ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS: RELATÓRIO R1
ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA
TRANSMISSÃO
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS: RELATÓRIO R1
Reavaliação da Necessidade das Obras Constantes no Contrato de Concessão Nº 002/2015-ANEEL
(Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão com a opção frente e verso)
GOVERNO FEDERAL
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
Ministério de Minas e Energia Ministro
Xxxxx Xxxxx Xxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxxx
Secretário-Executivo do MME
Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx
Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético
Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx
Secretário de Energia Elétrica
Xxxx Xxxxxx Xxxxxxxx
Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis
Xxxx Xxxxxxx xx Xxxxxxxx Xxxxxx
Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral
Xxxxx Xxxx Xxxxx Xxxxx
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Presidente
Xxxxx Xxxxxx xxx Xxxxxx
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais
Xxxxxx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx
Diretor de Estudos de Energia Elétrica
Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx
Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
Xxxx Xxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx
Diretor de Gestão Corporativa
Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx
Sede
SCN, Quadra 1, Bloco C, nº 85, Sl. 1712/1714 70711-902 - Brasília – DF
Escritório Central
Xx. Xxx Xxxxxx, 00 – 00x Xxxxx 00000-000 - Xxx xx Xxxxxxx – RJ
ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA
DE ALTERNATIVAS: RELATÓRIO R1
Reavaliação da Necessidade das Obras Constantes no Contrato de Concessão Nº 002/2015-ANEEL
Coordenação Geral Xxxxx Xxxxxx dos Santos Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx
Xxxxxx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx
Coordenação Executiva Xxxx Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx Xxxxxxx
Equipe Técnica Thiago Dourado Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx
Nº EPE-DEE-RE-002/2019-rev0
Data: 17 de janeiro de 2019
Ministério de Minas e Energia
Contrato | Data de assinatura | |||
Projeto | ||||
ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO | ||||
Área de estudo | ||||
Estudos do Sistema de Transmissão | ||||
Sub-área de estudo | ||||
Análise Técnico-Econômica | ||||
Produto (Nota Técnica ou Relatório) | ||||
EPE-DEE-RE-002/2019 | Reavaliação da Necessidade das Obras Constantes no Contrato de Concessão Nº 002/2015-ANEEL | |||
Revisões | Data | Descrição sucinta | ||
rev0 | 17.01.2019 | Emissão Original | ||
Ministério de Minas e Energia
SUMÁRIO
2
4
5
9
11
12
7 ANEXO I: PLANO DE OBRA DAS ALTERNATIVAS
13
8 ANEXO II: RELATÓRIO EPE-DEE-RE-010/2013
14
O estudo R1 EPE-DEE-RE-010/2013 (Anexo II), de janeiro de 2013, recomendou a implantação das seguintes instalações de transmissão de Rede Básica: (i) nova SE 230/138 kV Paraíso 2, com 1° e 2° ATF 230/138 kV, 150 MVA 3Ø cada; (ii) seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão na SE Paraíso 2; (iii) LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C2; e (iv) LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2.
Cumpre destacar que essas instalações foram outorgadas junto à concessionária Paraíso Transmissora de Energia S.A. por meio do Contrato de Concessão nº 002/2015-ANEEL, sendo preconizada a implantação de todas as obras até o ano 2018.
Posteriormente, o estudo R1 EPE-DEE-RE-069/2015, de abril de 2015, reavaliou as condições de atendimento elétrico ao estado do Mato Grosso do Sul em um horizonte de longo prazo, recomendando a implantação, no ano de 2024, das seguintes instalações na região de Paraíso: (i) LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C3; e (ii) LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C3.
A figura abaixo ilustra a configuração recomendada para o sistema elétrico do estado do Mato Grosso do Sul considerando as recomendações finais dos estudos EPE-DEE-RE-010/2013 e EPE- DEE-RE-069/2015.
Figura 1.1-1 Obras recomendadas no estado do Mato Grosso do Sul
O presente estudo objetiva atender à demanda apresentada pelo MME no ofício nº 89/2018/DPE/SPE-MME, no qual é solicitada a manifestação da EPE acerca da real necessidade de implantação de todas as obras constantes no Contrato de Concessão nº 002/2015-ANEEL, indicadas anteriormente, considerando que as premissas que levaram à recomendação original dessas obras no estudo EPE-DEE-RE-010/2013 não se concretizaram.
Chama-se a atenção, em especial, para a configuração de acesso das PCHs Areado e Bandeirante ao sistema elétrico da região de Paraíso. Essas usinas alteraram o seu ponto de conexão da SE 230/138 kV Paraíso 2 para a SE 230/138 kV Chapadão, tendo em vista as dificuldades da Paraíso Transmissora de Energia S.A. em implantar as obras constantes do Contrato de Concessão nº 002/2015-ANEEL na data de entrada em operação das usinas.
Em relação às obras constantes no Contrato de Concessão nº 002/2015-ANEEL, salienta-se, inicialmente, que o estudo EPE-DEE-RE-069/2015 já havia corroborado a necessidade da LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C2 e da LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2 ao recomendar a implantação de uma terceira ligação entre as subestações Campo Grande 2 e Chapadão. Portanto, de modo a atender à solicitação do MME, cumpre verificar a real necessidade de implantação da SE Paraíso 2 e dos seccionamentos associados à sua integração no sistema.
Com base no exposto, o presente estudo avaliou duas alternativas de planejamento para a região de Paraíso: (i) Alternativa 1 (referência), caracterizada pela presença da SE 230/138 kV Paraíso 2, integrada ao sistema a partir do seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão C1, C2 e C3 – o circuito 3 só existe a partir do ano 2024; e (ii) Alternativa 2, similar à anterior, porém, sem a SE Paraíso 2.
Ambas as configurações foram submetidas a análises de desempenho em regime permanente e a uma comparação econômica considerando investimentos e perdas elétricas.
Com base nas análises realizadas no estudo EPE-DEE-RE-069/2015, que já havia corroborado a necessidade da LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C2 e da LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2, bem como nas análises realizadas no presente estudo, que corroboraram a necessidade de implantação da SE Paraíso 2 (atenua sobremaneira as perdas elétricas do sistema), constata-se que as obras constantes do Contrato de Concessão nº 002/2015-ANEEL permanecem necessárias para o sistema elétrico do estado do Mato Grosso do Sul.
