A “curva do ganso” e as lições da crise da Califórni

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Edvaldo Santana/ Crédito Vini Goulart

Por Edvaldo Santana

O último artigo (Crise na Califórnia? E no Brasil?) foi concluído com uma pergunta, se crise semelhante poderia acontecer no Brasil, particularmente no Nordeste, e uma resposta: NÃO. Mas que não deveríamos facilitar.

O setor elétrico brasileiro teve e ainda mantém uma forte inserção de fontes renováveis (15,5 GW de eólica, 15 GW de biomassa, 5,6 GW de PCH e 6 GW de solar, compreendendo, centralizada e geração distribuída – GD), que correspondem a cerca de 25% do total da capacidade instalada de geração. Na Califórnia, os 24 GW de fontes renováveis (60% de solar) equivalem a mais de 40% da capacidade instalada total, sem considerar a importação.

E aí vem a primeira diferença entre os dois sistemas, embora ela não seja tão relevante para o caso: ao se comparar o total da potência instalada de solar + eólica, verifica-se que, no Brasil, a segunda participa com cerca de 70% da soma das duas, ao contrário do que acontece na Califórnia. E, das renováveis, a fonte eólica contribui com 37%, ainda que grande parte esteja concentrada no Nordeste (NE), o que inclui também a solar.

A exemplo da metodologia utilizada no artigo anterior, a operação diária (nos dias 27 e 28/08) é a “entrada” para identificar se o sistema elétrico brasileiro, do ponto de vista da inserção das renováveis, é tão vulnerável quanto o da Califórnia. Além disso, serão abordadas apenas as fontes solar e eólica, por duas razões: (1) o Operador Nacional do Sistema (ONS) não discrimina os dados para as PCHs, CGHs nem para as usinas a biomassa e (2) os questionamentos e polêmica estão centrados naquelas duas fontes.

De início, importante ressaltar que, no Brasil, o mês de agosto faz parte do período de maior produção de energia eólica, cujo montante é crescente a partir das 17h. O máximo dessa produção, de 10.900 MW, ocorreu na madrugada (entre 1h e 4h) e, o mínimo, 6.300 MW, entre as 14h e 16h, como o foi nos dias 27 e 28. No intervalo de tempo em que a geração das eólicas é máxima, a carga do sistema interligado (SIN) é mínima, o que é uma desvantagem. No NE, a demanda mínima acontece próximo das 6h, pelo menos nos dois dias analisados.

Um detalhe muito interessante, e de efeitos promissores, é que, no SIN, o período de maior decréscimo na geração das eólicas, que vai de 9.700 MW, às 10h, para 6,3 GW, às 16h, também é o de maior produção da solar, que fica entre 1.450 MW, às 9h, e 1.950 MW, às 13h, com um máximo de 2.000 MW, e reduz para 1.400 MW às 16h. Em valores cerca de 10% menores, essa tendência é a mesma no NE. Em outras palavras, as duas fontes, apesar da atual diferença de montante de potência instalada, são complementares.

Observe-se, porém, que a avaliação aqui efetuada não leva em conta a GD com solar fotovoltaica, mas apenas 2.200 MW centralizados, que são medidos pelo ONS.

Há uma característica (ou consequência) importante no percurso da curva do pato do SIN. A fonte solar contribui de forma relevante para que não seja menor a redução da oferta pelas fontes renováveis (Solar + Eólica). Sem contar o fato de que a queda de produção das eólicas, nesse mesmo horizonte, jamais foi inferior a 4.500 MW.

A rampa para o SIN, nos dois dias analisados, foi de quase 8.000 MW, entre 15h e 19h, mas depois das 16h, como destacado acima, já volta a aumentar a produção por meio das eólicas. Isso deixa mais extensa a barriga do pato, como se fosse um ganso.

Se olhado separadamente, o NE tem uma situação muito parecida, com algumas características definidoras. O sistema fica quase todo tempo como exportador, sobretudo na madrugada e até às 10h, quando as eólicas produzem mais que a carga do submercado. A complementaridade entre solar e eólica é proporcionalmente maior no NE. Então, ao contrário do que se imaginaria, a curva do pato do NE também exigiria poucos esforços de custos.

No período analisado esse esforço foi quase nulo. As hidrelétricas suportaram não só a redução da produção das eólicas e da solar, como também o acréscimo de consumo, que passa de 66 GW, às 13h, para quase 75 GW depois das 18h e 30 minutos. Muito a propósito, a oferta das hidrelétricas varia de 35 GW, às 4h, a 56 GW, às 18h. Nos dois dias analisados, a oferta de termelétricas foi de pouco mais de 5 GW médios, durante todo tempo. No NE, a geração máxima por meio de termelétricas foi próxima de 250 MW médios, com alguns períodos de zero.

A pergunta é: o cenário seria o mesmo com os reservatórios mais vazios e com a carga sem os efeitos da pandemia? Certamente NÃO. Mas os esforços de custos também não seriam acentuados.

