Situation de la Gestion des déchets biomédicaux par les formations sanitaires

O sistema gerador brasileiro é hidrotérmico, ainda que seja constituído em cerca de 90% da sua potência instalada por aproveitamentos hidrelétricos, o que determina uma base operacional hidrelétrica com complementação térmica. O sistema caracteriza-se também por possuir interligações elétricas interregionais, que visam o aproveitamento da complementaridade hidrológica entre bacias distantes.

Por suas características técnicas e operacionais, uma usina hidrelétrica tem que ser estudada dentro de sua inserção no sistema elétrico. Ao lado de suas limitações físicas, como sua potência, capacidade de armazenamento de água e queda de referência no reservatório, existem outros fatores restritivos à sua atuação isolada: indisponibilidade por saídas forçadas, manutenção programada das máquinas e aleatoriedade das vazões dos rios. A operação de uma usina do sistema sofre influência e influencia a operação das demais, isto porque a vazão defluente de uma usina afeta a vazão afluente na usina a jusante. Portanto, há que existir uma coordenação que garanta o atendimento da

carga instantaneamente, em qualquer situação hidrológica, seguindo uma racionalidade econômica que leva em conta as limitações físico-operacionais, e as vantagens do uso dominante de uma fonte renovável, a água.

A complementação térmica do sistema objetiva a economia de combustível. Dependendo do nível de armazenamento dos reservatórios e de sua evolução no futuro, as usinas termelétricas são acionadas na base ou no mínimo. Durante os períodos de seca, operam na base; nos períodos normais, operam no seu mínimo, economizando combustível. Via de regra, as usinas térmicas operam poucas vezes fora dos períodos críticos. Quando o armazenamento hidrológico é elevado, as térmicas operam no valor mínimo e, à medida que o sistema se depleciona, as usinas térmicas de custo de combustível mais baixo são integradas à operação na base, numa seqüência ao longo de uma curva-guia, que aponta, com base num modelo estatístico de simulação de vazões, o nível de armazenamento abaixo do qual as usinas termelétricas devem operar. O déficit de potência do sistema ocorre após o esvaziamento do sistema hidrológico e após o esgotamento da capacidade de complementação térmica. Desse modo, a minimização do custo total em um sistema hidrotérmico implica em decidir, seqüencialmente, se opera as térmicas no máximo, economizando água, ou se as opera no mínimo, poupando combustível.

A confiabilidade da unidade termelétrica para o sistema aumenta na razão inversa da redução de seu custo de combustível. A redução dos custos de combustível será tanto maior quanto mais baixo for o valor mínimo obtido para a geração de uma usina térmica nos períodos hidrológicos favoráveis. A complementação térmica do sistema permite, neste sentido, melhorar a eficiência e o rendimento do parque gerador como um todo.

Durante um período hidrológico, o sistema não pode armazenar água além de sua capacidade de armazenamento, sendo obrigado a efetuar vertimentos. Parte desses vertimentos poderia ser turbinado, caso o mercado demande, no período, um fluxo maior de energia. Dá-se a esse excedente economicamente aproveitável o nome de energia secundária. Outra parcela seria vertida sem qualquer perspectiva de aproveitamento econômico, visto que se teria atingido o limite de engolimento das máquinas da usina, que não teriam condições técnicas de turbinagem (Sureck, 1989).

Visto pela ótica da integração, a presença da unidade térmica gera um aumento da regularização do sistema hidráulico, uma vez que sua saída eventual do sistema favorece o uso econômico da energia secundária, o deplecionamento planejado dos reservatórios e a absorção das vazões afluentes dos

reservatórios a jusante. Por essa razão se diz que o uso da termeletricidade tem um efeito semelhante à inclusão de um reservatório de regularização no sistema. Ou seja, as termelétricas firmam a energia secundária das hidrelétricas.

Até o momento, foram mencionadas as características de um sistema hidrotérmico limitado a uma única bacia hidrológica, com sua complementação térmica. Através da interconexão das linhas de transmissão de vários sistemas, toma-se viável a troca otimizada de energia e potência elétrica. Significa dizer que é possível complementar energeticamente um dado sistema com a importação da energia secundária de outro. Para o sistema receptor o ganho energético ocorre com a possibilidade de armazenamento de vazões afluentes nos reservatórios, com redução do deplecionamento ou com a retirada de uma unidade térmica. O sistema beneficia-se globalmente com a obtenção de custos médios de geração mais baixos, como conseqüência do menor consumo de combustível.