Finalizando, faz-se mister destacar que o contrato em referência abrange instalações que já deveriam estar em operação comercial desde o ano 2018 e que, portanto, devem ser implantadas com a menor brevidade possível. As instalações objeto desse contrato são indicadas a seguir: (i) nova SE 230/138 kV Paraíso 2, com 1° e 2° ATF 230/138 kV, 150 MVA 3Ø cada; (ii) seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão na SE Paraíso 2; (iii) LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C2; e (iv) LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2.
As análises realizadas neste estudo foram elaboradas em conformidade com os critérios usuais de planejamento definidos nos seguintes documentos: (i) EPE - Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica; (ii) CCPE – “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão”; (iii) ONS – “Procedimentos de Rede – Submódulo 23.3 (Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos)”; (iv) ANEEL – “Procedimentos de Distribuição”. Os itens abaixo apresentam maiores detalhes sobre os critérios adotados.
Análise do Desempenho em Regime Permanente
Para o dimensionamento da Rede Básica e Rede Básica de Fronteira foi adotado o critério N-1 (perda de um único elemento da rede). Para a rede de distribuição local foi considerado o atendimento ao critério N.
Os limites de tensão máximos e mínimos considerados em regime normal e de emergências foram, respectivamente, 105-95% e 105-90% da tensão nominal nos sistemas de 525kV, 230 kV e 138 kV, como pode ser observado na tabela a seguir.
Tabela 3-1 Níveis de tensão admitidos em regime permanente
Tensão Nominal (kV) | Condição operativa (p.u.) | |
Normal | Emergência | |
138 | 0,95 a 1,05 | 0,90 a 1,05 |
230 | 0,95 a 1,05 | 0,90 a 1,05 |
525 | 0,95 a 1,05 | 0,90 a 1,05 |
Na fronteira com a Rede Básica, foi considerado um fator de potência mínimo de 0,95 para os pontos de 138 kV.
Análise Econômica
A comparação econômica entre as alternativas foi realizada através do Método dos Rendimentos Necessários, também conhecido como Método do Valor Presente dos Custos Anuais Equivalentes. Neste método, os investimentos totais anuais contabilizados para os equipamentos e as
instalações de cada uma das alternativas são convertidos em uma série de pagamentos de valor constante, estendida a 30 anos. As séries temporais correspondentes a cada alternativa são truncadas no final do período em estudo, sendo considerado o valor presente referido ao ano base da análise econômica.
Para a elaboração das análises de regime permanente, foram adotados os casos de trabalho do Plano Decenal de Energia 2027 (PDE 2027), cabendo destacar que esses casos já contemplam a conexão das PCHs Areado e Bandeirante na SE 230/138 kV Chapadão.
Levando-se em consideração a data de necessidade e o tempo necessário para viabilização dos reforços de Rede Básica e da rede de distribuição, foram avaliados os anos de 2021 a 2027.
As projeções de demanda consideradas no estudo foram aquelas representadas no PDE 2027.
Os cenários de intercâmbio adotados no estudo foram aqueles representados nos casos de trabalho do PDE 2027, os quais são caracterizados a seguir:
⮚ Intercâmbio Norte Exportador (NExp ou SE/CO → S: maior parte do primeiro semestre): essa condição representa o período de alta hidraulicidade nas bacias da região Norte, quando a região Sul é importadora da região Sudeste/Centro-Oeste, e esta importadora das regiões Norte e Nordeste.
⮚ Intercâmbio Norte Importador (NImp ou S → SE/CO: maior parte do segundo semestre): essa condição representa o período de baixa hidraulicidade nas usinas da região Norte, quando a região Sul é exportadora para a região Sudeste/Centro-Oeste, e esta exportadora para as regiões Norte e Nordeste.
O plano de geração considerado no estudo foi aquele representado no PDE 2027.
Os cenários avaliados neste estudo foram compostos a partir da combinação da condição de intercâmbio entre as regiões sul e sudeste/centro-oeste e dos patamares de carga pesada, média e leve. Nesse sentido, os seguintes cenários foram considerados nas análises:
• Cenário 1: Intercâmbio Norte Exportador – Carga Pesada.
• Cenário 2: Intercâmbio Norte Exportador – Carga Média.
• Cenário 3: Intercâmbio Norte Exportador – Carga Leve.
• Cenário 4: Intercâmbio Norte Importador – Carga Pesada.
• Cenário 5: Intercâmbio Norte Importador – Carga Média.
• Cenário 6: Intercâmbio Norte Importador – Carga Leve.
Cada um dos cenários descritos foi ponderado de acordo com o seu tempo de permanência, estimado com base em análises energéticas da EPE. A tabela abaixo indica os valores adotados nas análises.
Tabela 3-2 Tempo de permanência dos cenários
Cenário 1 | Cenário 2 | Cenário 3 | Cenário 4 | Cenário 5 | Cenário 6 |
0,063 | 0,250 | 0,188 | 0,063 | 0,250 | 0,188 |
• Linhas de Transmissão
Para as linhas de Rede Básica existentes, foram utilizados, em regime normal e de emergências, os limites de carregamentos (com fatores limitantes) constantes no Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST).
• Transformadores
Para os transformadores de Rede Básica e de Rede Básica de Fronteira existentes, foram utilizados os limites de curta e longa duração (com fatores limitantes) informados pelas empresas proprietárias dos equipamentos no CPST.
No caso de transformadores de Rede Básica e de Rede Básica de Fronteira novos, foi considerada a capacidade operativa de curta duração correspondente a 120% da capacidade nominal do equipamento.
Para os transformadores existentes e futuros da ENERGISA-MS, foram observados os limites usuais utilizados pelo planejamento da empresa.
Para o custeamento das novas instalações, foi utilizado o Banco de Preços da ANEEL, de junho de 2017. Os itens abaixo detalham os demais parâmetros econômicos adotados no estudo:
• Custo marginal de expansão (custo de perdas): R$ 217 / MWh.
• Taxa de desconto: 8% a/a.
• Ano de referência: 2019.
• Tempo de vida útil das instalações: 30 anos.
• Ano horizonte: 2030.
• Empate entre alternativas: diferença de custos inferior a 5% (requer análises adicionais).
O desempenho em regime permanente das duas alternativas contempladas neste estudo foi satisfatório para todos os cenários apresentados no item 3.6. Não foram verificadas violações de tensão nem de carregamento, quer seja em regime normal de operação ou em contingências.
Com base nos custos relativos às obras vislumbradas para as alternativas avaliadas (Anexo I), apurou-se o valor presente e os rendimentos necessários dos investimentos envolvidos. Os valores obtidos são apresentados, respectivamente, na Tabela 4-1 e na Tabela 4-2.
