONTA - NT '3 A VA FATOR DE MERCADO PROVÁVEL MERCADO ALTO MERCADO PROGRAMAÇÃO CARGAtf) PONTA(MK) PONTAQflí) PONTA(MK) 1979 59.2 2.765,4 2.582,1 2.874.4 1980 59,7 - ,3.154.2 3.028,2 3,283,0 i 1981 60,2 3,573,3 3.527,5 3.722,1 ff 1982 60.6 4.022,6 4.078,9 4.191,1 Sá- 1983 61,1 4.502,3 4.681,7 4.689,7 19S4 61,5 5.012.2 5.335,3 5.218,6 1985 61,8 5.552,4 6.042,7 5.778,0 ••' S 19S6 62,2, 6.122,9 6.800,9 6.368,3 1987 62,5 6.723.6 7.608,8 6.987.4 19S8 62,8 7.354,6 8.468,6 7.637,7 • f 19S9 63,1 8.015,9 9.378,0 8.317.0 1990 63,4 8.707,5 10.339,8 9.028,1 i! 1991 63.6 9.429,4 11.351.3 9.768,6 b 1992 63,8 10.181,5 12.414,2 10.540,0 1993 64,1 10.963,9 13.527,0 11.341,0 :í 1994 64,3 11.776.7 14.689,6 12.171,7 199., 64.5 12.619.6 15.904,5 13.034,2 1996 64.6 13.492,9 17.169,7 13.926,8 i 1997 64.8 14.396,4 18.482,6 14.847,5 1 1998 65.0 15.330,3 19.848,9 15.800,8 li 1999 65,1 16.294,4 21.266,2 16.784,8 '-¥• 2000 65,3 17.288,7 22.731,2 17.797,1 ri. 2001 65,4 18.513.4 24.247,4 18.840,3 ?| 2002 65,6 19.368.3 25.815,1 19.914,7 2003 65,7 20.455,5 27.450,6 21.017,4 -its' 2004 29.098,0 22.151,5 * 65,8 21.569,0 ?M 2005 65,9 22.714,8 30.817,8 23,317,6 V*"'? 2006 66,0 23.890,8 32.585,5 24.512,1 2007 66,1 25.097,2 34.406,2 25.738,9 2008 66,2 26.355,8 36.274,9 26.994,2 2009 66,5 27.600.7 38.191,4 28.278,0 2010 66.4 " 28.897.8 40.161,5 ' 29.594.6 ZUOB 18753,99 2009 19653,79 4,80 2010 it 54 quentes estes valores apresentaram incoerências, tais como: - Os requisitos de ponta obtidos pelas séries para p cen •rs tro de carga suprido pela ELETRONORTE apresentaram-se inferiores aos requisitos de energia a partir do ano 2001. - 0s~ fatores de carga determinados para o sistema supri do pela CELPÁ, atingem no ano 1984 o valor máximo de 58,7%, descrescendo então gradativamente a partir de 1986, atingindo o valor de 50,7* no ano 2010. Não se_ guindo um comportamento semelhante aos estimados pela ELETROBRÂS (ver tabela 2.19). Em decorrência destas incoerências, estes valores foram desprezados, sendo os fatores de carga estimados de forma intuitiva, tomando como base os valores da ELETROBRÂS. Analisando os fatores de carga .apresentados pela ELETROBRÂS (tabela 2.19) para os sistemas CELPA e ELETRONORTE no li período 1979/1995, embora não se tenha informações a respeitoda estrutura do mercado e das características das cargas que os cem I põe, conclui-se: - Os fatores de carga do sistema ELETRONORTE estimados para o período acima indicado, levam ã suposição de que á se manterão elevados nos 15 anos subsequentes. Esta su posição é reforçada ao constatar-se que a ELETRONORTE b só suprirá o setor industrial. - Quanto aos fatores de carga estimados para o sistema CELPA, se supõe que estes se manterão, no período 1995/ 2010, na mesma ordem de grandeza dos valores estimados - para o período 1979/1995, característicos de uma estru ft-' I tura de mercado mais ou menos estável. • Vex Capitulo III. I 55 TABELA 2.19 REGIA) NORTE FATORES DE CARGA ESTIMADO PELA ELETROBRAS PARA O PERlCDO 1979/1995 CELPA-SISIEMA BOERLIGADO DE BELBI ELETRCK0RTE->EIOD0 PRÓPRIO fSD F.CARGA (I) F.CARGA {%) 1979 54.3 1980 55.0 1981 57.5 1982 57.4 1983 56.8 46.2 Ê 1984 57.1 78.0 w • 1985 58.5 81.0 w 1986 56.5 74.8 % ': 1987 57.9 79,6 te? * 19S8 56.8 78.1 .5*3 P • 1989 57,2 80.2 1990 57.5 81,2 1991 56.9 77.9 1992 58,2 84,7 < 1993 57,8 85,5 1994 50,8 90,4 1935 50,0 90,7 m FCKIE: ELETROER5S /!/ •i ;*í • '^ siatcmaa nau capitulo III 56 ftf A partir destas suposições estimou-se para o si£ f'? ;' tema suprido pela ELETRONORTE.um fator de carga médio de 86,01 para o período 1995/2010. Este fator foi determinado como sea do o valor médio apresentado pelos últimos cinco fatores esti mados pela ELETRONORTE. Apenas os últimos valores foram consi^ derados, por se supor que o sistema se encontra com uma maior .estabilidade quanto ã entrada de grandes cargas. St: Para ò sistema suprido pela CELPA, também se es_ Ü timou um fator de carga médio de 56,61 para o período 1995/2010. ti* Este fator foi estimado como sendo o valor médio de todos os va lores estimados pela ELETROBRAS para o período 1979/1995. taí; Às estimativas dos requisitos de ponta para-o p£ TÍodo 1979/2010, segundo o mercado de Programação, são apresen I tados na tabela 2.20. • «I 2.5 - COMENTÁRIOS $•& Em ítens anteriores, levantou-se a hipótese do aumento do nível de incertezas.conseqüente das estimativas efe tuadas para um longo prazo a partir de tendências apresentadas por projeções elaboradas para um período anterior. m No entanto, uma analise mais profunda do proble_ 1 ma mostra que o nível de incertezas aumenta, não somente em de_ corrência de se projetar requisitos de energia em função de ten dências, mas também pelo fato de os estimar a longo prazo. De certo, projeções a partir do crescimento dos grandes agregados macroeconômicos e demográficos tenham seus va lores mais prováveis. Mesmo assim, apôs a era da chamada enejr gia barata, a maioria dos centros de estudo de todo o mundo £ creditara que as decisões no setor energético, como um todo, não ti 57 TABELA 2.20 "ir* REGIÃO NORTE i REQUISITOS DE FOOA-MW I MERCADO PROGRAMAÇÃO CELPA-SISTEMA INTERLIGADO DE BELÉM ELETRCKORTE-MERCADO PROPRTO ANO I PONTA (MK) F.DE CARGA (%) PONTA (MIO F.DE CARGACo) fp;' 1979 189.3 54,3 %• ' 1980 211,2- - 55.0 £. 1981 227,7 57,5 .. 1982 256,1 57,4 si 1983 289,4 56,8 862.3 46,2 |\ 1984 320,8 S7.1 747.3 78,0 |;' 1985 347,5 58.5 946.8 81,0 1986 397.7' 56,5 1.270.4 74,8 |Sí 1987 427,5 57.9 1.423.5 79,6 %• 19S8 478,3 56,8 1.684.1 78,1 §; . 1989 519.5 57.2 1.866,4 80,2 --=•: - 1990 563.4 57,5 2.066,3 81,2 """ 1991 621.1 56,7 2.230,8 85,3 1992 677,9 56,3 2.400,6 84,9 € 1' 1993 739,3 55,8 2.563,4 86,5 1994 802,8- 55,4 2,719,6 88,1 % 1995 845,1 56,6 2.993,0 «6,0 1996 906,7 56,6 3.199,4 86,0 w - 1997 970,8 56,6 3.405.0 86,0 1998 1.037,2 56,6 3.610,0 86,0 1999 1.105,9 56,6 3.814,2 86,0 2009 1.177,1 56,6 4.017,8 86.0 2001 1.250,6 56,6 4.220,7 «M 2002 1.326,6 56,6 4.422,9 . - 2003 v 1.404,8 56,6 4.624,4 «M* Sir. 2004 1.485,5 56,6 4.825,2 2005 1.568,5 56.6 5.025,3 ÜiÔ- - 2006 1.654,0 56,6 5.224,7 86,0 2007 1.741.8 56,6 5.423,5 86,0 . '- 2008 1.831,9 56,6 5.621,5 86,0 2009 1.924.5 - 56,6 5.818,9 86.0 1 2010 2.019.4 56,6 6.015,6 86,0 % i  58 devam ser fundamentadas somente em previsões obtidas a partir I de taxas de crescimento econômicas, demográficas e em outras vai riáveis pertinentes, em decorrência da série de incertezas in 3* grau, por exemplo» terem apresentado Íncovcnicncias tais co mo taxas de crescimento constantes,pontos de inflexão no meio das previsões, etc. i O fato é que o modelo matemático usado apresen tou um bom comportamento na elaboração de quase todas as pro 3 jeções. '•'f £ boa frisar que para efeito de programação da expansão do sistema da Região Nordeste, a projeção elaborada pelas tendências do "Mercado Provável" não será usada, em con seqüência da grande aproximação existente desta projeção com a projeção elaborada através do "Mercado de Programação". Esta 1 última foi escolhida por apresentar o Mercado de Energia • El£ trica dimensionado e orientado em consonância com a política energética do País. V—* ti ir a.f t 1 f- 3Ç-*- í ftSH 60 . 1 0 éi í I 3 st I ü tepi ííáí- 53 , CAPITULO III SISTEMA ELÉTRICO DAS REGIÕES NORTE Sc CBAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE fc 3.1 - SITUAÇÃO ATUAL c*. - Norte: Atualmente o S.I.R. Norte* é constituí do basicamente pelo sistema elétrico de Belém. Os seus requisitos de mercado (geração, transmi£ são e distribuição) são atendidos por uma companhia de capital nisto, a CELPA - Centrais Elétricas do Pará S.A./6/. Vale ressaltar que esta área apresenta-se com baixíssima densidade demográfica, estimada em 1970 em 1,1 hab/kn , contra 11,2 hab/km da média do País /6/ e população com renda per capita inferior à das outras regiões nacionais. O parque de geração do sistema é formado por usi^ nas térmicas /6/. v o seu mercado de energia elétrica, em fins de 1978, apresentou um consumo pouco significativo, alcançando cerca de 0,71 do consumo total do País e de 441 do consumo da Região Norte /7/. O consumo per capita de energia elétrica alean Çou, em fins de 1978, cerca de 294,3 kWh/hab.ano**, represen * 0 Si&tcm ínttxtigado da. Região NcUe. [Bcúxo TocaAtiaò/Anaquaia.) 4&tã 4cm pie. *ei&ienciado pe£ã Aegitótte teAminologla.''"S.l.K.Noitc",vide. capítulo T ** Ot, vatoneA acJma. indicado* ionam calcuiadoi atxavu de. dado* Ktítiiadoi duA ib III z-17/ I especifico da energia 61 tando um crescimento de 11,9%** em relação ao ano anterior, p£ rem inferior ao consumo per capita da Região Norte que foi de I 347.7 kVih/hab. ano*4 aproximadamente. - Uma comparação do seu oaisumo per capita de eneir ftí ,1 gia elétrica com o consumo per capita médio do País e com a da £-—*• Região Sudeste, apresentados na tabela 3.1, mostra uma inferi£ .Tidade de quase 3 e 5 vezes aos respectivos consumos acima men cionados. TABELA 3.1 -;! CONSUMOS PER CAPITA EM 1978 (klíh/hab. ano) fei REGIÃO CONS.PER CAPITA T.CRESCIM. m 1 Brasil 855,2 8,3% 1 | SIR Norte 294,3 12,0% I NoTte 347,4 12.01 1 Nordeste 3S1.6 14.9% fft. Sudeste 1442,1 7.0% FONTE: Valores calculados, a partir das-referências /&/ -li e 4 Na Figura 3.1 está mostrada a configuração de referência do sistema da Região Norte. i - Nordeste: No sistema da Região Nordeste, a g£ ração e transmissão se encontram sob responsabilidade de uma das subsidiárias da ELETROBRÂS, a CHESF - Companhia Hidroel£ trica do São Francisco, e de concessionárias, estas últimas com capacidade de geração de aproximadamente 3% /2/ e /9/. O porque de geração tem predominância hidrelétri ca. superior a 88% /2/ e /IO/. ** Os valores acima indicados foram calculados através de dados retirados das referências /8/ e /7/. í: V . .}}????tT^0 i •-;••;• FIGURA 3,1 - CONFIGURAÇÃO D§ SISTEMA DA REGIÃO NORTE (H5 X'U f TERRlTd Rl (A— oe RONDÔNIA FONTE: ELETROBRAS /2/ II 63 . 6 papel principal das concessionárias, dentro dó m sistema, é a distribuição de energia elétrica áo consumidor cm geral. A CHESF sõ distribui energia a grandes consumidores, ge_ ralmente indústrias. Hã ainda autoprodutores que geram e consomem a sua própria energia elétrica, muitas vezes complementada. O consumo per capita de energia elétrica da re W: gião cresceu em 1978 a uma taxa aproximada de 14,9*, com relji ií' ção ao ano anterior, alcançando cerca de 351,6 kWh/hab.ano,cor_ I respondendo a um consumo de energia elétrica de aproximadamente § 12,2% /2/ do consumo total do País. Mesmo crescendo a taxas elevadas (tabela 2.1), o ft consumo per capita de energia elétrica, comparado com o consu ÍP' mo per capita médio do País e com o da Região Sudeste, ainda apresenta um desnível de mais de 2 e 4 vezes inferior aos res_ te, •; pectivos consumos acima indicados. ÍSHSí Na figura 3.2 está mostrada a configuração de re ferência do sistema da Região Nordeste. 1 iff 3.2 - EMPRESAS DE ENERGIA ELÉTRICA s 3.2.1 - Subsidiárias da ELETROBRÃS - ELETROXORTE: A Central Elétrica do Norte do Bra sil S.A* - ELETROXORTE, criada em 20 de junho de 1973 /6/, é uma subsidiaria de âmbito regional da ELETROBRíS. Possui uma área de concessão com extensão geográ fica de cerca de 4 300 000 km , equivalente a 58% do territo rio nacional, correspondendo à area dos estados de Goiás e Ma to Grosso, respectivamente ao Norte dos paralelos 15°30* e 18° f ? !'• FIGURA 3.2 "A r"'i CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA DA REGIÃO NORDESTE - 1978 MARANHÃO /RIO GRANDE DO NORTE »«*«• STEtO eRANCO / IBM ESP£RAHÇA» 1 Si • mcir P.ERNAMBUCO ' SALVADOR (CAMSÇAR0 * SALVAOM " < s I atCTROM (FUmiANTEl SERA'TIUNSFERII» ««**• PORTO ÍUEGRE) V 1 MINAS «*• GERA I «a» FONTE: ELETROBRÂS /2/ i 78 •fl i vi'R ' 65 Sul, e os estados do Pará, Amazonas, Acre e Territórios Fede_ rais de Rondônia, Roraima c Amapá /6/. A figura 3.1 mostra a área de atuação da ELETRO NORTE com seus aproveitamentos è usinas;.subestações e_ linhas de transmissão, atualmente em operação, construção e projeto. A atuação da ELETRONORTE na região em estudo vem sendo realizada de forma marcante com a construção da Usina Hi^ dreletrica de Tucuruí e de linhas de transmissão ligando essa usina as cidades de Vila do Conde e Belém e a Região Nordeste. ----r-.Mr-i-z- - CHESF: A Companhia Hidroelétrica do São franjí cisco - CHESF, criada no dia 15 dè março de 1948 /IO/, com a missão específica de explorar õ potencial hidroelétrico do Rio São Francisco, nas imediações da Cachoeira de Paulo Afonso, ê hoje uma subsidiária da ELETROBRÂS de âmbito regional, com res_ ponsabilidade de produzir e transportar blocos de energia elé_ trica. Com área de concessão formada por 9 estados da federação, constituintes da Região Nordeste, com mais de .1 500 000 km de extensão /10/, equivalente a 18% do territS rio nacional, se apresentou, em fins de 1978 com um parque de geração com capacidade instalada de 2 429 MW /10/, onde 2 140MW são formados por usinas hidrelétricas. O diagrama unifilar do sistema CHESF em fins de 1978 é mostrado na figura 3.5 e sua capacidade instalada é mo£ trada na tabela 3.2. 3.2.2. Concessionárias As concessionárias responsáveis pela distribui; ção de energia elétrica nas ãreas estudadas se encontram relfi A 66 1 cionadas na tabela 3.3. S? TABELA 3.2 S REGIÃO NORDESTE CAPACIDADE INSTALADA DO SISTEMA CHESF EM 31/12/78 USINAS EM N«« DDEE POTÊNCIA NOMINANOMINAL POTÊNCIA TOTATOTALL J OPERAÇÃO UNID. DEE CADA UNIDADUNIDADE (kW) ) : (MO HIDRELÉTRICAS 311 2.140.520 . I Paulo Afonso I 3 60.000 180.000 Paulo Afonso II(a) 3 75.000 225.000 Paulo Afonso II(b) 3 85.000 255.000 Paulo Afonso III 4 216.000 864.000 Moxotõ 4 110.000 440.000 Boa Esperança 2 54.000 108.000 Funil 3 10.000 30.000 Pedra 1 20.000 20.000 Bananeiras 3 3.000 9.000 Araras 2 2.000 4.000 I Curemas . z2 x./o1.760u J.«3.520U ;VÍ Piloto 1 2.000 2.000 f TERMELÉTRICAS 188 288.500 Bongi 5 28.500 142.500 Aratu 6o .. 20.00zu.uuu0. 120.00ízu.uuu0 :,v Cotegipe(a) "2 4.00* 0 rtArt "8.00 nnn0 §? CotegipeCb) 1 12.000 12.000 São Luizv 4 1.500 6.000 TOTAL GERAL 49 2.429.020 FCNIE: QESF /10/. 1 FIGURA 3.3 DIAGRAMA UNIFILAR DO SISTEMA DA REGIÃO NORDESTE EM 31/12/78 tMTAN* M ti» uni «•MM. • romuu HMItR cutiau emit I»A tWf UN«A «ffltfCIM «IMINtywM MM0VMMUM* h«OMt tCNHOft IWMPIM J-J> «MAMIU OHIO 0MT«f •CATI» •«•mm** tBOENO* AMTV tSH SV sL* t.T, *»o »y —. L.T. !»• «V •i • h it. »»»V JX C«TC«I»C ruNik FONTE: Referência /IO/ tura uc mcit-auu 'ti' *_•?•;- ír'2- 68 TABELA 3.3 CCNCESSICNÍRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA REGIÃO NORTE (Baixo Tocantins/Araguaia) CELPA - Centrais Elétricas do Pará S/A REGIÃO NORDESTE CEMAR - Centrais Elétricas do Maranhão S/A CEPISA - Centrais Elétricas do Piauí S/A COELCE - Cia. de Eletricidade do Ceará CQSERN - Cia. de Serviços Elétricos do Rio Grande do Norte SAELPA - S/A de Eletrificação do Paraíba CELB - Cia. de Eletrificação de Borborema (Paraíba) CEIDE - Cia. de Eletricidade de Pernambuco CEAL - Cia. de Eletricidade de Alagoas EXERGIPE - Bnpresa Distribuidora de Energia em Sergipe SULGIPE - Cia. Sul Sergipana de Eletricidade CCELBA - Cia. de Eletricidade da Bahia FOvTE: ELETROBRSS /7/ 3.3 - SISTEMA DE GERAÇÃO EXISTENTE 3.3.1 - Norte (Baixo Tocantins/Araguaia) O parque de geração do S.I.R. Norte com capacida de instalada de 244,5 MK /6/ apresenta uma composição totalmen te térmica, localizada junto do centro de carga de Belém. 3.3.2 - Nordeste t .