As emissões antrópicas de gases que agravam o efeito estufa tem sido discutidas mundialmente nos últimos anos, uma vez que potencializam as mudanças climáticas. Entre os exemplos desse fenômeno, verificam-se a alteração nos regimes das chuvas (PREIN et al., 2017), derretimento de geleiras (FRITZ et al. 2017), elevação do nível dos oceanos, eventos extremos, entre outros (ALLEN et al., 2018). A questão das mudanças climáticas é reconhecida como um problema dos tempos atuais, dadas as inúmeras evidências da ação antrópica nos ambientes naturais, destacadas pelo recém-lançado relatório do grupo de trabalho sobre a base física da ciência climática (grupo de trabalho I) do Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas – IPCC (2021).
Os países estão se mobilizando há décadas para combater esse fenômeno. Diversas reuniões e conferências já foram realizadas, desde a Rio-92, em 1992, até a COP 25 (25nd session of the Conference of the Parties), em 2019 (UNFCCC, 2019). Um marco importante dessas reuniões foi a COP 21, realizada em 2015, em que diversos países assumiram compromissos de redução de emissão de gases de efeito estufa (GEE). Cada país resumiu seus principais compromissos e metas, que foram ratificados em 2016, em um documento chamado NDC (Nationally Determined Contributions) (UNFCCC, 2015).
Para que esse objetivo seja atingido, é importante que os países tenham atenção aos seus setores de geração de energia elétrica, pois esses estão entre os que apresentam considerável espaço para medidas de mitigação, principalmente em países como Estados Unidos e União Europeia. Tal necessidade decorre do fato dessas nações se basearem, historicamente, em queima de combustíveis fósseis para a transformação de fontes primárias de energia em eletricidade para usos finais.
Com relação ao Brasil, o país se comprometeu a, em 2025, reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 37% abaixo dos níveis de 2005 (BRASIL, 2015). Embora sua maior fonte de emissões de GEE esteja no setor agropecuário e mudança do uso do solo (responsáveis por 55,90% das emissões de GEE em 2016) (MCTIC, 2020), este objetivo deve ser alcançado, entre outras medidas, com a manutenção de uma elevada participação de fontes renováveis na matriz elétrica. No setor elétrico, a NDC brasileira inclui, ainda, a intenção de aumentar o uso das fontes renováveis, sem contar a hidráulica, para 23% até 2030, incluindo as fontes eólica, solar e biomassa. O país apresenta, atualmente, 83% da geração total de eletricidade por plantas renováveis, nas quais a energia hidrelétrica representa 64,9%, termelétricas a biomassa 8,4%, eólica 8,6% e a solar fotovoltaica 0,5% (EPE, 2020). Essas informações mostram que o país já apresenta elevadas parcelas de energias renováveis em sua matriz. Além disso, o Brasil apresenta condições favoráveis para a entrada em larga escala das fontes eólica e solar por conta da disponibilidade desses recursos naturais acima da média e também pela complementaridade existente entre os recursos hídricos, eólicos e solares (SCHMIDT, et al., 2014, SCHMIDT, et al., 2016).
De fato, as fontes eólicas e solar fotovoltaica vêm ganhando cada vez mais espaço na matriz elétrica nacional. Atualmente, a fonte eólica representa 9,8% da capacidade instalada nacional. A solar fotovoltaica, por sua vez, participa com 1,8% da capacidade instalada total. Em termos de geração de eletricidade, a fonte eólica produziu 57,0 GWh em 2020, mais do que as termelétricas a biomassa pelo segundo ano consecutivo, se posicionando como a segunda fonte de geração de eletricidade, atrás apenas das hidrelétricas. A solar fotovoltaica gerou 10,7 GWh, na frente apenas dos derivados de petróleo (EPE, 2021).