Tabela 4-1 Valor presente das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Ordem |
1 | 85.025,65 | 2º |
2 | 0,00 | 1º |
Tabela 4-2 Rendimentos necessários das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Ordem |
1 | 33.609,13 | 2º |
2 | 0,001 | 1º |
A Tabela 4-3 indica os custos, a valor presente, das perdas elétricas associadas a cada uma das alternativas, bem como o diferencial entre esses custos.
Tabela 4-3 Perdas elétricas das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Diferencial | Ordem |
1 | 43.556.511,79 | 0,00 | 1º |
2 | 43.609.691,88 | 53.180,09 | 2º |
1 A Alternativa 2 não envolve a implantação da SE 230/138 kV Paraíso 2 no sistema e, por esse motivo, não foram representados os custos de investimento para fins da comparação econômica realizada no presente estudo.
Por fim, a Tabela 4-4 e a Figura 1.1-1 indicam os custos globais das alternativas, obtidos somando-se os rendimentos necessários dos investimentos das alternativas ao diferencial do valor das perdas elétricas.
Tabela 4-4 Custos totais das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | (%) | Ordem |
1 | 33.609,13 | 100% | 1º |
2 | 53.180,09 | 158% | 2º |
Figura 4.2-1 Custos totais das alternativas
60.000,00
180,0%
158,2%
160,0%
50.000,00
140,0%
40.000,00
120,0%
Perdas R$ x 1000
100,0%
100,0%
30.000,00
80,0%
20.000,00
60,0%
Rendimentos Necessários R$ x
1000
Rendimentos Necessários + Perdas %
40,0%
10.000,00
20,0%
0,00
0,0%
Alternativa 1 Alternativa 2
Como pode ser visto, a Alternativa 1, com a presença da SE 138 kV Paraíso 2, foi a que apresentou os menores custos globais, sendo cerca de 58 % mais econômica em relação à Alternativa 2, apesar do custo de investimento mais elevado. Nesse caso, prevaleceram os benefícios trazidos pelas perdas elétricas inferiores.
[1] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2005. Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica (EPE-DEE-RE-001/2005-R1).
[2] CCPE. Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos, 2002. Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão – Volume 2.
[3] ONS. Operador Nacional do Sistema Elétrico, 2011. Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos – Procedimentos de Rede – Submódulo 23.3 – Revisão 2016.12.
[4] ANEEL, 2016. Procedimento de distribuição (submódulo 2) – Revisão 7
[5] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2017. Plano Decenal da Transmissão 2027.
[6] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2013. Estudo de Acesso das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e Conexão da ENERSUL na Região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul (“EPE-DEE-RE-010/2013-rev0).
[7] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2015. Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Mato Grosso do Sul (“EPE-DEE-RE-069/2015-rev1).
6 EQUIPE TÉCNICA
• Thiago Dourado (EPE/STE)
• Xxxxxx Xxxxxxx (EPE/STE)
• Xxxxxxx Xxxxxxx (EPE/STE)
7 ANEXO I: PLANO DE OBRA DAS ALTERNATIVAS
A Tabela 7-1 apresenta o plano de obras associado à integração da SE 230/138 kV Paraíso 2 ao sistema elétrico do estado do Mato Grosso do Sul. Os custos associados a essas obras consistem nos custos de investimento da Alternativa 1.
Como a Alternativa 2 não envolve a implantação da SE 230/138 kV Paraíso 2 no sistema, essa alternativa não apresenta custos de investimento para fins da comparação econômica realizada no presente estudo.
Tabela 7-1 Plano de obras da Alternativa 1
Descrição | Terminal | Ano | Qtde. | Fator | Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) | ||||
Custo Unitário (sem fator) | Custo Total | VP | Parcela Anual | RN | |||||
101.350,47 | 99.173,92 | 9.002,70 | 39.201,69 | ||||||
SE 230/138 kV PARAÍSO 2 (Nova) | 45.694,71 | 45.694,71 | 4.058,94 | 18.764,01 | |||||
MIG (Terreno Rural) | 2021 | 1,0 | 1,0 | 8145,81 | 8.145,81 | 8.145,81 | 723,57 | 3.344,98 | |
MIM - 230 kV | 2021 | 1,0 | 1,0 | 1080,86 | 1.080,86 | 1.080,86 | 96,01 | 443,84 | |
MIM - 138 kV | 2021 | 1,0 | 1,0 | 649,66 | 649,66 | 649,66 | 57,71 | 266,78 | |
IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 | 2021 | 1,0 | 1,0 | 2975,09 | 2.975,09 | 2.975,09 | 264,27 | 1.221,69 | |
IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT | 2021 | 1,0 | 1,0 | 1953,41 | 1.953,41 | 1.953,41 | 173,52 | 802,15 | |
CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 | 2021 | 2,0 | 1,0 | 3466,78 | 6.933,56 | 6.933,56 | 615,89 | 2.847,19 | |
CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT | 2021 | 2,0 | 1,0 | 2543,69 | 5.087,38 | 5.087,38 | 451,90 | 2.089,07 | |
1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 150 MVA 3Ф | 2021 | 2,0 | 1,0 | 9434,47 | 18.868,94 | 18.868,94 | 1.676,08 | 7.748,31 | |
EL (Entrada de Linha) 230 k V, Arranjo BD4 /// Estudo PCHs 2013 | 4,0 | ||||||||
EL (Entrada de Linha) 230 k V, Arranjo BD4 /// Estudo MS 2015 | 2,0 | ||||||||
EL (Entrada de Linha) 138 k V, Arranjo BPT /// Estudo PCHs 2013 | 3,0 | ||||||||
SECC LT 230 kV CAMPO GRANDE 2 - PARAÍSO 2, C1, NA SE PARAÍSO 2 (Nova) | 10.557,17 | 10.557,17 | 937,77 | 4.335,18 | |||||
MIM - 230 kV | 2021 | 1,0 | 1,0 | 720,57 | 720,57 | 720,57 | 64,01 | 295,89 | |
EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 | 2021 | 2,0 | 1,0 | 4918,30 | 9.836,60 | 9.836,60 | 873,76 | 4.039,29 | |
SECC LT 230 kV CAMPO GRANDE 2 - PARAÍSO 2, C2, NA SE PARAÍSO 2 (Nova) | 10.557,17 | 10.557,17 | 937,77 | 4.335,18 | |||||