-Já. ã 69 A composição do parque de geração do sistema el£ tricô da Região Nordeste, ao contrario do S.I.R. Norte .tem pre_ dominãncia hídrica, representada por cerca de 881 da capacidji de total instalada, concentradas em mais de 90% nas divisas dos estados da Bahia, Alagoas e Pernambuco, no chamado complexo de Paulo Afonso /IO/. A geração térmica, representando um pequeno. per_ centual do parque de geração, está distribuída nos estados de Pernambuco e Bahia, junto aos centros de carga do Recife e Sal vador /10/, respectivamente. A tabela 3.2, apresentada em item anterior, mos_ tra uma relação das usinas em operação em fins de 1978, para a Região Nordeste. O fator de capacidade médio determinado para a região foi de 56* /IO/. •rs 3.4 - SISTEMA DE TRANSMISSÃO EXISTENTE O Nordeste é uma região de grande extensão geo gráfica, e que possui centros de carga espalhados por toda a sua extensão e parque de geração concentrado quase que total, mente no complexo de Paulo Afonso (figura 3.Z). Seu sistema de transmissão tem grande extensão a cobrir, apresentando linhas de transmissão com mais de 1400km /li/ (ao contrario do S.I.R. Norte, que possui parque de gera ção localizado junto ao seu centro de carga, dispondo somente Si de linhas de distribuição). No que se refere ao sistema de transmissão (ver diagrama unifilar, figura 3.3), as obras concluídas pela CHESF consistem das seguintes linhas de transmissão e subestações: decisões n. »"" i £ 70 Linhas de Transmissão /IO/: A tabela 3.4 apresenta as linhas de transmissão concluí 'ft das em 1978, com suas respectivas tensões de operação e extensões geográficas. Dos 1.088,7 km de extensão geográfica, dos quais 460,7 km em circuito duplo, merecem destaque as s£ guintes linhas: % . Paulo Afonso/Camaçari - em 500 kV porém energizadas provisoriamente em 230 kV; . Bariabuiú/Fortaleza e Paulo Afonso/Bom Nome-em 230 KV, abastecendo o estado do Ceara; e . Campina Grande/Natal - em 230 kV, porém energizada provisoriamente em 138 kV. Subestações /10/: % Fora á ampliação da capacidade de transformação de di. versas subestações com a instalação de novos transfor madores e dijuntores, houve a construção das seguin- tes subestações: . S.E. Mirueira - contruída no estado de Pernambuco , junto ao centro de carga do Recife, com capacidade de 200 MVA em 230 / 69 / 13,8 kV; e . S.E. Zebu - localizada no estado da Bahia, com capa cidade de 16,7 MVA em 138/69 kV. 2010 2.019.4 56,6 6.015.6 86,0 71 - ft TABELA 3.4 Í REGIÃO NORDESTE g I ft LINHAS DE TRANSMISSÃO CONCLUÍDAS NO SISTEMA CHESF EM FINS DE 1978 $ í LINHAS T AO (kV) EXTENSÃO (km) -•:- • • * : - Paulo Afonso/Caaaçari 500 .359.5 f - Banabuiü/Fortateza (CD) ISO 176.8 i Itabaiana/JardfiB (CD) 23# 43.1 % Pau Ferro/Mirueira (CD) 23* 11.6 Sr>- Recife II/Deriv.Pirapama (CD) 23» 14.4 I Campina Grande/Natal £CD) 2)0 214.8 |H; Paulo Afonso/Bora Nome 230 168.0 Pedra/Jequié 69 20.5 FONTE: CHESF /IO/ CD - CIRCUITO DUPLO |í Í 3.5 - EXPANSÃO DO SISTEMA NOS PRÓXIMOS ANOS A ELETROBRAS, no lano 95/2/, recomendou as prin ;•' || cipais medidas para o atendimento do mercado brasileiro de ene_r ,:.: gia elétrica, levando em consideração condicionantes do desen |: volvimento sócio econômico do País. ' >ü *• Considerando a política energética nacional de | substituição de derivados de petróleo, a ELETROBRAS recomendou medidas para expansão do setor elétrico, considerando três p£ ríodos de análises 72/: 1* Período de Analise: Definido com o título "Atendimento ao mercado até 1985", apresenta recomendação de algumas obras S- modelos, representados por curvas exponenciais ou polinoraiais de 11 Br if' Â-- de curto prazo que visam complementar o programa de expansão em jf 1 andamento no setor. §j 2» Período de Analise: Com o título "Programa de expansão f§ : de 1986 a 1990", este período foi analisado considerando a hipo f| -' tese de retirada das usinas termoelétricas a õleo do parque de p >[ geração. _ • • • • ' ' íl O programa de obras recomendado partiu das solu || v . ções mais econômicas, em termos de obras para geração, e levou % 2 em conta: "*| -'' • K"^. - 0 sistema de transmissão existente e o previsto; ~j - A capacidade técnica administrativa das empresas do se_ J tor elétTico; " í • O maior ou menor conhecimento a Tespeito dos aproveita mentos; e - As tendências de expansão do setor até 1995. • Pi Ultimo Período de Análise: Com a apresentação dos recur sos energéticos disponíveis para geração de energia elétrica a t\ partir de 1990, a ELETROBRÂS recomendou estudos necessários p£ % ra o conhecimento mais preciso das diversas alternativas de ai * £ proveitamento. % As medidas recomendadas para o atendimento dos re_ | > quisitos de mercado para os dois primeiros períodos são descri- | tas a seguir. , £ J § 3.6 - ATENDIMENTO AO MERCADO ATÊ 1985 'ê 'i I . O programa de obras em andamento, complementado • t com a finalidade de satisfazer aos requisitos de energia e ponta, ' '; ;. estimados segundo o Mercado Provável, das Regiões Norte e Nor_ 73 . I' f|ff deste, compreende em instalação e ampliação das seguintes ffe 'nas: ANOS NORTE NOROESTE UTE Salvador 1 1979 UTE São Luiz ;> Sobradinho Paulo Afonso 1980 &.% 1982 B. Esperança 1983 Tucuruí 1985 Itaparica I 1 FONTE: ELETROBRAS /2/ Estas obras representaram um acréscimo de 7696MW 11/ a capacidade instalada do sistema até 1985, sendo 7256 MW de natureza hídrica e 440 MW de térmicas convencionais a óleo. A tabela 3.5 mostra os cronogràmas e capacidades instaladas das usinas em construção e ampliação. A ELETROBRAS procurou guiar os CTonogramas das usinas no sentido de eliminar possíveis deficits de energia e insuficiências de reservas, e de reduzir o mais cedo possível a utilização de derivados do petróleo para geração termoelétri ca. Além disso, apresentou uma série de medidas estratégicas que devem ser adotadas no período de 1980/85 /2/: • Assegurar a realização do programa em andamento median É % •••• TABELA ."V.r. SISTEMA INTLULIGAOO NORTE/NORDESTE PROGRAMA DE I1XPANSAO EM ANDAMENTO r N» UNIDADE X POTÊNCIA NGME DA USINA POT.UNITARIA TOTAL 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 MW MW 1 NOlUlKBaixo Tocantins/Aracuaia) • 1 • TUCUIUl 12x330 3960 ..1. 2/4 5/7 8 Nmuinsrn SALVADOR 5x60 300. . •M/S SAO UÜIZ 2x60 120 1/2 ... SODRADIK1ÍO 6x175 1.050 1 2/4 5/6 PAULO AFONSO IV 6x410 2.460 1 2/3 4/6 BOA ESPERANÇA 2x54 e 2x63 234 3/4 ITAPARICA 10x250 2.500 1/4 S/6 INTERLIGAÇÃO N/NE . X FONTE: ELHTROBRAS HI *Ess^^..oS"';:^ÍL^:S»;hjí;.s2íiã^^ ^ 11 75 te disponibilidade adequada de recursos financeiros e acompanhamento sistemático que permita a correção . ime diata de desvios dos cronogramas; Colocar em operação a usina hidroelétrica de Itaparica, em 1984; Permitir a construção de usinas de pequeno porte que, por suas características, possam ser realizadas em pr£ ti zo curto e de forma descentralizada, quer pelas empre_ ííffi sas distribuidoras, quer por autoprodutores, desde que obedecidas normas a serem estabelecidas pela ELEIROERflS; 'i '"£ §3 Promover o desenvolvimento de usinas hidroelétricas de >i pequeno porte no meio rural, para atendimento de consu &* 4; HI midores isolados, sempre que esta solução seja a mais ITp «1 Bit- WB viável economicamente; 1 M Dar continuidade aos estudos que visam ã redução do uso m de derivados de petróleo na geração de energia elétri_ ca, quer pela adaptação para uso de outros combustí I veis nas usinas térmicas, quer pela conservação de e_ 1 1 nergia elétrica, mediante racionalização do seu uso, 3.6.1 - Programa de Transmissão 1980/85 k%: O programa de transmissão, associado ao programa de geração descrito no item anterior, consiste na implantação das seguintes linhas regionais e interregionais: • Regionais: Implantação de troncos em 500 KV, na Região Nordeste , ligando Paulo Afonso a Salvador e Refice. - Interregionais: V i- i f. -í 76 m Interligação das Regiões Norte (Baixo Tocantins/Aragua m ft ia) e Nordeste, programada para janeiro de 1981,consti_ tuída pelas linhas de transmissão de 500 KV de Sobradi^ i0M ir nho a Belém. Esta interligação proporcionara a substituição da gera I m ção térmica nas áreas de São Luís, Imperatriz e Belém, I dentro de padrões de. qualidade e confiabilidade usuais. 3.6.2 - Balanço Energético do Período 1979 a 198S iff?? ü stf A ELETROBRÂS /2/, ao realizar o balanço energéti_ . co do Sistema Interligado Norte (Baixo Tocantins/Araguaia)/Kor deste no período de 1980/85, considerou as usinas térmicas a óleo no parque de geração, sendo operadas somente quando in 1: dispensáveis ao atendimento de ponta ou na complementação da S produção de energia na ocorrência de período hidrológico cri tico. (tabela 3.6). Respeitados esses critérios, p programa de obras em andamento até 1985 assegura o atendimento satisfatório aos requisitos do Mercado Provável /2/. u Embora a política energética do País seja a de reduzir ao máximo a utilização de derivados do petróleo para a queima, o setor de energia elétrica se encontra, nesse p£ ríodo, condicionado a utilizar as usinas térmicas a óleo para R a gera§ão de energia elétrica no atendimento aos requisitos do mercado 17.1. A hipótese de não-utilização das usinas térmicas a Óleo, provavelmente provocará insuficiência de reserva da or I dera de 450 MW em 1983 e de 950 MW em 1984, caso de verifique a projeção do Mercado Provável (ver tabela 3.7). Na hipótese de se verificar a projeção do Merca ^"^^ TABEtA 3.6 RBGIOBS NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARACUAIA)E NORDESTE PROGRAMA DB EXPANSÃO EM ANDAMENTO - MERCADO MAIS PROVÁVEL BALANÇO DE ENCRGIA - MW MÉDIOS 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 Norte (1) . .. 130 148 238 . 544 798 Nordeste 1593 1851 2126 . 2387 2660 3038 3426 2. BALANÇO ESTÁTICO (Hidrologia'Critica) Sem Térmica a Óleo Disponibilidade * Norte - - - - 23 628 1465 Nordeste 1975' 2572 2572 2572 2572 2510 2777 Saldo Norte (-130). (-148) (-215) 84 667 Nordeste 382 676 446 185 (-88) (-528) (-649) - Com Térmica a Óleo (2) Saldo Conjunto N/NE 809 530 190 49 3. BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO Esperança de Geração Térmica a. Óleo N/NE (3) 77 12 13 52 99 7S Deficit MaximMaximo no Histórico/Hidrologia 0 0 0 0 0 0 Fluxo Médio (4) N - NE 0 0 0 0 6 177 626 NE - N 0 0 129 131 183 44 0 FONTES ELETROBRÍS /2/ ' 1) Albrãa e Amazon consideradas em 1984 2) 588 MU (300 MWmédios) no Nordeste e 274 MU (193 MWtacdios) no Norte, são desligadas no inicio de 1985. 3) Representa a média de geração térmica no Nordeste e Norte para as hidrologias 1931/70, No período 1979/60 refe re-se apenas ao Nordeste» "* 4) As capacidades máximas de intercâmbio são: 450 MM (1981/83)» 675 (1983/85) e 1000 MW a partir de meados de 1985. 1 i4 1/c l " *^ ^^'*>.^'í.uv¥-'i vC\^;'!:!g;!^j5^r4^,^^íií,;,1, mmm^^ '^'"^lr^ TABELA 3.7 REGIÕES NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA)E NORDESTE ' PROGRAMA DE EXPANSÃO UM ANDAMENTO - MERCADO PROVÁVEL BALANÇO DE l'ONTA MW 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1. REQUISITOS Norte (1) 229 260 486 992 1114 Nordeste 2736 3111 3578 3951 4456 4989 5527 t 2. DISPONIBILIDADE Sem Térmica a Óleo Norte - . - - - - 620 ISSO Nordeste 2032 ' 325 4946 5450 5450 5450 5920 Com Térmica a Óleo Norte 274 274 274 894 1824 Nordeste 2380 3885 5534 6038 6038 6038 6508 3. RESIiRVA (2) Sem Térmica a Óleo Norte 140 203 Nordeste 462 739 872 923 959 908 . 962 Com Térmica a Óleo • Norte 156 219 Nordeste 483 774 924 975 1011 943 997 4. SALDO COM RESERVA (2) Sem Térmica a Óleo Norte (-512) 233 Nordeste (-1166) (-553) 267 316 (-451) (-447) (-569) Com Térmica a Olco Norte 1-254) 491 Nordeste (-839) 0 1077 1126 359 106 (-16) TONTO: ELuTlíDBRAs Jíf 1) Albráa c Amazon consideradas em 1984. -g 2) No período 1979/80 refere-se apenas ao Nordeste, no período 1981/83 os valores indicados no Nordeste incluem o Norte ™ -f 3 ' 1 í -•"• .- te' 79 - do de Programação, a situação torna-se mais crítica /2/. Mesmo com hidrologia favorável, 05 requisitos de cneTgia cletTica somente seriam atendidos se as térmicas a õieo operassem era regime de base, ocorrendo deficits da ordem de 400 MW médios em 1985, caso ocorresse período hidrológicó: cri tico /Z/. Quanto ao atendimento de ponta, mesmo operando as térmicas e em qualquer condição hidrolõgica, haveria insufici- ência de reservas da ordem de 550 e 150 MW, nos anos de 1984 e 1985/2/. . -._-',-__.i..Jr..,..:,. -. 1 A ELETROBRÍS USOU uma taxa de manutenção de 6i para as hidrelétricas. . 3.7 - PROGRAMA DE EXPANSÃO DE 1986'A 1990 O programa de expansão do Sistema Norte (Baixo Tocantins/Araguaia)/Nordeste para o período de 1986 a 1990,elii borado pela ELETROBRÂS foi ajustado para atender ao Mercado de Programação, considerando independentes os Sistemas Interliga, dos Norte (Baixo Tocantins/Araguaia)/Nordeste e Sudeste/Centro Oeste/Sul*. .. Este programa obedeceu às seguintes diretrizes principais /2/: -vEliminar a geração das termoelétricas a óleo existen tes; - Aproveitar o grande potencial hidrelétrico disponível, numa forma prioritária; - Aproveitar a capacidade técnica e administrativa das A xjtfeAZigação dos Si&temaA No-itt (Baixo Tocantini/KtaQucUa) e zz e doi SitfemcLò Sudute., Cenúio Outc e Suz uã p-iog-iamada. pana I9ST/2/. BO . • ti empresas, do setor elétrico; - Considerar as perspectivas de evolução do sistema ele v? •-** tricô a mais longo prazo. De acordo com a projeção dos requisitos de enejr gia e ponta do Mercado de Programação, um balanço com as disp£ nibilidades do sistema para 1990 é mostrado na tabela 3.8. TABELA 3.8 NECESSIDADE DE NOVAS OBRAS ATE 1990 MERCADO DE PROGRAMAÇÃO M NORTE/NORDESTE ENERGIA - Mff médios 1. Requisitos em 1990 7.631 I 2. Disponibilidades* I; Sistema Existente -.78 1.926 li Prog. em Andamento 3.618 Novas Obras até 1985 TOTAL 5.544 3. Necessidade adicional 2.087 PONTA - MW 1. Requisitos em 1990 Mercado 11.478 Reserva 1.840 TOTAL 13.318 2. Disponibilidades* Sistema Existente - 78 2.032 Jl Prog. em Andamento 7.310 Novas Obras atél985 TOTAL 9.342 3. Necessidade Adicional 3.976 FONTE: ELETROBR&S /2/ * Excluídos os cutoproãutores e a geração térmica a oleo\ deduzidas as perdas na transmissão. il g^; O programa de expansão, que preenche as necessi. fi dades adicionais do Mercado de Programação, consiste na execu ção dos seguintes projetos: íg Este aproveitamento hidroelétrico, localizado no Rio || São Francisco, a jusante do complexo de Paulo Afonso , :: If, - foi apresentado pela ELETROBRÂS /2/ como a solução mais p;- econômica. A usina possuirá uma capacidade final de 5 ~\ l§' unidades de 500 Mtf cada, instaladas a partir de 1987 | fÊ " . (tabela 3.9). ' • • • • ' § |g - - Tucuruí: - . S H 0 enchimento do reservatório da usina de São Felix, a s, §T partir do final de 1987, assegurará um ganho de ener ;;: %: gia de cerca de ,400 WS médios em Tucuruí, desde que S£ ;;•' ft .jam instaladas as unidades 9 e 10 de 330 MK cada. ;| S, Essas unidades assegurarão o atendimento do mercado nos -' § anos de 1989 a 1990 (tabela 3.9). $ H; . Os projetos acima indicados foram estabelecidos ; f|: a partir de uma análise de custos, além de se considerar aspec ^ W> tos corao: ' £ §; - Porte e localização em relação ao mercado; : : " - Areas de influência empresarial; e 4 > - Concentração de obras a nível regional. â< 3.7.1 - Programa de Transmissão de 1986 a 1990 Até o presente momento, não se tem uma definição •- • detalhada sobre o programa de expansão do sistema de transois_ são da Região Norte (Baixo Tocantins/Araguaia) para o período 3.3.2 - Nordeste 82 . *i§ m de 1966 a 1990. TABELA 3.9 m PROGRAMA DE NOVAS OBRAS DE GERAÇÃO ATE 1990 REGIÃO UNIDADES USINA BACIA PROGRAMADAS IP OPERAÇÃO ATE 1990 MW . NORDESTE 1987 Xingo S.Francisco 5 x SOO Complemento de Ponta 400 -'St-i"? 1990 Complemento de Ponta - 600 NORTE 1987 Tucuruí (Canplementação) Tocantins 2 x 330 ImS FONTE: ELETROBRAS /2/ Algumas linhas de transmissão, com execução*defi_ 1 nida apenas para a Região Nordeste, estão apresentadas na ta_ bela 3.10, onde se discriminam o ano em que deverão entrar em f •.;"[ PI 8*1 operação e suas respectivas tensões de operação e extensão ge£ gráfica. Sua configuração de referência esta mostrada na figura 3.4. I TABELA 3.10 REGIÃO NORDESTE PROGRAMA DE OBRAS 1979 / 1988 EXTENSÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO KM ANO 500 kv 230 kv SOMA 1979 1.176 972 2.148 1980 — 500 SOO 1981 580 670 1.250 1982 15 216 231 1983 35 867 902 1984 - 79 79 1985 15 818 833 1986 325 368 693 1987 426 682 1.108 1988 15 136 151 TOTAL 2.587 5.308 7.895 FONTE: CHESF /10/. í "; consistem das seguintes linhas de transmissão e subestações: 1/ » 83 . FIGURA 3.4 1. CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO NORTE/NORDESTE feifc. m B m te fã" teii 1 Jií FONTE: ELETROBRAS /2/ • ft' 3.7.2 -Balanço Energético no Período de 1986 a 1990 0 balanço energético do Sistema Norte/Nordeste pa ra o período de 1986 a 1990 está mostrado nas tabelas 3.11 e 3.12. Os requisitos de energia do mercado serão satis_ feitos até 1990, com a instalação de Itaparica em 1984 e de Xingo em meados de 1987. Os requisitos de ponta necessitarão de complementos da ordem de 400 MW em 1987 e de 1000 MW em 1990 , que poderão ser obtidos através da instalação de unidades adi^ cionais em uma das três usinas: Tucuruí, Itaparica e Xingo, ou na construção de usinas de ponta próximas aos centros de carga A ELETROBRÂS /2/ considerou, neste balanço ener gético, a hipótese das usinas térmicas a óleo serem desativa das a partir de 1985. A taxa de manutenção considerada neste balanço foi de 61 para as hidroelétricas, 101 para as térmicas e 221 ça ra as nucleares /2/. m 3.8 - COMENTÁRIOS - O balanço energético do sistema Norte/Nordeste ga ra o período 1986 a 1990, mostra um programa de expansão capaz de atender aos requisitos de energia e ponta estimados para as regiões em estudo. A partir deste balanço, consideTOU-se então . que a data inicial para este trabalho se situaria no início de 1991. Para finalizar, serão considerados neste traba_ lho, as seguintes hipóteses: H^^r^^ TABELA 3.11 REGIÕES NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) B NORDESTE PROGRAMA DE EXPANSÃO - MERCADO DE PROGRAMAÇÃO BALANÇO DE ENERGIA - MW médios 1984 1985 1966 1987 1988 1989 1990 1. Requisitos Norte (1) 616 949 1132 1323 1472 1751 1908 Nordeste 3204 3657 4105 4510 4911 5310 S723 2. Balanço Estático (Hidrologia Critica) Disponibilidade (2) Norte 628 1465 2100 2100 2100 2500 2500 Nordeste 2844 3316 3441 3718 4898 5165 5190 Saldo Norte 12 516 968 777 628 749 592 Nordeste (-360) (-341) (-664) (-792) (-13) (-145) (-533) 3.. Balanço Dinâmico Conjunto Esperança de Geração Térmica a Olco N/NE (2) 315 0 0 0 0 0 0 , Deficit no Histórico 0 0 0 0 0 0 0 Fluxo Médio entre Sistemas N - NE 193 489 655 592 452 371 395 NE - N 41 0 0 0 * 0 0 0 FONTE: ElETROBRAS /2/ (1) Albrãs e Amazon em 1984. (2) Incluída uma disponibilidade térmica de 600 MWmédios no Nordeste e 193 MWmédios no Norte apenas no anú de 1984. MÈtíÉÉiSilÍ!S«^ •I •. •••. • TADrsLA 3.12 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PROGRAMA DE EXPANSÃO - MERCADO DE PROGRAMAÇÃO ' BALANÇO DE PONTA - MW 1984 1985 1986 1987 1988. , 1989 1990 • 1., Requisitos (1) • 1 Norte 1095 1324 1614 1784 2135 2327 2508 Nordeste 5261 5898 6516 7159 7771 8323 8970 2. Disponibilidade (2) .- Norte 894 1550 2461 2791 3102 3102 3102 Nordeste 6508 6860 6860 7330 8740 9210 9210 3. Reserva Norte 164 . 218 294 322 365 375 ' 384 Nordeste 983' 1033 • 1059 1207 1312 1366 1399 4. Saldo em Reserva Norte (-365) i 8. 573 685 602 400 210 Nordeste 264 (-71) (-715) (-1036) (-343) (-479) (-1159) 5.Saldo Conjunto (-101) (-63) (-142) (-351) 259 ' (-79) (-949) FONTE: BLETROBRAS /2/ (1) Albrãt • * v * •*s ^ ew Amazo•»•••*• Hulnl evilma * 1984ar w T v . (2) Incluída uma disponibilidade de 588 MW no Nordeste e 274 MW no Norte apenas no ano de 1984. ^SlSilfi^^ B7. 1m1 te A energia firme e a respectiva capacidade de ponta ins- p talada associada.no final de 1990,será de 1894,5 MW.ano m e de 2490,3 MW para o S.I.R. Norte e de 5722,8 MW.ano m e de 8969,9 MW para o Sistema da Região Nordeste; 0 Sistema Interligado será capaz de garantir o atendi- mento dos requisitos dos mercados estudados, de acordo com os critérios de garantia e controle de qualidade e- xigido. Ifci i iíti f £•• i! •if if Ü i i - 1 • i is I íV | 1 s Í ft ft :?i t a :i &^" i feí Í It- 68 i CAPÍTULO IV POTENCIAIS DISPONÍVEIS PARA O ATENDIMENTO DOS REQUISITOS DE MERCADO A PARTIR DE 1990 4-1 - INTRODUÇÃO 1% O Brasil é dividido legalmente pelo DNAEE - Depair fi! tarocnto Nacional de Águas e Energia Elétrica, em oito bacias hidrográficas, com potencial hidro-energético estimado em 213 Í--Í milhões de klí /12/. Deste total, 22% são aproveitados, 32,4% inventariados e 45,61 estimados, até,agosto de 1979. A figura 4.1 apresenta a composição do potencial hídrico global do Brasil, por bacia hidrográfica. 