Integração de Geração Eólica no Sistema Elétrico: Impactos e … · 2014-03-19 ·...

INTEGRACAO DE GERACAO EOLICA NO SISTEMA ELETRICO:

IMPACTOS E DESAFIOS NO PLANEJAMENTO DA OPERACAO

Leandro Nunes Mota

Projeto de Graduacao apresentado ao Corpo

Docente do Departamento de Engenharia

Eletrica da Escola Politecnica da Universidade

Federal do Rio de Janeiro, como parte dos

requisitos necessarios a obtencao do tıtulo de

Engenheiro Eletricista.

Orientadores: Carmen Lucia Tancredo Borges

Luiz Augusto Barroso

Rio de Janeiro

Marco de 2014



Leandro Nunes Mota

PROJETO DE GRADUACAO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE

DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELETRICA DA ESCOLA

POLITECNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSARIOS PARA A OBTENCAO DO

GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Amaro Olimpio Pereira Junior, D.Sc.

Prof. Carmen Lucia Tancredo Borges, D.Sc.

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

MARCO DE 2014

Nunes Mota, Leandro

Integracao de Geracao Eolica no Sistema Eletrico:

Impactos e Desafios no Planejamento da Operacao /

Leandro Nunes Mota. – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola

Politecnica, 2014.

XV, 76 p.: il.; 29, 7cm.



Projeto de Graduacao – UFRJ/Escola Politecnica/

Departamento de Engenharia Eletrica, 2014.

Referencias Bibliograficas: p. 73 – 76.

1. Energia Eolica. 2. Energia Intermitente.

3. Operacao de Sistemas Eletricos. I. Tancredo

Borges, Carmen Lucia et al. II. Universidade Federal

do Rio de Janeiro, Escola Politecnica, Departamento de

Engenharia Eletrica. III. Integracao de Geracao Eolica no

Sistema Eletrico: Impactos e Desafios no Planejamento da

Operacao.

iii

A minha famılia, que me apoiou

a vida inteira. A Marcela, minha

namorada e companheira durante

toda essa jornada. A todos

amigos e professores que me

ensinaram e ajudaram a chegar

ao fim dessa jornada.

iv

Agradecimentos

Quero agradecer em primeiro lugar a minha famılia.

Ao meu pai pelo grande exemplo profissional e orientacao. A minha mae, por

todos os sacrifıcios, preocupacoes e amor incondicional. A minha irma pelo apoio e

por dividir seu conhecimento para a conclusao desse trabalho.

A Marcela, minha namorada e companheira. Por entender todos os sacrifıcios

necessarios, nao so para a conclusao desse trabalho como para a conclusao do curso

de engenharia eletrica.

A Carmen Lucia, pelo apoio e orientacao nesse trabalho. Pelas aulas ministradas,

que contribuıram para o meu enorme interesse pelo setor eletrico brasileiro.

Em especial, para meu coorientador, Luiz Augusto Barroso, pelas horas e preo-

cupacoes dedicadas a esse trabalho.

A todos os amigos aqui encontrados, em especial meus companheiros na re-

presentacao discente do Departamento de Engenharia Eletrica, Eduardo, Nıcolas e

Mario.

Por fim, a todas as pessoas que ja passaram ou ainda fazem parte da minha vida,

e contribuiram para ser a pessoa que sou hoje.

v

Resumo do Projeto de Graduacao apresentado a Escola Politecnica/UFRJ como

parte dos requisitos necessarios para a obtencao do grau de Engenheiro Eletricista



Leandro Nunes Mota

Marco/2014



Departamento: Engenharia Eletrica

Apresenta-se, neste trabalho, um diagnostico juntamente com uma analise qua-

litativa dos impactos da insercao de Energias Renovaveis Nao-Convencionais na

operacao de um sistema eletroenergetico, com foco principal na energia eolica. Apos

uma breve apresentacao da energia eolica e suas caracterıstica e feito uma tipolo-

gia dos impactos, e em seguida uma analise voltada especificamente para o sistema

brasileiro. O objetivo principal desse trabalho e fornecer um material de qualidade

para auxiliar os planejadores e operadores do sistema brasileiro a melhor entender

esses impactos, permitindo uma penetracao suave da energia eolica no Brasil.

