Impactos da geração eólica e solar fotovoltaica no sistema elétrico brasileiro

Por Altino Ventura

A Expansão da Geração Eólica e Solar Fotovoltaica Pode Continuar Sendo Desenvolvida no Sistema Elétrico Interligado Nacional, nos Montantes Elevados dos Últimos Anos? O Brasil Pode Adotar Prioritariamente estas “Fontes Renováveis Intermitentes” para Expandir Seu Sistema Gerador nas Próximas Anos?

A Resposta é “Não”!!!

Este Artigo explica porque a resposta é “NÃO”. As Razões são todas de Natureza Técnica, Energética e Socioeconômica Relacionadas com “Dificuldades” de Incorporar, de “Forma Otimizada” e com Confiabilidade, Montantes Elevados de Usinas “Renováveis Intermitentes” Eólicas e Solares Fotovoltaicas, ao Sistema Gerador Nacional de Usinas “Não Intermitentes” Hidroelétricas, Termoelétricas Convencionais e Nucleares.

O artigo considerou os vários debates sobre o assunto no Comitê de Energia da Academia Pernambucana de Engenharia, nos anos de 2023/2024, pelos Acadêmicos Altino Ventura Filho, Carlos Henrique da Costa Mariz, José Antônio Feijó de Melo e José Carlos de Miranda Farias. O tema foi apresentado em Reunião Plenária da Academia Pernambucana de Engenharia.

1) Introdução

Este artigo analisa a viabilidade técnica, energética e socioeconômica da incorporação, de “forma otimizada” e com confiabilidade, montantes elevados de geração renovável intermitente eólica e solar fotovoltaica, ao sistema de geração nacional de usinas “não intermitentes” hidroelétricas, termoelétricas convencionais e nucleares. A expressão “forma otimizada” será melhor esclarecida ao longo do artigo, nos diversos aspectos analisados.

A análise/avaliação será efetuada considerando: 1) as característica técnicas, energéticas e sócio- econômicas do sistema gerador nacional hidroelétrico, termoelétrico convencional e nuclear, configuração do biênio 2024/2025; 2) as características técnicas, energéticas e socioeconômicas da geração renovável intermitente eólica e solar fotovoltaica, no Brasil.

A conclusão desta análise/avaliação é de que, considerando as características do parque gerador nacional hidroelétrico, termoelétrico convencional e nuclear e do parque gerador nacional eólico e solar fotovoltaico, a incorporação de montantes elevados de geração destas fontes renováveis intermitentes ao sistema gerador nacional, dificilmente poderá ser implementada de forma otimizada e com confiabilidade. Assim, grandes dificuldades já estão surgindo e aumentarão, em particular, nos itens a seguir: 1) segurança energética e elétrica do sistema interligado nacional, resultando em elevação da geração térmica a combustíveis fósseis e de déficits, com custos adicionais para os consumidores; 2) operação das usinas hidroelétricas e de seus reservatórios, com implicações restritivas aos outros usos dos recursos hídricos; 3) cumprimento dos compromissos assumidos nos contratos de suprimento, oriundos dos leilões, no que se refere aos montantes de energia a serem fornecidos aos consumidores do mercado regulado e do mercado livre; 4) viabilização do suprimento à carga do sistema interligado nacional da totalidade da energia garantida da configuração de geração, montante este necessário para o equilíbrio do balanço energético nacional.

A questão não é trivial. Torna-se necessário apresentar o contexto de forma bastante didática, eventualmente repetindo alguns aspectos relevantes, para uma perfeita compreensão do assunto. As principais características dos sistemas de geração nacionais serão inicialmente apresentadas, de forma a identificar as dificuldades de incorporar as usinas renováveis intermitentes eólicas e solares fotovoltaicas ao sistema interligado nacional. Neste sentido, serão apresentadas, para o caso brasileiro, as opções eólica (item 2), solar fotovoltaico (item 3) e hidroelétrico / termoelétrico convencional / nuclear (item 4).

2) Fonte Eólica na Produção de Energia Elétrica

A Geração de Energia Elétrica da fonte energética primária renovável intermitente eólica é muito favorável no Brasil, do ponto de vista técnico, energético, e socioeconômico. Isto se deve, em parte, a uma certa semelhança “climática” entre as quatro estações do ano, no País. A intensidade e o direcionamento dos ventos são favoráveis durante todo o ano, ao contrário do que ocorre na Europa, nos Estados Unidos, na China e em outros países, que possuem comportamentos dos ventos bastante variados ao longo das distintas estações do ano. As usinas eólicas, no Brasil, apresentam fatores de capacidade anuais favoráveis, superiores aos da maioria dos países do mundo. Isto torna a opção eólica, para a produção de energia elétrica, muito competitiva no Brasil.

