18/04/23

A flexibilidade do armazenamento de energia

Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL), da UFRJ, publicou, em novembro de 2022, como TSDE (Texto de Discussão do Setor Elétrico) nº 111, um estudo sobre a importância dos recursos de flexibilidade no armazenamento de energia e a necessidade de alterações regulatórias para tornar a tecnologia mais atraente para investidores.

É fato que a descarbonização do setor elétrico e a consequente eletrificação de outros setores estão demandando o crescimento da geração de energia elétrica, o que torna importante pensar a flexibilidade operativa, ou seja, a compensação entre geração e carga de energia. Essa técnica pode manter a confiabilidade, a segurança, bem como a economia dos suprimentos de energias renováveis, e é aplicável tanto na geração, na carga, ou em ambos os contextos ao mesmo tempo.

A flexibilidade na geração, realizada por meio de hidrelétricas ou térmicas flexíveis, possibilita a confiabilidade do suprimento de energia, já que atende a demanda em momentos de baixa geração variável. Já as flexibilidades da carga ou do armazenamento auxiliam na confiabilidade do suprimento, ao diminuírem a demanda e proverem potência em momentos de escassez, como também ao economizarem energia por meio do seu estoque no momento em que ela é abundante. A flexibilidade da carga se mostra cada dia mais importante, porque, diante da demanda atual, os momentos de excesso de geração se tornarão mais comuns e intensos (principalmente no início do dia, quando a geração solar e eólica é elevada e o consumo do país é baixo, segundo o TSDE).

O estudo relata que, no Brasil, a flexibilidade concentra-se na geração hidrelétrica, cuja operação acompanha a carga e cujas usinas conseguem armazenar energia em seus reservatórios. Na estagnação do crescimento de novos reservatórios de acumulação das fontes hidrelétricas (PCHs e UHEs), as termelétricas desempenham progressivamente o papel de provedoras de flexibilidade. É preciso, logo, repensar a flexibilidade, para que se diminua o curtailment (ou constrained-off), isto é, a redução de geração renovável por não ser possível estocá-la, o que causa desperdício do recurso energético natural. Desse modo, o GESEL aponta que não existe problema no abastecimento, mas que ocorre o uso pouco eficiente dos recursos energéticos pelo não aproveitamento da energia. Para isso, necessita-se pensar no deslocamento de carga ou no armazenamento por meio de baterias ou usinas hidrelétricas reversíveis.

O estudo recupera o relatório “Acompanhamento das Reduções de Geração”, do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para dimensionar as perdas de energias naturais, tanto hídrica, quanto eólica e solar. Segundo a ONS, as causas das perdas são classificadas em razão energética (pela impossibilidade de armazenamento na compatibilização das curvas de carga e geração, na operação horária), razão elétrica (pela indisponibilidade de instalações de redes externas às usinas, existentes na Rede Básica como também nas Demais Instalações de Transmissão (DITs), e razão de confiabilidade elétrica (pela indisponibilidade de equipamentos de transmissão e mantimento dos critérios confiabilidade). A análise apresentada permite concluir que 83% das reduções de energia ocorrem pela razão energética, tanto pela ausência de mercado quanto por problemas de capacidade de transmissão. O GESEL estimou as perdas em dois períodos: no ano de 2021 e no primeiro semestre de 2022.

As análises feitas sobre as reduções podem ser visualizadas em 4 tipos, sendo eles:

1. Hidrelétricas com Energia Vertida Turbinável (EVT)[1] (fio d’água);

2. Hidrelétricas sem Energia Vertida Turbinável (com reservatórios de acumulação);

3. Eólica, e

4. Solar.

[1] Segundo o TSDE: “Usinas Hidrelétricas com EVT são usinas cuja redução de geração levam a vertimento turbinável.”

A análise de 2021 começa com a informação de que o Brasil enfrentou, naquele ano, a maior crise hídrica do último século, de modo que foram recorrentes as reduções de geração de renovável. Nesse ano, para a fonte fotovoltaica, a redução foi contabilizada apenas em número de horas e não pela quantidade de energia reduzida, o que dificultou as análises em valores de energia desperdiçada (MWh). Por meio da análise, pode-se ver que a redução da geração eólica foi de 0,575%, enquanto a da hídrica foi de 0,529%, de forma que o total de energia elétrica perdida foi de 1,904% com as demais componentes. A maioria das reduções de energia ocorre nas hidrelétricas, devido à capacidade instalada superior, sendo que a maior parte dessa redução se dá em usinas sem energia vertida turbinável, por se priorizar a redução em contextos nos quais se possa armazenar a energia reduzida.

Figura 1 — Distribuição das fontes de energia por Razão de Redução. Fonte: GESEL (2022, p. 33)

As tabelas abaixo mostram a redução da energia:

Tabela 1 — Redução da geração hídrica e eólica em 2021 (MWh). Fonte: GESEL, 2022 (p. 10)
Tabela 2 — Redução da geração hídrica e eólica em 2021 (%). Fonte: GESEL, 2022 (p. 11)

A partir do gráfico abaixo, sobre a geração solar, percebe-se que as reduções em 2021 ocorreram principalmente para manter a confiabilidade do sistema.

Figura 2 — Distribuição das categorias de corte para fonte solar fotovoltaica em 2021 (horas). Fonte: GESEL, 2022 (p. 29)

Já no período avaliado em 2022, o percentual de redução de energia eólica diminuiu, devido à baixa geração eólica comum no primeiro semestre (tendo em vista que o melhor período para a geração é de maio a outubro); ao início da operação, em abril, na Serra Pelada/Miracema, nos Pará e Tocantins, o que possibilitou um escoamento para o Norte e para o Nordeste; à geração térmica ter ficado abaixo do período analisado anteriormente, bem como ao período de cheias nos rios, de modo que os vertimentos turbináveis tendem a ser mais comuns.