Além da expansão e perspectiva de entrada em larga escala dessas fontes para os próximos anos, o setor elétrico enfrenta o desafio da redução da capacidade de regularização dos reservatórios de acumulação das hidrelétricas. Tal fato significa que a energia armazenada nos reservatórios é capaz de atender a uma parcela menor da carga hoje em dia do que era possível até 2012. Dados do histórico da operação do Operador Nacional do Sistema (ONS) (ONS, 2021) mostram que até 2012, era possível atender à carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste durante quatro a seis meses com a energia armazenada nos reservatórios desse subsistema. A partir de 2013, esse número se reduziu para um a três meses. Um elemento adicional é a dificuldade em expansão da oferta hidráulica com reservatórios de acumulação pelo fato de que o potencial remanescente se localiza na floresta amazônica, onde novos projetos com reservatórios de acumulação podem danificar os ecossistemas – reduzindo os habitats naturais e diminuindo a biodiversidade – e afetando as populações locais tanto por deslocamentos, quanto pela deterioração dos recursos naturais (CUNHA e FERREIRA, 2012).
Embora contribuam para a redução da emissão de gases GEE no setor elétrico, o aumento da participação eólica na matriz elétrica traz o problema da variabilidade na disponibilidade do recurso energético em escala sub-horária. Essa característica também está presente nas usinas solares fotovoltaicas. Por conta disso, a entrada de fontes renováveis variáveis em maior escala no sistema elétrico pode dificultar a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). Além disso, também pode afetar os custos totais do sistema.
Alguns autores (BRANDÃO et al., 2011; BROUWER et al., 2016; ELLISTON et al., 2016) afirmam que os custos totais de sistemas elétricos com elevada participação de renováveis variáveis tendem a se elevar, porque se espera que a necessidade de construção de usinas de energia despachável (normalmente termelétricas de backup) seja maior. No momento em que essas usinas entram em operação, o custo total do sistema aumenta, por conta do custo de combustível necessário para operá-las.
Alternativamente, outros autores (PFENNINGER e KEIRSTEAD, 2015; UECKERDT et al., 2013) já acreditam que os custos totais podem diminuir ou se manter em patamares semelhantes ao dos custos atuais, porque é possível aproveitar a complementariedade dos recursos energéticos (eólico e solar) para minimizar a geração termelétrica e, consequentemente, os gastos com combustíveis para sua operação.
A falta de consenso na literatura científica é explicada pela diversidade da estrutura dos setores elétricos dos países e das metodologias utilizadas na análise. Em sistemas elétricos com potencial eólico e solar limitado, a expansão em larga escala dessas fontes tende a aumentar os custos totais do sistema, enquanto em países com elevado potencial e complementaridade entre os recursos eólicos, solares e hídricos, o custo total pode se reduzir ou se manter em patamares praticamente constantes.
Para o caso específico do Brasil, Morais (2021) mostra que os custos totais podem ser reduzidos, indicando que é factível o planejamento do sistema elétrico brasileiro com elevadas participações de fontes renováveis variáveis que aproveite seus benefícios ambientais sem onerar consideravelmente os custos totais de geração de eletricidade. A metodologia utilizada consiste na integração entre um modelo de planejamento da expansão e um modelo de operação do setor elétrico brasileiro, feita via implementação de curvas de duração de carga residuais no modelo de expansão[1]. O autor desenvolveu dois cenários de expansão das fontes eólicas onshore e solares fotovoltaicas centralizadas, calculando os custos totais de geração de eletricidade, a geração e transmissão das usinas por subsistema e o corte (curtailment) de eletricidade das usinas eólicas e solares, gerado por excesso de recurso em relação à carga e/ou congestão de linhas de transmissão.
O trabalho mostra, ainda, que o sistema elétrico brasileiro é capaz de absorver com facilidade a escala de fontes renováveis variáveis encontradas pelo autor, que representam de 18% a 22% da geração total em 2030, sem gerar custos de integração adicionais. Os principais motivos são a flexibilidade provida pelas hidrelétricas e o fato do sistema elétrico nacional ser interligado por linhas de transmissão. Esses aspectos conjugados contribuem para que os cortes de eletricidade dos cenários analisados sejam comparativamente baixos em relação à geração renovável variável entregue pelas usinas eólicas e solares.