Conforme Sureck (1989), os objetivos principais de um sistema hidrologicamente complementar seriam:

1. buscar o atendimento dos mercados de energia e potência instantaneamente;

2. estabelecer uma coordenação hidráulica ótima ou adequada, que possibilite a maximização do potencial de geração hidráulica do sistema frente a aleatoriedade futura de vazões;

3. estabelecer regras ótimas ou adequadas de operação das usinas termelétricas, que possibilitem a minimização dos custos operacionais do sistema (custo do combustível e déficits), em função de suas características complementares ao sistema hidráulico; 4. permitir que a oferta do sistema interligado seja maior que a soma das ofertas dos

sistemas isolados, caracterizando um benefício da interligação;

5. promover a redução do custo operacional global (combustível e déficit) devido à possibilidade de atendimento da carga de um sistema por fontes de outro sistema a um custo mais baixo;

6. aumentar a regularização da produção, via transferência elétrica, que possibilita a retenção de água no sistema recebedor; e

7. aumentar a confiabilidade de ponta no sistema, com conseqüente diminuição das necessidades de reserva de potência.

Por seu turno, o custo marginal de longo prazo (LRMC) é o custo de prover um aumento no consumo (sustentado indefinidamente no futuro) numa situação onde a capacidade de ajustamento ótima é possível. Analiticamente, o custo marginal de expansão do sistema é a derivada do custo de atendimento com expansão em relação à carga. É o acréscimo de custo para suprir um aumento unitário de demanda, no longo prazo, com a inclusão de unidades de geração ao sistema. Os custos marginais são expressos em quantidades monetárias por unidade de energia ou potência. Quando o sistema é otimamente planejado e operado (capacidade e confiabilidade ótimos), os custos

Q

marginais de curto prazo e de longo prazo coincidem . Quando o plano do sistema é sub-ótimo, desvios significativos entre o custo marginal de curto prazo (custo marginal de operação) e o de longo prazo (custo marginal da expansão) terão que ser resolvidos dentro da estrutura de preços, sem alteração do programa de obras. Estando o sistema subdimensionado, com níveis de confiabilidade aquém do desejável, a lógica econômica sugere a antecipação de investimentos. Portanto, em conformidade com a racionalidade do modelo, o problema se resume a alocar temporalmente os projetos, a fim de que possam atender o crescimento da carga dentro do nível de confiabilidade fixado.

Pode-se visualizar o processo graficamente (Figura 4.1), identificando que quando a carga é nula os custos existentes referem-se aos custos fixos. Progressivamente, a carga aumenta; os custos fixos médios começam a cair; os custos variáveis só causarão impacto significativo com a entrada das usinas termelétricas, operadas com uso de combustível9. Para níveis de carga mais elevados começa a surgir o custo adicional dos cortes de carga. A integração de novos projetos ao sistema acrescenta novas curvas de custo total; os custos variáveis passam a surgir em cargas cada vez maiores. Cada curva isoladamente representa a curva de custo total sem expansão. O envelope do conjunto de curvas de custo total define a curva de custo de expansão. A inclinação da tangente de cada curva isoladamente, em cada ponto, indica os custos marginais de operação (custo marginal de curto prazo) e expansão (custo marginal de longo prazo). Analiticamente, é a derivada em relação à curva de carga (Figura 4.2).

8 O que é questionado por Andersson e Bohman (1985), por exemplo, que acreditam que a equivalência é válida somente sob a condição extremamente restrita de que a capacidade pode variar continuamente. Isso significa que indivisibilidades, irreversibiiidades e durabilídades dos investimentos são ignoradas.

Figura 4.1. Curvas dos Custos Totais e Curva do Custo da Expansão

Figura 4.2. Curvas de Custos Marginais de Operação e Expansão

custo

A minimização do custo total consiste, portanto, em se proceder a seleção dos projetos obedecendo uma ordem que mantenha a curva envelope (curva do custo de expansão) mais próxima do eixo das abscissas, ou o mais baixo possível. Para manter a curva do custo de expansão o mais baixo

possível é impositívo que os projetos obedeçam à regra de que sejam ordenados em função do custo unitário de adição ao sistema.

A abordagem sistêmica do planejamento procura assegurar que o suprimento de energia elétrica (S) exceda a demanda (D) em qualquer momento futuro. Mesmo que a oferta planejada exceda a demanda planejada em termos de valor esperado durante um determinado período de tempo t, isto é, St > Dt, haverá um elemento estocástico em ambos os lados (S e D). Em conseqüência, a demanda real D~ pode exceder à oferta efetiva S~, de modo que os consumidores irão sofrer o custo do déficit. Sinteticamente, seria:

onde U. é uma variável aleatória (com média zero e desvio-padrão o), que representa a natureza estocástica da demanda e da oferta. Isso pode ser visualizado na figura 4.3, onde uma condição de déficit (ou excesso de demanda) existe na região delimitada.