0 fator de capacidade foi considerado igual a 501. A Região Nordeste, por sua vez, é constituída pe_ Ias seguintes bacias hidrográficas: - Atlântico Norte / Nordeste -Atlântico Leste - São Francisco m 69 1-4 4«j FIGURA 4.1 s POTENCIAL HIDRELÉTRICO DAS BACIAS HIDROGRÁFICAS BRASILEIRAS m BACIA 00 AMAZONAS M. BROTA KCSOUEftOA 'BACIA DO ATLÂNTICO NORTE "K," APROVEITAM TO 70 APROVEITADO 10 mVCNTâRlâOO «900 1300 UiVEMARIADO' ESTIMADO U «30 9 «00 E9TIMAC0 4»0 tom CM MV •>«••• TOTAL EU U*m%4i— 900 eu «vk/«M EM «Wk/w» 4 StO BACIA 00 ATLÂNTICO NOROESTE APROVEITADO ISO MVCNTAftlADO *0 ESTIMADO «40 TOTAL CHM»M«iw 4*0 CM «WHAM 4030 . BACIA 00 TOCANTINS"! BACIA DOS.FRANCISCO «MOVEITAOO 4X80 •M0VCITA90 6 XTO nvEHTlfllJIOO • 9X0 MVCNTMIAOO t SSO t?TiM<0O 1»00 ESTIMADO 1 310 TOTAL t» mm4ti* It «70 TOTAL E« «••«<«• «170 CMCVA/ea*. III040, E« OVk/oM «O i*0 BACIA DO PARANÁ BACIA DO ATL&NTICO LESTE AMOVEITADO itao WVENTAMAOO 3X40 CWIBAOO *' xno TOTAL CM HWüitiM 2» 900 TOTAL EH MWMtfm • CSO CMflWft/M 2SSIT0. EMBWH/d>4 9tí«0 BACIA 00 URUGUAI^ rBACIA DO ATLÂNTICO SUDESTE JMOVEITAOO 190 1 300 mylNTAIIAOO 9OT0 B«0 «THtAQQ 1 »tO CSTIUAQO «830 TOTAL CU MWnttfiM 7 X40 TOTAL CH MWa««.«a 4««0 CMtWk/aM «S49O. CMCWK/au 41110 BR ASIL MWmtdas MW APROVEITADO «TE* 1990 33 140 62 800 INVENTARIADO AINDA NÃO PROGRAMADO 33 S60 6BB00 LEVANTAOO 66700 1SÍ600 ESTIMADO 39 750 81400 TOTAL EM MW MÉDIOS 106450 213000 4 EM GWh/ANO 932 900 FONTE: Referência /12/ á 90 Uma análise dos potenciais existentes na área de concessão/da CHESF, mostra que: - Os potenciais hídricos existentes nas bacias hidrogrã ficas do Atlântico Norte/Nordeste e Leste, se totalmen te aproveitados, satisfarão a cerca de 4,St dos requi sitos de mercado da Região Nordeste em 1990*. Isto de monstra a pequena capacidade destes potenciais. - Os potenciais hídricos da bacia hidrográfica do São Fran cisco se encontram em plena exploração. Até o presente . momento 15% estão em operação e 66% em construção e fa se de detalhamento de projeto, com vistas a atender os requisitos do mercado da região até 1990*, represèntan do portanto 81% dos potenciais existentes 111. Nota-se que, embora o Brasa 1 possua um dos mai£ res potenciais hidroenergéticos do mundo, tudo indica que a Re gião Nordeste se encontrará, a médio prazo, dependente da im f: portação de energia elétrica e de alternativas energéticas. é Uma solução para a região, seria o uso do carvão e de derivados do petróleo, para a produção de energia elêtri ca. Contudo os seus recursos em carvão são insignificantes e o seu transporte, inviável economicamente, e a utilização de de_ rivados do petróleo, para usos não nobres como a queima, invi£ vel no cenário mundial atual e futuro. v Outras fontes de energia, como a solar, eólica, geotérmica e dos mares são impraticáveis ou antieconômicas em seu atual estágio de desenvolvimento, não merecendo, de imedia^ to, atenção especial. Embora a expansão do sistema seja anali^ sado a um longo prazo, estas formas alternativas de energia não * Ccnsidevapcttrsê nesta afirmação as projeções do Kercado de Progranação* i. f âM 91 são consideradas, cm decorrência das incertezas inerentes ao 3} seu desenvolvimento e período de maturação. A interligação do sistema da Região Nordeste com o Sistema Interligado da Região Norte, o desenvolvimento tecm> si lógico de linhas de transmissão em Extra Alta Tensão (EAT) pa ra o transporte de grandes blocos de energia á grandes distãn .cias - como será empregado entre Itaipú e a Região Sudeste - e a energia nuclear, são considerados para solucionar o futuro problema de escassez de energia elétrica da Região Nordeste. | "Ml Apenas os potenciais das bacias hidrográficas do -li Amazonas e Tocantins, que se encontram mais próximos dos cen tros de carga estudados, são levados em consideração junto com as usinas nucleares. 4.2 - PRINCIPAIS APROVEITAMENTOS HIDROELÉTRICOS DISPONÍVEIS A I PARTIR DE 1990 9 REGIÃO NOROESTE: A capacidade hídrica disponível, na Região Nordeste, a um possível programa de expansão do Sis_ I tema Interligado Norte/Nordeste a partir de 1990, caso se veri •'•S fique a projeção do Mercado de Programação (ver capítulo II) , i é de 2600 Mh\ dos quais 2480 MItf localizados no rio São Franci£ co e afluentes e os 120 MW restantes no rio Parnaíba 72/. v As estimativas dos potenciais evoluem com o tem po, ã medida que informações mais precisas sobre os diversos a_ proveitamentos vão se tornando disponíveis. Contudo, acredita- se que os números apresentados acima não sofram consideráveis alterações, pois mais de 961 destes potenciais hídricos já pas_ '•% £ í|r 92 saram pela etapa de inventário* /12/. A etapa de inventário fornece dados praticamente definitivos com relação às características físicas do potenci. ai estudado /12/. REGIÃO NORTE: A Região Norte e parte da Região Centro-Oeste (área de concessão da ELETRONORTE) são.detentoras de mais de 401** da capacidade hidrelétrica do País /13/, dos quais 72,2\ estimados, 23,41 inventariados e 4,4£ era operação ou construção /12/. A ELETRONORTE vem trabalhando exaustivamente no inventário dos potenciais existentes na sua área de concessão, dando prioridade aos aproveitamentos localizados nas proximidji des dos principais polos de desenvolvimento. Com esta filosofia, a bacia do Tocantins / Aragusi ia foi inventariada com os objetivos de atender aos requisitos de mercado de Belém e, com a interligação dos Sistemas Norte e Nordeste e Norte e Sudeste, transferir os excedentes de ener- gia para estas regiões. A bacia do rio Xingu vem sendo inventariada, por se encontrar próxima da bacia do Tocantins/Araguaia. A composição do sistema nacional a longo prazo, dependerá fundamentalmente do grau de desenvolvimento tecnoliã gico, em relação ã transferência de grandes blocos de energia a grandes distâncias. Esta limitação levará ã exploração ape_ nas das bacias situadas a distâncias compatíveis com a tecnolo gia disponível na ocasião. * Oa procedimentos referentes S avaliação e ap?coeitar.ento de potenciais hídricos podem ser vistos na referência /li/. ** Sem levar em consideração a possibilidade de aproveitamento no curso principal do rio Amazonas, nem nas áreas sedünentares da bacia. ti. 93 . A Região Norte apresenta a capacidade hidrelétri ca de 5745 MW localizados no Baixo Tocantins/Araguaia e de 14040 MW localizados no rio Xingu, para a expansão do Sistema Interligado Norte/Nordeste a partir de 1990, caso se verifiquem as projeções do Mercado Programação. Para atender portanto aos requisitos de mercado das regiões estudadas, tem-se uma capacidade hidráulica dispo nível nas duas regiões de 22385 MW nominais a serem instaladas, fora a alternativa nuclear. A tabela 4.1 apresenta os aproveitamentos hidre_ létricos considerados para a expansão do Sistema Interligado , com suas respectivas energias firmes e potenciais nominais. 4.5 - INDICES CUSTO-BENEFÍCIO DOS POTENCIAIS HIDRÁULICOS A competitividade entre as diversas fontes de ener gia primaria é analisada através do índice custo-benefício,com I putado em unidade monetária por unidade de energia produzida. Em geral, o índice custo-benefício de uma usina é determinado através da relação entre o incremento do custo anual do sistema existente e o incremento de energia firme, d£ correntes da adição da usina. Portanto, o índice custo-benefício ê função do sistema existente, variando com o desenvolvimento deste e, em bora associado a uma determinada usina, deve ser definido to mando-se como referência o sistema. Um exemplo evidente è* dado pelo aumento da ener gia firme ocorrida no complexo de Paulo Afonso com a constru ção dos reservatórios de Três Marias e de Sobradinho. I 10? TABELA 4.1 POTENCIAIS HIDRÁULICOS DISPONÍVEIS AO SISTEMA INTERLIGADO NORTE/NORDESTE à A PARTIR DE 1990 ENERGIA FATOR DE POTENCIAL NOME DO POTENCIAL BACIA FIRME CAPACIDA NOMINAL (MW. ano) DE («.) ~ (MW) Carolina Tocantins 1143 51,3 2227 Farinha Tocantins 39 56,5 69 Sto Antonio Tocantins 970 70,8 1370 Itacaiunas'I Tocantins 87 64,4 135 Itacaiunas II Tocantins 133 72,7 183 Sta. Isabel Araguaia 1258 71,4 1.761 Kararaô Xingu 4030 49,8 8100 Babaquara Xingu 2930 49,3 5940 Araça Parnaíba 67 55,8 120 Alto Fêmeas S.Francisco 24 . 48,0 50 Sacos S.Francisco 54 47,4 114 Gatos III S.Francisco 17 47,2 36 Gatos I S.Francisco 14 46,7 30 Paratinga S.Francisco 207 47,0 440 Orocõ S.Francisco 350 68,0 515 Ibô S.Francisco 428 71,9 595 Pão de Açúcar S.Francisco 378 54,0 700 FONTE: ELETROBRÃS /2/ íoa 95 Observe-se, também, que o índice custo-benefício de um conjunto de usinas pode vir a ser inferior ao índice de cada uma tomada isoladamente. Embora este seja um método extremamente interes_ sante, o calculo dos índices usados neste trabalho é feito p£ ra cada usina isoladamente, em virtude da impossibilidade de .se efetuarem as necessárias simulações operacionais do sistema. Todos os parâmetros pertinentes a operação do sistema teriam de ser conhecidos, tais como: hidrologia, características físicas das usinas existentes e das que poderão ser introduzidas no sis tema, etc. Por estas razões, este procedimento é considerado fo ra do escopo deste trabalho. Decerto, a simplificação aqui adotada, esta pena_ lizando as usinas hidrelétricas, com relação a outros tipos de usina. Para efeito de comparação dos índices custo-bene_ fício, as usinas devem estar com equivalência energética quan to ao atendimento de ponta e quanto ao nível de reserva pré es_ tabelecido. No caso do atendimento dos requisitos de ponta,a equivalência é analisada através do.fator de capacidade do sis tema, que não deve ser alterado com a introdução da usina em analise. 4.3.1 - Numerador do índice Custo-Benefício 0 numerador do índice custo-benefício de um tencial hidráulico é composto das parcelas relacionadas aos guintes custos: 96 . Custo da Usina ou de Geração: - Investimento; - Operação e Manutenção . Custo' do Complemento de Ponta: - Investimento; - Operação e Manutenção. . Custo de Transmissão: Parcela Associada a Usina: - Investimento; - Operação e Manutenção Parcela Associada ao Complemento de Ponta: - Investimento; - Operação e Manutenção. S Custo da Usina ou de Geração: As previsões de investimento usadas neste trabalho p£ ra as usinas mostradas na tabela 4.2, com exceção das usinas de Kararaô, Babaquara e Araçã, das quais não se tem nenhuma informação quanto aos investimentos previs_ tos, tiveram como fonte a ELETROBRÂS /14/ e a HIDROSER VICE /15/. As estimativas de juros corridos durante a construção tiveram como fonte a ELETROBRÂS /14/. Para o custo de cada uma das usinas de Kararaô, Babaquara e Araçã, três hipóteses foram adotadas: l9 - Custo de investimento igual ao de uma central nucle_ ar PKR de 1245 MWe; 2» - Custo de geração igual ao da central nuclear ante_ riormente citada; 3* - Custo de geração superior em 10! ao de uma central m 110 9? nuclear anteriormente citada. Para o custo de operação e manutenção adotaram- se valores médios, extraídos da referência /16/. 5 Custo do Complemento de Ponta: Para os custos de investimento, operação e manutenção associados ã motorização de usinas hidrelétricas, ado taram-se valores médios extraídos da referência /Í6/. § Custo de Transmissão: 0 custo de transmissão vem crescendo acentuadamente,em decorrência das crescentes necessidades de energia el£ trica, que acarretam o gradativo esgotamento dos poten ciais hidráulicos mais próximos dos centros de carga e conseqüente recorrência a energia proveniente de bai cias mais distantes. j| Portanto, para a realização de uma classificação racional das prioridades econômicas das fontes de geração dis_ * poníveis, é necessário que se conheçam não apenas os seus cus_ ^ tos de geração respectivos, mas também os seus custos de trans_ missão associados. 0 cálculo dos custos anuais médios de transmis_ á' são de energia, será apoiado nas seguintes hipóteses de traba lho: X - Os potenciais hidráulicos pertencentes a Região Nordes_ { te sô gerarão energia para esta região; f - 0 excedente de energia elétrica da Região Norte será W^í transmitido a um ponto comum e então exportado para a | Região Nordeste em Extra Alta Tensão (EAT), de acordo f? com a necessidade desta ultima região. 111 Para transmissão de grandes blocos de energia em 0 EAT, a grandes distâncias, pode-se pensar na transmissão em cor rente contínua (CC) ou corrente alternada (CA), com tensões da ordem de ± 600 kV ou ± 750 kV para CC e tensões entre 1200 kV e 1500 kV para CA. Para distâncias superiores a 1000 km,-em geral as • linhas de transmissão em CC são mais baratas que em CA /li/. O problema que tem dificultado a difusão do uso de corrente con_ tínua para transmissão a longa distância, se deve ao fato de que é mais conveniente, por motivos técnicos e econômicos, g£ rar e utilizar a energia elétrica em corrente alternada. A transmissão será supostamente efetuada em CC considerando interligações de cerca de 1400 km entre as usinas de Santo Antônio e Camaçari e/ou através de um circuito para leio ao que existirá a partir de 1981, de 500 kV, ligando Mja rabã e o complexo de Paulo Afonso. Os valores médios usados para o custo de investi^ mento, operação e manutenção associados â transmissão foram ex traídos das referências /16/ e /17/. Observe-se que os custos de operação e manuten ção das linhas de transmissão variam com o nível de transmis_ são e comprimento da linha e com a configuração dos circuitos. A tabela 4.2 apresenta avaliações de investimen to, em moeda de Dezembro de 1976, das usinas apresentadas na tabela 4.1, com seus respectivos valores atualizados, a taxas f de 7 e 101 ao ano, para Dezembro de 1979/Janeiro 1980. A tabela 4.3 mostra os valores médios usados - r£ feridos para Dezembro de 1979/Janeiro de 1980 - para os demais custos citados.. 112 99 - TABELA 4.2 PREVISÃO DE INVESTIMENTO DOS POTENCIAIS HIDRÁULICOS DISPONÍVEIS AO SISTEMA INTER LIGADO NORTE/NORDESTE A PARTIR DE 1990. NOME DO INVESTIMENTO ATUALIZAÇÃO ATUALIZAÇÃO JUROS DU 106US$-Dez/79 106US$-Dez/79 106US$-Dez/79 RANTE A" POTENCIAL i=7l aa i-lOt aa CONSTRU- ÇÃO *(*) Carolina 1043,9* 1278,8 1389,4 35 Farinha 170,6* 209,0 227,1 22 Sto.Antonio 606,2* 742,6 806,9 35 Itacaiunas I 198,5* 243,2 264,2 22 Itacaiúnas II 224,7* 275,3 299,1 22 Sta. Isabel 700,6* 858,3 932,5 35 'ir Alto Ferteas 26,4** 32,4 3S.1 25 f-p. Sacos 7;,o** 87,0 94,5 25 h Gatos III 33,0** 40,4 43,9 25 Gatos I 21,0** 25,8 28,0 25 Paratinga 509,7* 624,4 678,4 34 Orocó 378,3* 463,4 503,5 34 IbÓ 504,5* 618,0 671,5 35 Pão de Açúcar 557.0* 437,3 475,2 34 FONTE: * ELETROBRAS /14/ ** HIDROSERVICE /IS/ 113 100 . TABELA 4.3 CRITÉRIOS BÁSICOS ( USS - JAN/1980 ) CUSTO DE TRANSMISSÃO REGIONAL* (CTR) HIDRÁULICA - 120 US$/kW - CUSTO DE COMPLEMENTO DE PONTA* (CCP) MOTORIZAÇÃO -220 US$/kW TRANSMISSÃO - 50 US$/kl\r " CUSTO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO* (COM) HIDRÁULICA - 2,0 US$/kW TRANSMISSÃO - 1,0 US$/kW - VIDA ÚTIL* HIDRÁULICA - 50 ANOS TRANSMISSÃO - 25 ANOS - SISTEMA DE TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTINUA EM EXTRA ALTA TENSÃO* * ESTAÍÃO CONVERSORA DE CORRENTE CONTÍNUA: US$ 150/kW BIPOLO DE CORRENTE CONTÍNUA - 2000 MW.médios: ÜS$ 132000/km FONTE: • REFERÊNCIA /16/ *• REFERENCIA /17/ 114 101 4,3.2 - Metodologia de Calculo do índice Custo-Benefício Hidráulico A metodologia aqui empregada é semelhante à us£ da por entidades responsáveis pelo planejamento do setor £ tricô (ver referências /16/ e /18/). Os fatores de capacidade de referência dos temas das Regiões Norte e Nordeste são variáveis ao longo do período estudado, sendo derivados a partir dos fatores de caj_ ga (ver capítulo II) das regiões citadas, adicionando-se as re_ servas associadas ao mercado (ver capítulo V). A taxa de retorno de capital foi considerada i^ gual a taxa de atualização. § Custo da Usina: a) Investimento - (US$/kW.ano) CIH (J) = PI FCH (J) x P CIH (J) FRCH x IN (J) (eq. 4.1} FCH (J) b) Operação e Manutenção - (US$/kK.ano) COMH COMH (J) (eq. 4.2) FCH (J) 115 102 onde: CIH (J) = Custo de investimento da usina hidrelétrica J era US$/kW.ano FRCH = Fator de recuperação de capital aplicado as hidr£ létricas. PI (J) = Previsão de investimento da usina hidrelétrica J em US$ . . FCH (J) = Fator de capacidade da hidrelétrica J P (J) = Potência nominal da hidrelétrica J em kW COMH (J) = Custo de operação e manutenção da hidrelétri- ca J em US$/kW.ano COMH = Custo de operação e manutenção médio das hidrelé- tricas em US$/kW § Custo de Complmento de Ponta: a) Investimento - (US$/kW) CCPH ILJíI - p CJ) + R (J) FÇS CPIH x FRCH P (J) x FCH (J) (eq. 4.3) onde: CPIH C«J) = Custo de investimento do complemento de ponta da hidrelétrica J em US$/kW CCPH = Custo médio de motorização das hidreelétricas em US$/kW EF (J) = Energia firme da hidrelétrica J em kW.ano FCS = Fator de capacidade do sistema R (J) = Reserva associada a hidrelétrica J em kW. 116 103 Sabe-se que: E F P (j) =, W (eq. 4.4) FCH (J) R (J) = X x PT CJ) . (eq. 4.5) EF (J) = PT CJ) ~ R (J) (eq. 4.6) FCS onde: PT (J) = Potência hidráulica nominal mais reserva em kW X = Percentual de reserva alocada para as hidráulicas Operando as equações, 4.4, 4.5 e 4.6 em 4.3, obtem-se: FCH (J) 1 x - II CCPH x FRCH. CPIH (J) = FCS (1-X) J (eq. 4.7) FCH (J) Sabe-se também que: FGS = Requisitos de Energia (RE) ^ 4.3) Requisitos de Ponta (RP) (eq. 4.9) RP + RR RR = Y x RP (eq.4.10) onde: RR = Reserva requerida para o mercado em kh'. ano; Y - Percentual de reserva alocado para o mercado em klf; 104 FGS • Fator de carga do sistema Trabalhando algebricamente nas equações 4.8, 4.9 e 4.10, e substituindo-se na equação 4.7, tem-se: FCH (J) x (1 • Y) - 1 CCPH x FRCH CPIH (J) -iESS, Cl - X) FCH (J) (eq. 4.11) b) Operação e Manutenção - (USS/kW) R(J) CPOM (J) FCS COMH P (J) x FCH (J) (eq. 4.12) onde: CPOM (J) = Custo de operação e manutenção do complemento de ponta da hidrelétrica J em US$/kW. Por analogia ao desenvolvimento efetuado em (a), obtem-se FCH (J) x (1 • Y) _ j COMH CPOM (J) = IFGS (1 - X) . Ceq. 4.15) FCH (J) S^Custo de Transmissão - Análise Regional - Parcela Associada a Usina: a) Investimento - (US$/klí. ano) CTRH x FRCT CTRH (J) = Ceq. 4.14) FCH (J) 118 105 b) Operação e Manutenção - (US$/kK.ano) C0MT CTROHM (J) = (eq. 4.15) FCH(J) onde: CTRH (J) = Custo de investimento da linha de transmis são associada a hidrelétrica Jem US$/kW. CTRH «Custo de investimento médio das linhas de trans, missão associada às usinas hidrelétricas regio nais em ÜS$/kW. CTROMH (J) = Custo de operação e manutenção da linha de transmissão associada ã hidrelétrica J em US$/kW. COMT = Custo de operação e manutenção médio das linhas de transmissão associada ãs usinas hidreletri cas regionais em US$/kW. - Parcela Associada ao Complemento dê Ponta: a) Investimento - (ÜS$/kW) CCPTH x FRCT CPTHI (J) = P(J) x FCH(J) Por analogia a desenvolvimentos efetuados anterior mente, tem-se: CCPTH x FRCT (eq. 4.16) b) Operação e Manutenção - US$/kW) I 106 FCH (J) (1 + Y) x -r, ?T ~ 1 I COMT CPTOM (J) =JFGS (1 - X) FCH (J) (eq. 4.17) Onde: CPTHI (j) = Custo de investimento da linha de trans, missão associada ao complemento de poii ta da hidrelétrica J em ÜS$/kW. CCPTH = Custo de investimento médio das linhas de ' transmissão associadas ao complemento de ponta das usinas hidrelétricas regionais em US$/kW. CPTOM (J) = Custo de operação e manutenção da linha i de transmissão associada ao complemento - de ponta da hidrelétrica J em US$/kK. Observe-se que as equações 4.11, 4.15, 4.16 e 4.17 podem apresentar valores negativos, que indicam bônus reve£ tidos para as usinas que possuem uma capacidade adicional à ne cessaria para a sua equivalência energética. Essas usinas possuem fatores de capacidade infe_ rior ao fator de capacidade do sistema e são, geralmente, chama das de usinas de ponta. 