Os resultados do modelo de operação horário apresentados em Morais (2021) confirmam a complementariedade entre as fontes hídrica, eólica e solar. Sua análise mostra que a hidrelétrica provê flexibilidade para o SIN em diversos momentos do ano. Tal fato foi observado, principalmente, na região Nordeste nos instantes em que a solar fotovoltaica cessa por causa do pôr do sol. Nessas horas, a hidrelétrica atende à carga prontamente. Além disso, o autor destaca a importância da região Nordeste no contexto de transição energética, porque apresenta considerável potencial solar e eólico. A eletricidade gerada nessa região, além de atender a carga regional, é direcionada ao Sudeste/Centro-Oeste, região de maior consumo do país.
Para absorver diversas modificações nas formas como se produz e se consome energia elétrica atualmente, o setor elétrico brasileiro vem passando pela modernização em seu arcabouço regulatório. Pelo lado da oferta, observam-se a entrada em larga escala de novas tecnologias de geração e armazenamento, como eólica, solar, as baterias de íon-lítio e o hidrogênio. Já pelo lado da demanda, destacam-se a expansão da geração distribuída, dos veículos elétricos e o empoderamento da demanda, o surgimento de eletrodomésticos inteligentes, o crescimento do ambiente de comercialização livre, entre outros aspectos.
Esse processo de modernização foi iniciado com a consulta pública nº 33/2017 do Ministério de Minas e Energia (MME, 2017), que recebeu propostas de medidas legais para viabilizar o funcionamento futuro do setor elétrico com sustentabilidade no longo prazo. O segundo passo foi a criação do grupo de trabalho da modernização, formado por profissionais da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), do Ministério de Minas e Energia (MME), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), do Operador Nacional do Sistema (ONS) e outras instituições responsáveis pelo arcabouço regulatório, comercial e operacional do setor. Esse grupo analisou as contribuições recebidas no âmbito da consulta pública nº 33/2017, dividiu a modernização em catorze temas e elaborou relatórios, contendo propostas, cronograma e plano de trabalho das medidas a serem implementadas. Dentre os temas analisados, estão formação de preço, critérios de suprimento, lastro e energia, abertura de mercado, inserção de novas tecnologias, sustentabilidade da transmissão e distribuição, desburocratização e melhoria de processos, governança, entre outros.
No que se refere ao tema inserção de novas tecnologias, verifica-se que as fontes renováveis variáveis são competitivas sob a ótica econômica. Essa afirmação pode ser comprovada pela expansão dessas usinas nos últimos anos. Sendo assim, o objetivo deste artigo é discutir possíveis implicações da entrada em larga escala dessas fontes de modo a se obter: i) a alocação eficiente dos recursos monetários e ii) o aproveitamento otimizado dos recursos naturais no contexto da modernização do setor elétrico brasileiro. O artigo busca, ainda, indicar estudos futuros para detalhar a participação das fontes renováveis variáveis na transição energética do setor elétrico.
Inicialmente, Morais (2021) destaca que a alocação de recursos nos dias atuais é de extrema importância para o atingimento das metas relacionadas à transição energética, que envolvem a geração de eletricidade por fontes sustentáveis. Tal afirmação se deve ao fato de que como os ativos de geração de eletricidade têm uma vida útil de 25 a 30 anos, as decisões tomadas atualmente têm baixo grau de reversibilidade. Por exemplo, ao se optar pela construção de termelétricas a gás, o sistema elétrico está se comprometendo a emitir uma certa quantidade de gases de efeito estufa sempre que essas usinas forem acionadas durante toda a sua vida útil. Desse modo, é fundamental que os investimentos em construção de usinas considerem os compromissos ambientais brasileiros, sem se descuidar de garantir o suprimento de eletricidade.