Na última década, houve uma redução expressiva nos custos dos equipamentos desta fonte energética primária, principalmente por avanços tecnológicos, torres mais elevadas e geradores com maiores capacidades instaladas unitárias. Tem ocorrido expressivos “ganhos de economia de escala” na fabricação dos equipamentos destas usinas, com redução de custos. A fonte eólica, para produção de energia elétrica, é uma alternativa interessante, do ponto de vista técnico, energético, socioeconômico no mundo e no Brasil.

O potencial eólico nacional “on shore” é elevado. O potencial eólico nacional “off shore” também é elevado. Os custos da “off shore” são superiores aos dos aproveitamentos “on shore”, cerca de duas/três vezes mais elevados, segundo estimativas indicativas. O aproveitamento da opção eólica “off shore”, para produção de energia elétrica no sistema interligado nacional, não deve ser considerado nas próximas décadas, por razões econômicas de competitividade.

A eólica é completamente diferente das outras fontes energéticas – hidroelétrica, termoelétrica convencional e nuclear, no que diz respeito à ação do operador do sistema e a sua intermitência. O aspecto mais importante está relacionado com o “despacho” das usinas eólicas. Um parque eólico apresenta uma intermitência, na produção de energia elétrica, devido ao comportamento dos ventos. A “natureza” disponibiliza períodos curtos e longos de ventos favoráveis e desfavoráveis diários, mensais e mesmo anuais, quanto a intensidade e direção dos ventos. Num determinado período, de dias ou semanas, as variações nos ventos e consequentemente na produção de energia elétrica podem ser muito significativas. Situações extremas podem ocorrer, com variações na geração do parque eólico, nos dois sentidos, desde valores próximos aos da capacidade instalada das usinas até valores mínimos, em casos extremos raros, geração próxima de nula.

Como o comportamento dos ventos é estabelecido pela “natureza”, o ONS-Operador Nacional do Sistema não tem uma ação direta sobre o montante de produção de energia elétrica das usinas eólicas. Neste contexto, o ONS, de certa forma, não “despacha” estas usinas e não tem “quase nenhuma ação” sobre o montante de energia produzida por elas. A ação do ONS fica restrita a possíveis “desligamentos” destas usinas, nas eventuais ocasiões de excedentes de geração, em relação à carga do sistema interligado nacional.

Num determinado momento de carga elevada, caso ocorra a necessidade de uma maior geração das usinas eólicas, isto pode não ser viável, devido a uma situação de ventos desfavoráveis. O contrário também pode acontecer, devido à uma dificuldade no sistema de geração nacional, o de “alocação da geração” na curva de carga dos consumidores. Este problema ocorre quando a geração instantânea mínima obrigatória do parque gerador se situa em níveis superiores aos montantes das demandas instantâneas da curva de carga diária. Isto acontece em diversos períodos, em particular, nas madrugadas, nos feriados e fins de semana, e principalmente nos meses das cheias dos rios não regularizados da região Norte. Neste período, as hidroelétricas destes rios operam na base, com geração de toda a capacidade instalada, durante as 24 horas do dia, para ser obtido o máximo aproveitamento das vazões afluentes das cheias destes rios. Caso os ventos sejam favoráveis, neste período, a geração conjunta das eólicas e do mínimo obrigatório do restante do sistema gerador nacional pode ser maior do que as demandas instantâneas da curva de carga diária, o que obriga o ONS a reduzir a geração total, de forma a igualá-la a demanda, respeitando a simultaneidade entre a geração (potência) e as demandas instantâneas. O ONS então provoca vertimentos de energia turbinável nas hidroelétricas e/ou desligamentos de parte da geração do parque eólico. Esta redução de produção de energia, nas hidroelétricas e/ou no parque eólico, inviabiliza o suprimento de toda a energia garantida do sistema gerador, que foi considerada nos contratos de suprimentos oriundos dos leilões e necessária para o equilíbrio do balanço energético nacional. Como consequência, os riscos de déficit anuais se elevam e aumenta a expectativa de geração térmica, com custos adicionais para os consumidores. O ONS tem reportado estas reduções de geração em relatórios da operação.

Com estas explicações, podemos considerar que a operação e o despacho das usinas do sistema interligado nacional encontra-se numa situação ineficiente e indesejável, com dois operadores distintos: 1) o ONS que opera, com total ação sobre os montantes de produção da energia das usinas hidroelétricas, das usinas térmicas convencionais e nucleares, otimizando esta geração conjunta e ajustando-a às curvas de carga diárias e mensais dos consumidores; 2) o outro operador, aqui denominado “Operador Natureza”, que no contexto das variações climáticas, estabelece a oferta dos ventos, quanto à intensidade e ao direcionamento, e consequentemente o “despacho” das usinas eólicas. Como consequência, fica muito difícil (talvez mesmo impossível) otimizar a operação conjunto dos dois operadores, para maximizar a produção de energia elétrica no sistema interligado nacional.