4.3.3 - Transmissão de Energia Elétrica da Região Norte para a Nordeste: 120 10? § Parâmetros Básicos /17/: 1 - Distância entre: Marabá - Complexo de Paulo Afonso 51400 km Usina de Santo Antônio - Camaçari =1400 km 2 - Sistema de transmissão alternativo em corrente con- tínua com: a) Custo da estação conversora de corrente contínua « 150 US$/kW b) Bipolo de corrente contínua para a energia de 2000 MW médios = 132.000 US$/km c) Vida útil da linha = 25 anos d) Taxa de atualização (i) igual a aplicada às usi- nas hidrelétricas. t § Hipóteses: - Custo da operação e manutenção estimada, por falta de informações a respeito, como sendo duas vezes supe- rior ao custo de operação e manutenção médio das li nhas de transmissão que operam a tensões convenciona- is. - Fator de capacidade de transmissão (FCT) igual a 751, com intervalo de 651 a 1001 para analise de sensibili dade. - Motorização adicional necessária para suprir os requi^ sitos de ponta da Região Nordeste, efetuada nesta r£ gião. S Memória de Cálculo: S I 108 - Investimento total (INT); Estação Conversora: 2000 kV\:xl50xl03 US$/klV=300xl06US$ ;i Linha de Transmissão:1400kmxl3Zxl03US$/km=185xl06US$ Total = 485 x IO6 US$ - Operação e Manutenção (COMT): COMT « 2 US$/kW § Formulação Matemática: a) Custo de Investimento: (US$/kW. ano) CITLD = INT x FRCT (eq. 4.20) Pt x FCT b) Custo de operação e manutenção (US$/kltf.ano) COMLD » COMT (eq. 4.21) FCT onde: CITLD = Custo de investimento da linha de transmissão em EAT, dado em US$/kVT.ano Pt = Capacidade máxima transmitida pela linha de trans missão em kW. COMLD - Custo de operação e manutenção da linha de trans missão em EAT, dado em US$/kW.ano. A tabela 4.4 mostra os resultados obtidos das equações 4.18 e 4.19,a partir dos parâmetros básicos e hipóteses efetua das acima. 109 TABELA 4.4 CUSTOS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DA REGIÃO NORTE PARA A REGIÃO NORDESTE CUSTO DE CUSTO DE CUSTO DE HIPÓTESES INVESTIMENTO OPERAÇÃO E TRANSMISSÃO (US$/kW.ano) MANUTENÇÃO TOTAL (US$/kK.ano)(US$/kW.ano) i = 74 32,0 3,1 35,1 FCT =651 i = 71 27,7 2,7 30,4 FCT = 754 i - 71 20,8 2,0 22,8 FCT = 1001 i = 101 41,1 3,1 44,2 FCT « 651 i = 104 35,6 2,7 38,3 FCT= 754 i = 104 26,7 2,0. 28,7 FCT= 100V 4 110 4.4 - CENTRAL NUCLEAR A central nuclear considerada para possível expan são do Sistema Interligado Norte/Nordeste ê" do tipo LKR (Light Kater Reactor), à água pressurizada (Pressurized Water Reactor) de 1245 MWe, semelhante ãs Centrais de Angra II e Angra III,pre vistas no Acordo Brasil/Alemanha. 0 custo de geração nücleo-elétrica usado neste trabalho se apoia em analises e estudos de custos efetuados pjt ra a Central de Angra II. Os custos de investimento, op£ ração e manutenção foram estimados, levando em consideração coii dicionantes brasileiras. 0 custo do ciclo de combustível nuclear e previs to a partir de custos internacionais de mercado das diversas e_ tapas do ciclo; a central é considerada operando na base do di£ « grama de carga, com fator de capacidade estimado em 70$,baseado em experiências internacionais de operação /19/ e /20/. Embora recentes estudos /21/ tenham comprovado a flexibilidade operacional de centrais nucleares em segmento de carga, esta hipótese ê rejeitada neste trabalho. A central nuclear é considerada possuidora de uma vida útil de 30 anos. A taxa de atualização ou de retorno anual conside_ rada. para as centrais nucleares, foi de 10* /22/ e /23/. Esta taxa évcomumente usada no planejamento por entidades responsji veis pelo setor elétrico. Para efeito de comparação do índice custo-benefí- cio da central nuclear considerada, com os índices dos potência^ is anteriormente citados, adicionou-se ao custo de geração nu cleo-eletrica as parcelas de custo associadas ao complemento de 111 ponta e transmissão. Os custos de descomissionamento não foram levados em consideração em decorrência das incertezas existeii tes fruto da pouca experiência internacional sobre o assunto /28/. 4.5 - CUSTO DE GERAÇÃO NÜCLEO-ELÉTRICA 4.5.1 - Custo Anual de Investimento -(CIN) 0 custo anual de investimento de uma central nu clear representa a amortização anual de todo o capital necessjí rio para implantar e colocar a central em operação. Representa as anuidades do capital gasto para: - Aquisição do terreno e melhoria do sítio; - Equipamentos; - Obras civis; - Montagens; - Peças sobressalentes; - Juros durante a construção; - Treinamento do pessoal; - Outros gastos necessários à sua colocação em operação. 0 prazo entre a decisão de construção e a opera ção comercial de uma central nuclear, normalmente varia entre 10 e 12 anos. Neste intervalo, oito anos estão reservados â construção e de dois a quatro anos, ao planejamento, localiza^ ção, projeto e aprovação. £ bom frizar que apenas os gastos relativos ã construção são considerados como investimentos da central. Um esquema típico de desembolso para os oito a W È ins-, - 112 nos de construção de uma central nuclear é mostrada na tabela t; 4.5. Para o Brasil, entretanto, as experiências obtidas cora An ^ gra I e as que estão sendo obtidas com Angra II, dilatam este "$'' prazo para 10 anos. TABELA 4.5 ESQUEMA TÍPICO DE DESEMBOLSO FRAÇRODE DESEMBOLSO (1)3,6 6,2 14,5 17,6 17,0 14,5 12,8 7,5 5,3 ANO DE CONSTRUÇÃO -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 FONTE: REFERÊNCIA /28/ Este atrazo de dois anos é* explicado como sendo * decorrentes da pouca experiência nacional neste tipo de cons trução /24/. O custo específico de investimento estimado para !£:.: Angra II, por algumas das principais entidades'ligadas ao pro grama nuclear brasileiro, ficou na faixa de US$ (2545±10)/ Klíe (ver tabela 4.6), base dezembro de 1979/janeiro de 1980. TABELA 4.6 ESTIMATIVAS DO CUSTO ESPECÍFICO DE INVESTIMENTO ANGRA II - DEZ.1979/JAN.1980 FURNAS 2.555 US$/KKe NUCLEBRAS 2.544 US$/K1fe CNEN 2.536 US$/Klfe Neste trabalho considerou-se como referência bã li fád sica para o custo especifico de . investimento, o. valor de J§J* USS2545/KKe, o qual serã usado na determinação do custo unitário 113 de geração núcleo-elctrica. 4.5.2 - Custo de Operação e Manutenção (COMN) i Os gastos anuais cora operação .e.. manutenção de uma central nuclear, são constituídos pelas seguintes parce_ Ias: - Despesas com salários, seguros e benefícios do pessoal especializado, necessário para operação e manutenção da central (representa cerca de 40% do COMN); - Despesas com operação e manutenção de equipamentos e materiais de consumo normais e de serviços auxiliares diversos (representa cerca de 45% do COMN); - Administração e despesas gerais (representa cerca de 15% do COMN). Embora não se tenha experiência nacional na op£ ração e manutenção de centrais nucleares, estima-se que o seu í custo seja da ordem de 2 a 5% do custo total da geração núcleo- elétrica /23/. Adotou-se o valor de 16,25 US$/Kl\\ano, coerente com estimativas de FURNAS e CNEN /23/. 4.5.3 - Custo do Ciclo do Combustível Nuclear As operações envolvidas no ciclo do combustível nuclear são mostradas na figura 4.2. Em todas as etapas indicadas na figura 4.2, ser viços ou processos industriais envolvem gastos ocorridos ou re_ ceitas produzidas em épocas diferentes (ver tabela 4.7). 114 FIGURA 4.2 CICLO DO COMBUSTÍVEL NUCLEAR COMPRA DE USO, U, O, NATURAL ( 0,7% U.13 5 ,) U DEPLECIONADO CONVERSÃO PARA UFg UFe NATURAL EMPOBj EST0CA6EM ENRIOUECIMENTi 239. UF, ENRIQUECIDO í 2 o 3,2% U Pu FABRICAÇÃO REATOR NUCtEW HFIM DO CICLO" ESFRIAMENTO TRANSPORTÊDq COMBUSTÍVEL IRRADIADO ESTOCAGEM REPROCESSAMEN. TO REJEITOS RADIATIVOS DISPOSIÇÃO DISPOSIÇÃO FONTE: ELETROBRAS /22/ 115 TABELA 4.7 DISPOSIÇÕES DAS ETAPAS DO CICLO DO COMBUSTÍVEL NUCLEAR ETAPAS ANO ANTES E APÔS A QUEIMA Compra U~O» - . . . . -2,5 Conversão -2,0 Enriquecimento - 1,5 Fabricação - 1.0 Esfriamento e/ou Estocagero + 0,5 Transporte + 1,0 Reprocessamento + 1,0 - Credito ao Urânio + 1,5 - Credito ao Plutônio + 1,5 w s Disposição * 15 f ! FONTE: ELETROBRAS /22/ Características básicas dos custos das etapas do ciclo do combustível nuclear, adotadas em recentes estudos,por empresas nacionais ligadas ao programa nuclear brasileiro, são mostradas na tabela 4.8. Para comparação, apresentam-se valo res adotados pelo INFCE (INTERNACIONAL NUCLEAR FUEL CYCLE EVA LUATION-Grupo 8). V ⣠116 TABELA 4.8 CUSTOS NO CICLO DO COMBUSTÍVEL ITEM FURNAS CNEN E INFCE NUCLEBRAS Concentrado de Urânio ($/ib u3o8) 44.5 45,0 ,100 $Ag U Conversão a UF6($/kg U) 5.0 5,0 100 S/kg U Enriquecimento ($/kg UTS) 162.0 169a 100 Fabricação ($/kg U) 257.7 257.9 - Reprocessamento ($/kg MP) (2) 320 168 a 424 Crédito de U ($/kg U) Crédito de Pu-f($/g-f) -12.0 Transporte - comb.novo($/kg U) 6.0 t/ 1 ,0 - comb.irradiado($/kg MP) 40,0 25 a 100 ;"' i Armazenamento do comb, irradiado (1) - "at reactor" ($/kg MP) - 5 a 15 - "away-from-reactor" ($/kg MP) 50 a 150 Armazenamento de rejeitos ($/kg MP) 9,4 a 14.1 FONTE: CNEN /23/ (1) A levar em conta apenas no caso de aumento de capacidade. (2) Não considerou o caso de reprocessamento. As recentes estimativas do custo do ciclo, para a central Angra II, referenciados a Dez. de 1979/Jan. de 1980, e os parâmetros básicos desta central, usados na determinação' destas estimativas, são mostradas nas tabelas 4.9 e 4.10, 3K£~. 8 ft-, I pccti vãmente. O valor estimado por FURNAS, não considera o cré dito de U e Pu físsil, por esta razão se apresenta superior aos demais. Por recomendação da referencial /23/ se adotará neste trabalho o valor de 10 mills/kWh, para o custo do ciclo do combustível nuclear (mills = milésimos do ÜS$). TABELA 4.9 ESTIMATIVA DO CUSTO DO CICLO DE COMBUSTÍVEL NUCLEAR (mills/kKh) - Jan.1979/Dez. 1980 FURNAS 15 .35 NUCLEBRA"S 9,81 DPC/CNEN 9,88 FONTE: DPC/CNEN TABELA 4.10 REATOR ANGRA II PARÂMETROS BÁSICOS - Jan.1979/Dez.1980 Potência Elétrica 1245,00 IWe Fator de Conversão Térmico 33 1 Fator de Capacidade 70 • Primeira Carga 117.41 tiJ02 Enriquecimento do Lote 1 1,90 1 Lote 2 2.50 1 Lote 3 3.20 Enriquecimento de Equilíbrio 3.22 Teor de Rejeito 0,25 l Recarga no Equilíbrio 33.12 tuo Burnup do Lote 1 13,00 GWd/t2 U Lote 2 25.00 GKd/tU Burnup do Equilíbrio 33,00 Glíd/tU Vida Otil da Usina 30,00 anos FONTE: DPC/CNEN us 4.6 - COMENTÁRIOS: Em alguns itens anteriores, apresentou-se a meto dologia de calculo usada na determinação dos índices custo - be nefício de potenciais hidrelétricos. Além disso, mostrou-se e analisou-se os valores usados, por entidades ligadas ao planç_ jamento do setor elétrico, para o cálculo do índice custo-bene_ fício de uma central nuclear PKR de 1245 MWe. Estes índices custo-benefício determinados são importantíssimos a nível decisorio, embora a análise econômica efetuada tenha abrangido apenas o setor elétrico enquanto que deveria considerar também efeitos indiretos econômicos e sociji is. Este tipo de analise econômica global foge ao escopo deste trabalho, embora ao se explorar um potencial hidrelétrico, por exemplo, os custos não se limitem apenas aos investimentos n£ : cessários a sua implantação e operação, bem como os benefícios n não se fixem somente na energia elétrica produzida. «Sá A construção de um reservatório de acumulação po de trazer vantagens - condições para transporte fluvial,lazer, irrigação, piscicultura, economia de fontes renováveis, etc... - e desvantagens - inundações de terras que poderiam ser produ tivas ou habitãveis, problemas sociais advindos da necessidade de se remover uma importante massa populacional, problemas ec£ lógicos, etc..., que deveriam ser levados em consideração na análise do problema. Analisando agora o problema sobre o aspecto ene_r gético, um benefício não quantificado no cálculo dos índices custo-benefício dos potenciais hidrelétricos foi a energia se_ cundãria. Chama-se energia secundária, a energia hidrelétrica adicional 119. disponível ao sistema, quando há a ocorrência de períodos hi drolÕgicos favoráveis, ou seja, ocorrência de vazões maiores que a ocorrida no período hidrologico crítico. Observe-se que todos os índices foram calcula dos considerando-se o período hidrologico crítico. Como a pro babilidade de ocorrência deste período hidrologico £ pequena,o sistema terá um adicional disponível de energia que deveria ser revertido em benefício das usinas hidrelétricas. Ocorre que uma análise com tal precisão requere_ ria simulações operacionais do sistema, análise probabilística das vazões históricas - detenrinando-se assim uma vazão mais provável que estará consequentemente associada ao risco do não atendimento aos requisitos do mercado, e outros estudos, que fogem ao escopo deste trabalho. Para finalizar, as perdas de transmissão de e_ energia e ponta internas nas regiões não são consideradas. Para a transmissão inter-regional em Extra Alta Tensão (EAT), as perdas serão consideradas incidindo em 6i na energia e em &% na ponta /li/. X20 CAPÍTULO V MODELO DE OTIMIZAÇÃO 5.1 INTRODUÇÃO: « O modelo elaborado para determinar uma possível expansão do Sistema Interligado Norte/Nordeste, tem como objeta^ vo otimizar o custo da energia elétrica, alocando ano a ano, do modo mais econômico possível, usinas hidrelétricas e centrais nucleares. A principal condicionante para a expansão do sistema é a evolução dos requisitos de mercado, sendo o sistema planeja do para garantir a continuidade do seu atendimento, mesmo no ca so de repetição do período hidrológico crítico. A sua formulação matemática foi efetuada tendo C£ mo base a Programação Linear. Para definir o problema ano a ano, elaborou-se um programa denominado Programa Gerador de Dados (PGD). 0 PGD define todas as variáveis e parâmetros S£ bre os requisitos de mercado, o parque de geração do sistema £ xistente, potenciais disponíveis, e outros, fornecendo-os no for 121- mato de entrada exigido por ura programa comercial da IBM jo MPSX/ 370 - MATHEMATICAL PROGRAMMING SYSTEM EXTENDED /4/, que resoj. ve o problema de Programação Linear. Os resultados apresentados.determinam a sequên cia de entrada em operação das usinas hidrelétricas e centrais nucleares e permitem definir a capacidade das linhas de trans missão em EAT, a reserva e a motorização adicional desejada pe_ Io sistema. Os esquemas de expansão concernentes às linhas de transmissão regionais nãò foram determinadas, por envolve rem analises bastante detalhadas sobre reforços de rede, deter ninação de centros de carga e outros fatores, que estão fora do âmbito deste trabalho. Contudo, custos médios referidos à transmissão re gional foram associados aos custos das usinas hidrelétricas e centrais nucleares nas analises econômicas efetuadas. 5.2 - DESCRIÇÃO E METODOLOGIA O modelo é constituído de uma função objetivo a ser minimizada e de restrições impostas pelo mercado e por ca racterísticas operacionais do sistema, Sí-2.1 - Restrições A) Atendimento aos requisitos de energia Esta restrição tem como objetivo satisfazer os requisitos de energia dos mercados das Regiões Norte/Nordeste. Portanto, o sistema e forçado a possuir uma energia firme su perior ou no mínimo igual a estes requisitos para cada ano do &•» 122 período estudado - eq. 5.1 e 5.2. B) Limitação da Energia Esta restrição define a qualidade de energia fir oe dos potenciais hidrelétricos disponíveis e a energia garanti^ da pela central nuclear - eq. 5.3. C) Confiabilidade A restrição de confiabilidade foi introduzida no modelo com a finalidade de só deixar entrar no parque de gera_ ção unidades de grande porte, depois que este passua uma capaci_ dade instalada, capaz de suprir as saídas programadas ou não des tas unidades - eq. 5.4. Esta restrição foi dirigida basicamente para as centrais nucleares, por possuirem grande porte, elevada taxa de s pane e longo período de indisponibi lidade em comparação com as '.