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EDIÇÃO Nº 46

O desafio da expansão das fontes renováveis na matriz elétrica

Vera Dantas

No último dia 6 de setembro, cerca de 10% da carga do sistema interligado brasileiro foi atendido pela geração eólica. "Naquele instante, aquilo representava um fator de capacidade de 78% com as eólicas", disse o assessor da Diretoria Geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Marcelo Prais, em palestra na Associação Comercial do Rio de Janeiro, em outubro passado. A informação confirma a tendência de crescimento das fontes renováveis não convencionais na matriz energética brasileira, a exemplo do que vem acontecendo no mundo (ver Energia no Mundo). No Nordeste, a energia eólica chega a responder por 52% da carga da região, como aconteceu no dia 5 de novembro último, quando foi atingido o recorde médio diário de 5.073 MW. "Este recorde evidencia a importância deste tipo de geração para a região Nordeste, em especial, no cenário energético atual", afirma Marcelo Prais.

Se por um lado, o aumento da participação das fontes renováveis na matriz elétrica apresenta o aspecto positivo de ocupar lugar de fontes poluentes e emissoras de CO2, por outro, a tendência traz algumas preocupações entre operadores e especialistas do setor elétrico (ver O risco da operação em subfrequência). O problema é que, ao contrário das fontes hidráulica e térmica (gás, carvão e nuclear), que garantem estabilidade à base do sistema por sua capacidade de geração contínua, as fontes renováveis não convencionais, como eólica e solar, têm como principais características a forte intermitência e a imprevisibilidade - no caso da fonte eólica, dependendo das condições meteorológicas, num mesmo dia é possível ter muito ou pouco (ou até mesmo nenhum) vento.

Em sua palestra na Associação Comercial, Marcelo Prais disse ser possível visualizar claramente a questão da intermitência da geração eólica ao analisar a média diária, calculada em frações de 30 minutos, dos 31 dias no mês de julho. Ele citou o exemplo do dia 13 de julho, quando a variação entre o máximo e o mínimo chegou a 2.600 MW no mesmo dia. "Quanto mais for a energia instalada mais esse fenômeno pode acontecer", disse.

Compensação térmica

A instabilidade das fontes renováveis não convencionais pode afetar o desempenho das redes de transmissão, o que exige dos operadores iniciativas para cobrir a intermitência. Hoje, essa cobertura é feita na região Nordeste com base na geração térmica e no intercâmbio, onde uma parte da linha de transmissão fica reservada para fazer a gestão dessa intermitência.

Mas o uso não convencional da geração térmica traz um problema adicional. As usinas térmicas foram contratadas inicialmente para fazerem a complementação da base hidráulica e não para fazer face à variação da carga das fontes eólica e solar. Isso significa que foram concebidas para períodos de despacho mais longos, para lidar com problemas energéticos e não com problemas de variação de potência, que acontecem ao longo de um dia. "Quase que a totalidade das térmicas que estão no Nordeste não são as mais adequadas para prestar esse serviço e nem são remuneradas para tal", adverte Marcelo Prais. "Essas usinas não foram projetadas para ligar e desligar, fazer tomada de carga e desligar em frações horárias do dia; elas foram feitas para, uma vez despachadas, ficarem despachadas. Há variações de geração de eólica ao longo de um dia que são muito significativas. Isso viola as condições para as quais elas foram contratadas", explica o assessor do ONS.

Mudança no perfil

O uso das usinas térmicas e do intercâmbio para fazer o controle da variação da geração reflete uma evolução na operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), provocada, por sua vez, pela mudança no perfil da matriz elétrica brasileira, baseado no aproveitamento de recursos hídricos, através da construção de hidrelétricas com grandes reservatórios. Devido às restrições ambientais, as novas hidrelétricas são do tipo fio d'água, ou seja, não contam com reservatórios que permitam acumular água da época de chuvas para utilização nos períodos mais secos. "Desde 1998, quando se construiu Serra da Mesa, não foram feitas mais usinas com reservatórios. Isso significa que uma usina como Belo Monte é praticamente desligada no período seco. Há, portanto, uma relação de quase 11 para um entre a energia produzida no período úmido e no período seco", explica Marcelo Prais.