vi

Abstract of Graduation Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Electrical Engineer

WIND POWER INTEGRATION TO THE ELECTRIC SYSTEM: IMPACTS

AND CHALLENGES IN THE OPPERATION PLANNING

Leandro Nunes Mota

March/2014

Advisors: Carmen Lucia Tancredo Borges


Department: Electrical Engineering

In this work, we present a qualitative diagnosis and analysis of the impact of

the penetration of Non-Conventional Renewable Energies on an electric-energetic

system, with focus on wind power. After a brief presentation of the main charac-

teristics of its technologies, it was made a typology of the impacts, followed by the

analysis specifically on the Brazilian power system. The main objective of this work

is to provide a quality material that helps planners and operators of the Brazilian

system to have a better understanding of these impacts, allowing a soft penetration

of wind power in Brazil.

vii

Sumario

Lista de Figuras xi

Lista de Tabelas xiii

Lista de Abreviaturas xiv

1 Introducao 1

2 Impacto da Geracao Eolica na Operacao do Sistema 3

2.1 A Energia Eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.1.1 Configuracoes Basicas de Turbinas Eolicas . . . . . . . . . . . 6

2.1.1.1 Turbinas Eolicas de Velocidade Fixa . . . . . . . . . 6

2.1.1.2 Turbinas Eolicas de Velocidade Variavel . . . . . . . 7

2.2 Caracterısticas da Geracao Eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.2.1 Despachabilidade Eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.2.2 Variabilidade na Geracao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.3 Taxonomia dos Impactos na Operacao . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.3.1 Estabilidade do Sistema Eletrico . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.3.1.1 Estabilidade Transitoria e Dinamica . . . . . . . . . 12

2.3.1.2 Controle de Tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.3.1.3 Controle de Frequencia . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.3.2 Custos de Unit Commitment, Ciclagem e Aspectos de Mercado 13

2.3.2.1 O Efeito da “Ordem de Merito” . . . . . . . . . . . . 14

2.3.2.2 Precos Nulos e Negativos . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.3.2.3 Aumento da Ciclagem das Turbinas Termicas . . . . 16

2.3.2.4 Nıvel de Flexibilidade Operativa do Sistema . . . . . 18

2.3.3 Capacidade de Transmissao e Eficiencia . . . . . . . . . . . . . 19

2.3.4 Reservas Operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.3.4.1 Requsitos Adicionais de Rerservas Operacionais . . . 22

2.3.5 Modelos Computacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.4 Experiencias Internacionais no Dimensionamento dos Impactos . . . . 25

2.4.1 Alemanha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

viii

2.4.1.1 Reservas Operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.4.1.2 Impactos na Rede de Transmissao . . . . . . . . . . 27

2.4.2 Espanha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.4.3 Reino Unido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2.4.4 Noroeste Pacıfico Norte-Americano . . . . . . . . . . . . . . . 34

2.5 Resumo dos Principais Impactos na Operacao do Sistema . . . . . . . 36

3 Recursos para Melhorar a Integracao Eolica 39

3.1 Sinergia entre Fontes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.1.1 Complementariedade entre as ERNC . . . . . . . . . . . . . . 39

3.1.2 Complementariedade com as Hidreletricas Convencionais . . . 40

3.1.3 As Vantagens da Sinergia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.2 O Efeito da Complementariedade Geografica . . . . . . . . . . . . . . 41

3.3 Desenvolvimento das Tecnologias de Previsao . . . . . . . . . . . . . 43

3.3.1 Erros de Previsao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.4 Gerenciamento de Carga pelo Lado da Demanda . . . . . . . . . . . . 44

3.5 Reestruturacao dos Procedimentos da Operacao . . . . . . . . . . . . 46

3.6 Integracao com Tecnologias de Armazenamento . . . . . . . . . . . . 47

3.6.1 Armazenamento Fısico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

3.6.2 Armazenamento Virtual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4 O Caso do Brasil 50

4.1 O Sistema Interligado Nacional - SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

4.2 O Papel das Eolicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.2.1 O Papel Energetico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.2.2 O Papel Social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.3 Principais Desafios Atuais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