No final de 2023, a capacidade instalada das usinas eólicas, no Brasil, atingiu cerca de 26.000 MW, cerca de 13% do total do País (fonte: ONS). A capacidade instalada eólica tende a continuar sendo expandida, em ritmo menos acentuado. Isto é devido ao fato das concessionárias de distribuição responsáveis pelo atendimento dos mercados regulados estarem super contratadas e não sinalizarão incrementos nos seus mercados, montantes necessários para a realização de leilões. Esta super contratação resulta das perdas de parcelas significativas dos mercados destas concessionárias, por duas razões: 1) transferências de parte dos seus mercados para o “mercado livre”; e 2) produção de energia elétrica diretamente pelos consumidores, na opção solar fotovoltaica, na modalidade de geração distribuída, com painéis nos telhados das edificações, que será apresentado no item 3.

A expansão da geração eólica, neste contexto, ficaria restrita ao fornecimento ao mercado livre. Como consequência, esta expansão, no Brasil, nos próximos anos ocorreria num ritmo inferior ao do passado recente.

Encerrando este item, antecipo uma das conclusões deste artigo. A inclusão da fonte eólica se justifica como opção de geração no sistema interligado nacional, para montantes de capacidade instalada inferiores aos valores atuais. Com montantes de geração eólica elevados, como atualmente, não é possível inserir de forma otimizada e com confiabilidade esta opção de geração no sistema interligado nacional.

3) A Fonte Solar Fotovoltaica na Produção de Energia Elétrica

A Geração de Energia Elétrica da fonte energética primária solar fotovoltaica é muito favorável no Brasil, do ponto de vista técnico, energético, sócio-econômico. Isto em parte resulta da posição geográfica do País, com grande parte do seu território próximo ao equador, com incidência solar favorável. Adicionalmente, existe uma certa semelhança “climática” entre as quatro estações do ano, o que proporciona uma “oferta de sol” semelhante em todo o ano, com muitas horas diárias de sol. As usinas solares fotovoltaicas, no Brasil, apresentam fatores de capacidade anuais, na faixa de 10% a 15%, superiores aos de outras regiões do mundo, devido às condições mais favoráveis do sol no País. A opção solar fotovoltaica no Brasil apresenta-se vantajosamente competitiva, em relação à maioria dos países do mundo.

Nas últimas décadas, de forma semelhante ao que ocorreu com a opção eólica, houve uma redução nos custos dos paineis solares desta fonte energética primária, principalmente por avanços tecnológicos, e adicionalmente por “ganhos de economia de escala” na fabricação dos equipamentos destas usinas. A fonte solar fotovoltaica, para produção de energia elétrica, é uma alternativa interessante, do ponto de vista técnico, energético e sócio-econômico no mundo e no Brasil. Esta opção de geração pode e é viável de ser desenvolvida diretamente pelos consumidores, na forma de geração distribuída, em placas solares fotovoltaicas, nos telhados das edificações.

Um aspecto relevante refere-se ao fato da opção solar fotovoltaica só estar disponível, em média no País, durante parte do dia, algo como seis/sete horas, das 8/9 horas da manhã até às 15/16 horas da tarde, quando a intensidade do sol é mais expressiva. Esta situação limita o fator de capacidade anual destas usinas, fazendo com que a fonte solar fotovoltaica tenha, para uma determinada capacidade instalada, em MW, um montante de energia garantida em MWmédios, bem inferior ao da capacidade instalada.

A capacidade instalada da fonte solar fotovoltaica participa, de forma parcial, no atendimento das horas das demandas máximas (horários das pontas da carga) dos consumidores. Este atendimento é de forma parcial porque, no sistema interligado nacional, a carga demandada pelos consumidores apresenta duas “pontas” diárias, períodos de 2 a 3 horas de demandas máximas em cada uma. A primeira, durante o dia, e a segunda no final da tarde, início da noite. Evidentemente, a solar fotovoltaica só contribui para a primeira ponta, devido à indisponibilidade do sol no período da segunda ponta. Adicionalmente, a intermitência desta fonte energética, devido ao comportamento da oferta de sol, também limita uma participação plena da capacidade instalada destas usinas nos horários de demandas elevadas das pontas da carga.

A opção solar fotovoltaica se insere no sistema interligado nacional de duas formas distintas: 1) a usina centralizada, de propriedade dos agentes de geração, para atendimento do mercado regulado e/ou do mercado livre, a partir dos leilões; 2) as placas solares fotovoltaicos instaladas diretamente pelos consumidores, na forma de geração distribuída, nos telhados das edificações ou em áreas de propriedade dos consumidores. A primeira opção segue as políticas e estratégias definidas pelo MME para os leilões, enquanto a segunda resulta de iniciativas exclusivas dos consumidores, que vantajosamente, com os subsídios, produzem parte da energia dos seus consumos, de forma competitiva.