* hidrelétricas /19/ e /20/. A variável correspondente, denomina- da NU, representa a energia garantida por uma central nuclear : 871,5 Mtfe (= 1245 MWe x 0,70). PaTa as usinas hidrelétricas não se teve esta pr£ ocupação, embora alguns dos potenciais disponíveis possuam capa_ cidade nominal superior à capacidade* da central nuclear conside_ rada. Observe que a casa de maquina de uma usina hidrelétrica ' não é constituída por apenas uma unidade geradora e sim por vâ_ rias unidades, de modo que a saída de uma delas não afeta signji ficativamente o sistema. Quanto ao percentual aplicável ã capacidade insta lada para indicar a máxima unidade geradora, nos países indus_ trializados onde as taxas de crescimento do consumo de energia elétrica são da ordem de 51, essa unidade máxima, normalmente , 123 possui 31 a S\ da capacidade instalada do sistema. Contudo, nos países em desenvolvimento onde as taxas de crescimento de consu mo de energia são elevadas e existe uma forte tendência ã inteir ligação total dos sistemas regionais, o percentual entre 101 e 151i geralmente é aceito. Adotou-se neste trabalho, o percentu- al de 15% da capacidade total instalada para a máxima unidade .geradora, por recomendação da referência /24/. Esta restrição perde a sua função a partir do mo mento que o sistema possui uma capacidade instalada suficiente para aceitar a maxima unidade geradora, sendo necessário intro duzir uma restrição complementar, descrita a seguir. D) Complemento da Restrição de Confiabilidade Para elaboração desta restrição, introduziu-se no modelo a variável "NUG" com mesmas características físicas e econômicas da variável "NU", sõ que "NUG" não esta limitada ao valor máximo de 871,5 MWe correspondente a energia garantida por apenas una central nuclear. = A restrição de complemento impõe a variável NUG a condição de somente assumir valores não nulos a partir do momen to que NU os tiver assumido - eq. 5.5. £) Atendimento aos Requisitos de Ponta Esta restrição satisfaz aos requisitos de ponta dos mercados estudados, acrescidos das parcelas correspondentes às suas reservas recomendadas. Para que esta restrição seja satisfeita, o sist£ ma terá que possuir uma capacidade instalada, descontando-se par celas referente a reservas, superior ou no mínimo igual aos re quisitos de ponta para cada ano do período considerado - eq. 5.6 124 e 5.7. F) Reserva do Sistema Elétrico Ao dimensionar a capacidade de geração de um si:s tema, não é suficiente preencher os requisitos de energia e pon ta do mercado para garantir um nível adequado de continuidade e qualidade de serviços. Uma capacidade adicional - a capacidade máxima de ponta - se faz necessária, para que o sistema tenha condições de superar dificuldades, tais como: " Paradas programadas para manutenção; - Eventuais paradas não programadas; - Deficits produzidos pelo crescimento mais acelerado do mercado; - E toda e qualquer eventualidade que venha diminuir a ca pacidade de geração do sistema. Esta capacidade adicional é chamada de reserva global ou simplesmente reserva do sistema. Ela se divide em: - Reserva girante; ° si- - Reserva para manutenção e incertezas do mercado. .. A. reserva girante existe no sistema para utili^ zaçao instantânea no caso de queda de geração de alguma unidade geradora. A Teserva para manutenção e incertezas do mercado > existe para ser utilizada em paradas programadas e para atender |;{: a possíveis acréscimos do mercado, decorrentes do seu crescimen * to mais acelerado. ^4 Existem critérios probabilísticos e intuitivos 2 /25/,que permitem dimensionar a reserva. 0 critério probabilís; §§ tico (ver referência 25) analisa o problema levando em considje % I ração a probabilidade de ocorrência de causas não programáveis, ; 125 tais como: - Paradas nao programadas; - Redução da capacidade de geração de unidades hidrelétri^ cas decorrentes do deplecionamento dos reservatórios de acumulação; - Riscos de atendimento pleno a demanda; - Outras causas. Os critérios intuitivos analisam o problema de uma forma mais empírica. São largamente usados e apresentam bons resultados, embora não exista a preocupação em determinar os ris cos do não atendimento pleno a demanda ou o risco de superdimeii sionar o sistema ao fixar o nível de reservas. Adaptou-se, neste trabalho, um dos critérios in tuitivos usados pelo Departamento de Estudos Energéticos -DENE- da ELETROBRAS /25/, para reservatórios cheios. A reserva ê dada pela seguinte expressão: R = 3,5%(capacidade maxima de ponta)+(maior máquina) + + 41 (potência hidráulica efetiva)-*-15*(potências nucleares) A primeira parcela representa a reserva para mana tenção e incertezas do mercado e a segunda a reserva girante. Observe que o critério anterior não leva em con sideração eventualidades que possam vir a ocorrer com a trans missão de energia. Estas eventualidades são consideradas neste trabalho, na transmissão de energia em EAT da Região Norte para a Nordeste. Tomou-se uma percentagem de 101 aplicada ao fluxo de energia exportada para representar uma reserva capaz de co brir eventos programados ou não, com tais linhas de transmissão. 126 5.2.2 - Função Objetivo A função objetivo é formada pela combinação lin£ ar de todas as variáveis incognitas do problema, definidas ao longo do período estudado - eq. 5.10. Estas variáveis represen tara: - A energia firme dos potenciais hidrelétricos; - A energia média garantida pelas centrais nucleares; ~ Motorização disponível e adicional necessária; - Fluxo de energia; - Reservas recomendadas. 'Os parâmetros que precedem ãs variáveis são os seus respectivos custos definidos em cada ano do período "consi^ f\ derado. § Função do Custo Anuais - Introduziu-se no modelo uma função com o objetivo de obter os desembolsos anuais necessários à elaboração do programa de expansão, tendo por base os índices custo/benefício anteriormeii te determinados. A função introduzida apresenta os incrementos de custo a nuais necessários, referenciados a valores presentes ou corren tes, de acordo com a opção desejada.' As variáveis e parâmetros utilizados na sua formulação são os mesmos usados na definição da função objetivo - eq. 5.11. 5.3 - FORMULAÇÃO DO PROBLEMA í ! " 5.3.1 - Variáveis Utilizadas 127 EFBjt Contribuição de energia firme da usina hi^ drelctrica j, pertencente à Região Norte no ano t, em MW.ano. EFNjt Contribuição de energia firme da usina hi drelétrica j , pertencente ã Região Nordes_ te no ano t, em MW.ano. FEB. - Fluxo de energia da Região Norte para a Nordeste no ano t, em MW.ano. NIL e NUGt - Contribuição de energia garantida pe_ Ia geração núcleo-elétrica à Região Nordeste no ano t, em MW.ano. PBt - Acréscimo da capacidade de ponta sobre a m£ torização firme para a Região Norte no ano 11 em, MW. PNt - Acréscimo da capacidade de ponta sobre a mo torização firme para a Região Nordeste no ano t, em MW. RESB. - Acréscimo a capacidade de ponta do sistje ma da Região Norte de forma a compor a re serva desejada.no ano t, em MW. RESN - Acréscimo à capacidade de ponta do siste ma da Região Nordeste de' forma a compor a w reserva desejada no ano t, em MW. 5.3.2 - Parâmetros Utilizados ALPHA - Taxa de atualização ou de retorno consider rada nas* analises econômicas das usinas £5?'- 128 hidrelétricas. BETA 1 - Percentual limitador da máxima unidade W t geradora recomendável a entrar no parque de geração existente. BETA 2 e BETA 3 - Percentuais que serão aplicados aos potenciais hidrelétricos e as centrais nucleares, respect^ vãmente, para representar as re_ servas recomendadas para o sis_ tema. BETA 4 - Percentagem sobre o fluxo máximo de ene_r gia da Região Norte para a Nordeste para representar a reserva desejada. BETA 5 - Previsão do número de unidades nucleares. CBH. e CNH. - índices custo/benefício dos poten- ciais hidrelétricos j situados na Região Norte e na Região Nordeste , respectivamente, referenciados ao £ no base Dez. de 1979/Jan. de 19S0 CUS$/MW.ano). CT - índice custo-benefício da transmissão em EAT, referenciado ao ano base (US$/Mlí.ano). CN - índice custo-benefício das nucleares, no ano base (US$/MW.ano). CP e CR - Custos unitários da motorização adicio- nal associados ao complemento de ponta "~ e reserva, referenciados ao ano base (US$/MW). 129 CEFB.j. e CEFN-t - Custos de geração unitários,cor rentes, para as hidrelétricas j das Regiões Norte e Nordeste * respectivamente (US$/MW.ano). CFEB. - Custos unitários, correntes, para a trans_ missão em EAT (US$/MW.ano). CNU. - Custos de geração unitários, correntes, psi ra as nucleares CUS$/MW.ano). CPBt e CPN. - Custos unitários correntes associa dos ao complemento de ponta para as Re_ giões Norte e Nordeste (US$/MK). CRESB e CRESN - Custos unitários correntes ass£ ciados a reserva para as Regiões St* Norte e Nordeste. GIS$/MV). EFEB._0 e EFEN 0 - Energia firme existente nas Regiões Norte e Nordeste, res_ pectivamente, no ano anterior ao inicio da análise (MW.ano). FCHB. e FCHN. - Fatores de capacidade dos potency ais hidrelétricos j pertencentes* as Regiões Norte e Nordeste. k- ) FCT - Fator de capacidade de transmissão em EAT. . FCN - Fator de capacidade das nucleares. KTO - Número de anos entre o ano base e o início das análises. r KT — Número de anos do período analisado. 130 M - Número de potenciais hidrelétricos pertencen- tes â Região Nordeste. N - Número de potenciais hidrelétricos pertencen- tes à Região Norte. GAMA- Taxa de atualização ou de retorno considera da para as centrais nucleares. ' PTE e PTP - Percentuais associados a perda na trans missão era EAT de energia e ponta res_ pectivamente. PEB.Q e PENt_0 - Ponta disponível nas Regiões Nor te e Nordeste, respectivamente, f- I no ano anterior ao inicio da a nálise (MW). PRES - Percentual sobre os requisitos de ponta pji ra representar a sua reserva desejada. REB e REN - Requisitos de energia dos mercados' das Regiões Norte e Nordeste no ano t, em MW.ano. RPB. e RPNt - Requisitos de ponta dos mercados das Regiões Norte e Nordeste no ano t, * 1 em Mtf. LEFB. - Energia firme do potencial hidrelétrico j, pertencente a Região Norte (MW.ano). LEFN. - Energia firme do potencial hidrelétrico j, per- tencente à Região Nordeste CMW.ano). LENU - Energia garantida por uma central nuclear (MW.ano). 144 if •'' 131 5.3.3 - Equacionamento das Restrições e da Função Objeti- >j A) Atendimento aos Requisitos de Energia • S Região Norte: N REB(t)= E EFB. -FEB > REB -EFEB (eq. 5.1) 2—2. • S Região Nordeste: M REN(t)« Z EFN-.+ CNÜ. +NÜG .)+(l-PTE)FEB para t = 1, .... KT (eq." 5.2) B) Limitação da Energia EFB.^. < LEFB. EFN,t < LEFN. Ceq. 5.3) < LENU para t » 1, .... KT C) Restrição de Confiabilidade ' M 1 CCNF(t)=NUt-BETA -üj - Para t » 1, ...,KT (eq. 5.4) D) Complemento da Restrição de Confiabilidade 132 COMPCt) - NUG. - BETA5.NIT < 0 (eq. 5.5) para KT E) Atendimento aos Requisitos de Ponta § Região Norte N RPB(t) = Z EFB-^/FCHB. + PB,. - FEB«./FCT > j=1 Jt j t t ^ RPBt( 1 + PRES ) - PEBt=0 (eq. S.6) § Região Nordeste N RPNCt) = ' E EFN. /FCHN- + PN..+ (NU +NUG .)/FCN + jsj Jt+ j t r+. tÍ + ( 1 - PTP )FEBt/FCT _> RPNt( 1 + PRES ) - PENta $1 para t = 1, , KT • ieq*S ''' F) Reserva do Sistema § Região Norte N RESVB(t) - RESB* - BETA2( Z EFB-^/FCHB-) > 0 (eq. 5.8) S Região Nordeste 133 M K.-.V ; RESVN(t) •= RESNt - BETA2C Z EFN../FCHN.) + • BETA3(NUt+NUGt) + BETA4(FEBt/FCT) £0 (eq. 5.9) para t = 1. KT G) Função Objetivo KT í rro+tí N FÜNCOBJ 1 2 < ( 1 + ALPHA r . Z CBH.-EFB. t=l i 3=1 3 J M Z CNH. CT-FEB+ + CP(PB. j=l J KTO+t + CR(RESBt+RESNt) + ( 1+ GAMA ) Ceq. 5.10) H) Função de Custo Anual (Valores Correntes) KICHt VALOR(t) = ( 1 + ALPHA ) II Z CBH.-£FB-+ + M N CR(RESBt+ RESNt) CBH4«EFB. 134 I M Ê • Z j=l • t KTO+t 1 CN E - CNCNUt_1+NUGt_1) . (eq. 5.11) para t = 1, , KT. Para t = 0, tem-se: JQ = EFNjo Para ' e ,•-• ? .FEB0 = PN0 = PB0 = RESBQ = RESNQ = NUQ = NUGQ = 0. 5.4 - PROGRAM* GERADOR DE DADOS - PGD Aproveitando o comportamento sistemático do pr£ bleiaa, o Programa Gerador de Dados foi elaborado com o intuito de evitar-se a digitação e conseqüente verificação de uma gran de quantidade de dados, necessários a definição do problema a cada ano estudado. Desta forma, o PGD permite, usando um volume re_ i duzido de entradas, gerar todos os dados do problema de Progra_ inação Linear no formato de entrada exigido pelo iMPSX/570 /4/. 5.5 • COMENTÁRIOS Omodelo de otimização descrito neste capítulo, d£ ve fornecer alternativas eficientes para a expansão do Sistema Interligado Norte/Nordeste. Contudo é importente que se façam 135 algumas ressalvas quanto ao programa de expansão que será des_ crito no proximo capitulo: - Aspectos financeiros dos empreendimentos - muitas ve_ zes, pequenos e médios aproveitamentos apresentam-se mais atrativos perante os investidores do que grandes potenciais que necessitam de elevados investimentos,em n bora possuam índices custo/benefício mais competitivos. - Benefícios secundários - a construção de um reservató- rio de acumulação, por exemplo, pode trazer benefícios relevantes, tais como: irrigação, piscicultura, condi ções para transporte fluvial, lazer e outros. - Custos marginais ligados ao período de absorção de us^_ nas hidrelétricas ou de centrais nucleares não são con • ? siderados nos índices custo/benefício. - - Desativação de usinas hidrelétricas - caso haja desati vação de usinas hidrelétricas, o modelo-supõe que o próprio sítio será reaproveitado e que as suas caracte_ rísticas anteriores serão mantidas. As ressalvas descritas acima podem alterar a s£ quência de construção de um programa de expansão. Contudo, anâ lises com tal precisão são impossibilitadas em estudos globais de longo prazo, sendo geralmente reavaliadas em estudos de cuj_ to e médio prazo, de onde sai a decisão final. 136 CAPÍTULO VI RESULTADOS £ CONCLUSÕES 6.1 - INTRODUÇÃO Na avaliação da viabilidade econômica da geração nücleo-elêtrica no Sistema Interligado Norte/Nordeste, duas ai ternativas de expansão foram consideradas. Para cada uma destas alternativas foram determina, das duas datas de provável introdução de centrais nucleares,fi cando assim definido um intervalo de tempo, no qual e a partir do qual esta geração ê considerada economicamente viável no sistema. A primeira destas alternativas, suposta como a mais provável, toma como requisitos de mercado das regiões e£ tudadas a extensão do Mercado de Programação, descrito no Pia no 95, da ELETROBRÍS (ver capitule II). Os requisitos delves mercados de acordo com esta projeção, para 1990, 2000 e 2010, são mostrados a seguir; 137 EXTENSÃO DO MERCADO DE PROGRAMAÇÃO NORTE NORDESTE ANO ENERGIA PONTA ENERGIA PONTA (MW. ano) (MW) (MW.ano) (MW) 1990 2.001,9 2.585,7 5.720,2 - 9.994,0 2000 4.121,5 5.207,4 11.618,0 17.791,7 2010 6.316,4 8.035,0 19.653,8 29.599.1 Na segunda, definida como LIMITE SUPERIOR da an terior, há" apenas a variação dos requisitos de mercado da Re gião Nordeste, correspondendo ã extensão do Mercado Alto, defl nido no Plano 95 (ver capítulo II). Estes requisitos são mos trados a seguir para 1990, 2000 e 2010: EXTENSÃO DO MERCADO ALTO REGIÃO NORDESTE ANO ENERGIA (MW.ano) PONTA (MW) 1990 6.551,3 10.300,8 2000 14.838.9 22.724,2 2010 26.671.3 40.167,6 Em decorrência de as alternativas de expansão aci ma citadas serem função de vários parâmetros básicos, analises de sensibilidade foram efetuadas, variando-se os que se supõe mais importantes;são eles: - Custos, dos potenciais hidrelétricos de Babaquara, Kara 138 raô e Araçã; - Taxa de atualização. A variação dos custos dos potenciais hidrelétricos s de Babaquara, KararaS e Araçã e considerada de vital importai» I . cia neste estudo de viabilidade econômica da geração núcleo- elétrica, visto que Araçã (120 *MW), Babaquara (5940 MW) e Kara raô (8100 MK) são potenciais de grande porte (com exceção do primeiro) e de custos desconhecidos. A alternativa de expansão PROVÁVEL e a alternati va LIMITE SUPERIOR supõem como custos das hidrelétricas cita das, os valores obtidos de acordo com a Hipótese I, referenciai dos no capítulo IV, item 4.3.1, deste trabalho. As Hipóteses II e III (ver capítulo IV,item 4.3.1), são consi^ deradas na analise de sensibilidade. A taxa de atualização é resultado da conjuntura £ conômica, pois depende de fatores ligados a produção de capital e trabalho, inflação, riscos e estratégias de desenvolvimento. Geralmente a sua variação em estudos desta natureza é efetuada cora o intuito de se analisar o comportamento de determinados ' custos variáveis e o seu conseqüente efeito nos resultados ao longo do período estudado. Neste trabalho, procurou-se não desagregar estes custos variáveis dos custos globais, visto que tal comportamen to requereria também estudos mais minuciosos acerca de suas ten dências futuras, decorrentes da mudança de outros, condicionan tes não computados através da taxa de atualização. A alternativa de expansão PROVÁVEL e a alternate va LIMITE SUPERIOR consideram taxas de atualização de 101. Na analise de sensibilidade, em conseqüência do exposto acima, «i K 139 penas a taxa de atualização aplicada às hidrelétricas foi va riada de 101 ao ano para 71 ao ano. No caso das centrais nucl£ ares, preferiu-se canter o nível a 101 ao ano, tendo em vista incertezas sobre custos en uza programa ainda incipiente. £ importante frizar que a variação dos custos das hidrelétricas de Babaquara, Kararaô c Araçá conforme as Hipõ teses II e III, também são consideradas para a taxa de atuali^ zação de 71 ao ano. M A Fig. 6.1 ilustra as alternativas de expansão a I nalisada neste capítulo de acordo com o exposto acima. Os resultados do modelo de otimização derivados da aplicação do MPSX/370 ã expansão do Sistema Interligado Nor te/Nordeste, para os principais casos resultantes da parametri^ zação do problema, são condensados em tabelas e figuras ao cor_ rer deste capítulo. No Apêndice 8 são mostrados os resultados' completos do MPSX/370 para a alternativa de expansão PROVÁVEL. 