4.3.1 Fatores de Friccao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

4.3.2 Atrasos na Entrada em Operacao . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4.3.3 O Indice de Severidade do SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

4.3.4 As Eolicas no Mercado Livre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

4.3.4.1 Risco de Exposicao ao PLD . . . . . . . . . . . . . . 63

4.3.4.2 Risco de Exposicao a Diferenca de PLD nos Submer-

cados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

4.4 Os Possıveis Impactos na Operacao do SIN . . . . . . . . . . . . . . . 66

4.4.1 Estabilidade do Sistema Eletrico . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

4.4.2 Custo de Unit-Commitment e Mercado . . . . . . . . . . . . . 67

4.4.3 Capacidade de Transmissao e Eficiencia . . . . . . . . . . . . . 68

4.4.4 Reservas Operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

4.4.5 Modelos Computacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

ix

4.5 Os Benefıcios da Energia Eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5 Conclusoes 72

Referencias Bibliograficas 73

x

Lista de Figuras

2.1 Turbina eolica generica com alguns componentes importantes. Fonte:

Centro Brasileiro de Energia Eolica - CBEE / UFPE. 2000. Dis-

ponıvel em: www.eolica.com.br. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.2 Curva Cp X λ. Fonte: Notas de aula da Professora Tatiana Machado,

DEE, UFRJ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.3 Producao tıpica de uma turbina eolica com ventos constantes. . . . . 5

2.4 Esquema de montagem de um Aerogerador com um Gerador de

Inducao Diretamente Conectado (GIDC) . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.5 Esquema de montagem de um Aerogerador com um Gerador de

Inducao de Dupla Alimentacao (GIDA) . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.6 Esquema de montagem de um Aerogerador com um Gerador Sıncrono

Eletronico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.7 Variacao horaria de geracao eolica no Nordeste brasileiro em 1 ano.

Geracao normalizada pela media do perıodo analisado. . . . . . . . . 9

2.8 Variacao mensal de geracao eolica no Nordeste brasileiro em 4 anos.

Gerqcao normalizada pela media do perıodo analisado. . . . . . . . . 10

2.9 Variacao anual de geracao eolica no Nordeste brasileiro em 4 anos.

Geracao normalizada pela media do perıodo analisado. . . . . . . . . 10

2.10 Capacidade de Fault-Ride-Through exigida no Brasil para a conexao

de uma unidade eolica na rede de transmissao. Figura retirada do

Submodulo 3.6 dos Procedimentos de Rede do ONS. . . . . . . . . . . 11

2.11 Distribuicoes probabilısticas do preco marginal da energia com e sem

eolicas no ano de 2004 e 2010, respectivamente, na Espanha. Figura

retirada de [33] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.12 Intervalos de manutencao de uma CCGT com regime de ciclagem de

pico e uma de base. Fonte: [35] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.13 Efeitos do aumento do numero de partida nos custos de O&M. Fonte:

[35] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.14 Experiencias internacionais de aumento dos requisitos de reservas de-

vido a penetracao de geracao eolica. Fonte: [? ] . . . . . . . . . . . . 23

xi

2.15 Distribuicao de frequencia da variacao da geracao eolica no perıodo

de 30 minutos e de 4 horas. Retirado do relatorio IEA Task25[20] . . 31

2.16 Custo de Balanceamento Anual total por componente. A eolica re-

presenta a maior parte das renovaveis na maioria dos casos. Figura

retirada do relatorio da IEA Task25 [20] . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2.17 Informacao de demanda e geracao de energia da BPA para a semana

do dia 07 de Janeiro de 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.18 Comparacao da demanda total e da geracao eolica na primeira metade

de Janeiro de 2014 para o sistema controlado pela BPA. . . . . . . . . 36

3.1 Complementariedade horaria entre geracao solar e eolica no Brasil. . . 40

3.2 Complementariedade mensal entre geracao eolica do Nordeste brasi-

leiro e PCHs do Sudeste brasileiro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.3 Complementariedade mensal entre geracao eolica do Nordeste brasi-