MIM - 230 kV | 2021 | 1,0 | 1,0 | 720,57 | 720,57 | 720,57 | 64,01 | 295,89 | |
EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 | 2021 | 2,0 | 1,0 | 4918,30 | 9.836,60 | 9.836,60 | 873,76 | 4.039,29 | |
SECC LT 230 kV CAMPO GRANDE 2 - PARAÍSO 2, C3, NA SE PARAÍSO 2 (Nova) | 10.557,17 | 8.380,62 | 937,77 | 1.918,47 | |||||
MIM - 230 kV | 2024 | 1,0 | 1,0 | 720,57 | 720,57 | 572,01 | 64,01 | 130,94 | |
EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 | 2024 | 2,0 | 1,0 | 4918,30 | 9.836,60 | 7.808,61 | 873,76 | 1.787,52 | |
SECC LT 138 kV PARAÍSO - PCH BURITI, C1, NA SE PARAÍSO 2 (Nova) | 8.211,83 | 8.211,83 | 729,44 | 3.372,09 | |||||
MIM - 138 kV | 2021 | 1,0 | 1,0 | 433,11 | 433,11 | 433,11 | 38,47 | 177,85 | |
EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 | 2021 | 2,0 | 1,0 | 3889,36 | 7.778,72 | 7.778,72 | 690,96 | 3.194,24 | |
LT 138 kV PARAÍSO 2 - PCH BURITI, C2 (Nova) | 15.772,42 | 15.772,42 | 1.401,02 | 6.476,76 | |||||
Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 24 km | 2021 | 24,0 | 1,1 | 294,36 | 7.771,20 | 7.771,20 | 690,30 | 3.191,15 | |
MIM - 138 kV | Paraíso 2 | 2021 | 1,0 | 1,0 | 216,55 | 216,55 | 216,55 | 19,24 | 88,92 |
EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT | Paraíso 2 | 2021 | 1,0 | 1,0 | 3784,06 | 3.784,06 | 3.784,06 | 336,13 | 1.553,88 |
MIM - 138 kV | PCH Buriti | 2021 | 1,0 | 1,0 | 216,55 | 216,55 | 216,55 | 19,24 | 88,92 |
EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT | PCH Buriti | 2021 | 1,0 | 1,0 | 3784,06 | 3.784,06 | 3.784,06 | 336,13 | 1.553,88 |
8 ANEXO II: RELATÓRIO EPE-DEE-RE-010/2013
ESTUDO DE ACESSO DAS PCHs FUNDÃOZINHO, AREADO E BANDEIRANTE E CONEXÃO DA ENERSUL NA REGIÃO DE PARAÍSO NO ESTADO DO MATO GROSSO DO SUL
Ministério de Minas e Energia
GOVERNO FEDERAL
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
Ministério de Minas e Energia Ministro
Edison Lobão
Secretário-Executivo do MME
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx
Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxx
Secretário de Energia Elétrica
Xxxx Xxxxxx Grüdtner
Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx
Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral
Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxx Xxxxxx
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Presidente
Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais
Xxxxxxx Xxxxxxxxx
Diretor de Estudos de Energia Elétrica
Xxxx Xxxxxx xx Xxxxxxx Xxxxxx
Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx
Diretor de Gestão Corporativa
Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx
Sede
SAN – Quadra 1 – Bloco B – Sala 100-A 70041-903 - Brasília – DF
Escritório Central
Xx. Xxx Xxxxxx, 00 – 00x Xxxxx 00000-000 - Xxx xx Xxxxxxx – RJ
PARECER TÉCNICO
ESTUDO DE ACESSO DAS PCHs FUNDÃOZINHO, AREADO E BANDEIRANTE E CONEXÃO DA ENERSUL NA REGIÃO DE PARAÍSO NO ESTADO DO MATO GROSSO DO SUL
Coordenação Geral Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx Xxxx Xxxxxx xx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx
Coordenação Executiva
Xxxxx Xxxxx Xxx Xxxxxxxxx
Equipe Técnica Jurema Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx
Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx
Nº EPE-DEE-RE-010/2013-rev0
Data: 21 de janeiro de 2013
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 4
2 CONCLUSÕES 5
3 RECOMENDAÇÕES 7
4 PREMISSAS E CRITÉRIOS 9
5 SISTEMA ELÉTRICO DE INTERESSE 11
5.1 Configuração Considerada para o Sistema 11
5.2 Restrições Físicas das Instalações 13
6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS 14
6.1 Visão Geral das Alternativas 14
6.2 Alternativa 1 14
6.3 Alternativa 2 15
6.4 Alternativa 3 17
7 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA 20
7.1 Desempenho Técnico 20
7.2 Comparação Econômica 20
8 OTIMIZAÇÃO DA ALTERNATIVA VENCEDORA 22
8.1 Descrição da Alternativa 4 22
8.2 Comparação Econômica 24
8.3 Comentários Finais 25
9 REFERÊNCIAS 26
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 3-1 Diagrama – Alternativa 4 – alternativa recomendada 7
Figura 5-1 Rede Básica do estado do Mato Grosso do Sul 11
Figura 5-2 Detalhe da malha de 138 kV da região de Paraíso 12
Figura 6-1 Diagrama – Alternativa 1 15
Figura 6-2 Diagrama – Alternativa 2 17
Figura 6-3 Diagrama - Alternativa 3 19
Figura 8-1 Diagrama – Alternativa 4 23
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1-1 Usinas em análise 4
Tabela 4-1 Tempos de permanência dos cenários 9
Tabela 4-2 Contingências avaliadas 10
Tabela 5-1 Rede Básica do estado 12
Tabela 7-1 Valor presente das alternativas 20
Tabela 7-2 Rendimentos necessários das alternativas 20
Tabela 7-3 Perdas elétricas das alternativas 21
Tabela 7-4 Custos totais das alternativas 21
Tabela 8-1 Valor presente das alternativas 24
Tabela 8-2 Rendimentos necessários das alternativas 24
Tabela 8-3 Perdas elétricas das alternativas 24
Tabela 8-4 Custos totais das alternativas 24
1 INTRODUÇÃO
O presente relatório trata do parecer técnico do estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul”, de outubro de 2012, elaborado pela Atiaia Energia (Grupo Xxxxxxxx Xxxxxxxx).
O estudo citado teve por objetivo estabelecer, sob a ótica do mínimo custo global, um ponto para a conexão das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante (vide tabela abaixo) ao sistema local a partir do ano 2015, considerando- ainda o interesse da ENERSUL em uma nova subestação de fronteira 230/138 kV na região.