6.2 - ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL" 0 parque de geração para esta alternativa contará, no período 1990/2010, com a adição em energia firme de 18,2 GK.ano e em. capacidade ponta de 26,1 GW, correspondente ã en trada em operação de 7 usinas hidrelétricas na Região Norte e de 9 usinas hidrelétricas e 8 centrais nucleares na Nordeste. A tabela 6.1 mostra o programa de expansão propos_ to para esta alternativa. Além da energia firme, capacidade no minai e fator de capacidade, mostra-se a adição anual de ener gia firme ou garantida, de cada uma hidrelétrica ou central nu clear. Assim,, por exemplo, a central NUCLEAR I adicionará 140. FIGURA 6.1 gcquisitos de Mercado das Custo das Hidrelétricas de Taxa de Atualização Regiões Norte e Nordeste Babaquara, Kararaô e Araçá Aplicada às Hidrelc? de acordo coro: calculados de acordo can: tricas: Hipótese I (Custo de Investimen to igual ao de uma Central Nu- clear PKR de 1245 MKè) 1% Projeção do Hipótese II (Custo de Geração Mercado Igual ao de uma Central Nucle ar citada na Hipótese I) Programação i= 101 Hipótese III (Custo de Geração superior em 10? ao da^Central Nuclear citada na Hipótese I) t Hipótese I / • NORTE: / Projeção do Mercado Programação / Hipótese NORDESTEr II \ Projeção do Mercado Alto \ \ Hipótese III i- 71 *A Item ctiva de Expansão "Bvcvcoe 1 **Alternct£va de Expansão Limite Superior 141 306,2 MW.ano de energia garantida no ano 2004 e 565,3 MW.ano no ano 2005, quando estará totalmente aproveitada - supondo fa tor de capacidade de 70S. 0 balanço de energia do sistema é* apresentado na tabela 6.2, onde se pode constatar os fluxos anuais de energia da Região Norte para a Nordeste. Tomando-se o ano 1991 como exemplo, vê-se que o saldo de 522,4 MW.ano da Região Norte suprirá o déficit de 491,7 MW.ano da Região Nordeste, descontada a perda de 61 na transmissão em EAT, que corresponde exatamente a 30,7 MW.ano. Quanto ao balanço de ponta, a figura 6.2 compara os requisitos de ponta com as disponibilidades do sistema, dje terminados conforme fator de capacidade de transmissão em EAT, de 65$, 751 e 1001. Também, baseados em tais fatores, são mos_ trados na tabela 6.3 os' incrementos anuais (US$ 10 ) e os cus_ tos acumulados correntes CüS$ 10 ) referentes a esta alternate va. Na tabela 6.4, para os mesmos fatores, mostram-se as reservas determinadas de acordo com o critério de garantia e controle de qualidade adotado. Tomando-se como base os resultados da alternativa PROVÁVEL, verifica-se que: - Mesmo havendo os fluxos de energia programados na tabe_ Ia 6.2, todos os potenciais hídricos disponíveis na Re gião Nordeste estarão totalmente aproveitados por volta de 1997. - Com exceção do potencial hidrelétrico dt Farinha,todas • as usinas hidrelétricas selecionadas apresentaram-se cant petitivas com relação às centrais nucleares, sendo es_ TABELA 6.1 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MW.ano) USINA FIRMECMW.a) (MW) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 NORTE Sta.Isabel 1258 71,4 1761 838,3 419,7 Sto.Antônio 970 70,8 1370 715,9 254,1 Carolina 1143 51,3 2227 524,5 618,5 Itacaiunas II 133 72,7 183 • 133,0 Itacaiúnas I 87 64,4 135 87,0 Kararaô 4030 49,8 8100 505,4 898,1 921,6 945,1 NORDESTE Pão de Açúcar 378 54,0 700 317,2 60,8 Alto Fêmeas 24 48,0 50 24,0 Orocõ 350 68,0 515 350,0 Ibõ 428 71,9 595 143,1 284,9 Gatos I 14 46,7 30 14,0 Gatos III 17 47,2 36 17,0 Sacos 54 47,4 114 54,0 Araça 67 55,8 120 8,7 58,3 Paratlnga 207 47,0 440 207,0 (continua) IM i TABELA 6.1 (continuação) REGIfiQ NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISMETA (MW.ano) . USINA FIRME (MW. a) CAPACIDA NOMINAL • DE (%) " (MW) 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 NORTE Kararao 4030 49,8 8100 759,8 Babaquara 2030 49,3 5940 208,9 992,1 1015,6 713,4 NORDESTE Nuclear I 871,5 70,0 1245 306,2 565,3 Nuclear II 871,5 70,0 1245 433,5 4?S.O Nuclear III 871,5 70,0 1245 583,0 288.5 Nuclear IV 871,5 70,0 1245 754,5 117,0 Nuclear V 871,5 70,0 1245 871,5 . Nuclear VI 871,5 70,0 1245 76,6 794,9 Nuclear VII 871,5 70,0 1245 292,3 579,2 Nuclear VIII: 871,5 70,0 1245 530.1 t. '»'•• 9-.*ta> >! ~ "li''. TABELA 6.2 REGIÕES NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL BALANÇO DE ENERGIA - MW.ano 1991 1992 1993 1994 1995 . 1996 1997 , 1998 1999' 2000 (1) REQUISITOS: Norte 2210,4 2419,8 2629,9 2840,7 3052,3 3264,6 3477,7 3691,6 3906,2 4121,S Nordeste 6213,8 6728,7 7265,0 '7822,7 8401,8 9002,3 9624,110267,4 10932,0 11618,0 (2) BALANÇO ESTATÍCO (HIDROLOGIA CRITICA): Disponibilidade: Norte 2732,8 3152,5 3868,4 4122,5 4647,0 5398,5 5990,9 6889,0 7810,6'. 8755,7 Nordeste 5722,8 6040,0 6100,8 6617,9 6902,8 6996,5 7261,8 7261,8 7261,8 7261,8 Saldo: Norte 522,4 732,7 1238,5 1281,8 1594,7 2133,9 2513,2 3197,4 3904,4 4643,2 . Nordeste -491,1 -688,7 -1164,2" -1204,9 1499,0 2005,9 2362,4 3005,6 3670,1 4356,1 (3) BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO: Fluxo Médio: Nortc-Nordeste 522,4 732,7 1238,5 1281,8 1594,7 2133,9 2513,2 3197,4 3904,4 4634,2 OBS: Perdas de 61 na transmijs são de energia em EAT. (continua) *,* 146 FIGURA 6.2 O 45-1 ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL BALANÇO DE PONTA - GW 30. / 10ISPONI8II.IDADE ' R. NORDESTE DISPONIBILIDADE K. MONTE FCT « 100% _ FCT « 75% — FCT* 65% ANO I 1990 4 995 2000 2005 20 tO 147 TABELA 6.3 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL INCREMENTO ANUAL CORRENTE CUSTO ACUMULADO CORRENTE ANO (US$xlO6) (US$xlO6) FATOR DE CAPACIDADE DE FATOR DE CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO EM EAT TRANSMISSÃO EM EAT 651 751 100$ 651 751 1001 1991 415,9 406,8 405,0 415,9 406,8 405,0 1992 388.0 390,4 389,6 803,9 797.1 794,6 1993 467,3 466,0 464,0 1.271,1 1.263,1 1.258,6 1994 583,3 590,0 589,9 1.854,4 1.853,2 1.848,4 199S 790,8 789,8 788,2 2.645,2 2.643,0 2.636,6 1996 1.014,4 1.012,5 1.009,5 3.659,6 3.655,5 3.646,2 1997 1.949,3 1.947,8 1.945,5 5.608,8 5.603,3 S.591,7 1998 2.288,2 2.285,2 2.280,7 7.897,0 7.889,0 7.872,4 1999 2.588,5 2.585,1 2.580,0 10.485,5 10.473,6 10.452,4 2000 2.915,2 2.911,4 2.905,5 13.400,6 13.385,0 13.357,9 2001 5.294,4 3.290,1 3.283,5 16.695,0 16.675,1 16.641,4 2002 3.707,8 3.703,0 3.695,5 20.403,0 20.378,1 20.336,9 2003 4.184,9 4.179,3 4.170,8 24,587,8 "24.557,4 24.507.7 2004 4,722,0 4.718,2 4.712,4 29.309,8 29.275,7 29.220,2 2005 5.339,7 5.341,5 5.344,3 34.494,5 34.617,2 34.564.S 2006 6.005,0 6.007,0 6.010,1 40.654,4 40.624,2 40.574.6 2007 6.749,8 6.752,0 6.755,5 47.404,3 47.376,3 47.330,1 2008 7.583,5 7.586,0 7.589,8 54.987,8 54.962,3 54.919,9 2009 8.516,4 8.519,1 8.523,'3 63.504,2 63.481.4 63.443.3 2010 9.560,0 9.563,0 9.567,6 73.064,2 73.044,4 73.010,9 161. f 148 TABELA 6.4 REGIÃO NORTE CBA1XO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL RESERVA DESEJADA PELO SISTEMA INTERLIGADO EM MW FATOR DE CAPACIDADE DE TRANSISSAO EM EAT ANO 65i 75* 1001 1991 127,3 116,4 99,1 1992 206,7 191,3 167,1 1993 329,2 303,2 262,3 1994 380,8 353,9 311,6 1995 485,9 452,4 399,8 1996 632,2 587,4 517,0 1997 , 758,3 705,5 622,6 1998 935,1 868 ,3 762,8 1999 1.118,1 1.026,1_ 907,2 2000 1.306,2 1.208,8 1.055,9 2001 1.499,6 .1.386,5 1.208,8 2002 1.699,4 1.570,0 1.366,7 2003 1.904,6 1.758,5 1.528,8 N 2004 2.104,2 1.947,6 1.701,6 2005 2.284,2 2.132,2 1.893,5 2006 2.468,8 2.321,5 2.090,0 2007 2.658,1 2.515,3 2.291,1 2008 2.851,9 2.713,8 2.496,9 2009 3.050,4 2.917,0 2.707,3 2010 3.253,4 3.124,7 2.922,4 162 149 tas necessárias ao sistema somente a partir do ano 2004. Quanto à capacidade das linhas de transmissão em EAT, esta será função da capacidade de supermotorizaçao adicio nal permissível nas usinas hidrelétricas da Região Nordeste. A razão disto esta em que o custo médio de supermotorizaçao ado tado apresenta-s-5 mais favorável do que o custo da transmissão t i de ponta err. EAT da legião Norte para a Nordeste (ver capítulo IV). Oeste modo, por ser uma decisão que envolve estu dos mais detalhados dos projetos hidrelétricos construídos, em construção e disponíveis, não se definiu a capacidade das li- nhas de transmissão em EAT. Supõe-se, contudo, que esta deva possuir uma capacidade tal que permita o fluxo de energia apr£ sentado na tabela 6.2. 6.3 - ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR 0 Sistema Interligado Norte/Nordeste, caso se ye rifique a extensão do Mercado Alto como projeção para a Região Nordeste, contará no período 1990/2010 com a adição em enei* gia firme de 24,4 GW.ano e em capacidade de ponta de 35,3 GW , superiores em 37,4$ e 35,21, respectivamente ã energia firme e capacidade de ponta adicionada ao sistema pela alternativa PRO VÁVEL. Sua composição será formada por 58,71 de usinas hidrelétricas e as restantes por centrais nucleares. 0 programa de expansão proposto é apresentado na tabela 6.5. . 150 . Podem ser vistos, na tabela 6.6, os fluxos anuais de energia da Região Norte para a Nordeste. Na mesma tabela e mostrado o balanço de energia do sistema interligado. 0 balanço de ponta é apresentado na figura 6.3 on de se comparam os requisitos de ponta dos mercados com as dis ponibilidades do sistema, quantificadas de acordo com os fato .res de capacidade de transmissão em EAT de 651, 751 e 1001. De acordo com tais fatores, são apresentadas na tabela 6.7 as res servas desejadas e na tabela 6.8, os incrementos anuais (US$ IO6) e custos acumulados correntes (US$ IO6). Os resultados apresentados por esta alternativa , não alteram a seqüência ótima de construção das usinas hidrelé tricas e centrais nucleares da alternativa anterior. O que se nota no programa aqui proposto é a ante cipação da entrada em operação dos potenciais energéticos sele eionados, tendo em vista os maiores requisitos de mercado da Região Nordeste a serem consequentanente supridos. Deste modo.ob serva-se: - As usinas hidrelétricas da Região Nordeste passam a ser totalmente aproveitadas por volta de 1995, dois anos an tes que o previsto na alternativa de expansão PROVÁVEL. - A geração nucléo-elétrica é necessariamente antecipada' de 2004 para o ano 2001, sendo o adicional dos requisi- vtos de mercado basicamente supridos com a introdução no sistema de mais 8 centrais nucleares no período 2001 / 2010. Quanto â capacidade das linhas de transmissão em EAT, as mesmas razões apresentadas no item anterior são válidas para o presente caso. I Ifid TABELA 6.5 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR NONE DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MlV.ano) CAPAGIDA NOMINAL USINA FIRME(MW.a) DE ar 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 NORTE Sta.Isabel 12S8 71,4 1761 1258,0 Sto.Antônio 970 70,8 1370 249,2 720,8 Carolina 1143 51,3 2227 - 382,5 760 ,5 Itacaiúnas II 133 72,7 183 133 ,0 Itacaiunas I 87 64,4 135 87, 0 Káraraô 4030 49,8 8100 747,9 1112,8 1151,4 1017,9 Babaquara 2930 49,3 5940 171,9 1228,2 1266,7 NORDESTE Pão de Açúcar 378 54,0 700 378,0 Orocp 350 68,0 •'515 223,9 126,5 Alto Fêmeas 24 48,0 50 24 .0 Ibõ 428 71,9 595 428 ,0 Sacos 54 47,4 114 54 ,0 Gatos III 17 47,2 36 17 ,0 Gatos I 14 46,7 30 14 ,0 Araça 67 55,8 120 48 ,9 18,,1 Paratinga 207 47,0 440 207,0 (continua) m TABELA 6.5 (continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR NOME DA- 1ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MW.ano) CAPACIDA NOMINAL USINA FIRME (MW.a) DE (*) - (MW) 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 NORTE Babaquara 2930 49,3 5940 263,2 NORDESTE Nuclear I 871,5 70,0 1245 871,5 - Nuclear II 371,5 70,0 1245 107,2 763,6 Nuclear III 871,5 70,0 1245 499,5 372,0 Nuclear IV 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear V 871,5 70,0 1245 55,6 815,9 Nuclear VI 871,5 70,0 ' 1245 519,4 352,1 Nuclear VII 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear VIII 871,5 70,0 1245 147,9 723,6 Nucicar IX 871,5 70,0 1245 • 684,0 187,5 Nuclear X 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear XI 871,5 70,0 1245 384,8 486,7 Nuclear XII 871,5 70,0 1245 "871,5 Nuclear XIII 871,5 70,0 1245 121,7 749,8 Nuclear XIV 871,5 70,0 1245 766,3 105,2 Nuclear XV 871,5 70,0 1245 871,5 Nucicar XVI 871,5 70,0 1245 575,6 TABELA 6.6 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR BALANÇO DE ENERGIA - MW.ano 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 (1) REQUISITOS: Norte: 2210,4 2419,8 2629,9 2840,7 3052,3 3264,6 3477,7 3691,6 3906,2 4121,5 Nordeste 7220,6 7925,2 8665,4 9441,0-10252,0 11098,5 11980,4 12897,8 13850,6 14838,9 (2) BALANÇO ESTÁTICO (HIDROLOGIA CRITICA)! Disponibilidade: Norte 3401,7 4122,5 4S05.0 5398,5 6233,4 7346,2 8497,6 9687,4 10915,6 12182,3 Nordeste 6100,8 6324,7 6903,2 7037,0 7262,0 7262,0 7262,0 7262,0 7262,0 7262,0 Saldo Norte 1191,3 1702,7 1875,1 2557,8 3181,1 4081,6 5019,9 5995,8 7009,4 8060,8 Nordeste . -1119,8 -1600,5 -1762,6 -2404,5 -2990,2 -3836,7 -4718,7 -5636,1 -6588,8 -7577,2 (3) BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO: Fluxo Mcdio: Norte-Nordcste 1191,3 1702,7 1875,1 2557,8 3181,1 4081,6 S019,9 5995,8 7009,4 8060,8 OBS: Perdas de 61 na transmis são dt energia «t EAT. (continua:) TABELA 6.6 (continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR BALANÇO DE ENERGIA - MW.ano 2001. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2003 2009 2010 (1) REQUISITOS: Norte 4337,6 4554,5 4772,1 4990,4 5209,6 5429,4 5650,0 5871,4 6093,5 6316,4 Nordeste 15862,6 16921,8 18016,4 19146,5 20312,0 21513,0 22749,4 24021,2 25328,5 26671,3 (2) BA1JVNÇ0 ESTÉTICO (HIDROLOGIA CRÍTICA): Disponibilidade: Norte 12445,5 12445,5 12445,5 12445,5 12445,5 12445,5 12445,4 1244S.5 12445,5 12445,5 Nordeste 8240,7 9503,8 10802,9 12138,2 13509,7 14917,3 16361,1 17841,0 19357,1 20909,4 Saldo: Norte 8107,9 7891,0 7673,4 7455,1 7235,9 7016,1 6795,5 6574,1 6352,0 6129,1 Nordeste -7621,4 -7417,5 -7213,0-7007,8 -6801,7-6595,1-6387,8-6179,7-5970,9 -5761,4 (3) BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO: Fluxo Mcdio: Norte-Nordeste 8107,9 7891,0 7673,4 7455,1 7235,9 7016,1 6795,5 6574,1 6352,0 6129.1 OBS: Perdas de 61 na transmis sao de energia cm EAT 155 FIGURA 6.3 ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE 32.t «W 4»,» «W 45" SUPERIOR. BALANÇO DE PONTA- GW DISPOtllltUOADE j R. NORDESTE PREVISÃO OA CAPACIDADE INSTALADA SISTEVA INTERLICAOO N / NC 30- = !00% » 75% 6 5% «5- OISPOHIVLIDADE |. I». MORTE REQUISITOS DE PONTA. It.NORTE ANO -f r—í 1 1 1 1 ! 1 1 , T r 1990 •1995 2000 2005 £010 I I 155 TABELA 6.7 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTENATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR RESERVA DESEJADA PELO SISTEMA INTERLIGADO EM Mlí. li FATOR DE CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO BI EAT ANO 651 75% 100* 1991 295,8 270,8 231,5 1992 428,2 392,4 336,3 1993 517,9 478,6 416,7 1994 700,4 646,7 562,3 1995 880,6 813,8 708,8 1996 1.108,3 1.022,5 886,8 1997 1.344,8 1.239,4 1.073,8 1998 1.590,5 1.464,6 1.266,8 1999 1.846,0 1.698,8 1.467,5 2000 2.110,5 1.941,3 1.675,3 2001 2.348.8 2.178,5 " 1.811,0 2002 2.585,7 2.420,0 2.159,6 Jí" 2003 2.830,2 2.669,1 2.415,8 2004 3.082,3 2.925,8 2.679,7 2005 3.342,0 3.190,1 2.951,3 2006 3.609,5 3l422.1 3.230,6 2007 3.884,4 . 3.741,7 3.517,5 ..xí 2008 4.167,1 4.029.0 3.812,1 2009 4.457,3 4.323,9 4.114,3 2010 4.755,2 4.626,4 4.424,2 I 170 157 TABELA 6.8 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR INCREMENTO ANUAL CORRENTE CUSTO ACUMULADO CORRENTE (USSxlO8) (US$xlO6) ANO FATOR DE CAPACIDADE DE FATOR DE CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO EM EAT TRANSMISSÃO BI EAT 65* 751 1001 651 751 1001 . 1991 982.6 964.2 960,2 982.6 964,2 960.2 1992 550.6 594,0 547,1 1.533,2 1.513,2 1.507,3 1993 747,9 766,8 766,1 2.281,1 2.280,1 2.273,5 1994 1.035.0 1.033,0 1.029,9 3.316,1 3.313,1 3.303.4 1995 2.021,0 2.019,0 2.015,9 5.337,2 5.332,2 5.319,3 1996 2.361,5 2.358,3 2.353.4 7.698,7 7.690,4 7.672,7 1997 2.684.0 2,.680,4 2.674.7 10,.382,7 10.370,8 10.347.4 1998 3.052,1 3,.047,9 3.041.5 13.434,8 13.418,7 13.388,9 1999 3.475,7 3,.470,9 3.463,5 16..910,5 16.889,6 16.852,4 2000 3.936,8 3..931.3 3.922.9 20..847,3 20.820,9 20.775,3 2001 4.497.3 4..497,0 4.496,.6 25..344,6 25.318,0 25.271,9 2002 5.091,4 5..092,8 5.094.,9 30..436,0 30.410,8 30.366,8 2003 5.773,1 5..774,7 5.777,.0 36..209,2 36.185,4 36.143,8 2004 6.528.0 6.,530,3 6.532,,8 42.,373,2 42.715,7 42.676,7 2005 7.377.6 7.,379,2 7.382,,0 . 50.114,7 50.094,9 50.058,7 2006 8.330,5 8.,332,5 8.335,,6 58.445,2 58.427,4 58.394,3 2007 9.400,4 9.,402,6 9.406,0 67.845,6 67.830,0 67.800,4 2008 » 10.600,9 10.603,3 10.607,,1 78.446.5 78.433,4 78.407,5 2009 11.947.3 11.,950,0 11.954,,2 90.393,8 90.383,4 90.361,7 2010 13.456,9 13.459,9 13.464,5 103. 