Um aspecto que tende a contribuir para a alocação eficiente dos recursos no setor elétrico é a valoração adequada dos atributos que as usinas de geração entregam ao sistema. Entende-se por atributo uma característica demandada pelo sistema elétrico e provida pelas usinas de geração de eletricidade. Por exemplo, a capacidade de entregar potência no momento de demanda mais elevada é um atributo que anda escasso e deve ser devidamente considerado pelo setor elétrico brasileiro. Esse fato se deve à característica de variabilidade instantânea dos recursos eólicos e solares, fazendo com que as usinas gerem eletricidade de maneira muito volátil. A sistemática atual de leilões para contratação de empreendimentos de geração não considera a capacidade, uma vez que apenas a eletricidade é comercializada. Com o intuito de aprimorar essa sistemática, o governo está preparando o primeiro leilão de reserva de capacidade, a ser realizado no final de 2021 (MME, 2021).
A valoração adequada dos atributos das usinas passa, adicionalmente, pelo funcionamento do mercado de curto prazo para a energia elétrica. No Brasil, o objetivo desse mercado é liquidar diferenças contratuais. Os seus participantes são os agentes de geração e de consumo (distribuidoras, consumidores especiais e livres). Até dezembro de 2020, o preço do mercado de curto prazo, denominado Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), era definido em escala semanal. A partir de janeiro de 2021, o PLD passou a ser definido em escala horária. A vantagem da maior discretização temporal é que o preço do mercado de curto prazo pode passar a refletir variabilidade dos recursos naturais.
Um ponto de atenção levantado pelo autor em relação ao aproveitamento dos recursos eólicos e solares é a possibilidade de ocorrência de curtailment, isto é, cortes instantâneos na geração. A análise detalhada do curtailment nos cenários analisados por Morais (2021) mostrou que o principal motivo desses cortes é o excesso de recurso em relação à carga. No entanto, também foram identificados momentos de falta de linhas de transmissão em ambos os cenários. Por isso, o autor destaca a necessidade de planejamento cuidadoso da expansão das linhas de transmissão, que considere a possibilidade de excesso de recurso de modo a se reduzir o corte.
A ocorrência de curtailment pode indicar, ainda, dificuldade do sistema elétrico em absorver certas participações de fontes renováveis variáveis. Se os valores de curtailment em relação à geração são elevados, considera-se que o sistema elétrico está desperdiçando eletricidade. No entanto, os resultados dos cenários desenvolvidos pelo autor mostram que para o caso de maior entrada das fontes renováveis variáveis (com eólicas e solares fotovoltaicas representando 26% da capacidade instalada total), os cortes constituem-se em, apenas, 5,52% da geração total dessas fontes. A Figura 1 mostra a média horária dos cortes observados nesse cenário.
Figura 1 – Média horária dos cortes de eletricidade para o cenário de maior entrada de fontes renováveis variáveis
Fonte: MORAIS (2021)
Observa-se que os cortes ocorrem de madrugada, majoritariamente, indicando excesso de recurso eólico disponível em momentos de carga baixa. No entanto, em menor escala, existem momentos de congestão de linhas de transmissão. Trata-se de instantes em que se verificam carga e geração, mas as linhas de transmissão não são capazes de escoar toda a eletricidade gerada. Como na prática esses cortes implicam em desperdício de eletricidade, tal energia poderia ser empregada em outros usos. Por exemplo, tecnologias power-to-gas utilizam a eletricidade gerada nos momentos de excesso de recursos para transformá-la em hidrogênio. Temas a serem avaliados em estudos futuros englobam a avaliação dos potenciais usos para a eletricidade que origina o curtailment, incluindo potencial de produção de hidrogênio, carregamento de veículos elétricos e gerenciamento pelo lado da demanda. A produção de hidrogênio com eletricidade que seria cortada permite o armazenamento de energia. O carregamento de veículos elétricos em momentos de excesso de recurso eólico também garante o uso de recursos naturais que têm considerável valor econômico. Por fim, as iniciativas de gerenciamento pelo lado da demanda (também conhecidas como resposta da demanda) podem levar ao deslocamento da carga para os momentos de maior recurso eólico, otimizando o aproveitamento dessa fonte de energia.