Tabela 1-1 Usinas em análise
Os próximos itens apresentam as conclusões e recomendações deste parecer técnico, sendo destacadas, na sequência, as principais considerações efetuadas pela Atiaia Energia em seu estudo.
2 CONCLUSÕES
O estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul”, elaborado pela Atiaia Energia, avaliou diversas alternativas para a integração das usinas citadas ao sistema local, considerando ainda o interesse da concessionária de distribuição em um novo ponto de suprimento na região.
As alternativas avaliadas foram baseadas no histórico das análises realizadas pela EPE no estudo EPE-DEE-RE-028/2009-rev1. Em função de limitações de espaço na SE 138 kV Paraíso informadas pela ENERSUL (espaço para apenas uma entrada de linha em 138 kV), as alternativas apresentadas no estudo da EPE tiveram de ser adaptadas.
De forma geral, dois pontos foram considerados viáveis para a integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante ao sistema: na XXX 000 xX Xxxxxxxx, que corresponde ao barramento de 138 kV da SE 230/130 kV Chapadão, e na SE Paraíso 2 (138 kV ou 230/138 kV, neste caso, com o acesso da ENERSUL), que é uma subestação nova necessária em função das limitações de espaço na SE 138 kV Paraíso.
Conforme descrito no relatório, as configurações foram submetidas a uma análise econômica com o Método dos Rendimentos Necessários para identificar a configuração de mínimo custo global. Como resultado das análises, a Alternativa 3, que definiu a nova SE 230/138 kV Paraíso 2, apresentou custos globais cerca de 6 % inferiores aos da segunda colocada.
Após a análise dessas alternativas, foi avaliada uma alternativa complementar (Alternativa 4), com vistas à otimização do sistema de conexão das usinas à nova SE 230/138 kV Paraíso 2. Essa alternativa apresentou desempenho técnico adequado e foi apontada como a alternativa vencedora do estudo, com custos globais aproximadamente 24 % inferiores aos da Alternativa 3, e com um investimento total, a valor presente, da ordem de R$ 170 milhões, dos quais cerca de R$ 44 milhões são referentes a custos de conexão exclusivos da Atiaia Energia.
Cumpre notar que a alternativa de referência do estudo é interessante para a Rede Básica pois evita a implantação de um circuito duplo em 230 kV de 30 km para o seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão na SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova), como ocorre na Alternativa 3 (na Alternativa 4, a nova subestação fica logo abaixo dessa linha).
Ressalta-se que essa configuração também é atrativa para a ENERSUL pois assegura o suprimento, com qualidade, do crescente mercado da região de Paraíso (interligação do ponto novo com a SE 230/138 kV Chapadão), além de viabilizar a integração das usinas citadas ao seu sistema sem a necessidade de grandes reforços.
Por fim, destacamos que a Alternativa 4 viabiliza ainda a integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante à rede local antes mesmo da entrada em operação da SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova). Contudo, ressaltamos que, em função dos elevados carregamentos verificados na LT 138 kV Paraíso – Chapadão, o despacho total desse grupo deve ficar restrito a cerca de 5 MW até a implantação da SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova).
3 RECOMENDAÇÕES
Com base nos resultados apresentados neste parecer técnico, recomenda-se que a conexão das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante ao sistema elétrico do estado do Mato Grosso do Sul (a partir de 2015), assim como os reforços associados a esse acesso, sejam efetuados conforme contemplado na Alternativa 4 (otimização da Alternativa 3) do estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul”, cuja configuração final é ilustrada na figura abaixo.
Jataí
Inocência
Coxim
PCH
C.Rica
Chapadão
Cassilândia
Rio Verde
Camapuã
PCH
Paraiso
Paraiso
Paraiso2
PCH
P.das Pedras
S.Gabriel do Oeste
Aquidauana
Mimoso
PCH
Fundãozinho
PCH
A. Sucuriu
PCH
Buriti
PCH
Bandeirante
PCH
Areado
Campo Grande
Sidrolândia
ALTERNATIVA 4
Rio Brilhante
Figura 3-1 Diagrama – Alternativa 4 – alternativa recomendada
Nesse sentido, a conexão da PCH Fundãozinho deverá se configurar na SE 138 kV Paraíso, ao passo que o bloco PCH Areado – PCH Bandeirante deverá se conectar ao barramento em 138 kV da PCH Porto das Pedras (Atiaia Energia). Serão necessários ainda os seguintes reforços:
• Rede Básica: nova SE 230/138 kV Paraíso 2, com dois autotransformadores trifásicos 230/138 kV de 150 MVA cada (2015), a LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2 (2015) e a LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C2 (2018).
• Outras instalações: LT 138 kV Buriti – Paraíso 2 C2 (2015).
Destacamos que a nova SE 230/138 kV Paraíso 2 deverá ser implantada preferencialmente no ponto de cruzamento entre a LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão e a LT 138 kV Buriti – Xxxxxxx, xx xxxxxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxxxx, xxx xxxxxxxxxxx 00x00’48.53’’ S e 52°51’54.06’’ W.
Além disso, ressalta-se que o reator de linha de 20 Mvar da SE 230/138 kV Chapadão deverá ser deslocado para a SE 230/138 kV Paraíso 2, de modo a compor a LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2.
4 PREMISSAS E CRITÉRIOS
O estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul” se baseou no documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão”, no qual constam as usuais diretrizes para os estudos de planejamento do sistema.
As análises do estudo foram realizadas com os casos de trabalho do Plano Decenal – Ciclo 2021. Devido à data prevista para a entrada em operação das usinas da Atiaia Energia (2015), as avaliações contemplaram o ano 2015 (ciclo tarifário 2014-2015) como inicial, e se estenderam até o ano 2021 (ciclo tarifário 2020-2021).
Neste contexto, foram avaliadas somente as combinações de mercado, intercâmbio e geração mais críticas para o sistema da região de interesse. Abaixo, são apresentados os cenários escolhidos para as análises, assim como o tempo de permanência estimado para esses cenários.
• Cenário 1: Norte exportador + safra da biomassa, carga leve.
• Cenário 2: Norte exportador + entressafra da biomassa, carga média.
• Cenário 3: Norte importador + safra da biomassa, carga leve.
• Cenário 4: Norte importador + entressafra da biomassa, carga média.