Diante desse contexto, a flexibilidade operativa passou a fazer parte do planejamento de expansão da transmissão, considerando que a transmissão deve ter a capacidade de fazer a integração segura da geração. Assim, é necessário analisar a expansão da geração eólica nas regiões com maior potencial — Norte e Nordeste.

O Nordeste concentra, e assim continuará, de acordo com a previsão, a maioria das usinas eólicas, além de apresentar um crescimento da geração solar centralizada. Conforme estimado pela GESEL a partir de dados da EPE, em 2025 (por expansões contratadas em leilões e contratações do mercado livre) haverá um incremento de 15 GW de potência de energia renovável na região; enquanto, em 2033, será incrementada uma potência de 57 GW de renovável. Esse aumento da geração no Nordeste demanda duas novas conexões para reforçar a transmissão e realizar o escoamento no Sudeste e Centro-Oeste, como pode ser visto na próxima imagem.

Figura 3 — Clusters de geração indicativa no subsistema NE. Fonte: MME; EPE, 2022d.

Como desafios do planejamento da expansão da transmissão, o estudo aponta a dificuldade do gerenciamento de informações sobre a oferta, a coordenação temporal da expansão integrada da geração e da transmissão, e um sistema de transmissão 4,5 vezes maior, o que aumentaria os custos da transmissão, se ele fosse planejado sob uma nova dinâmica da expansão da transmissão via projeções de crescimento do mercado livre (ACL). A partir disso, a GESEL defende a necessidade de manter o equilíbrio entre oferta e demanda, organizar o intercâmbio entre subsistemas e reduzir a geração de energia renovável, portanto, será necessária maior flexibilidade. Nesse sentido, é válido apontar que a EPE já está realizando estudos para possibilitar as interligações regionais, sendo, hoje, alternativas tanto os dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission System) quanto o armazenamento, que agregam flexibilidade operativa.

O crescimento do sistema elétrico brasileiro precisará da introdução de projetos de armazenamento para usufruir dos baixos custo e do grande potencial das energias solar e eólica. Para tal, é preciso desenvolver novas regulamentações, e debates sobre o tema estão sendo feitos desde 2018 na ANEEL — que aprovou o primeiro sistema de baterias — e fortalecidos, com notas técnicas, eventos e consultas públicas, pela ONS e pela EPE.

As oportunidades futuras no território brasileiro, aliadas à evolução da regulamentação, podem utilizar o armazenamento como parte da rede de transmissão, com baterias ou UHRs; como parte da rede de distribuição; como provedoras de capacidade; armazenamento com geração variável centralizada com projetos híbridos; geração distribuída com armazenamento; deslocamento da ponta de consumo, e projetos híbridos com armazenamento para sistemas isolados. É válido ressaltar que a regulamentação de usinas hidrelétricas reversíveis também precisa ser considerada, tendo em vista que a legislação atual não a contempla, o que pode ser um empecilho, considerando que projetos de geração são diferentes de projetos de armazenamento.

O armazenamento, nas projeções de expansão da GESEL para 2040, mostra-se econômico conforme aumentam a geração e a participação da geração variável. Estima-se que, em 2040, as gerações eólicas e solar fotovoltaica chegarão a 40% da energia gerada, equiparando-se à energia hídrica. Assim, será preciso contratar projetos que supram potência firme e flexibilidade, com algumas soluções possíveis: as termelétricas a gás, que geram pouca energia e demandam altos custos variáveis de geração; e o armazenamento por baterias e usinas hídricas reversíveis, que são econômicas para expansão na década de 2030 e se mostrarão essenciais no final da década. O armazenamento fornece potência firme, além de que otimiza custos operacionais, a expansão da geração e o sistema de transmissão.

Apesar da expansão da geração de energia renovável, o estudo revela que o curtailment permanecerá, e a estimativa mostra que a inclusão de 16 GW de baterias de 3 horas, até 2040, teria um curtailment de 8% da energia gerada, mesmo se os sistemas de transmissão operassem sem restrições. Isso prova que não é econômico usar um armazenamento do tamanho suficiente para que torne o curtailment residual, visto que sempre haverá um corte de geração em um cenário de expansão da matriz renovável variável (solar e eólica).

Além disso, uma descoberta foi que a operação excelente necessita do armazenamento por meio de despacho centralizado, porque seus projetos carregam e armazenam potência na rede sem qualquer custo. As simulações também mostram que os projetos de armazenamento com maior tempo de descarga diminuem os custos de investimento e de operação do sistema, já que o volume da energia armazenada também aumenta de valor. Os mais valiosos são aqueles com descarga entre dezenas e centenas de horas, por permitirem perpassar situações atípicas, além de conseguirem acumular energia suficiente para deslocá-la entre estações do ano.

Como conclusão, a GESEL defende que, diante do aumento da geração variável solar e eólica e do crescimento do sistema gerador do Brasil, a carga líquida será progressivamente mais volátil, de forma que a flexibilidade de armazenamento se revela importante por contribuir para a confiabilidade do sistema e para a otimização dos recursos energéticos. Dessa forma, o armazenamento necessita de alterações regulatórias para que se torne atraente para investimentos privados.

Consulte o relatório completo em:TDSE-111-Armazenamento-V-mx.pdf (ufrj.br)

Texto: Leticia Pilger
Editor: Paulo Renato Reche