Uma opção adicional para evitar os cortes de eletricidade seria a instalação de ativos de armazenamento nas usinas movidas por fontes renováveis variáveis. Tal fato contribuiria para tornar a provisão de eletricidade mais segura, embora aumente os custos de investimento na instalação desses ativos de armazenamento. Por outro lado, os custos de operação do sistema elétrico como um todo podem diminuir, dado que as usinas eólicas e fotovoltaicas deslocariam a geração de usinas movidas a combustíveis fósseis. Nesse caso, dependendo da utilização e da evolução de custos das baterias, a tendência é que a redução nos custos operacionais mais do que compensem o aumento nos custos de investimento oriundos da instalação dos ativos de armazenamento. Os cenários desenvolvidos por Morais (2021) apresentaram relativamente baixo curtailment, de modo que não foi possível avaliar o armazenamento. Mesmo assim, o autor destaca a importância da realização de um estudo futuro que quantifique esses dois efeitos.
Alternativamente, se a regulação passar a estabelecer um mercado de serviços ancilares no SIN, as usinas com baterias podem receber receitas adicionais, que os empreendimentos sem ativos de armazenamento não receberiam. Um estudo para verificar a viabilidade econômica de diferentes usos das baterias auxiliaria na avaliação das implicações da entrada em larga escala das fontes renováveis variáveis. Os serviços ancilares analisados poderiam ser a suavização das rampas de potência ou regulação de frequência. Trabalhos futuros poderiam analisar os usos dos ativos de armazenamento em diferentes arranjos regulatórios para estimar a viabilidade econômica de cada forma de utilização desses ativos. Em resumo, um mercado de serviços ancilares tende a valorar os atributos técnicos necessários ao sistema, além de permitir que as diversas tecnologias concorram em igualdade de condições, isto é, permite a neutralidade tecnológica.
Além do mercado de serviços ancilares, os atributos ambientais das fontes seriam adequadamente identificados a partir da criação de um mercado de créditos de carbono. Sob a ótica econômica, a competitividade das fontes renováveis seria favorecida porque as usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis incorreriam em custos de operação adicionais pela compra de créditos de carbono. Em termos de custos totais de geração de eletricidade, cenários com maiores participações de fontes renováveis variáveis tendem a apresentar reduções maiores nos custos, uma vez que a maior potência instalada de usinas eólicas e solares fotovoltaicas gera uma menor necessidade de complementação por termelétricas para a mesma disponibilidade de recursos naturais. No entanto, vale a ressalva de que mesmo em cenários com elevadas participações proporcionais de fontes renováveis, as termelétricas movidas a combustíveis fósseis sempre terão importância no provimento de reservas de potência para o sistema elétrico.
Por fim, verifica-se que as fontes renováveis variáveis já atingiram economicidade, mesmo na ausência de subsídios, de modo que sua expansão em larga escala é questão de tempo. Dessa forma, cabe ao setor elétrico implementar a modernização considerando tanto os atributos positivos, como disponibilidade e complementariedade entre os recursos, quanto os negativos, como a falta do atributo capacidade de potência. As propostas a serem implementadas no contexto da modernização do arcabouço regulatório, comercial e operacional do setor elétrico estão indo por este caminho. Especificamente, as iniciativas citadas ao longo deste artigo contribuirão para a alocação eficiente dos recursos monetários e para o aproveitamento otimizado dos recursos naturais no setor elétrico brasileiro no longo prazo. São elas a possível criação de um mercado de serviços ancilares, a já implementada granularidade horária do mercado de curto prazo e a valoração adequada dos atributos operacionais, econômicos e ambientais das usinas.
Notas
[1] A descrição detalhada da metodologia é encontrada em Morais (2021).
Referências
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Sugestão de citação: Morais, R. (2021). Implicações da entrada em larga escala de fontes renováveis variáveis no contexto de modernização do setor elétrico brasileiro. Ensaio Energético, 16 de agosto, 2021.
Rafael Morais
Economista pela UFRJ, mestre e doutor em Planejamento Energético pelo Programa de Planejamento Energético da COPPE (PPE/COPPE/UFRJ). Doutorado sanduíche na University of Natural Resources and Life Sciences (BOKU/Viena) e no International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA) na Áustria. Atua nas áreas de regulação e modelagem do setor elétrico brasileiro, com foco em fontes renováveis variáveis.
