Grupo de Economia da Energia

Entendendo as transformações do setor elétrico em transição

In energia elétrica on 05/11/2020 at 21:41

Clarice Ferraz

A necessidade de descarbonizar as atividades do setor elétrico impôs uma maior participação das energias renováveis variáveis em todo o mundo. Para que o setor elétrico alcance o grau de descarbonização necessário que limite o aquecimento climático em até 2 graus Celsius até 2050, será necessária uma radical transformação das atividades o setor elétrico. De acordo com IRENA (2019), a participação de fontes renováveis para a geração de eletricidade deverá passar de 15 a 85% dos portfolios de geração.  

A imprevisibilidade e a variabilidade da geração impõem adequações físicas para que o sistema elétrico tenha a segurança de abastecimento garantida. As mudanças provocadas pelo avanço da integração das Energias Renováveis Variáveis (ERV) afetam desde a operação e a organização, e estas, por sua vez, impõem consequentemente mudanças nos mercados de eletricidade, além dos exercícios de planejamento de curto, de médio e de longo prazo.  

Ao longo dos últimos 100 anos, os setores elétricos desenvolveram-se em torno de centrais de geração de eletricidade, de grande porte, despachados para atender à demanda de carga dos consumidores. As centrais elétricas despacháveis são alimentadas por diversas fontes como hidroeletricidade, energia nuclear, gás natural, biomassa, etc., e todas utilizam geradores síncronos no ponto de conexão com o sistema elétrico. Esses geradores estocam certa quantidade de energia primária, inercial, ao gerar eletricidade para atender à demanda (Kroposki, 2017: 831).  

Uma diferença essencial para as ERVs encontra-se em sua integração ao sistema, pois essas fontes não utilizam geradores síncronos. A eletricidade gerada pelas ERVs se conecta ao sistema por meio de um dispositivo eletrônico chamado inversor, que não estoca energia inercial. Isso ocorre porque sistemas de geração solar fotovoltaica, naturalmente, produzem corrente contínua (CC), e porque a maioria das torres eólicas usa dispositivos eletrônicos para converter a rotação não síncrona da turbina eólica em corrente alternada (CA), compatível com a rede. O inversor converte CC em CA compatível com a corrente da rede.  

Uma diferença essencial entre a utilização de geradores síncronos e os inversores está na ausência de inércia dos inversores. A rotação inercial retida pelos geradores pode continuar a fornecer eletricidade ao sistema após uma perturbação da corrente, permitindo que o sistema se reestabeleça sem perder sua integridade ou ameaçar a segurança de abastecimento. A energia residual contribui para manter a estabilidade do sistema diante de desvios de voltagem ou de frequência que possam vir a ocorrer. À medida que aumenta a participação de ERV, mais geradores síncronos são substituídos por inversores. Desse modo, o sistema perde inércia e é preciso garantir que haja fontes alternativas de inércia ou outras formas de resposta rápida às oscilações de voltagem e frequência.  

A operação dos sistemas  

O maior desafio técnico dos sistemas elétricos é manter a voltagem e frequência dentro de limites desejados, ao longo do tempo, de acordo com as necessidades de consumo da população a eles conectados. A cada instante, para que a demanda seja atendida, é preciso haver eletricidade sendo gerada ou estocada, e disponível para ser despachada. 

Perturbações de corrente, ou de carga, devem sempre ser compensadas para manter o equilíbrio e a integridade do sistema. Assim, para garantir a integridade do sistema, diz-se que o sistema precisa ter cada vez mais “flexibilidade” para responder aos diferentes tipos de variações de corrente que podem ocorrer. Em caso de breves oscilações, a resposta imediata, que leva de segundos a minutos, é chamada de regulação. O sistema também deve ser capaz de entregar eletricidade no volume necessário, com suas flutuações típicas ao longo do dia, acompanhando a chamada curva de carga do sistema. Por último, é preciso fazer planejamento da operação do dia seguinte, com base nas previsões de demanda e do parque gerador disponível.  

Com a maior participação das ERVs, essas três funções tornam-se mais complexas. A perda de inércia ameaça o equilíbrio instantâneo da rede, e a variabilidade assim como a imprevisibilidade de sua geração dificultam o planejamento da operação e podem vir a ocorrer dificuldades no atendimento à demanda, caso as ERVs não estejam gerando eletricidade no momento necessário – tipicamente, em casos de ausência de vento ou sol, que podem durar dias, de acordo com sua geolocalização. Assim, é preciso prestar atenção às condições de acompanhamento da carga e do equilíbrio do sistema com o crescimento das ERV. 

Em busca de soluções 

Como as ERVs não são despacháveis, nem estocam energia inercial, é preciso buscar soluções para garantir o equilíbrio do sistema diante dos novos desafios que elas impõem. O principal desafio está ligado à variabilidade de sua geração e como responder a ela, nos diferentes horários do dia.  Para compensar a falta de controle sobre o despacho das renováveis, existem alternativas técnicas para introduzir mais flexibilidade ao sistema e tornar o sistema capaz de absorver a maior participação de ERV.  

Diversos estudos desenvolvidos pelo Laboratório Nacional de Energia Renovável (NREL), EUA – que, há mais de 30 anos, se dedica a estudar as novas fontes de geração de eletricidade e sua integração no sistema elétrico, mostram que a diversidade geográfica é uma grande aliada. Quanto maior o território coberto por um sistema elétrico, menor é variabilidade associada às ERVs. Como a geração se dá localmente, a rede pode alimentar o sistema com novas fontes de geração oriundas de outras localidades, em caso de ausência de geração em determinada região. Além disso, a integração de largos territórios permite o melhor aproveitamento das complementaridades diárias e sazonais que frequentemente acontecem entre disponibilidade de recursos eólico e solar, etc. Assim, a existência de linhas de transmissão que integrem diferentes regiões mostra-se uma alternativa muito mais barata do que os sistemas de estocagem de eletricidade, em particular, as baterias.  