De acordo com o Plano de Operação Energética (PEN) 2016/2020, "um exemplo claro da constatação da perda de regularização do Sistema Interligado Nacional é a situação hidroenergética vivenciada nos anos de 2014 e 2015, quando as condições climáticas nas estações chuvosas 2013/2014 e 2014/2015 imputaram condições hidroenergéticas desfavoráveis que impediram a retomada dos estoques armazenados nos principais reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste nas estações chuvosas, apesar da plena utilização do parque térmico, o que levou a níveis iniciais de armazenamentos do PEN 2014 e do PEN 2015 bastante inferiores aos normalmente utilizados em edições anteriores do Plano da Operação Energética".

Essa situação tende a se tornar mais complexa. Segundo as projeções do PEN para o período 2015/2020, embora continue como a principal fonte de geração de energia, a hidroeletricidade sofrerá uma redução nos próximos cinco anos, passando de 72,7% para 66,8%. Já a geração eólica passará de 5% da matriz de energia elétrica para 10,1% ao final de 2020. "Mas o crescimento da fonte hidráulica nos próximos cinco anos está concentrado em Belo Monte, Santo Antônio, Jirau e Teles Pires. São 17 mil MW em usinas sem capacidade de acumulação. Há, portanto, uma combinação de usinas a fio d'água com fontes intermitentes, o que aumenta a complexidade de operação do sistema", adverte Marcelo Prais.

Marcelo Prais não vê problemas em relação à segurança do atendimento, devido à recessão, que atrasou em cerca de dois anos a previsão de crescimento do consumo de energia do país. "A carga de energia que tem se verificado ao longo de 2016 se esperava que fosse 2014. Quando se olha para a frente, 2018 é a carga que há dois anos atrás a gente esperava para 2016. Isso tem impacto muito grande. Temos uma sobra de energia no sistema que nos dá certa tranquilidade até 2020. O que não significa que o custo do atendimento vá ser baixo. A gente tem energia suficiente para atender a demanda", diz ele.

De acordo com o PEN 2016, a expressiva expansão da geração eólica para os próximos cinco anos exige ações operativas mitigadoras dos potenciais impactos sistêmicos e locais da forte intermitência, intrínseca dessa nova fonte na Matriz de Energia Elétrica, além de sua baixa previsibilidade.

Todos esses aspectos conduzem a mudanças na definição das estratégias de operação do sistema, com custos de operação mais elevados em decorrência do significativo despacho térmico. Portanto, tornam-se necessárias algumas reflexões sobre os atributos da Matriz de Energia Elétrica desejada para o futuro, sendo que, neste contexto, as seguintes reflexões devem ser consideradas para a definição das diretrizes gerais quanto à expansão do SIN:

* Inclusão, na medida do possível, de novos reservatórios de regularização, que serão importantes para mitigar as intermitências de geração das fontes não convencionais, como as usinas eólicas e, proximamente, as usinas solares, bem como restaurar a capacidade do SIN de suportar períodos hidrológicos desfavoráveis;

* O aumento da participação de fontes térmicas convencionais (carvão mineral e gás natural) no médio prazo, para a complementação da geração hidroelétrica com sinal locacional pré-definido; e

* A viabilidade da expansão do parque nuclear no longo prazo, visto que são usinas tipicamente de base e podem contribuir para atenuar a perda crescente de regularização do SIN.

O documento recomenda a exigência de requisitos mínimos operativos no uso de fontes renováveis não convencionais intermitentes (eólicas e solares), para não comprometer a segurança operativa do SIN na ocorrência de grandes perturbações sistêmicas e/ou locais.