A geração solar fotovoltaica, implementada diretamente pelos consumidores, com os subsídios atuais, é competitiva, quanto aos custos, com os da energia fornecida pelas concessionárias de distribuição para o mercado regulado. Nesta situação, as concessionárias de distribuição não conseguem competir com a geração solar fotovoltaica produzida diretamente pelos consumidores. Com este sinal econômico, os consumidores do segmento da distribuição do mercado regulado, são e serão fortemente atraídos e incentivados, a produzirem sua própria energia. No momento seria recomendável a eliminação de todos os subsídios, de forma que a opção solar fotovoltaica se insira no mercado com os seus custos reais.

A geração solar fotovoltaica distribuída ampliará a super contratação das concessionárias de distribuição, dificultando ou mesmo impedindo a realização de leilões para atendimento ao mercado regulado, nos próximos anos. No final de 2023, a capacidade instalada total de usinas solares fotovoltaicas no Brasil, situou-se em cerca de 32.000 MW, cerca de 16% do total do País (fonte: ABESOLAR)

Esta opção de geração, com sua intermitência durante o dia e nenhuma geração no período da noite, tem uma situação semelhante à eólica. Assim, todos os comentários do item 2 anterior referentes à eólica se aplicam à opção solar fotovoltaica, em particular os referentes à atuação dos dois operadores do sistema, o ONS e o Operador Natureza. Um aspecto que distingue as duas opções refere-se a impossibilidade do ONS “desligar” as placas solares fotovoltaicas dos consumidores e do fato da total indisponibilidade de oferta solar no período noturno.

Encerrando este item, antecipo uma das conclusões deste artigo. A inclusão da fonte solar fotovoltaica se justifica como opção de geração no sistema interligado nacional, para montantes de capacidade instalada inferiores aos valores atuais. Com montantes de geração solar fotovoltaica elevados, como atualmente, e eventualmente crescentes, não é possível inserir de forma otimizada e com confiabilidade esta opção de geração no sistema interligado nacional.

4) O Sistema Nacional Hidroelétrico, Termoelétrico Convencional e Nuclear

O Sistema Elétrico Interligado nacional (configuração do biênio 2024/2025) é constituído de: 1) usinas hidroelétricas, em diversas bacias hidrográficas, com diferentes graus de regularização hidrológica anual, com interligações elétricas entre elas, através de sistemas de transmissão entre as regiões geográficas do País; 2) usinas termoelétricas convencionais, carvão mineral, derivados de petróleo (óleo diesel, óleo combustível), gás natural e biomassa (bagaço de cana), operando majoritariamente como “complementação térmica” ao parque hidroelétrico. Parcela importante da geração térmica a combustíveis fósseis, principalmente a derivados de petróleo, só é acionada, numa operação de base, com valores de produção de energia maximizados, quando ocorrem hidrologias desfavoráveis nas bacias hidrográficas nacionais. Alguma geração térmica pode ser necessária para equilibrar o balanço de ponta do sistema interligado; 3) usinas nucleares, operando na base, respeitando as características técnicas destas usinas; 4) usinas hidroelétricas em rios não regularizados da região Norte (Tocantins-regularização parcial, Xingu e Madeira, ambos sem regularização).

Nas Regiões Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, as duas principais bacias, a do Rio São Francisco, no Nordeste a do Rio Paraná, no Sudeste, são bem regularizadas, com diversos reservatórios, que transferem, com eficiência, as cheias dos respectivos rios, que ocorrem no período de cinco meses, janeiro a maio, para o período seco também de cinco meses, de julho a novembro, de todos os anos. Como consequência, as vazões nos rios destas bacias hidrográficas são “bem comportadas” e seus valores mensais são semelhantes ao longo dos anos, o que viabiliza um melhor aproveitamento deste recurso hídrico/energético, na produção de energia elétrica e nos outros usos da água. O ONS tem uma “quase completa ação” no estabelecimento dos montantes de produção de energia elétrica das usinas destas bacias hidrográficas, com um perfeito ajuste da geração conjunta à carga e sem dificuldades de alocar esta geração nas diversas horas das curvas de carga diárias dos consumidores.

Na Região Sul, os rios Iguaçu e Uruguai não estão regularizados como os rios São Francisco e Paraná, devido aos seus regimes hidrológicos “torrenciais” e a inexistência de locais adequados para a construção de reservatórios de regularização anual. A operação integrada das usinas hidroelétricas da região Sul com as da região Sudeste, através do sistema de transmissão de Itaipu, viabiliza de certa forma, a regularização das vazões dos rios do sul.