leiro e PCHs do Sudeste brasileiro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.4 Coeficiente de correlacao entre geradores eolicos em funcao da

distancia entre eles, para as janelas de tempo de 1-s, 1-min, 10-min e

1-h. Fonte: [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3.5 Aumento do erro de previsao de acordo com o horizonte de tempo ana-

lisado. Resultados de geracao eolica regional da Alemanha (Krauss

et al., 2006). Figura retirada do relatorio IEA Task 25. . . . . . . . . 45

4.1 Mapa de transmissao do SIN. Fonte: [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

4.2 Capacidade instalada por tipo de fonte em 31/12/2012. Fonte: [16] . 51

4.3 Geracao de energia por tipo de fonte em 2012. Fonte: [3] . . . . . . . 52

4.4 Mapa do potencial eolico brasileiro. Fonte: [1] . . . . . . . . . . . . . 54

4.5 Evolucao da capacidade instalada por fonte de geracao. Fonte: [16] . 54

4.6 Evolucao da energia armazenada do SIN em 2012: resultados reais x

simulados com dados observados. Fonte: PSR Energy Report. . . . . 57

4.7 Indice de interrupcao ISS (em minutos-demanda de ponta). Fonte:

PSR Energy Report . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

4.8 Funcionamento do Mercado Brasileiro, ACR e ACL. . . . . . . . . . . 62

4.9 Funcionamento do MRE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4.10 Curva de geracao e garantia fısica de uma usina eolica generica. Fonte:

CCEE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4.11 Curva dos PLDs dos diferentes submercados. . . . . . . . . . . . . . . 65

4.12 Evolucao da capacidade de armazenamento do SIN. Fonte: EPE . . . 70

xii

Lista de Tabelas

2.1 Tipos de Reservas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.2 Erros de previsao adotados no estudo do DENA . . . . . . . . . . . . 26

2.3 Requisitos adicionais de reserva para o aumento da geracao eolica no

RU. Maximo e mınimo referentes aos cenarios apresentados. Con-

versao feita de 1£ = 1,3e. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

2.4 Resumo da tipologia dos principais impactos da eolica na operacao

do sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.1 Mudancas de geracao em grupamentos de turbinas localizadas no es-

tado de Minnesota, EUA. Fonte: [39] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

xiii

Lista de Abreviaturas

ACL Ambiente de Contratacao Livre, p. 61

ACR Ambiente de Contratacao Regulado, p. 61

ANEEL Agencia Nacional de Energia Eletrica, p. 52

BPA Bonneville Pacific Administration, p. 34

CAES Compressed Air Energy Storage, p. 48

CAG Controle Automatico de Geracao, p. 19

CCEAL Contrato de Compra de Energia no Ambiente Livre, p. 62

CCEAR Contrato de Compra de Energia no Ambiente Regulado, p. 62

CCEE Camara de Comercio de Energia Eletrica, p. 59

CCEI Contrato de Compra de Energia Incentivada, p. 62

CCGT Combined Cycle Gas Turbine, p. 14

CMSE Comite de Monitoramento do Setor Eletrico, p. 58

DENA Agencia Energetica Alema, p. 25

EPE Empresa de Pesquisa Energetica, p. 52

ERNC Energia Renovavel Nao-Convencional, p. 1

FIM Funcao de Intervalo de Manutencao, p. 17

GIDA Gerador de Inducao de Dupla Alimentacao, p. 7

GIDC Gerador de Inducao Diretamente Conectado, p. 6

GLD Gerenciamento pelo Lado da Demanda, p. 19

GSE Gerador Sıncrono Eletronico, p. 7

xiv

HIRLAM High Resolution Limited Area Model, p. 43

HVDC High Voltage Direct Current, p. 52

LEN Leilao de Energia Nova, p. 62

LFA Leilao de Fontes Alternativas, p. 62

LTSA Long-Term Service Agreement, p. 17

MAE Mean Absolut Error, p. 43

MAPE Mean Absolute Percentage Error, p. 43

MM5 Mesoscale Model Version 5, p. 43

MRE Mecanismo de Realocacap de Energia, p. 63

NWP Numeric Weather Prediction, p. 43

OCGT Open Cycle Gas Turbine, p. 22

ONS Operador Nacional do Sistema, p. 11

O&M Operacao e Manutencao, p. 17

PCH Pequena Central Hidreletrica, p. 49

PLD Preco de Liquidacao das Diferencas, p. 59

PROCEL Programa Nacional de Conservacao de Energia Eletrica, p. 46

PROINFA Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia, p.