• Cenário 5: Norte importador + entressafra da biomassa, carga leve.
Tabela 4-1 Tempos de permanência dos cenários
Cumpre notar que os cenários 1 e 3 representam situações extremas em que o estado do Mato Grosso do Sul é exportador de energia, com grande circulação de fluxo pelo sistema. Os cenários 2 e 4 representam a situação inversa em que o estado é importador de energia. O cenário 5 representa a situação extrema em que o sistema do estado está descarregado, dificultando o controle de tensão nos barramentos das subestações.
As contingências simuladas constam da tabela abaixo, e envolveram os principais elementos de Rede Básica e Rede Básica de Fronteira que atendem à região de Paraíso no estado do Mato Grosso do Sul.
Tabela 4-2 Contingências avaliadas
Para o custeamento das novas instalações, foram utilizados os preços referenciais da ANEEL, constantes do Despacho ANEEL no 1531 de 01/06/2010. Salienta-se que esses valores são de referência, compostos por custos médios de mercado, e utilizados apenas para comparação de alternativas em estudos de planejamento. Foram considerados ainda:
• Custo marginal de expansão (custo de perdas): R$ 102 / MWh.
• Taxa de desconto: 8% a/a.
• Ano de referência: 2012.
• Tempo de vida útil das instalações: 30 anos.
• Ano horizonte: 2021.
5 SISTEMA ELÉTRICO DE INTERESSE
5.1 Configuração Considerada para o Sistema
As figuras a seguir ilustram a configuração do sistema de transmissão do estado do Mato Grosso do Sul representada nos casos de trabalho do Plano Decenal – Ciclo 2021, e que foi considerada como existente no ano inicial das análises (2015) do estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul”.
Figura 5-1 Rede Básica do estado do Mato Grosso do Sul
Figura 5-2 Detalhe da malha de 138 kV da região de Paraíso
Ao nível de 230 kV, o sistema elétrico representado é constituído pelas seguintes linhas de transmissão pertencentes à Rede Básica:
Tabela 5-1 Rede Básica do estado
Descrição
LT 230kV Corumbá – Anastácio C1 e C2 LT 230 kV Inocência – Ilha Solteira 2 C1, C2 e C3 LT 230 kV Anastácio – Sidrolândia LT 230 kV Anastácio – Dourados
LT 230 kV Sidrolândia – Imbirussú LT 230 kV Dourados – Ivinhema
LT 230 kV Imbirussú – Xxxxx Xxxxxx 0 XX 000 xX Xxxxxxxx – Xxxx Xxxxx Primavera LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão LT 230 kV Imbirussú – Rio Brilhante
LT 230 kV Chapadão – Jataí C1 e C2 LT 230 kV Rio Brilhante – Xxxx Xxxxx Xxxxxxxxx
XX 000 xX Xxxxxxxx – Inocência C1, C2 e C3 LT 230 kV Dourados – Guaíra
Destaca-se que os casos de trabalho utilizados já contemplam as solicitações de acesso da ENERSUL na SE 230 kV Sidrolândia, SE 230 kV Campo Grande 2, SE 230 kV Chapadão e SE 230 kV Ivinhema, formalizadas recentemente pela empresa junto ao ONS.
Ao nível de 138 kV, vale destacar que os casos adotados consideram o desligamento dos elos de interligação entre os estados do Mato Grosso do Sul e São Paulo, através da abertura da LT 138 kV Ivinhema – Nova Andradina, LT 138 kV Água Clara – Jupiá e LT 138 kV Cassilândia – Paranaíba, todas de propriedade da ENERSUL, e da LT 138 kV Mimoso – Jupiá C1, C2 e C3, que integram as Demais Instalações de Transmissão (DITs), de propriedade da ELETROSUL. Essas ações foram preconizadas nos últimos estudos de planejamento realizados no estado e confirmadas recentemente através de consulta junto à ENERSUL.
5.2 Restrições Físicas das Instalações
Conforme informações da ENERSUL, o estudo apresentado pela Atiaia Energia considerou a viabilidade de implantação de apenas uma entrada de linha em 138 kV na SE 138 kV Paraíso. Não foram consideradas restrições de acesso em 138 kV à SE 230/138 kV Chapadão, visto que essa subestação é nova e recém-implantada. Ressalta-se que o barramento de 138 kV dessa subestação corresponde à XXX 000 xX Xxxxxxxx.
6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS
6.1 Visão Geral das Alternativas
As alternativas vislumbradas no estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul” foram baseadas no histórico das análises realizadas pela EPE no estudo EPE-DEE-RE-028/2009-rev1. Contudo, as alternativas apresentadas neste último estudo tiveram de ser adaptadas em função da disponibilidade de apenas uma entrada de linha em 138 kV na SE 138 kV Paraíso.
De forma geral, dois pontos foram considerados viáveis para a integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante ao sistema a partir do ano 2015: na XXX 000 xX Xxxxxxxx, que corresponde ao barramento de 138 kV da SE 230/130 kV Chapadão, e na SE 138 kV Paraíso 2, que é uma subestação nova necessária em função das limitações de espaço para a conexão na SE 138 kV Paraíso.
6.2 Alternativa 1
Essa alternativa contempla a integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante na XXX 000 xX Xxxxxxxx a partir do ano 2015, além da implantação da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão C2 como reforço associado no ano 2017. Os itens abaixo descrevem as obras consideradas para essa alternativa, que é ilustrada na Figura 6-1.
• A PCH Fundãozinho se conecta à XXX 000 xX Xxxxxxxx através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM (Linnet), de aproximadamente 90 km.
• A PCH Areado se conecta à PCH Bandeirante através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, de aproximadamente 3 km. Por sua vez, a PCH Bandeirante se conecta à XXX 000 xX Xxxxxxxx através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, com cerca de 76 km.
• A LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão C2, em circuito simples, é composta por cabo 2x795 MCM e tem aproximadamente 245 km.
Jataí
Inocência
Coxim
PCH
C.Rica
Chapadão
Cassilândia
Rio Verde
Camapuã
PCH
Paraiso
Paraiso
PCH
P.das Pedras
S.Gabriel do Oeste
Aquidauana
Mimoso
PCH
Fundãozinho
PCH
A. Sucuriu
PCH
Buriti
PCH
Bandeirante
PCH
Areado
Campo Grande
Sidrolândia
Rio Brilhante
ALTERNATIVA 1
Consolidada
Figura 6-1 Diagrama – Alternativa 1
6.3 Alternativa 2
Essa alternativa contempla a integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante na SE 138 kV Paraíso 2 (nova), que se conecta à SE 138 kV Paraíso (adjacente) a partir do ano 2015, além da implantação da LT 138 kV Paraíso 2 – Chapadão como reforço associado nesse mesmo ano e da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão C2 no ano 2016. Os itens abaixo descrevem as obras consideradas para essa alternativa, que é ilustrada na Figura 6-2.