Na região Norte, a não regularização das suas bacias hidrográficas, no caso as do rio Tocantins (parcialmente regularizado), e dos rios Xingu e Madeira, resulta da inexistência de locais adequados para a construção de grandes reservatórios de regularização anual, nestas bacias hidrográficas. A operação integrada destas usinas hidroelétricas da região Norte, com as usinas e seus reservatórios das bacias hidrográficas regularizadas das regiões Nordeste e Sudeste/Centro Oeste, utilizando os sistemas de transmissão, de certa forma, recupera a falta de reservatórios de regularização das bacias hidrográficas do Norte. Isto proporciona uma “quase regularização” nas vazões dos rios da região Norte, resultando em ganhos energéticos significativos, maximizando a geração hidroelétrica conjunta do País. Esta operação é realizada de forma econômica e ambientalmente favorável, permitindo o aproveitamento dos outros usos do recurso hídrico.

A bacia hidrográfica do rio Tocantins encontra-se parcialmente regularizada, por falta de locais adequados para a construção de grandes reservatórios, como ocorreu nas bacias hidrográficas do São Francisco e do Paraná. O imenso reservatório de Serra da Mesa, o maior do Brasil, consegue uma regularização anual parcial do rio Tocantins, visto que não controla as importantes chuvas e vazões a jusante do reservatório. Adicionalmente, o rio Araguaia, sem aproveitamentos hidroelétricos com reservatórios, não está evidentemente regularizado e suas vazões afluentes à usina de Tucuruí seguem os regimes de cheias e de secas do respectivo rio.

O grande reservatório da usina de Tucuruí, o último do rio Tocantins, proporciona uma regularização parcial das vazões a montante da usina, devido às imensas cheias dos dois rios, o Tocantins (regularização parcial) e o Araguaia (nenhuma regularização). Como consequência, as usinas hidroelétricas do rio Tocantins, a jusante da usina/reservatório de Serra da Mesa, inclusive a maior delas Tucuruí, operam de forma bastante distinta nos dois períodos do ano, de cheia e de seca do rio, objetivando uma produção maximizada de energia elétrica, para o sistema interligado nacional. No período de cheia de cinco meses, de janeiro a maio de todos os anos, com vazões afluentes elevadas, operam continuamente com uma produção de energia de quase a totalidade das suas capacidades instaladas, geração máxima numa operação de base, com um bom aproveitamento das elevadas vazões afluentes. No período de seca, também de cinco meses, de julho a novembro, de todos os anos, com vazões afluentes reduzidas, incluindo a contribuição das vazões defluentes do imenso reservatório de Serra da Mesa, operam com baixa geração e portanto com uma menor contribuição para os balanços de energia nacionais.

Nas outras duas bacias hidrográficas da região Norte, a do Xingu e a do Madeira, não existem reservatórios de regularização anual das vazões dos respectivos rios, devido a inexistência de locais adequados para este tipo de empreendimento. Assim, as usinas de Belo Monte, no Xingu, e de Jirau e de Santo Antônio, no Madeira, têm comportamentos operacionais que guardam alguma semelhança com os das usinas do rio Tocantins, nos períodos de cheia e de seca dos respectivos rios.

Como exemplo ilustrativo, apresenta-se a seguir, para uma determinada hidrologia anual hipotética do rio Xingu, a produção de energia elétrica da usina de Belo Monte, nos dois períodos distintos do ano. Na cheia, de cinco meses, janeiro a maio, operação de base, com produção de energia elétrica maximizada, utilizando quase a totalidade da capacidade instalada na usina, resultando numa produção de cerca de 11.000 MWmédios, nestes meses. No período seco do rio, também de cinco meses, julho a novembro, produção reduzida, devido às baixas vazões, neste exemplo hidrológico hipotético, de 500 MWmédios. Como resultado, a produção anual média da usina, nesta hipótese hidrológica, seria da ordem de 4.875 MWmédios.

Um montante de geração anual da usina de Belo Monte desta ordem de grandeza está de acordo com os compromissos assumidos no leilão A-5 de 2010, particularmente em relação à sua Energia Garantida, conforme estabelecido nos “Contratos de Suprimento” com as empresas concessionárias de distribuição do mercado regulado e com o mercado livre. Adicionalmente, o papel desta usina, com um suprimento anual desta ordem de grandeza, é importante para o balanço energético nacional, contribuindo de forma significativa para diminuir as expectativas de eventuais racionamentos e de geração térmica a combustíveis fósseis, com reduções nas tarifas da energia elétrica para os consumidores. Um expressivo montante de geração eólica e solar fotovoltaica, no sistema interligado nacional, dificulta ou mesmo impede que a usina de Belo Monte consiga produzir toda a sua energia garantida.

Finalizando este item, resume-se a estratégia de operação do sistema hidroelétrico nacional, coordenada e executada pelo ONS, nos dois períodos do ano, de cheia e de seca dos rios nacionais, para as usinas das bacias hidrográficas regularizadas das regiões Nordeste e Sudeste/Centro Oeste e das bacias hidrográficas não regularizadas da região Norte. Esta estratégia foi estudada e definida nos estudos de planejamento do aproveitamento dos recursos hidroelétricos nacionais e tem como objetivo maximizar a geração de energia elétrica, produzindo a totalidade da energia garantida das usinas hidroelétricas, necessária ao equilíbrio “Geração X Carga” do balanço nacional de energia elétrica.