50

RMSE Root Mean Square Error, p. 43

SIN Sistema Interligado Nacional, p. 50

UHE Usina Hidreletrica, p. 9

UTE Usina Termeletrica, p. 9

WRF Weather Research and Forecasting, p. 43

xv

Capıtulo 1

Introducao

A participacao de novas fontes de energia renovaveis (eolica, solar, biomassa entre

outras) na matriz energetica mundial apresenta um crescimento muito rapido nos

ultimos anos. Em 2000, a capacidade instalada mundial de energia eolica era de

18 GW, ja em 2011 esse valor passou para algo em torno de 238 GW [4]. Essas

fontes, tambem conhecidas como fontes de energia renovaveis nao convencionais

(adiante referidas como ERNC) tem um grande papel estrategico para os paıses.

Alem de se apresentarem como fontes de energia mais limpas e levarem a menores

impactos ambientais, sao muito importantes para a diversificacao do mix de energia

dos paıses, pois, pode representar uma maior seguranca energetica, bem como uma

maior independencia energetica de terceiros (visto que muitos paıses importam os

combustıveis fosseis - como gas natural e carvao - e ate mesmo energia). Alem

disso, para uma demanda de energia cada vez maior, as ERNC apresentam outros

atributos muito atrativos, como o menor tempo de construcao. Uma usina eolica

pode ser construıda em um perıodo maximo de 2 anos, enquanto as tradicionais

usinas hidreletricas apresentam tempo de construcao mınimo de 5 anos, alem de

algumas apresentarem precos bem competitivos com as fontes convencionais.

Para incentivar e manter essas novas fontes competitivas em seus mercados,

muitos paıses comecaram a utilizar mecanismos de suporte regulatorios e comerciais

para promocao dessas fontes, como Feed-in Tariffs (ou tarifas premio) e os leiloes de

energia, como pode ser observado na America Latina. Nestes paıses, os leiloes foram

uma forma de descoberta de precos encontrada, atraves do controle da quantidade

de energia que se quer contratar e a reducao da aversao a risco pela contratacao de

longo prazo.

Este e o caso do Brasil e do Peru, onde os leiloes especıficos para as ERNC

completam um esquema de leiloes regulares para atracao de energias convencionais.

Na Argentina, Uruguai e alguns outros paıses da America Central tambem sao

utilizados leiloes especıficos para atrair ERNC.

A maioria dos paıses, mesmo que nao apresentem mecanismos explıcitos como os

1

supracitados, apresentam outros incentivos como financiamentos especiais e creditos

fiscais. Esses mecanismos sao muito especıficos e dependem do ambiente nao so

regulatorio, como tambem polıtico e economico de cada paıs.

O sucesso dos mecanismos de suporte as renovaveis foi imediato. Na Europa,

as Feed-in Tariffs incentivaram a entrada de mais de 50.000 MW de ERNC, com

grande destaque para as eolicas, responsaveis por mais de 90% deste volume. Na

America Latina, os leiloes de energia tambem permitiram uma forte penetracao de

eolicas. O Brasil e lider absoluto no desenvolvimento desta tecnologia na regiao,

com mais de 10.000 MW de eolicas contratadas atraves de leiloes de energia desde

2009 e com data de entrada em operacao prevista para os proximos 5 anos[16].

Porem, apesar de todos as vantagens que esse novo tipo de energia pode trazer

para um paıs, tambem trazem novos desafios. Alguns tipos de ERNC como as

eolicas e solares possuem uma forte variabilidade na producao de eletricidade (pois

seus recursos primarios alem da difıcil previsao, sao altamente dependentes das

caracterısticas geoclimaticas dos locais onde estao instaladas). Essas caracterısticas

trazem importantes desafios tecnicos e comerciais para os agentes dos sistemas,

planejadores e operadores.