• A PCH Fundãozinho se conecta à SE 138 kV Paraíso 2 através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM (Linnet), de aproximadamente 20 km.
• A PCH Areado se conecta à PCH Bandeirante através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, de aproximadamente 3 km. Por sua vez, a PCH Bandeirante se conecta à SE 138 kV Paraíso 2 através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, com cerca de 80 km.
• A LT 138 kV Paraíso 2 – Chapadão, em circuito simples, é composta por cabo 1x336 MCM e tem aproximadamente 55 km.
• A integração da SE 138 kV Paraíso 2 com a SE 138 kV Paraíso é feita através de uma linha em 138 kV, em circuito simples e cabo 1x795 MCM (Drake), de aproximadamente 1 km.
• A LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão C2, em circuito simples, é composta por cabo 2x795 MCM e tem aproximadamente 245 km.
Jataí
Inocência
Coxim
PCH
C.Rica
Chapadão
Cassilândia
Rio Verde
Camapuã
PCH
Paraiso
Paraiso/Paraiso2
PCH
P.das Pedras
S.Gabriel do Oeste
Aquidauana
Mimoso
PCH
Fundãozinho
PCH
A. Sucuriu
PCH
Buriti
PCH
Bandeirante
PCH
Areado
Campo Grande
Sidrolândia
Rio Brilhante
ALTERNATIVA 2
Consolidada
Figura 6-2 Diagrama – Alternativa 2
6.4 Alternativa 3
Essa alternativa contempla a integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante na SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova), que se conecta à SE 138 kV Paraíso (adjacente) a partir do ano 2015, além da LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2 como reforço associado nesse mesmo ano e a da LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso C2 no ano 2018. Cumpre notar que a ENERSUL manifestou interesse em acessar a nova subestação assim que ela entrar em operação. Os itens abaixo descrevem as obras consideradas para essa alternativa, que é ilustrada na Figura 6-3.
• A PCH Fundãozinho se conecta à SE 230/138 kV Paraíso 2 através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM (Linnet), de aproximadamente 20 km.
• A PCH Areado se conecta à PCH Bandeirante através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, de aproximadamente 3 km. Por sua vez, a PCH Bandeirante se conecta à SE 230/138 kV Paraíso 2 através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, com cerca de 80 km.
• Ao nível de 230 kV, a SE 230/138 kV Paraíso 2, composta por dois autotransformadores trifásicos 230/138 kV de 150 MVA cada, se integra ao sistema a partir do seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão através de um circuito duplo, com cabo 2x795 MCM, de 30 km. Ao nível de 138 kV, o acesso da ENERSUL a essa subestação se dá através da LT 138 kV Paraíso 2 – Paraíso, em circuito simples e cabo 1x795 MCM (Drake), de aproximadamente 1 km.
• Em função do seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão pela SE 230/138 kV Paraíso 2, é preciso deslocar o reator de linha de 20 Mvar da SE 230/138 kV Chapadão para a SE 230/138 kV Paraíso 2.
• A LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2, em circuito simples, é composta por cabo 2x795 MCM e tem aproximadamente 85 km.
• A LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 C2, em circuito simples, é composta por cabo 2x795 MCM e tem aproximadamente 220 km.
Jataí
Inocência
Coxim
PCH
C.Rica
Chapadão
Cassilândia
Rio Verde
Camapuã
PCH
Paraiso
Paraiso/Paraiso2
PCH
P.das Pedras
S.Gabriel do Oeste
Aquidauana
Mimoso
PCH
Fundãozinho
PCH
A. Sucuriu
PCH
Buriti
PCH
Bandeirante
PCH
Areado
Campo Grande
Sidrolândia
Rio Brilhante
ALTERNATIVA 3
Consolidada
Figura 6-3 Diagrama - Alternativa 3
7 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA
7.1 Desempenho Técnico
O desempenho elétrico das alternativas foi satisfatório para os cenários apresentados no estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul” (combinações de mercado, intercâmbio e geração mais críticas para o sistema da região de Paraíso). Não foram verificadas violações de tensão nem de carregamento, quer seja em regime normal de operação ou em contingências.
7.2 Comparação Econômica
Com base nos custos relativos às obras vislumbradas para as alternativas avaliadas, apurou-se o valor presente e os rendimentos necessários dos investimentos envolvidos. Os valores obtidos são apresentados, respectivamente, na Tabela 7-1 e na Tabela 7-2.
Tabela 7-1 Valor presente das alternativas
Tabela 7-2 Rendimentos necessários das alternativas
A Tabela 7-3 indica os custos, a valor presente, das perdas elétricas associadas a cada uma das alternativas, bem como o diferencial entre esses custos.
Tabela 7-3 Perdas elétricas das alternativas
Por fim, a tabela abaixo indica os custos globais das alternativas, obtidos somando-se os rendimentos necessários dos investimentos das alternativas ao diferencial do valor das perdas elétricas.
Tabela 7-4 Custos totais das alternativas
Como pode ser visto, a Alternativa 3, com a conexão das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante na SE 138 kV Paraíso 2 (nova), foi a que apresentou os menores custos globais, sendo cerca de 6 % e 49 % mais econômica em relação às alternativas 1 e 2, respectivamente, apesar dos custos de investimento mais elevados. Nesse caso, prevaleceram os benefícios trazidos pelas perdas elétricas inferiores.
8 OTIMIZAÇÃO DA ALTERNATIVA VENCEDORA
8.1 Descrição da Alternativa 4
Após a obtenção dos resultados preliminares do estudo “Análise da Integração das PCHs Fundãozinho, Areado e Bandeirante e conexão da ENERSUL na região de Paraíso no Estado do Mato Grosso do Sul”, descritos no capítulo anterior, a Atiaia Energia efetuou novas análises para otimizar o sistema de conexão das usinas citadas à nova SE 230/138 kV Paraíso 2.