Energia no mundo

A exemplo do que acontece no mundo, a participação das fontes renováveis também cresce na matriz energética brasileira. De acordo com dados do Ministério de Minas e Energia, em 2015 as fontes renováveis no Brasil totalizaram participação de 41,2% na matriz energética, indicador quase três vezes superior ao indicador mundial, de apenas 13,8%. O país também se destaca na matriz de geração elétrica com 74% de renováveis, enquanto o mundo detém 23,8%. Os dados constam no boletim "Energia no Mundo 2014-2015", divulgado anualmente pela Secretária de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME).

Em 2015, a demanda mundial de energia atingiu o montante de 13.777 Mtep (mega tonelada equivalente de petróleo), das quais, 81,4% de combustíveis fósseis, valor 46 vezes maior que a demanda brasileira de energia, esta com apenas 57,5% de fontes fósseis. Entre as fontes consumidas no mundo, o petróleo representou 31,4%; o carvão mineral (28,1%); gás natural (21,6%); energia nuclear (4,9%); energia hidráulica (2,6%) e outras fontes não especificadas (11,4%).

Das fontes utilizadas para geração de energia elétrica, 39,1% foram de carvão mineral, 22,3% de gás, 3,9% de óleo, 10,6% de urânio, 17,1% de hidráulica e 7% de outras não especificadas. As fontes renováveis somaram 23,8%, dos quais, 3,5 pontos percentuais de eólica e 1 de solar.

O boletim "Energia no Mundo" apresenta gráficos e dados sobre as matrizes energética e elétrica de 89 países. O documento também traz indicadores sobre a produção e o consumo de energia nesses países e suas relações com o PIB, população e emissões de CO2.

Fonte: Assessoria de Comunicação Social do Ministério de Minas e Energia


O risco da operação em subfrequência

A preocupação em como operar os sistemas elétricos tendo em vista a crescente inserção das fontes renováveis não convencionais foi um dos temas presentes durante o encontro realizado em Paris, em agosto passado, pelo Cigré (International Council on Large Electric Systems), entidade que reúne empresas geradoras e operadoras de diversos países.

De acordo com o engenheiro eletricista da Assessoria de Comercialização da Eletronuclear, Eduardo da Silva Filho, uma das questões observadas foi o aumento da ocorrência de frequências abaixo da nominal na rede (subfrequência), especialmente pelo comportamento das fontes renováveis quando expostas a condições de instabilidade na rede. "Estamos lidando com situações que antes não eram tão recorrentes", afirma ele, explicando que, de acordo com a norma IEEE, da década de 1980, a subfrequência é apresentada como um evento "cuja ocorrência era de baixa probabilidade".

Devido a essa mudança de cenário, operadores de diversos países estão adotando novas exigências para os seus agentes, de modo que estes possam enfrentar esses eventos, evitando, assim, um colapso no sistema. "A Nerc (North American Electric Reliability Corporation), entidade que estabelece os procedimentos de rede para os EUA, está sendo muito categórica com a questão da frequência e vem adotando novos requisitos, para que os geradores possam contribuir ainda mais para a estabilidade do sistema", diz Eduardo.

"Num evento de subfrequência, é de extrema importância que os relés de proteção estejam bem ajustados e coordenados, evitando assim uma operação fora do previsto. Caso contrário, o sistema como um todo pode entrar em colapso, por exemplo, podendo ocorrer a saída de várias usinas, por conta de uma operação fora do previsto", afirma Eduardo. Segundo ele, quando ocorrem eventos de subfrequência, há uma faixa de operação que deve ser evitada, pelo risco O risco da operação em subfrequência de danos às turbinas, especialmente as que possuem projetos mais antigos e, que, portanto, podem vir a operar em condições para as quais não foram projetadas. "O gerador tem o compromisso de gerar todo o tempo que estiver despachado, entretanto, ele também precisa preservar seu ativo", diz.

O engenheiro ressalta que, ao longo do ano de 2016, ocorreram eventos onde a frequência esteve abaixo da nominal. "Durante esses eventos, as usinas Angra 1 e Angra 2 permaneceram conectadas na rede, ajudando a garantir a estabilidade do sistema", conclui.

Associação Brasileira de Energia Nuclear

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