Figura 4.3. Condição para a Existência de Déficit

S~ t - D~t = St - D t + Ut , probabilidade Região de déficit 0 (St-Dt) S~t - D~t excesso de oferta

Nota: A condição para a existência de déficits: S t - D~t < 0; ou equivalentemente: Ut < - (St - Dt); quando Ut — N ( 0 , O ) cai na área sombreada. Fonte:Munasinghe (1981:142)

O sistema teria um elevado nível de confiabilidade, (Rt), quando mais baixa for a probabilidade de déficits. Claramente, a confiabilidade seria mais alta (baixa) quando a margem de segurança, St - Dt, fosse maior (menor), e quando a incerteza, o, fosse menor (maior).

A natureza aleatória da demanda e da oferta é capturada pelo parâmetro de confiabilidade (R) e seus efeitos nos custos de déficit (OC) e nos custos de suprimento (SC). A escolha de um índice de confiabilidade multidimensional, que pode ser associada a OC e a SC, é a mais importante exigência do modelo.

A figura 4.4 mostra um gráfico típico de custo do déficit (OC) e do custo de geração (SC) associados a diferentes programas de expansão e níveis de confiabilidade, com preços fixados. O custo total TC=OC+SC é também plotado. À medida que (R) aumenta (SC) aumenta mais rapidamente; claramente um sistema perfeitamente confiável R= 1,0 não é atingido. (OC) tende a zero à medida que (R) aumenta para valores próximos da unidade. Dessa forma, o nível ótimo de confiabilidade (Rm )está localizado no ponto de mínimo da curva de custo total.

Figura 4.4. Custo do Déficit, Custo de Geração e Custo Total como função do Nível de Confiabilidade.

Fonte: Munasinghe (1981:144)

0 relaxamento da premissa de que os preços estejam fixados num dado nível Pt, conduz a um processo iterativo que modifica a curva de custo total (linha quebrada), a demanda e o nível de confiabilidade do modelo

A figura 4.5 mostra, de uma outra forma, o entrelaçamento das variáveis chave do modelo: custos marginais de curto e longo prazos, níveis de preço, confiabilidade e demanda10. Supondo que num ano inicial, o preço ótimo Po tenha sido fixado no valor igual ao custo marginal de longo prazo LRMC (R°), no ponto de equilíbrio A. A curva do LRMC (R°) é derivada do plano de operação com o nível de confiabilidade ótimo fixado em R° Assim, inicialmente, preço e confiabilidade são otimizados simultaneamente. Se a curva de demanda muda de D0 para D], após algum tempo, o preço ótimo não será necessariamente P ’i, na mesma curva de LRMC(R°). A confiabilidade ótima pode ter mudado para R 1, a curva para LR M Q R 1), com preço ótimo P[. Assim, à medida que a demanda aumenta, a curva dinâmica ótima do custo marginal de longo prazo LRMC DYn situa-se ao longo de AB.

Figura 4.5. Evolução da demanda e confiabilidade

Fonte: Munasinghe (1981: 145)

10 Até 1986, adotava-se o critério de energia, ou critério deterministico, paras as projeções de demanda. Esse critério estabelecia que o sistema seria capaz de atender a demanda no futuro, em qualquer hipótese, com base nos fluxos registrados no passado. Esse critério foi substituído pelo critério de energia garantia, mais compatível com a natureza estocástica do mercado de suprimento de energia. A mudança de critério representou também a aceitação de um risco de déficit maior (5%) que o risco de déficit aceito segundo o

Na prática, o ponto B talvez não seja bem definido. Apesar da curva de custo marginal de longo prazo ser geralmente bem conhecida, a partir da curva de oferta, a curva de demanda não o é.

Através de iterações sucessivas do conjunto: preços, nível de confiabilidade e demanda, alcança-se o ponto B.

Dado que os investimentos são discretos em relação ao crescimento contínuo da demanda, e considerando-se a existência de uma reserva de potência, a fim de que não admita déficit de energia no sistema, a entrada em operação de uma unidade geradora acontecerá quando a demanda se aproximar da capacidade máxima de geração, menos a restrição da reserva considerada (Santana,

1987), a saber:

Dt ^ Gt - gt; onde :

Dt : é a demanda em MW no período t;

Gt : é a geração máxima em MW no período t;

gt : é uma parcela da geração em MW mantida como reserva; t : é o período da previsão, onde t varia de 1 até t.

A figura 4.6 ilustra essa situação:

Figura 4.6. Capacidade de Expansão do Sistema

MW

Fonte: Santana (1987:16)

Observe-se que, devido ao melhor aproveitamento das economias de escala, o volume em que se expande a capacidade de geração é sempre bem maior do que as exigências do mercado, em um instante to.