O objetivo deste trabalho sera realizar um diagnostico e analise qualitativos dos

impactos da insercao das ERNC na operacao de um sistema eletrico, com foco na

energia eolica. O trabalho esta centrado em definir uma tipologia de impactos na

operacao desta tecnologia, analisar a experiecia internacional em lidar com tais im-

pactos e analisar possıveis impactos e licoes para o Brasil. Esperamos, com esse

trabalho, contribuir para o melhor entendimento destes impactos e apoiar as entida-

des de planejamento e operacao na mitigacao dos mesmos de forma a permitir uma

pentracao suave da energia eolica no Brasil.

O trabalho esta organizado da seguinte forma: no capıtulo 2 serao apresentadas

as principais caracterısticas da geracao eolica e sera feita uma analise e categorizacao

dos impactos mais importantes identificados, de forma a criar uma tipologia dos

mesmos. Neste mesmo capıtulo sera discutida a experiencia internacional de alguns

paıses selecionados na integracao de eolicas na operacao. No capıtulo 3 sera feita

uma analise das principais ferramentas e procedimentos disponıveis aos operadores

a fim de mitigar o efeito dessa insercao. No capıtulo 4, apos uma breve apresentacao

do sistema brasileiro, o chamado Sistema Interligado Nacional (SIN), sera feita uma

analise de como os impactos apresentados podem afeta-lo especificamente. Por fim,

o capıtulo 5 apresenta uma conclusao de todo o trabalho realizado e sugere trabalhos

futuros.

2

Capıtulo 2

Impacto da Geracao Eolica na

Operacao do Sistema

Figura 2.1: Turbina eolica generica com alguns componentes importantes. Fonte:Centro Brasileiro de Energia Eolica - CBEE / UFPE. 2000. Disponıvel em:www.eolica.com.br.

3

A insercao de geracao eolica apresenta um aumento na variabilidade da producao

e nas incertezas de um sistema eletrico. Dessa forma, gera-se um impacto na confia-

bilidade e eficiencia, dois conceitos que norteiam todas as etapas de planejamento e

operacao de um sistema. Para que se possa entender e dimensiona-los, e preciso co-

nhecer as caracterısticas dessa fonte e das capacidades e restricoes dos equipamentos

utilizados.

2.1 A Energia Eolica

Um gerador eolico transforma a velocidade do vento em potencia mecanica. A

grosso modo, o vento gira as helices acopladas mecanicamente ao rotor do gerador,

produzindo eletricidade, como mostra a figura 2.1

A equacao matematica que governa a transformacao da velocidade dos ventos

em potencia mecanica para o gerador e a seguinte[22]:

Pm =1

2· π ·R2 · ρ · v3 · Cp(λ, β) (2.1)

λ =ωpas ·R

v(2.2)

Onde:

Pm e a potencia mecamica em Watts;

ρ e a densidade do ar em kgm3 ;

R e o raio de varredura das pas;

v e a velocidade do vento em ms;

Cp e o coeficiente aerodinamico de potencia do rotor;

β e o angulo de inclinacao das pas;

λ e a relacao entre a velocidade linear das pas e a velocidade do vento;

ωpas e a velocidade angular das pas da turbina.

Portanto, a potencia extraıda pelas helices varia com o cubo da velocidade dos

ventos. Outra consequencia e que, para uma determinada velocidade do vento existe

uma velocidade para a helice que maximiza a potencia extraıda. Esse fenomeno e

explicitado na figura 2.2.

Nela podemos ver diversas curvas mostrando a relacao entre o Coeficiente Aero-

dinamico de Potencia do Rotor e o λ da turbina, para diferentes angulos de inclicao

das pas. Vemos que para cada λ temos uma potencia otima representada pelo

maximo Cp.

Algumas turbinas permitem um controle do λ conseguindo manter um Cp otimo

e constante. Na secao 2.1.1 serao apresentadas as configuracoes basicas das turbinas

eolicas e suas principais caracterısticas.