Outro elemento importante para a garantia da segurança de abastecimento é a flexibilidade do próprio parque gerador. Essa flexibilidade inclui a capacidade do gerador entrar em operação, aumentando a produção, ou de reduzi-la, e operar em presença de baixa oferta, ou excesso, de eletricidade. Essa capacidade de adaptação à carga e às oscilações de frequência é muito importante, pois pode haver grande variabilidade da geração a partir das ERVs. A quantidade de energia inercial dos geradores a partir de fontes tradicionais também é importante.  

A estocagem de energia é outro importante elemento de flexibilidade sistêmico para o setor. Sistemas de armazenamento, ou estocagem, de energia podem assumir diversas funções, incluindo a regulação das redes, o acompanhamento da curva de carga diária ou, ainda, fonte de flexibilidade pra adicionar ou retirar (armazenar) energia do sistema quando houver pouca, ou excesso de geração de eletricidade a partir de fontes de ERVs. Existem diversas formas de estocagem, desde os reservatórios das centrais hidrelétricas às baterias. Em grandes sistemas, a necessidade de armazenamento depende da quantidade de ERV, da sua integração geográfica, entre outros fatores. A melhor fonte, em termos de tempo de resposta e de menor custo, são as centrais hidrelétricas com reservatórios. 

Os resultados dos principais estudos sobre como realizar a integração física de maior participação da ERV, segundo Koproski (2017) e SEAM (NREL), mostram que os planejadores devem tentar coordenar suas operações com as operações de sistemas elétricos vizinhos de modo que possam vir a compartilhar recursos; e expandir a capacidade de transmissão para remover gargalos e restrições à integração de mais ERV. Por último, são apontados mecanismos de mercado para melhorar a precificação e incentivar a adição de flexibilidade ao sistema. Bloom, A., então responsável pelo departamento de transmissão do NREL, em apresentação dos resultados de SEAMS, afirmou que “o que realmente ajuda é estocagem hidrelétrica”, pois oferecem reservas operacionais, que contribuem para o equilíbrio instantâneo e de curto prazo e, igualmente, fornecem reservas de regularização, para ajustes de médio e longo prazo, em particular, oscilações sazonais. 

A crescente participação de ERVs nos sistemas de energia elétrica traz uma série de desafios relacionados à variabilidade, à imprevisibilidade e à ausência de geradores síncronos. Existem uma série de adaptações e novas tecnologias que permitem com que haja uma maior participação de ERV sem comprometer a segurança de abastecimento. Os principais elementos de resposta encontram-se na diversidade geográfica, na presença de geração flexível (despachável), além dos instrumentos de controle de demanda.  

No Brasil, o setor elétrico interligado (SIN) é operado de acordo com uma ordem de “mérito econômico”, determinado pelo menor preço dos suprimentos disponíveis a qualquer momento, calculado por modelos matemáticos desenvolvidos para otimizar seu uso. Como a eletricidade despachável mais barata é a gerada pelas grandes hidrelétricas de reservatório, ela é despachada na base. Essa utilização do reservatório não leva em consideração as novas necessidades de inércia, nem de previsibilidade da geração. Antes de adequar a operação do sistema de forma a otimizar os recursos de flexibilidade de que dispõe o setor elétrico brasileiro, estão sendo feitos ajustes regulatórios como a alteração do sistema tarifário. A partir de 2021, será introduzida uma tarifa com maior discrição temporal, que melhor reflita a escassez/disponibilidade dos recursos e que transmita isso ao preço, de modo que o consumidor saiba que o custo/preço da eletricidade pode variar muito ao longo do dia. A transformação a partir do mercado, não promove o uso eficiente dos recursos, não atua diretamente sobre a segurança de abastecimento, nem tampouco promove a modicidade tarifária, desrespeitando todos os pilares norteadores da organização do setor elétrico brasileiro. 

Mais grave ainda é a proposta de privatização da Eletrobrás, que concentra a maioria dos ativos de flexibilidade do setor – mais de 50% das linhas de transmissão e da capacidade de armazenamento existente, através dos reservatórios de suas centrais hidrelétricas – por não levar em consideração nenhum dos tópicos discutidos brevemente ao longo desse texto. Assim, discute-se a privatização da empresa mais importante para a segurança de abastecimento do País ignorando-se completamente os desafios da transição energética e seus impactos sobre a tarifa de eletricidade. Os elementos de flexibilidade de que dispõe a Eletrobras devem ser tratados de forma estratégica. O projeto de lei que propõe sua privatização, e a pulverização das transações do setor, por exemplo, subestima os ativos da empresa e ignora o valor dos reservatórios como fonte de armazenamento e fonte de flexibilidade, assim como o papel ainda mais estratégico que assumem os ativos de transmissão.

Referências: 

IRENA, 2019, https://www.irena.org/publications/2019/Mar/Renewable-Capacity-Statistics-2019 

KROPOSKI, B., 2017, “Integrating high levels of variable renewable energy into electric power systems”, J. Mod. Power Syst. Clean Energy (2017) 5(6):831–837, https://doi.org/10.1007/s40565-017-0339-3.  

NREL, Interconnections Seam Study, https://www.nrel.gov/analysis/seams.html 

Leia outros textos de Clarice Ferraz no Blog Infopetro

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