850,7 103.843,3 103.826,3 I 171 158 6.4 - ANALISE DE SENSIBILIDADE 6.4.1 - Variação dos Custos das Usinas Hidrelétricas de Babaquara, Kararaô e Araçá A) Parametrizaçao da Alternativa de Expansão Pro vávêl Os custos das hidrelétricas de Babaquara,Kararaô e Araçã de acordo cora as Hipóteses II e III já mencionadas, be_ neficiam, em ambos os casos, enormemente a geração nucleo-elê- trica, que passa a apresentar custo de energia mais competiti- vo que o de cada uma das três usinas citadas. A tabela 6.9 e 6.10 apresentam respectivamente , o programa de expansão proptàsto para o Sistema Interligado Nojr te/Nordeste e o seu balanço de energia. A figura 6.4, mostra o balanço de ponta, confer me fatores de capacidade de transmissão em EAT de 65$, 75$ e 100$. Também de acordo com tais fatores, são apresentadas na tabela 6.11, as reservas desejadas pelo sistema. Na comparação dos resultados das tabelas e figu ras aqui citadas, com os resultados apresentados para a alter- nativa de expansão PROVÁVEL, as diferenças básicas verificadas são: - A geração núcleo-eletrica passa a ser indispensável ao "sistema a partir de 1997, antecipando-se em sete anos' ao previsto na alternativa de expansão PROVÁVEL. - As usinas hidrelétricas de Babaquara, Kararaô, Araçá e Farinha não são aproveitadas, sendo Kararaô apenas ne- cessária a partir de 2007, para suprir simplesmente re_ quisit-os da Região Norte. Em decorrência, o número de I TABELA 6.9 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA NCME DA ENERGIA FATOR. DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MW.ano) CAPACIDA NCMINAL ' USINA FIFME(MW.a)DE (1) - (MW) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 NORTE Sta. Isabel 1258 71.4 1761 838,3 419,7 Sto.Antônio 970 70,8 1370 - 715,9 254,1 Carolina 1143 51,3 2227 524,5 617,5 Itacalunas II 133 72,7 183 133,0 • Itacaiúnas I 87 64,4 135 87,0 NORDESTE Pão de Açúcar 378 54,0 700 317,2 60,8 Alto Fcmeas 24 48.0 50 24,0 Orocõ 350 68,0 515 350,0 Ibo 428 71,9 595 143,1 284,9 Sacos 54 47,4 114 S4,0 Gatos III 17 47,2 36 17,0 Gatos I 14 46,7 30 14,0 • Paratinga 207 47,0 440 8,7 198,3 Nuclear I 871,5 70,0 1245 542,0 329,5 Nuclear II 871,5 70,0 1245 514,8 356,7 Nuclear III 871,5 70,0 1245 509,6 316.9 Nuclear IV 871.5 70.0 1245 526,5 ontinus) TABELA 6.9 (continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVAVEL VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA" NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MW.ano) f CAPACIDA NOMINAL •USINA I IRME(MW.a) DE (l) - (MW) 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 NORTE Kararaô 4030 49,8 8100 164,5 221.4 222.1 222.9 NORDIiSTE Nuclear IV 871.5 70,0 1245 345,0 Nuclear V 871,5 70,0 1245 565,5 306.0 Nuclear VI 871,5 70,0 1245 626,6 244,9 Nuclear VII 871,5 70,0 1245 709,8 161,7 Nuclear VIII 871,5 70,0. 1245 815,1 56,4 Nuclear IX 871,5 70,0 1245. 871,5 Nuclear X 871,5 70,0 1245 70,9 800,6 Nuclear XI 871,5 70,0 1245 220,3 651,2 Nuclear XII 871,5 70,0 1245 237,1 634,4 Nuclear XIII 871,5 70.0 1245 i 222,7 648,8 i Nuclear XIV 871,5 70,0 1245 229,7 641,8 Nuclear XV 871,5 70,0 1245 258,0 m TABELA 6.10 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA BALANÇO DE ENERGIA - MW.ano 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 CD REOUSITOS: Norte 2210,4 2419,8 2629,9 2840,7 3052,3 3264,6 3477,7 3691,6 3906,2 4121,5 Nordeste 6213,8 6728,7 7265,0 7822,7 8401,8 9002,3 9624,1 10267,4 10932,0 11618,0 (2) BALANÇO ESTÁTICOS (HIDROLOGIA CRÍTICA) • Disponibilidade: Norte 2732,8 3152,5 3868,4 4122,5 4647,0 5397,5 5484,5 5484,5 5484,5 5484,5 Nordeste 5722,8 6040;0 6100,8 6617,9 6902,8 6996,5 7736,8 8581,1 9447,4 10335,8 Saldo: Norte 522,4 732,7 1238,5 1281,8 1594,7 2132,9 2006,8 .792,9 1578,3 1363,0 Nordeste -491,0 -688,7 -1164,2 -1204,8 -1499,0 -2005,8 -1888,0 -1686,3 -1484,6 -1282,2 (3) BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO: FLUXO MÉDIO: Nortc-Nordeste 522,4 732,7 1238,5 1281,8 1594,7 2132,9 2006,8 1792,9 1578,3 1363,0 OBS: Perdas de 61 na transmits são de energia cm EAT (continua) «i/srcwts" TABELA 6.10 (continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERANUVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA BALANÇO DE ENERGIA -MW.ano 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (1) REQUISITOS: Norte 4337,6 4554,5 4772,1 4990,4 5209,6 5429,4 5650,0 5871,4 6093,5 6316,4 Nordeste 12325,3 13054,1 13804,2 14575,7 15368,6 16182,9 17018,5 17875,6 18754,0 19653,8 (2) BALANÇO ESTÁTICO (HIDROLOGIA CRÍTICA): Disponibilidade: Norte 5484,5 5484,5 5484,5 5484,5 5484,5 5484,5 5649,0 5870,4 6092,5 6315,4 Nordeste 11246,3 12178,9 13133,6 14110,4 15109,2 16130,1 17018,4 17875,5 18754,0 19653,8 Saldo: Norte 1146,9 930,0 712,4 494,1 274,9 55,1 1,0 -1,0 -1,0 -1,0 Nordeste -1079,0 -875,2 -670,6 -465,3 -259,4 -52,8 0 0 0 0 (3) BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO: Fluxo Médio: 1146,9 930,0 712,4 494,1 274,9 55,1 0 0 0 0 Norte-Nordeste OBS: Perdas de 61 na transmis são de energia cm EAT 163 FIGURA 6.4 O PARAMETRIZAÇÂO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA , fíi KARARAÔ E ARAÇA'. BALANÇO DE PONTA - GW sa PREVISÃO 005 REQUISITOS DE PONTA DO NORTE/ NORDESTE 30 PREVISÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DISPONIBILIDADE NO SISTEMA INTERLIGADO H/NE «.NORDESTE FCT = 100% FCT= 75% FCT= 65% DISPONIBILIDADE R. NORTE PREVISÃO OOS REOUISITOS OE PONTA- R. NORTE ANO 1990 1995 2000 2005 2010 o r ir? m 164. TABELA6.il REGIÃO KCRTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE RABAQUARA, KARARAO E ARAÇÂ" RESERVA DESEJADA PELO SISTEMA INTERLIGADO EM Mlí. ANO FATOR DE CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO .EM EAT 651 751 1001 1991 127,3 116,4 99,1 1992 206,7 191,3 167,1 1993 329,2 303,2 262,3 1994 380,8 353,9 311,6 1995 485,9 452,4 399,8 1996 632,3 587,5 517,1 1997 751,2 709,0 642,7 1998 1 898,9 861,2 802,0 1999 1.051,2 1.018,1 966,0 2000 1.208,2 1.179,6 1.134,5 2001 1.369,8 1.345,7 1.307,8 2002 1.535,9 1.516,4 1.485,7 2003 1.706,7 1.691,7 1.668,2 2004 1.882,1 1.871,7 1.855,4 2005 2.062,1 2.056,3 2.047,2 2006 2.246,8 2.245,6 2.243,7 2007 2.441,4 2.441,4 2,441,4 2008 2.642,5 2.642,S 2.642,5 2008 2.848,3 2,848,3 2.848,3 2010 3.058,7 3.058,7 3.058,7 m 165 centrais nucleares previsto na alternativa PROVÁVEL,pa£ sa de 8 para 15, neste caso. - A Região Nordeste passa a ficar auto-suficiente era tor nos de energia a partir do ano 2007. Em termos de ponta, por razões semelhantes as apresentadas no item 6.2, ap£ nas estudos mais minuciosos poderão dizer se esta auto- suficiência e interessante economicamente. - Hã o aumento da reserva desejada pelo sistema, o que e ra de se esperar, visto que o percentual aplicado ãs nu cieares é superior ao aplicado as hidrelétricas. Nota-se, portanto, quo caso as Hipóteses citadas » sejam confirmadas, a geração nücleo-eiétrica estará altamente fa vorecida na Região Nordeste. B) Parametrização da Alternativa de Expansão Limi te Superior Os resultados encontrados apresentaram comporta- mento semelhante aos obtidos no caso anterior, onde a geração nScleo-elétrica se mostra mais competitiva com relação as usjl nas hidrelétricas de Babaquara, Kararaô e Araçá, caso estas usi_ nas tenham seus custos calculados de acordo com qualquer unia das Hipóteses II e III efetuadas. O programa de expansão proposto para o sistema ejs tudado e o seu balanço de energia são mostrados respectivamente nas tabelas 6.12 e 6.13. A fig. 6.5 apresenta o balanço de ponta e a tabe- la 6.14, as reservas desejadas pelo sistema de acordo com fato- res de capacidade de transmissão em EAT de 651, 751 e 1001. A comparação dos resultados deste caso, com os ji presentados para a alternativa base LIMITE SUPERIOR, mostra as I 179 ! ..«• TABELA 6.12 PEGIÍO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇÃO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MW.ano) CAPACIDA NOMINAL USINA FIRME OW. a) DE (1) " QM) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998' 1999 2000 NORTE Sta.Isabel 1258 71,4 1761 1258,0 Sto. Antônio 970 70,8 1370 249,2 720,8 Carolina 1143 51,3 2227 382,5 760,5 Itacaiúnas II 133 72,7 - 183 133,0 Itacaiúnas I 87 64,4 135 87,0 NORDESTE Pão de Açúcar 378 54,0 700 378,0 Orocõ 350 68,0 515 223,9 126,1 Alto Fêmeas 24 48,0 50 24,0 Ibõ 428 71,9 595 428,0 Sacos 54 47,4 114 54,0 Gatos III 17 47,2 36 17,0 Gatos I 14 46,7 30 14,0 Paratinga 207 47,0 440 48,0 158,1 1 Nuclear I 871,5 70,0 1245 770,0 101,5 Nuclear II 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear III 871,5 70,0 1245 73,1 798,4 Nuclear IV 871,5 70,0 1245 283,8 587,7 Nuclear V 871,5 70,0 1245 530,7 340,8 Nuclear VI 871,5 ' 70,0 1245 813,8 57,7 Nuclear VII 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear VIII 871,5 70,0 1245 261,5 (continua) TABELA 6.12(continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇÃO DE ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA (MW.ano) CAPACIÜA NCMINAL USINA FIRME (MW.a) DE (%) ~ (MW) 2001 2002 2003 200.4 2005 2006 2007 2008 2009 ' 2010 NORTE Kararaõ 4030 49,8 8100 164,5 221,4 222,1 222,9 NORDESTE m Nuclear VIII 871,5 70,0 1245 610,0 Nuclear IX 871,5 70,0 1245 616,8 254,7 Nuclear X 871,5 70,0 1245 87155 Nuclear XI 871,5 70,0 1245 136,9 734,6 Nuclear XII 871,5 70,0 1245 564,5 307,0 • Nuclear XIII 871,5 70,0. 1245. 871,5 Nuclear XIV 871.S 70,0 1245 1S6,8 714,7 Nuclear XV 871,5 70,0 1245 656,8 214,7 Nuclear XVI 871,5 70,0 1245 , " «71,5 Nuclear XVII 871,5 70,0 1245 i 321,4 550,1 Nuclear XVIII 871,5 70,0 1245 739,1 132,4 Nuclear XIX 871,5 70,0 1245 ; 871,5 Nuclear XX 871,5 70,0 1245 267 ,9 603,6 Nuclear XXI 871,5 70,0 1245 • • 703,7 167,8 Nuclear XXII 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear XXIII 871,5 70,0 1245 303,5 TABELA 6.13 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DCS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA BALANÇO DE ENERGIA-MW. ano 1991 1992 1993 1994 1995 199Ô 1997 1998 1999 2000 (1) REQUISITOS: Norte 2210,4 2419,8 2629,9 2840,7 3052,3 3264,6 3477,7 3691,6 3906,2 4121,5 Nordeste 7220,6 7925,2 8665,4 9441,0 10252,0 11098,5 11980,4 12897,8 13850,6 14838,9 (2) BALANÇO ESTÁTICO (HIDROLOGIA CRÍTICA) : Disponibilidade: Norte 3401,7 4122,5 4505,0 5398,5 5485,5 5485,5 5485,5 5485,5 5485,5 5485,5 Nordeste 6100,8 6324,7 6902,8 7036,7 7964,8 9010,9 10093,1 11211,5 12366,1 13556,8 Saldo Norte 1191,3 1702,7 1875,1 ,2557,8 2433,2 2220,9 2007,8 1793,9 1579,3 1364,0 Nordeste -1119,8 -1600,5 -1762,6 r2404,3 •2287,2 -2087,6 -1887,3 -1686,3 -1484,5 -1282,2 (3) BALANÇO DINÂMICO CONJUNTO: Fluxo Mcdio: Norte-Nordeste 1191,3 1702,7 1875,1 2557,8 2433,2 2220,9 2007,8 1793,9 1579,3 1364,0 (continua) TABELA 6.13 (Continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E PARAMETRIZAÇAQ DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAO E ARAÇA BALANÇO DE ENERGIA-MW. ano 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (1) REQUISITOS: Norte 4337,6 4554,5 4772,1 4990,4 5209,6 5429,4 5650,0 5871,4 6093,5 6316,4 Nordeste 15862,6 16921,8 18016,4 19146,5 20312,0 21513,0 22749,4 24021,2 25328,5 26671,3 (2) BALANÇO ESTÁTICO (HIDROIJOGIA CRÍTICA): Disponibilidade: Norte 5485,5 5485,5 5485,5 5485,5 5485,5 5485,5 5650,0 5871,4 6093,5 6316,4 Nordeste 14783,6 16046,7 17345,8 18681,1 20052,6 21460,2 22749,4 24021,2 25328,5 26671,3 Saldo: Norte • 1147,9 931,00 713,4 4 495,11 275,9 56,56,1 0 0 0 0 Nordeste -1079.-1079,0 -875.-875,1 -670.-670,6 -465.-465,4 -259.-259,3 -52,-52.77 0 0 0 0 (3) BALANÇO DINMCO CONJUNTO: Fluxo Mcdio Norte Nordeste 1147,9 931,0 713,4 495,1 275,9 . 56,1 S s 170 FIGURA 6- 5 O PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DOS CUSTOS DAS HIDRELÉTRICAS DE BABAQUARA, KARARAÔ E ARAÇA' BALANÇO DE PONTA- GW OISPONUILIOAOE R. NOROESTE PREVISÃO OOS REOW3ITO3 OE PONTA 00 NORTE/ NOMOESTE 304 FCT» 100 % FCTs 75% FCTs 65% 15-1 BISPOMIIUDAOE R.NORTE \ PREVISÃO DOS REQUISITOS OE PONTA. R. NORTE —, ANO 1990 1995 2000 2005 2010 gas»*» TABELA 6.14 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE -^ PARAMETRIZAÇRO DA ALTERNATIVA DE EXPANSSD LIMITE |" SUPERIOR I VARIAÇSO DOS CUSTOS DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE ft BABAQUARA, KARARAÕ E ARAÇA" & RESERVA DESEJADA PELO SISTEMA INTERLIGADO EM MW f: AíiQ FATOR DE CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO EM EAT 654 75t 1001 1991 295,8 270.8 231,5 1992 428.2 392,4 336,3 1993 517.9 478,6 416,7 1994 701.0 647,3 562,9 1995 865.5 814,4 734,1 1996 1.056.6 1.010,0 936,7 1997 1.255,4 1.213.2 1.147,0 1998 1.461,8 1.424,1 1.364,9 1999 1.675,8 1.642.7 1.590,0 2000 1.897,5 1.868,8 1.823,8 2001 2.126,7 2.102.6 2.064,8 2002 2Í363.6 2.344,1 2.313,4 2003 2.608.1 2.593,2 2.569,6 2004 2.860,3 2.849,9 2.833,5 2005 3.120,0 3.114,2 3.10S.1 2006 3.387,4 3.386,2 3.384,4 2007 3.667,8 3.667,8 3.667,8 2008 3.957,7 3.957,7 * 3.957,7 2009 4.255,3 4.255,3 4.255,3 2010 4.560,4 4.560,4 4.560,4 172. seguintes diferenças básicas: - As centrais nucleares passarão a entrar em operação no sistema era 1995, seis anos mais cedo que o previsto na alternativa base LIMITE SUPERIOR. - Em decorrência da competitividade da geração nücleo-ele trica com relação ãs usinas hidrelétricas citadas, o nu mero previsto de 16 nucleares na alternativa base aumen ta para 23. - As usinas de Babaquara, Araçã e Farinha não são aprovei^ tadas, sendo a entrada de Kararaô deslocada de 1995 pji ra o ano 2007, apenas para suprir requisitos da Região' Norte. - A Região Nordeste fica auto-suficiente em energia a par tir de 2007. - Há o aumento da reserva desejada, se comparada com a al_ ternativa base. Como se pode ver, os condi ei onantes impostos a es_ te caso apresentam a geração níícleo-elétrica grandemente favortí cida na Região Nordeste, de modo semelhante ao apresentado no caso anterior. 6.4.2 - Variação da Taxa de Atualização A variação da taxa de atualização aplicada ãs usi^ nas hidrelétricas de 101 para 71, seguida da parametrizaçao dos custos das usinas de Babaquara, Kararaô e Araçã, não apresentou mudanças significativas nas alternativas de expansão PROVÁVEL e LIMITE SUPERIOR. ' A parametrização dos custos destas três usinas se gundo as Hipóteses I, II e III já mencionadas não sera comenta- I A.2 * i 173 da, tendo cm vista os resultados obtidos terem sido idênticos pja ra qualquer uma destas Hipóteses. A) Parametrização da Alternativa de Expansão Pro- vável 0 programa de expansão proposto, é" apresentado na tabela 6.1S. Na comparação dos resultados mostrados na tabela 6.1 com os da tabela 6.15, a única diferença constatada foi a inversão de prioridade da usina hidrelétrica Farinha com relj* ção as centrais nucleares. Contudo, a entrada em operação desta hidrelétrica, antes das centrais nucleares, não dominui significativamente as solicitações do sistema pela geração núcleo-elétrica, que contji nua a ser necessária no ano 2004, em conseqüência de a usina Fa « rinha possuir baixa capacidade C°9MW). Quanto ao balanço de energia e ponta, estes fica- ram praticamente inalterados. B) Parametrização da Alternativa de Expansão Lind te Superior A tabela 6.16 mostra o programa de expansão pro- posto, considerando a nova restrição. Na comparação dos resultados da tabela 6.5 com os da tabela 6.16, a mesma mudança na seqüência õtima de constru- ção dos potenciais energéticos, percebida no caso anterior é constatada neste caso. Contudo, a inversão de prioridade da usina Farinha com relação à central nuclear não mudou, aqui também, a data de entrada no sistema da geração núcleo-elétrica, que de acordo «MO O/» .N|J TABELA 6.15 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DA TAXA DE ATUALIZAÇÃO NOME DA ENERGIA -FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA - MW.ano CAPACIDA NOMINAL USINA FIRME (MW. a) DE (I) ~ (MW) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 NORTIS: Sta.Isabel 1258 71,4 1761 436,1 757,2 64,7 Sto.Antônio 970 70,8 1370 690,4 279,6 Carolina 1143 51,3 2227 452,2 690,8 Itacaiunas II 133 72,7 183 133,0 Itacaiunas I 87 64,4 135 87,0 Kararaô 4030 49,8 8100 505,4 898,1 921,6 945,1 NORDESTE: Pão de Açúcar 378 54,0 700 378,0 Alto Fêmeas 24 48,0 50 24,0 Sacos 54 47,4 114 54,0 Orocõ 350 68,0 515 350,0 Ibo 428 71,9 595 89,1 338,9 Gatos I 14 46,7 30 14,0 Gatos III 17 47,2 36 17,0 Paratinga 207 47,0 440 8,7 198,3 Araçá 67 55,8 120 67,0 (continua) TABELA b>15 (Continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL VARIAÇÃO DA TAXA DE ATUALIZAÇÃO NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA - MW.ano USINA FIRME (MW. a) CAPACIDA NOMINAL DE (%) "" (MW) 2001 2002 2003 '2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 NORTE Kararaô 4030,0 49,8 8100 759,8 Babaquara 2930,0 49,3 5940 208,9 "992,1 1015,6 713,4 Farinha 39,0 56,5 69 39,0 NORDESTE Nuclear I 871,5 70,0 1245 269,5 602,0 Nuclear II 871,5 70,0 1245 396,9 501,6 Nuclear III 871,5 70,0 1245 519,3 352,2 Nuclear IV 871,5 70,0 1245 690,8 180,7 Nuclear V 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear VI 871,5 70,0 1245 12,9 858,6 Nuclear VII 871,5 70,0 1245 228,6 642,9 Nuclear VIII 871,5 70,0 1245 466,4 TABELA 6.16 REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGÜIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DA TAXA DE ATUALIZAÇÃO NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA MW.ano CAPACIDA NOMINAL USINA FIRME (MW. a) DE (\) - (MW) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 NORTE Sta.Isabel 1258 71,4 1761 1258,0 Sto.Antônio 970 70,8 1370 233,6 746,4 Carolina 1143 51,3 2227 310,1 832,9 Itacaiünas II 133 72,7 183 133,0 Itacaiunas I 87 64,4 135 87,0 Kararaô 4030 49.8 8100 747,9 1112,8 1151,4 1017,9 Babaquara 2930 49,3 5940 171,9 1228.2 1266,7 NOUDESTE Alto Fêmeas 24 48,0 50 24,0 Pão de Açúcar 378 54,0 700 378,0 Orocõ 350 68,0 515 199,9 150,1 Sacos 54 47,4 114 54,0 IbS 428 71,9 595 428,0 Gatos I 14 46,7 30 14,0 Gatos III 17 47,2 36 17,0 Paratinga 207 47,0 440 48,9 158,1 Araça 67 55.8 120 TABELA 6.16 (continuação) REGIÃO NORTE (BAIXO TOCANTINS/ARAGUAIA) E NORDESTE PARAMETRIZAÇAO DA ALTERNATIVA DE EXPANSÃO LIMITE SUPERIOR VARIAÇÃO DA TAXA DE ATUALIZAÇÃO NOME DA ENERGIA FATOR DE CAPACIDADE ENERGIA FIRME ADICIONADA AO SISTEMA MU. mo USINA FIRME(MW.a) CAPACIDA NOMINAL 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 DE C« " (MW) NORTE Babaquara 2930 49,3 5940 263,2 Farinha 3S 56,5 69 39,0 NORDESTE Nuclear I 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear II 871,5 70,0 1245 71,3 800,2 Nuclear III 871,5 70,0 1245 462,8 408,7 Nuclear IV 871,5 70.0 1245 871,5 Nuclear V 871,5 70,0 1245 19,0 852,5 Nuclear VI 871,5 70,0 1245 482,8 388,7 Nuclear VII 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear VIII 871,5 70,0 1245 111,2 760,3 Nuclear IX 871,5 70,0 1245 647,4 224,1 Nuclear X 871,S 70,0 1245 871,5 Nuclear XI 871,5 70,0 1245 348,2 523,3 Nuclear XII 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear XIII 871,5 70,0 1245 85,1 786,4 Nuclear XIV 871,5 70,0 1245 729,8 141,7 Nuclear XV 871,5 70,0 1245 871,5 Nuclear XVI 871,5 70,0 1245 539,0 178 cora a alternativa de expansão LIMITE SUPERIOR é prevista para o ano 2001. O balanço de energia e ponta neste caso, também, per maneceram praticamente inalterados. 6.5 - CONCLUSÕES FINAIS Dos resultados apresentados neste capítulo, obsejr va-se que, além das previsões dos requisitos de mercado, a data de entrada era operação da primeira central nuclear no sistema é extremamente dependente da competitividade das nucleares com re lação as usinas hidrelétricas de Babaquara e Kararaô, principajl mente. 