Nesse contexto, a empresa reavaliou a forma de integração da nova SE 230/138 kV Paraíso 2 ao sistema, neste caso, a partir do seccionamento simultâneo da LT 230 kV Campos Grande 2 – Chapadão e da LT 138 kV Buriti – Paraíso, de propriedade do grupo, no ponto de cruzamento entre as linhas (19º 15’ 48.53’’ S e 52º 51’ 54.06’’ W). Com isso, o único vão de linha em 138 kV disponível na SE 138 kV Paraíso ficaria disponível para a conexão da PCH Fundãozinho, implicando em distâncias menores para a conexão dessa usina.
Complementarmente, a Atiaia Energia propôs que a integração do bloco PCH Areado – PCH Bandeirante fosse efetuada no barramento de 138 kV da subestação 138 kV da PCH Porto das Pedras, também de propriedade do grupo, o que também acarretaria distâncias menores para a conexão dessas usinas. Contudo, essa medida requer a implantação da LT 138 kV Buriti – Paraíso C2 como reforço associado.
Os itens abaixo descrevem as obras consideradas para essa alternativa, que corresponde a uma otimização da Alternativa 3. A Figura 8-1 ilustra a nova alternativa.
• A PCH Fundãozinho se conecta à SE 138 kV Paraíso através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM (Linnet), de aproximadamente 20 km.
• A PCH Areado se conecta à PCH Bandeirante através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, de aproximadamente 3 km. Por sua vez, a PCH Bandeirante se conecta à subestação 138 kV da PCH Porto das Pedras através de uma linha de transmissão 138 kV, em circuito simples e cabo 1x336 MCM, com cerca de 7 km.
• A LT 138 kV Buriti – Paraíso 2 C2, em circuito simples, é composta por cabo 1x336 MCM e tem aproximadamente 24 km.
• A LT 230 kV Campo Grande 2 – Paraíso 2 – Chapadão C2, em circuito simples, é composta por cabo 2x795 MCM e tem aproximadamente 300 km.
Jataí
Inocência
Coxim
PCH
C.Rica
Chapadão
Cassilândia
Rio Verde
Camapuã
PCH
Paraiso
Paraiso
Paraiso2
PCH
P.das Pedras
S.Gabriel do Oeste
Aquidauana
Mimoso
PCH
Fundãozinho
PCH
A. Sucuriu
PCH
Buriti
PCH
Bandeirante
PCH
Areado
Campo Grande
Sidrolândia
ALTERNATIVA 4
Rio Brilhante
Figura 8-1 Diagrama – Alternativa 4
8.2 Comparação Econômica
Com base nos custos relativos às obras vislumbradas para a Alternativa 4, apurou-se o valor presente e os rendimentos necessários dos investimentos envolvidos. Os valores obtidos para essa alternativa, bem como os apresentados anteriormente para a Alternativa 3, são indicados, respectivamente, na Tabela 8-1 e na Tabela 8-2.
Tabela 8-1 Valor presente das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Percentual | Diferença |
3 | 204.057,71 | 120% | 20% |
4 | 169.948,10 | 100% | 0% |
Tabela 8-2 Rendimentos necessários das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Percentual | Diferença |
3 | 69.893,84 | 122% | 22% |
4 | 57.237,26 | 100% | 0% |
A Tabela 8-3 indica os custos, a valor presente, das perdas elétricas associadas às alternativas 3 e 4, bem como o diferencial entre esses custos.
Tabela 8-3 Perdas elétricas das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Custos Diferencial (R$ x 1000) |
3 | 16.619.502,31 | 1.181,68 |
4 | 16.618.320,64 | 0,00 |
Por fim, a tabela abaixo indica os custos globais das alternativas 3 e 4, obtidos somando-se os rendimentos necessários dos investimentos das alternativas ao diferencial do valor das perdas elétricas.
Tabela 8-4 Custos totais das alternativas
ALT | Custos (R$ x 1000) | Percentual | Diferença |
3 | 71.075,52 | 124% | 24% |
4 | 57.237,26 | 100% | 0% |
Como pode ser visto, a Alternativa 4 foi a que apresentou os menores custos globais, sendo cerca de 24 % mais econômica em relação à Alternativa 3. Nesse caso, prevaleceram os benefícios trazidos pela redução em investimentos.
Diante do exposto, a Alternativa 4 foi considerada a alternativa vencedora do estudo. Vale destacar que essa alternativa apresenta um investimento total, a valor presente, da ordem de R$ 170 milhões, dos quais cerca de R$ 44 milhões são referentes a custos de conexão exclusivos da Atiaia Energia.
8.3 Comentários Finais
A Alternativa 4 é interessante para a Rede Básica pois evita a implantação de um circuito duplo em
230 kV de 30 km para o seccionamento da LT 230 kV Campo Grande 2 – Chapadão na SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova), como ocorre na Alternativa 3 (na Alternativa 4, a nova subestação fica logo abaixo dessa linha).
Ressalta-se que essa configuração também é atrativa para a ENERSUL pois, de modo análogo à Alternativa 3, assegura o suprimento, com qualidade, do crescente mercado da região de Paraíso (interligação do ponto novo com a SE 230/138 kV Chapadão), além de viabilizar a integração das usinas citadas ao seu sistema sem a necessidade de grandes reforços
Do ponto de vista da Atiaia Energia, essa proposta traz grandes benefícios pois não só minimiza o custo do sistema de conexão de suas usinas, mas também viabiliza a sua integração antes da entrada em operação da SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova). Contudo, cumpre destacar que, em função dos elevados carregamentos verificados na LT 138 kV Paraíso – Chapadão, o despacho total desse grupo teria de ficar restrito a cerca de 5 MW até a implantação da SE 230/138 kV Paraíso 2 (nova).
9 REFERÊNCIAS
[1] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica, 01 de junho de 2010. Despacho no 1531 (banco de preços).
[2] CCPE. Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos, novembro de 2002. Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão – Volume 2.
[3] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2005. Diretrizes para elaboração dos relatórios técnicos referentes às novas instalações da rede básica (EPE-DEE-RE-001/2005-R1).
[4] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2008. Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Estados do Mato Grosso do Sul e Goiás: Integração das Usinas Térmicas a Biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (EPE-DEE-RE-109/2008-rev4).
[5] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2009. Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Reforços Estruturais para o Mato Grosso do Sul (EPE-DEE-RE-028/2009-rev1).
[6] ONS. Operador Nacional do Sistema, 2010. Procedimentos de Rede (submódulo 3.6, revisão 1.1).