No primeiro semestre do ano, de cheia de cinco meses, de janeiro a maio, as hidroelétricas da Região Norte, nos rios Tocantins, Xingu e Madeira, operam continuamente na base, com máxima produção de energia, durante estes meses, com um ótimo aproveitamento das elevadas vazões afluentes das cheias. Neste mesmo período, as usinas hidroelétricas das bacias hidrográficas regularizadas das regiões Nordeste e Sudeste/Centro Oeste encontram-se na fase de “enchimento” dos seus reservatórios, aproveitando as cheias dos respectivos rios. Neste início do período de cheia, estes reservatórios encontram-se nos seus níveis mínimos de armazenamento, após o final do período seco do segundo semestre do ano anterior. As usinas das regiões Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste operam, durante as cheias dos seus respectivos rios, com vazões defluentes mínimas, atendendo demandas sócio ambientais e de outros usuários dos recursos hídricos. Assim, elas “abrem espaço” para o suprimento dos grandes blocos de geração de base das usinas hidroelétricas dos rios não regularizados da região Norte. Prioriza-se a recuperação dos armazenamentos dos reservatórios das regiões Nordeste e Sudeste/Centro Oeste, de forma a maximizar os seus volumes armazenados, no final deste período de cheia destas bacias hidrográficas. Este volume armazenado maximizado é necessário para proporcionar vazões favoráveis ao longo do próximo período seco do segundo semestre do ano.

No segundo semestre do ano, seca de cinco meses, de julho a novembro, a geração das usinas do Norte é muito reduzida, com pouca contribuição para os balanços de energia e de ponta nacionais. As usinas das bacias hidrográficas regularizadas das regiões Nordeste e Sudeste/Centro Oeste, encontram-se com vazões afluentes de período seco reduzidas e sua geração, se processa com vazões defluentes elevadas, utilizando os armazenamentos do final do período de cheia, do primeiro semestre dos respectivos rios.

Esta integração, com ganhos energéticos significativos, foi corretamente estudada e definida nos estudos do planejamento da expansão do sistema hidroelétrico nacional. O ONS otimiza a operação do parque hidroelétrico conjunto, maximizando sua produção, com ótimos resultados quanto à preservação da segurança energética do sistema nacional de energia elétrica, proporcionando custos reduzidos da energia elétrica no País. Isto respeitando as demandas sócio ambientais e também facilitando outros usos do recurso hídrico, tudo seguindo as orientações e determinações da ANA – Agência Nacional de Águas e da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica.

As usinas hidroelétricas dos rios não regularizados da região Norte, de certa forma, “aproveitam” os reservatórios do Nordeste e Sudeste para conseguir algo próximo de uma “regularização” nas bacias hidrográficas da região Norte, transferindo geração da cheia nos respectivos rios para os meses secos do segundo semestre do ano.

Antecipo um comentário para reflexão do leitor. Um montante elevado de geração renovável intermitente de eólica e solar fotovoltaica dificulta ou eventualmente impede a implementação, por parte do ONS, desta otimização energética, reduzindo de forma não desprezível a produção de energia elétrica do sistema hidroelétrico nacional, com todas as implicações já referidas.

5) Incorporação das Renováveis Intermitentes Eólica e Solar Fotovoltaica Ao Sistema Gerador Nacional

O Sistema Elétrico Interligado nacional sempre foi planejado e operado, com sucesso, com o objetivo de suprir a carga nacional, com segurança energética, com custos os mais reduzidos possíveis e atendendo aspectos de utilização múltipla dos recursos hídricos das bacias hidrográficas nacionais e de minimização dos impactos sócio ambientais dos empreendimentos do setor elétrico. Esta estratégica evidentemente deve ser preservada, com a inclusão das fontes renováveis intermitentes eólica e solar fotovoltaica.

As fontes eólica e solar fotovoltaica introduziram modificações relevantes na matriz de geração do País, com implicações em aspectos importantes do sistema interligado, com demandas junto ao sistema gerador nacional que não poderão ser plenamente atendidas. Situações novas serão criadas, sendo as principais as três seguintes:

1. necessidade de “usinas reservas” para substituir a indisponibilidade das usinas eólica e solar fotovoltaica, ampliando os custos destas alternativas, nos eventos de condições desfavoráveis de vento e de sol. Para quantidades reduzidas destas usinas intermitentes (valores bem inferiores aos atualmente existentes), o montante de reserva girante no parque hidroelétrico nacional é suficiente para atuar como usinas reservas, sem provocar maiores dificuldades na operação do sistema interligado. Com o montante atualmente existente destas usinas intermitentes, praticamente toda a reserva girante do parque hidroelétrico nacional já está sendo utilizada, as das usinas hidroelétricas do Nordeste e as do Sudeste/Centro Oeste, inclusive a da Usina Binacional de Itaipu. Importante destacar que as reservas girantes das hidroelétricas utilizadas nesta operação tem uma intermitência contrária a das usinas eólica e solar fotovoltaica, eventualmente com variações não desprezíveis, ao longo de um determinado dia, com implicações desfavoráveis na operação das usinas hidroelétricas nacionais, alterando significativamente, os regimes naturais dos rios, A geração térmica a combustíveis fósseis já deve está atuando como “usinas reservas” na intermitência das eólicas e solares fotovoltaicas. Adicionalmente, a geração térmica a combustível fóssil, eventualmente tem desempenhado o relevante papel de apoio ao atendimento das demandas máximas da carga nacional e também no suprimento das íngremes “rampas” que estão ocorrendo devido a intermitência das usinas eólica e solar fotovoltaica. As novas usinas reservas deverão, por razões técnicas, serem unidades térmicas, geração a gás e/ou geração diesel elétrica, devendo ser priorizadas as que tenham respostas rápidas às intermitências.
2. modificações na operação das usinas hidroelétricas das diversas bacias hidrográficas nacionais, com utilização intermitente das reservas girantes, provocando cheias e secas, ao longo de um determinado dia, com implicações sócio ambientais e dificuldades para a utilização dos recursos hídricos pelos demais usuários. Foi reportado pela CHESF que a usina de Sobradinho, num determinado dia, teve a sua produção de energia interrompida 17 vezes.
3. redução da segurança energética e elétrica do sistema interligado nacional, devido às quatro razões seguintes:
   1. impossibilidade de gerar e suprir a carga com a totalidade da energia garantida do parque gerador nacional, energia esta necessária para equilibrar o balanço de energia elétrica nacional. Isto acontece, com maior intensidade, nos eventos de simultaneidade da geração de base das usinas hidroelétricas da região Norte e da geração elevada das renováveis intermitentes eólica e solar fotovoltaica, ocasião em que surgem dificuldades de “alocar” a geração total nas curvas de carga dos consumidores. Esta limitação poderá conduzir os agentes de geração à eventuais questionamentos na justiça, devido à impossibilidade de cumprir os compromissos energéticos e comerciais assumidos nos leilões, com consequências desfavoráveis ao saudável funcionamento do Setor Elétrico nacional.
   2. diminuição da “inércia” do sistema de geração, com a presença de montantes elevados de usinas intermitentes e com a utilização de praticamente toda a reserva girante do sistema hidroelétrico nacional no “equacionamento operacional” da intermitência destas usinas. Importante destacar que a reserva girante em unidades geradoras nas hidroelétrica é a mais adequada para promover estabilidade e segurança na operação energética e elétrica, nos eventos sempre presentes de variações instantâneas ou quase instantâneas nos montantes da demanda e/ou da geração do sistema.
   3. grandes variações nos fluxos nas linhas de transmissão das interligações regionais, devido a concentração de usinas intermitentes na região Nordeste, para suprimento ao Sudeste/Centro Oeste. Estas variações e flutuações, em montantes significativo e em alguns casos em curtos intervalos de tempo (para mais e/ou para menos), nos fluxos energéticos nestas longas linhas de transmissão das interligações regionais, vão exigir equipamentos de controle, em particular, para “administrar” os fluxos de energia reativa nestas linhas. O ONS deverá dar uma atenção especial à operação dos sistemas de transmissão do País que, de certa forma, poderão apresentar uma redução de confiabilidade.
   4. necessidade adicional de geração térmica de combustíveis fósseis, conforme já referido anteriormente.

Todas estas demandas das usinas renováveis intermitentes eólica e solar fotovoltaica provocam elevação de custos para todos os consumidores de energia elétrica do País, custos que deveriam ter sido considerados nos leilões e nas avaliações da competitividade destas usinas intermitentes.

Com a expansão das fontes intermitentes eólica e solar fotovoltaica, que deverá ocorrer nos próximos três anos, conforme o Plano de Operação do ONS, o sistema interligado de energia elétrica nacional enfrentará “Grandes Dificuldades”, considerando os três itens relatados nos parágrafos anteriores. As dificuldades tornam-se mais críticas nos raros eventos de quase ou mesmo racionamento de energia, provocados pelas hidrologias desfavoráveis nas bacias hidrográficas do País, ocasião em que as térmicas a combustíveis fósseis estariam operando na base e os custos da energia elétrica elevados para todos os consumidores do País.