Não sei se perceberam, mas a geração por termelétricas foi de cerca de 5 GW médios, que é muito menor do que o volume associado às UTEs ditas inflexíveis. Como o período em discussão coincide com a safra de cana-de-açúcar, boa parte da produção das termelétricas (o ONS não detalha) pode ter sido originada nesse tipo de fonte.

Assim, ainda há uma oferta não inferior 17 GW de UTEs inflexíveis ou de custos variáveis unitários inferiores a R$ 220/MWh, valor muito próximo dos custos de compra de energia no ambiente regulado.

Em outros termos, há, atualmente, mais termelétricas do que o necessário para substituir, com folga, 75% do adicional gerado pelas hidrelétricas no transcorrer da curva do pato, mesmo sem considerar uma grande UTE recentemente inaugurada em Sergipe, tampouco as usinas chamadas de flexíveis, mais uns 7 GW.

E, no Brasil, não há termelétricas sem contratos, e a grande maioria tem suas transações comerciais realizadas no ambiente regulado. Neste contexto, seriam nulas as possibilidades de o acionamento dessas usinas, no horizonte da curva do pato, resultar em pressões de preço, mesmo na ocorrência do fenômeno da demanda residual, quando a usina sabe, ex ante, que o consumo só é atendido com sua produção.

Não é raro os questionamentos, para o caso brasileiro, terem como foco o NE. É lá que estão 80% da capacidade instalada de eólicas, e mais ainda de solar (o Nordeste de Minas Gerais faz parte da região alcançada pela SUDENE). E o potencial para duplicar a primeira e mais do que triplicar a segunda estaria também no NE. Ainda assim, a disponibilidade das hidrelétricas, a forte interligação do sistema, a complementaridade das fontes eólicas e solar e o parque termelétrico já existente parecem afastar quaisquer riscos de deficiência de potência, em especial nos próximos 5 anos.

O ONS não é lá muito afeito a algumas “modernidades”, como a resposta da demanda, mas, só no NE, o potencial ultrapassa de 2.000 MW, que ajudariam muito na minimização dos efeitos de eventuais restrições de potência, que, repito, não são esperadas.

Conclusões. Em um médio prazo, não inferior a 5 anos, são inexistentes as chances de acontecer no Brasil, muito menos no NE, o que tem acontecido na Califórnia nos últimos 2 anos, isto é, blackouts motivados pela forte inserção de fontes renováveis. A rigor, nem na Califórnia é comprovado que a crise decorre da maior participação dessas fontes, como detalhado no último artigo.

Na prática, mantido o ritmo atual e o perfil de produção, o aumento da contribuição da fonte solar na matriz energética, como prevê os sucessivos planos de expansão, tende a tornar mais interessante a complementaridade entre a solar e eólica, o que minimiza as naturais e esperadas exigências de agregação de potência durante a curva do pato, que, no Brasil, parece mais com um ganso.

Mesmo que não tenha ficado evidente nos dados encontrados no site do ONS, tudo indica que, tanto no SIN quanto no NE, a coincidência do período de maior geração de eólicas e de usinas a biomassa tende a reduzir mais ainda os esforços de custos na curva do pato, apesar da inflexibilidade da produção dessas fontes.

Recentemente, um dos diretores do ONS destacou que, nos próximos 5 anos, não é necessária a contratação de mais energia “compulsória”. Acho que ele tem razão. Se o sistema, por razões de custos e de atratividade dos investimentos, terá sua expansão marcada pelas fontes solar e eólica, é mais eficaz, quando for necessária, a agregação de energia flexível de menor custo, como é a tendência mundial, o que não exclui o gás natural.

Se, além disso, for criado um mercado de capacidade, me parece que, do ponto de vista da alocação de riscos e custos, a situação ficaria ainda mais razoável.

E são muito positivos os sinais de progressos competitivos (ou de abertura) no mercado de gás natural, com bons efeitos sobre o preço desse importante energético. O setor elétrico não pode abrir mão dessa vantagem, ainda mais quando comparada com a ótima mais caríssima e incerta (em termos de prazo e de custos) energia nuclear.

Infelizmente, não temos sido bem-sucedidos no equacionamento das restrições associadas à construção de hidrelétricas, pequenas ou grandes, com reservatórios. Fica evidente neste artigo que o atual conforto de custos é fortemente explicado pela produção das hidrelétricas que, no intervalo de cinco horas, acrescentam mais de 10 GW médios na rede ou mais de 25 GW em menos de 12 horas, como ocorreu no dia 28/8.

Mantidas essas restrições, a saída mais razoável é mesmo o gás natural, mas o protagonismo, pelo menos nos próximos 10 anos, continuará a ser da solar e da eólica, mesmo com nossa particular curva do ganso. O problema é como saciar a fome por mais e mais subsídios, que é uma muleta para a socialização dos custos.

 

 

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