0 período 2001/2004, determinado a partir das alternativas de expansão PROVÁVEL e LIMITE SUPERIOR, é conside- rado o mais provável para a entrada da geração núcleo-elétrica' no Sistema Interligado Norte/Nordeste, que corresponde ã hipote se de competitividade', com exceção da usina Farinha, de todos os potenciais hidrelétricos selecionados com relação a central* nuclear considerada. Através da analise de sensibilidade efetuada,dois outros períodos foram definidos; são eles: A) 0 período 1995/1997, considerado muito favorável ã g£ ração nucleo-elétrica, pois os custos de energia das usinas hidrelétricas de Babaquera, Kararaô e Araçá são supostos superiores ao custo de energia de origem nu clear. B) O período 2001/2004 ein que, embora idêntico ao período mais provável, a primeira central nuclear sô entrara no sistema após a entrada de todas as hidrelétricas sele- 179 cionadas. Este e ura caso pouco provável, tendo em vista o alto custo da usina Farinha; esta usina, no entanto, não altera a solução do problema por ser de pequeno porte (69 MW). .Deve-se atentar para o caso especial da Região ' Nordeste, cujos potenciais hidrelétricos, em quaisquer casos £ cima citados, sempre aparecem totalmente aproveitados em mea- dos da próxima década. Este trabalho deve ser considerado preliminar e a ele devem se seguir estudos mais detalhados, principalmente' tendo em vista as seguintes considerações: - A energia firme determinada a partir do período hidro- lõgico crítico, como sendo o indicador de maxima quan- tidade de energia garantida pelos potenciais hidrelétri cos e por demais pessimista, visto que as afluências ' tendem a ser sempre maiores que as ocorridas no referi_ do período. ;i - A simulação operacional do sistema após" a introdução de 61? •tm um novo projeto hidrelétrico é de grande importância na determinação do incremento em energia firme obtido com a sua operação integrada no sistema, tendo em vista os incrementos adicionados com sua operação isolada serem sempre menores. - Todos os resultados apresentados supõem os Sistemas In terligados Norte/Nordeste e Sul/Sudeste isolados, em decorrência das incertezas existentes à integração en tre os dois. - Um aspecto de grande importância, na definição da se_ quência ótima de construção, esta ligado a análise mi_ nunciosa do sistema de transmissão. 180. 0 principal condicionante a expansão de um parque de ge ração são os requisitos do mercado que se deve suprir. Assim, e necessário fazer o acompanhamento da evolução' dos requisitos a fim de introduzir as correções, amplia ções ou reduções, que se fizerem necessárias. I BIBLIOGRAFIA 1. ELETROBRÃS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Referên- cias econometTicas para o planejamento. Rio de Janeiro, Junho 1979. 2. . Plano de atendimento aos requisitos de energia elétrica até 1995. Rio de Janeiro, Agosto 1979, 3. NIE, Norman H. SPSS, statistical package for the social sciences. New York, McGraw-Hill, 1975. 4. IBM •«• International Business Machines Corporation. MPSX» mathematical programming system extended. New York,Agos_ to 1973. 5. ELETROBRÃS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Metodolo- gia para o planejamento da expansão do sistema elétrico brasileiro. Rio de Janeiro, Outubro 1978. 6. ELETRONORTE - CentTais Elétricas do Norte do Brasil S.A. Relatório da eletronorte de 1973 a 1977. Brasília, 1978. 7. ELETROBRÃS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Mercado de energia elétrica: 1978/1993. 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C p ceccerro — c i'~ * r- r* 7 s. t» -j c V •^ ire ••jr m u y jt jf c*ft* ^ • c 1*" ^* X r ? r •t — c V ; :••« r 7 r- rr • =. t- • •"IT t r t • : • i. |i -• u ir e P • •-í V? n *• r CUKfcLATIWJ CO£»-HCitNll. A VAlüfc UP W.ÜOObO li. fKI li- A LUci-1-lUtNI LÍ.C.NUI Ce O 2 es ANliZ AI4Ú1 htiiü o S < 5u oi I . RLURtSSAO KLC. t/t tNI R&IA EM AN&l t AN01**2 #K. NCRCtLTti» • O7/X1/8O PAGE FiLfc CHLSÍ- (fckLATICN t/Alt s C7/1Í/L0) « i-UKNiCJhLNIO' LM.OROSSO E MLRCÁbO PRÓPRIO » *•«**«.»«. *•«.*«**<**«•* + •* MÜLTlfLc KLOKcSi.lüN ••*» VAK1/.&L1; LU bKÍ.iiLN LU OtfLNÜtNT VMKlAbLL.. . KL&IÜ Ktt, Ct UVukblà MW.ANü í,Llük HtilUtNClAL V;jtlALLtlií tNTfcfttD UN ÍTLP NüMbtR 1.. «c;2 ANUI ANU - ÍV70 tLUILt i» MIAN I 33 V>. àt.UAKL Kci.hi.ií.iiíiUUN Ud?7 ktí.íUOAL i.. > 53 tl K 23. u õ tf ^ < 5 cbUATluN — VARIABLES NOT 1U TMt LfcUAUCH — Cl o iTt> LKhOtv b VAKIAbLfc BETA IN . PARTIAL TU.tHANC.fc M . C.Uobl 2i tUil«STANT> 60.6LI-V « s i4Ltl.uii.Hli M.Í.. U. UuhOiA lh «t4l.l I MUt/l««l •'•'• NIMI.JU 07/li/UU F*LL tHcSI- (tKLAUtH U<.'»'w «- t»7/l*/«U) » »-ÜKNi t IMtNlU LM tKLLlü L MtKLAlb FKUHklU « . *«*»*•*'«.*.************** MULTIPLE KC-GKliSSlUN **•*« VAhlA< LIST hOKtiii LliT DtHLNLbNT VaKlADLt.. KtblÜ ntC Dt tNuKblA MM.ANU itlbK Kulit-LNClAL tUhMAhV lAtLt a s V**.lA..Lb MULTlPLt R K itL'AKfc RiO tKANGE SIMPLE R os t AiiJ2 U.b7U.9i>b7!!> 0.973t>7 0.V7367 0."7962.1 b.Woo2 At«3 - 1970 bü.bbltV U i < W4 o S 2 S « 5 KEÜ. OE ENuRGIA tM ANül È ANU1»*2 *-R. NURLcbTtif 07/11/80 PAGt **••• REuRESalCN ^O^ bVILi. WuKKil-ACL lf4CLUUl\G RcSlUliA-LS ***** / HI0 OATACENTRO RIO OATACENTRO Iff CIA DMIViRSICAOE CATÓLICA 00 RIO OE JANSIRO PONTIIICIA UNIVERSIDADE CATÓLICA 00 R.IO DE JANEIRO ft 50 t-> O • •n ^ w r P rf l» C i: r- c CITi «A'P I- frf'" "JC V f'•"••C V* Z > 1-' O c- c * *^ » • tr C IV t«- c • s» f o rr rr tn ' "C r- e? ii c .o »*—• cc c T V t c N # v 03 O *"£ * c rr * o * r" êc •c o c m r- * r * M • c O * * * * . .'«í. Ru.heii.AU K-C Ufc tM.rtWA LM «.Mui ii A Kb li** 2 f 4LL CHLil- UhUnUUN bAI t. <- u7/li/CO) KMWtC IMwN I ü LM OkLiib t KkKtAOC PkUMUG # S ' A VALbfc l)H V9.UUÜO0 1J ^ 5 Ir A tCtt-HtlLI4l IM1MUT U s «NtU ANC.l CUKtK a | o | «j •*%& .1. FUGM.5SAU RLO. Dt LNLKO1A LM ANtl t '2 «K. NlPUi&H» 07/11/eO PAGt 9 ' PiLc-'. LHcSr- IthufcUlU úATi: = OV/li/tU) N t-unMLClMi-NlO tH LKtiiü L HfcKCAtÜ PkÜCKiO # "i = DLfLHi.tNT VÀKlAtLt.. CLHLK htU. Ufa tNLK(,iA HW.MNU SLTOR LOHLKC1AL 2 VAKlAhLtUI ENTtRtÜ ÜH ÍTIH NLhttR 1.. ANL2 MUI ANÜ - 1V70 o e 2 g MLLllrLi K UK VARlAUtt bt- . SUM OH „. HtAN •d. • . *,11O3*.OIOU AUitn «I - k i • ?! - VARlAüCcS NLT IN THc tCUA.UON Í.IL- i.Khbn i> VARIABLE' ' bfeTÁ IN .PARTIAL ' TliLcHANCb . • o 1..36Í61 tc • lbL»«STAHT) dS.ictii1* ül 3 ALL VAKiAULt!» AKfc 111 ;tHL •i-1 •>•...,. htQ. lit LNUtvOlA trt fcNül E *KUi*»c hh. 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NIKljtSIL ' ' 07/11/80 PAGE 16 I.HLÍI- Ü..Tt * U7/H/L0) » HUhiVttlrtLN 10 L,H GKL^iU t PKCPR10 fr 1 ' í ' Llil 1 V**»***?*:** ••'•bLTit'Li: K L Ü' r. c j i i 1/ N * » * • » Liil I ULI-L.UL.UWI OKAKA ufclw. ÜL t-UHT* Lh HW MtKCwbU HKLGKAMACAÜ j ' SUHMAKV TALLt V.klA.Lt ' I'.ULTlHLt k k UOAkt RSL CHANGE SINPLE ft • b G.'.Vt tu .V5V2 0.VÇ660 «NU - IV 70 .Ü.V9V7S. U.0U23U S9 < o O 5 «• »••.." ..I U-i M-lj. Uw fVUIA Cf. Í..H.1 L »l>Ui» *»•••» ttS hüKKiPACfc lNtUUtllNtt RfcSiOUALS ••••* S O o Si o •£ < 5 i- " 2 s M.GÍ.LÍ.1A0 OwS REC. Uk PUUA Ef. AH ti c AN0i*->i K. UL.KDc5.Tt , 07/11/80 PAGE 18 UU&t-. (Lhl-AliüN D*U - l>7/ii/bUI « 1-UMi.ClHlNTU £H IKOS1.Ü E PKOPRJü ibuo.vob -t'/.UOiiMO LU •a -It .•!•.d J O s -lit .. tV1 tf 5 < ;ü. 3IISIIAII K 10 11.•.!•). O e . 4U.<>uc:-7 -'•(.. i - J >S BC tí I;.-;.tit • ti VI.O1..Í. 5 . u lull .Jl i • íi li> ^ ,,_ ^ :..„..,..,,,..„ tNU tf «bb. UU.Ohi. HIM DtllUvU. 52 < S I è J; SUIJSTICAL I'AtKAOli I'LU IMu iUIAL 07/n/flo PAGc. 1 IMVM. 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VADIAituE LIST ANOl.ctgQliNE.REOPDANOl.ctgQliNE.REOPDN INPUT FORMAT F1CO(F30?F60F1XCO(F3.0,?F6.0)) < A.CCOROINO TO YOUR INPUT FORMAT, VARIAULES ARE TO BE READ AS FCLLOtS VAF1AHLE FOPMAT RECORD COLUMNS ANC4 F 3. 0 I- F. 0. 0 4- RECPON F 6. 0 10- a IS CC THE INPUT FORMAT PROVIOCi F3R 3 VAPIAOLES. 3 WILL'SE REAO IT PROVIDES FOR I •iltUUOr, I'CARDS*) PCP CASE. A MAXIMUM OF 15 'COLUMNS' ARE USED ON * RECORD. INPUT MEOIUM CARD Ss ANO - 1970/ VAR LAJCLS ANUÍ, • REQUISITOS OE ENERGIA ED MW.ANO/ RfcOENE, FCOUtSITGS OE PONTA EM ¥ READ IHI'UT DATA REGRESSÃO UÜS (SEU. DE ENERGIA E PONTA EM ANQI E ANOI**2 07/2*/tO PAGE FILE R..NURTE ICREATIOM JATE • 07/ZH/BO) 0 CELPA - SISTEMA INTERLIGADO OE BELÉM * CORHELArlON COEFFICIENTS A VALUE CP 49.00000 IS PRINTED IF A COEFFICIENT CANNOT (Id COMPUTED. I AKO? ANOI REOCNE AM02 • i.ooooo 0.9-jina 0.990«2 ANOi . o.íiyioa i.ojooo O.VVXTS si REOENE 0.99942 0.9*172 1.00000 o S si i l l •Ánm:.~a-m'.ttsrVm#iiL,j^.: ::. .::wn- t^VSi , ^ ,»>[*-*" - MULTIPLE; R ANALYSIS OF VABIASCE OF SUM CP SCUARES MEAN SQUARE. Q SlUAOfi O. REGRESSION , 2. 226820.04796 ll«IIS.0?J98 AJJUSTCO R iiQUMtf? 0.0'HOJ I8.B99S8 STANIMMU ER"tOS , 4.3 7 tsJ REGRESSÃO ÜÜS KCO. OE ENGPvilA E PONTA EM ANOI G ANOI**2 07/21/(0 PACE FILK . R..NORTE (CREATION OATE • 07/P4/00) « CELPA - SISTfiMA INTEPLIGAOO OE OELEM,* tt*t**0*t)«t*,************ MULTIPLY REGRESSION 4***4 -VADIA0LC LIST 1 REGRESSION DEPENDENT VARIABLE.. REUENG • PEOUISITOS DE CNbRGIA EM MW.ANO SUMMARY TABLE BETA Q a VARIAQLE ' MULTIPLE P '° SOUAPE RSO CHANGE SlfPtí P na . 0.9994? 0.94803 0.99803 C.9«942 0.67Í3I7Z 0.97363 AN 0.61032 72 0.03S79 «NOÍ ' ANO - 1970 0.99943 0.94884 0.00001 O.9«I7? •2.8479* tCONSTANTI U Õ <. 5 i- « SI 21 a REGRESSÃO OOS TOO. DE ENKRíilA B PONTA. EM ANO» 6 ANOI**í' ' ' . • . 07/94/(0 PACE ***** REGRESSION PROBLEM REQUIRES • 336BVTES WORKSPACE INCLUDING .RESIDUALS ***** Ia 5 3 Ü « SSi REGRESSÃO 005 PEO. Oi: ENCR.il A E PONTA EM ANUI E ANOI**? . • 07/34/CO PAGE FILE R..NORTE ICUCATION OATE » 07/?4/00) • CELPA - SISTEMA INTERLIGADO DE DELEM * MU-T.fP.LE REGRESSION *•••'. DEPENDENT VARIABLE: FROM VARIAULE LIST .1 i REGRESSION LIST 1 s - 03SERVEU PREDICTtS PLOT OF STAhOARDIZEO RESIDUAL o s SEQNUM BC0EUE P.ES13UAL -2.0 -I.0 ' CO 1.0 2.0 «9.00000 -3.79Ha7í es 2 II1.3Ü00 II6.1H30 -4,nd2VJT 131.1000 130.01(9 O,I'I'JU773 '4 150.1000 146.9055 3.II44S4 53 164.40-líl 5 «3Vb1yS o õ a ÍQ2.Q000 1(13.1607 9.DJ3JI7 l« ?03.?74? 3 «6?'i /HU 223;4>)00 2?4.7?64 -1 .370373 743.4030 74 7. â?3P —4.17Jlb7 2'H 10 271,6646 -4,0b4 7JI> ti 797.150b -3,B'J0««7 2l ia 3PJ.O.1I? -3.IUIU44 « f 13 túo.nQJo 1S7. l'.if>5 — C . 1 3'JO:!U s 14 3UI.00OO 3m.b7b5 ' -0.6 766466. 15 414.0000 419.^410 1 .4S07S3 16 446.1^39 41H.7SJ? l.«1)J?2 l» 400. •»««/'< 470.304? 07/11/4) (J HAUfc 7 TiANifALt h.lUlKbL.. o ' 1 TKAIIÍI-UÍ.HATJWJ:.- • Ú KiC-Uu «MLUI-V * Ltvb VII 2 ' t*0 1m:. Mii'tJiKtu.. ' t....j I i a hb'l *•*•• HLGKtLSAO Obi RtO. Lt LNU.oW. t PLNtA LH ANLl t ANCI.1*'£ ' ' 07/11/bO PAGb • t> FJLt iv. ((.KuATUH UKK ' C7/11/L0) NÜKU fr ILLPA - MSTLH.. 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ALLOWS FOR.. 100 TRANSFORMATIONS HORKSPACe 10000 EXTEi 4)0 RECOOE VALUES • L/G VARtAGLES TRA^SPACE 10000 e^TKS 1600 IF/COMPUTE CPERAT 1CNS BCK NAME nEGRESSAO DOS REO. DE ENERGIA E PCNTA EH u.r ior_' I G «10 . -as .-:U'3>.--^:^.,.. RtAI> INPUT DATA Cf/12/tC PAGE 2 ''^'^•^"Q, ;ii^»y.vV,ys,.tXv;;vfi..,,.. • ,;,;.,,,,.. „-, _ REGRESSAC uus sao. De.eNcnatA e PONTA CM ANOI E ANOI«« . , PACE Pit.?" R. (CREATION UATE "09/13/80» NORTE » ELETRQNCfiTE - >ERCADC FFCFCfC « CORREI AT ICN CCCFFtCIRMS * VALUE en *9,eo»on is POINTED IP » ceeM>»c«èVT CAMCI RS CCMPUTED. S9 A NO I' REQENE 0.9)021 Í.9921* O ". ANO I 1.-JJO00 9.09Ú39 RECSNB 0,"»*639 I .10000 2 á REGRESSÃO OÜS =60. OE EN'-OtiM E PONTA EM AN01 E AN0l**2 Cf/13/(C PAGE FILE R. (CRGATIQM OATE * 09/13/00) NOBTS • ELÊTHONCTE - kERCACC PBCPR10 * • •»*4**«**»*« •«**»«**** MULTIPLE REGRESSION «««< VARIASLE L-ISt REGRESSICN LIST DEPENDENT VARIABLE.. »'!OENE REQUISITOS DE ENERCIA EM Mw.ANO VARtAOLECSI ENTECHD CN 7TKC NUMIICR 1.. ANOZ AKOI ANO - 19 70 MULTIOL6 R fl.«O64j ANALYSIS OF VARIANCE SUM CF ECt/PfE MEAN SCUAOE I- S R SOUAQi: O.flO^na REGRESSION 5 *LL VARIABbbS IN EJUATION RBQi DC- ENERGIA 6 PONTA EM AM31 E ANOI*«2 «MS/Í0 PÍLB (CREATION OATE • 09/13/00) NORTE » ELETRQNCPTE - «RCACC FFCFR10 • VARIAELE LIST 1 • **•*••«**. «••'*•••'•••••• MULTIPLE REGRESSION i * * RBGRESSIC* LIST l OEPENOENT VARI40LE.. REUGNE RFOUISITOS PE ENERGIA EM Mfc.ANO SUMMARV TABLE s SIOFtE C BETA o. s VARIABLE • MULTIPLE R R SOCARE R5C CHANGE -0.S967033 -o.aeaze ANca 0.992144 0.9Í43S 0.996AR 192.57C0 t0S(3S ANO I ANO - I.ITQ -20SS.0JI UJ S (CCNSTAKT) U 3 2 2 ce IS RECRESSAC UOS FEO. 08 6NWGIA E PONTA EH AN01 E ANO1**2 • e<#I3/eO PAGE 9 1 ***** REGHESSICN PBCELEM REQUIRES -336 BVTeS WORKSPACE INCLUDING RESIDUALS ••••* S • 5§ o.S SS 2 PAGE REGRESSÃO (CRBAtlON DATS FILB ». HULT1PL6.B E C R B S S I C N FRCM VARIABLE LIST S VAPUBLEI PEORESSICN LIST FICT CP S1/K/PCIJEC RESIDUAL PREDICTED -2.0 -1.0 C.C 1.0 2.0 Ml seRVEO REOENE RESIDUAL SEONUM F6CÇNE • 1 O S -7P.3603* 1« I aao.oono., *0.B?2«2 2 M e3iT99n saaUzTS 52.09679 I* 766.4011 «2.710TS 14 3 et«>T9«q 9 PAGE 7 RCCXESSAC OÚS «BO. OE BNCRlilA E PONTA EH AN01 E AM0t»*2 ACE ridOC IRÇO.. 100 BYTES 1 TRANSPMMATIOKS O RECUDE WALL6S • L«u VARIABLES 3 IF/COMPUTE OPEHATrOMS | CPU T1HB RdOUlSeC. 0.31 SECONDS VAHIARLES • AN02.ANOl.REOPON/ RECPESSIQN • RSOPON WITH ANC2.ANC1I2) RESIC'O' I- 3 91ATISIICS l.« 3». o S PRCBLIíM rlÜQUIRES 334 6VTES WORKSPACE. NCT INCLLD1NG BESICU>LS < 5 ê '• *••• RECOESSAC das tea. oe eNenciA e PQNU CM «Not'e ANOI*** • Cf/ia/co PAGE FILE R. «CREA11ON DATS > 09/13/80) NORTI • ELBTK0NCRT6 » VERCACC PPCPBtO i i E3 CORRELATICN CCErPICIBMS ' '. c * VALUE CF U9.C090Q. IS PMMTED IF A ece<"Pictei*T CANNOT US CQMPUTEO. * Í c ANO1 RBOPON o ANOS t.00000 4.9»A2t 0.9ÍÍ6S ANC1 0.99421 UM 3 00 0.99:»7 9.98263 0.9*167 1.00000 O o o o o o OUS MO. 06 EltERiitA E PONTA EM AN01 E ANOI*»Z (1/13/(0 PAGE 9 o FILE R. (CREATION DATE • 09/13/60) NORTE * ELeTSONCBTE - OERCACC PRCPR10 « ••••••"•••••••.•'• * . M U L T I P L E ' R E G R E S S I 0 N ,.. 4 «*«,,*,.. R6V«|||LE LIST j o OEPENOeNT VARIABLE.. REUPON BEOUIÇITOS 06 PONTA EM MW VARIABLE IS» ÉN1ERE0 CS STIiM NUMBER 1.» AN02 ' ANOt ANO - 1970 ' o , MULTIPLE R 0.993SJ ANALYSIS OP VARIANCE DF SVV CF 5CL/BIS MEAN SCUAPE R 5OUARE O.«iri|4 REGReSSlON 2. C40fM!flC13 32040*7.çeeo7 2t2.tlt(2 AOJUSTEC R aOU/RE C.fiftSJ RESIDUAL 10. 8363.77727 I STANOARO ÊhHOfl Í1.3T.TW IM THE eOUATION ——- VHCt/ELES KDT IN THE EQUATION — VAQMBLE S STO ERRCR .a EM* lh' PARTIAL, TCLEBANC6 AMC2 -3.444000 -J.60650 2.04663 2.840 AMOI 318.3779 I.6055J 7S.0676S l li.632 (CCNST>N1> -2439.244 RECReSSAC UUS SEO. OE-eNERCIA E PONTA EM ANOI E ANO1**2 • CÍ/IJ/ÍC PACE 1C PILE «. (CRe^TlON DATE • 09/13/801 NORTE » ELSTRONORTE - kERCAOO PRÓPRIO * ***•«'•**•***•. •***«•*•• MULTIPLE R6CRESS10N «4444 * • VARIAGLE LIST 1 REGRESSSIC I K LIST 1 5 DEPENDENT VARKOLE.» R8U«"CN • .REQUISITOS DE PONTA EM MW SUMMARY 1A0LE s VARIABLE • ' . MULTIPLE R R SQUARE RSO CHANGE SIKFLE « BET« 1 ANC2 0.98245 e.ttses i -3.4*90 00 -e.e«eee ANOI ANO - 1970 0.99352 0.4(709 0.02148 316.3779 (CONSTANT I C.ÍÍIÍT • -293S.244 t .60553 O RSGRESSAC ÚUS CEO. OE CNER.it A E PONTA EM'AK01 E AN0l**2. C1/J3/Í0 PAGE I I ••••• REGH£S9I0N PROGLEM REQUIRES 336 BYTES WORKSPACE INCLUDING RESIOUALS 4**** < ;'."'V-., 1, hi I-1 ct'/i3/eo • PAGE 12 REG1ESSAC UOS FEO. Oi ENERGIA " «««CC •«••• LB R. tCREAIION S S- 1 C * * * Fl U L T I .' R E G ««•••« 4 * • * * VARIABLE LIST I REGRESSION LIST 1 OEPENOENT VARIABLEI PLOT CP Sl^CAFCIZeC RESIDUAL •2.0 . -1.0 C.C t.O 2.0 PREDICTED RESIDUAL ' oeseovso REQPON 1 BEOPQN SEONUM 72.01201 * 620.7821 •36.24290 «I 1 ÉÍÍ.TÍ B46.94246942 T 1« 1064.400 Szle4964 2 1011.300 1276.HOB 11.04132 1321.000 -«J.ll'JTO«Jll'JTOS «I S 5 4 l» 11. .101 t«ao«t9 -46.70262 «I -7S«5 «3 ti»13/ÍO PACE 13 REGtESSAC UUS FEO. DE ENERtil* E PONTA EM AN01 E AN01»*2 J CPU TI)»e BiiUUlPED.. 0.24 SECONDS i MM3H NORMAL END CP JC1D. lã CCNT4CL CAROS MERE PB0CESSEO. O o <\ ens cms «en.e I>ETECTEO. r.;f^.c^;;r^SSM ',2&r^:-:~ .. ' 1 &• ffls- i APÊNDICE B i RESULTADOS DO MPSX/370 PARA A ALTERNATIVA DE EXPANSÃO PROVÁVEL I mi m te fisf EXECUTOR. HP5X RELi.ASE 1 KOD LEVEL 3 PA6E 54 - 6O/3VJ Pr- VECTOR vecjga M-.DUC|O : • S 2 b? 1 3 2V1 SI 311 .Ct6!»9- .Til* 552 3J2 .OUb EXECUTOR. HCSX RELEASE 1 HOD LEVEL 3 PAGE 5* - 60/347 SOLUTION ItPTIMALI r TIME • 0.16 MINS. XTEKATION NUMBER » 2*5 ...ACTIVITY... OEFINtO AS 725629864 E.80. ÍHfl" (D Jí i O _. I fcXECUTtlR. MPIX RELIASE 1 HUD LhVLL 3 PAGÊ 56 - 80/3*" SECTION 1 - HOWS NUMBEk ...ROM.. AT ...ACTIVITY... SLACK ACTIVITY ..LOWtR LIMIT. .UPPER LIMIT. .DUAL ACTIVITY FUNCObJ NONE NONE l.COOCO VALLKUl NONE: N0N£ VALCKU2 NINi. KONc VALLRU3 NCNt NONt VALOftUt NUNk NCNfc VALUKLVALUKL'S NUM ONE VALLKLVAL 6 NONL- NONE VALVALLRUL V NONE NONE V AL Lifi t ütt ü!>2'i??.27.&9- NÜNL NONE: •CJ g. VALLKL9 ei»l271l>9.77- NCNL NONE VALOR 10 i9ll373t.C'3.52- NONE NONE VALLKU 3irVUl27i77.es- NCNL NONE 2? VAILR12 • NüNb NUNÜ VALCR13 NüNfc NCNE • VALLKlH NL-NL- NONc VALCR1S NLNt: NUli VALIA 1b 6Ct6V/tí.lV.5t NUNE NONE .•2 I VALtR 17 6752Ü&222C.6752Ü&222C.66C NONE NONE « 5 VALUKltt 7!>bo00l631.7!b00l31.161 - NÜNü MUNE I o I V A LIP. 19 tt61.irlH-V367..110 NONt NU Ne VALr.R20 9S6299443 .35- KUNt. 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SLACK ACTIVITY .LLWLR LIMIT. ..UPPER LIMIT. .DUAL ACTIVITY NONE 461.434C0 NONE 6v.7t.t24- 695.97200 NUNE 194.34765- 92Ü.Ü00CÜ NOtgE U55.37«00 N'UNt 546*íiíl7!j^ 14C2.116L0 NU IA 17ÍV.4C70U MUNt 203L.602CO NU 1Mb lS14llr4276- 2319.462Ü0 NUNE 2602.066Ü0 NUNE 6067.1Í17 3l60l76577- 26fc6.41600 NUNt 1013.24112 3*40.73212- 17250S'U50SU0 NUNE RPbl2 7Wl.bit.fa2 S46C.34000 NUNf kft!3 .(!lib7.7431U 5237*.tl|lO- 3749.V3ICO NüNE a KIM. 14 4041.2Ü90U UOUt .6 RPtl5 V774.i>J2^!> 4334.332UÜ NÜUfc 17 «Pt 16 10U66.Of.S31 46E9.14S00 NliNÉ 118 •«PL 17 10òS3.ti9l6 4925.71100 NUNE 19 Rfbl6 1CV40.9U2Ulb3*97!>ti7U4 ,5724.eC'5C4- 5224.01700 NUNE RH119 11244.97467 5720.V0567.V0567- 5524.06VC0 NONt RPb20 BS 11*42.04972 !,7l6.1657.165722- 5625.66400 liüliE Hi RHN01 LL H42.1b20Ü 1142.15200 NüNt B759C.66300- HPNL2 . LL 1V4&.Ü16CÜ l/4!.bltLl KPKC4 átil.Vii 3621.9220C ' NOME 1165k3.19VL0- 124 RPN05 .LttL 4Í12.1040Ü 4512.104CQ " NO(«i 12t241.519C0- li! 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