Três considerações (a primeira já relatada, aqui reproduzida pela sua importância) serão apresentadas para complementar o entendimento das dificuldades de incorporar montantes elevados, de forma otimizada e com confiabilidade, das usinas intermitentes eólica e solar fotovoltaica, ao sistema gerador nacional:

1. A inclusão, a partir de 2025, de novas usinas renováveis intermitentes eólica e solar fotovoltaica teria que ser acompanhada de “usinas reservas”, necessárias para serem acionadas quando da redução parcial ou quase total da oferta de vento e de sol, este último evento raro, mas possível de ocorrer. Isto é necessário porque praticamente toda a reserva girante do sistema hidroelétrico nacional disponível já está sendo utilizada pelo atual parque de usinas intermitentes. Importante destacar que o sistema interligado nacional necessita de uma parcela de reserva girante para permitir uma operação segura da geração e da transmissão.
2. As próximas usinas intermitentes, considerando o montante atual do parque destas usinas, identificadas como “projetos de última adição”, inevitavelmente apresentarão custos mais elevados e oferta energética inferior aos valores de garantia física calculados para os leilões.
3. Os custos das futuras usinas intermitentes deveriam ser os referidos aos investimentos nas próprias usinas intermitentes e nas “usinas reservas”. Adicionalmente seriam computados os custos do combustível da operação destas reservas, aqui consideradas como usinas térmicas e eventuais custos de transmissão, para integrá-las ao sistema interligado nacional.

Quanto à oferta energética destas novas usinas intermitentes, chama-se a atenção para as dificuldades de “alocação” da geração total disponível no sistema interligado nas curvas de carga dos consumidores, conforme exposto no item 3.1. Este evento, em termos práticos, significa que as novas usinas intermitentes, vistas como projetos de última adição, teriam ofertas energéticas inferiores aos valores reportados nos leilões.

Com a elevação dos custos das usinas intermitentes e das respectivas reservas e com a inevitável redução da oferta energética destas usinas, as novas intermitentes poderiam, numa estimativa meramente indicativa, apresentar custos do MWh, de cerca de três vezes superiores aos reportados nos leilões atuais, sem considerar os custos adicionais de transmissão e do combustível das usinas térmicas reservas.

A conclusão mais importante do Artigo é aquela apresentada logo depois do seu título, a resposta “NÃO” às duas perguntas lá reportadas, aqui reproduzidas, para que as ideias fiquem claras.

Perguntas: A Expansão da Geração Eólica e Solar Fotovoltaica Pode Continuar Sendo Desenvolvida no Sistema Elétrico Interligado Nacional, nos Montantes Elevados dos Últimos Anos? O Brasil Pode Adotar Prioritariamente estas “Fontes Renováveis Intermitentes” para Expandir Seu Sistema Gerador nas Próximas Anos?

Melhor explicando o “NÃO”. Adotar a alternativa de expandir o sistema gerador nacional, nos próximos anos majoritariamente baseada em usinas renováveis intermitentes eólica e solar fotovoltaica, conduzirá o Setor de Energia Elétrica nacional a enfrentar “GRANDES DIFICULDADES”, em particular nos seguintes aspectos:

1. elevação dos custos da energia elétrica no País;
2. deterioração da qualidade do suprimento nacional da energia elétrica, devido às interrupções conjunturais do suprimento energético, com a redução da inércia dos sistemas de geração e de transmissão nacionais, com a elevada participação de usinas intermitentes. A operação dos sistemas de transmissão se tornará mais complexa, com consequências quanto à sua segurança elétrica, devido às grandes variações de fluxos nas linhas;
3. operação das usinas hidroelétricas das bacias hidrográficas do País, com eventos frequentes de secas e cheias, dificultando o uso dos recursos hídricos nacionais para outras prioridades que não a hidroeletricidade.
4. aumento nas expectativas de geração térmica a combustíveis fósseis, com elevação das emissões de gases de efeito estufa oriundas do setor elétrico nacional e com elevação dos custos para os consumidores. O conceito de energia limpa das fontes eólica e solar fotovoltaica, neste caso, fica comprometida pela necessidade associada de geração térmica.

Finalizando, diante deste contexto, uma ampla reavaliação da estratégia atual de expansão da geração eólica e solar fotovoltaica, no Brasil, deve ser realizada num novo ciclo de Planejamento de Longo Prazo, contemplando todas as fontes e formas de energia, utilizando metodologia de estratégias de expansão. Os estudos deste planejamento seriam consolidados no Plano Nacional, contemplando todos os fatos ocorridos no passado recente, relacionados com o aquecimento do planeta e as consequentes mudanças climáticas. A transição energética que está ocorrendo no mundo, com repercussões no Brasil, deveriam ser cuidadosamente consideradas, inclusiva a importância das fontes energéticas limpas, situação em que o País se encontra numa situação muito favorável.

(*) Foi Secretário Executivo do GCPS-Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos da ELETROBRAS, Diretor Técnico Executivo da ITAIPU Binacional, Presidente da ELETROBRAS e Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME-Ministério de Minas e Energia.