4

Figura 2.2: Curva Cp X λ. Fonte: Notas de aula da Professora Tatiana Machado,DEE, UFRJ.

Apesar da proporcionalidade cubica da potencia extraıda com a velocidade dos

ventos, velocidades muito elevadas podem trazer prejuızos para as maquinas, bem

como a perda de eficiencia. O chamado stall, e a perda aerodinamica nas pas do

gerador, limitando a potencia extraıda. Alem disso, ha manobras de controle para

essas situacoes, como o controle do angulo β das pas (pitch-β) e a frenagem mecanica,

que limitam a potencia extraıda a fim de evitar danos severos as maquinas. A figura

2.3 mostra um perfil generico da relacao entre a velocidade do vento e a potencia

em kW.

Figura 2.3: Producao tıpica de uma turbina eolica com ventos constantes.

No grafico, vemos que para que essa turbina comece a gerar e preciso uma ve-

locidade de pelo menos 3,5 m/s. E quando os ventos chegam a altas velocidades,

nesse caso 25 m/s, a turbina deve parar de produzir.

5

2.1.1 Configuracoes Basicas de Turbinas Eolicas

2.1.1.1 Turbinas Eolicas de Velocidade Fixa

Sua montagem tıpica esta representada na figura 2.4. Nela estao presentes um rotor

aerodinamico, um eixo de baixa velocidade, uma caixa de engrenagens conectando-o

a um eixo de alta velocidade, e um gerador de inducao. Esse gerador costuma ser

um simples gerador de inducao gaiola de esquilo. O escorregamento do rotor varia

de acordo com a energia gerada, porem sua variacao e muito pequena (1%-2%). Por

isso, esse tipo de turbina e chamada de Velocidade Fixa.

Essas turbinas nao permitem o controle de λ (relacao entre a velocidade linear das

pas e a velocidade do vento), o que nao permite a otimizacao da potencia extraıda

dos ventos. Esta, entao, fica dependente exclusivamente das condicoes climaticas.

Por nao conter nenhum tipo de inversor e, estar de fato diretamente conectado

a rede por um transformador, esse tipo de gerador e conhecido como gerador de

inducao diretamente conectado (GIDC). Dessa forma, a frequencia do rotor esta

diretamente ligada a frequencia da rede. Como geradores de inducao consomem

potencia reativa, e necessario compensadores de reativos, o mais simples, banco de

capacitores.

Esse tipo de turbina nao permite o controle de tensao, controle de reativo, Fault-

Ride-Through exigidos por alguns Codigos de Rede1. Portanto, conforme aumenta a

penetracao da geracao eolica em um sistema, e portanto aumentam-se as exigencias

dos Codigos de Rede, menos se tem empregado esse tipo de turbina. Sao turbinas

mais antigas e mais simples, muito encontradas em usinas mais antigas e de pequeno

porte.

Figura 2.4: Esquema de montagem de um Aerogerador com um Gerador de InducaoDiretamente Conectado (GIDC)

1Codigos de Rede sao o conjunto de especificacoes tecnicas que definem os parametros ne-cessarios para uma instalacao eletrica conectada a rede de transmissao precisa atender para garantirum funcionamento seguro, eficiente e economico do sistema eletrico.

6

2.1.1.2 Turbinas Eolicas de Velocidade Variavel

Com a expansao da geracao eolica, bem como o foco da populacao nas energias

“limpas”, muito se investiu na evolucao da tecnologia de turbinas. Dessa forma,

desenvolveu-se as turbinas eolicas de velocidade variavel. Existem duas confi-

guracoes principais, uma com gerador de inducao de dupla alimentacao (GIDA)

e uma com geradores sıncronos (GSE).

Esses tipos de turbina permitem um maior controle devido aos conversores Back-

to-Back empregados, o que permite as usinas cumprirem com os Codigos de Rede

cada vez mais severos, controle esse importante para a operacao segura e eficiente

do sistema.

Gerador de Inducao de Dupla Alimentacao (GIDA)

Esse tipo de configuracao utiliza um gerador de inducao de rotor bobinado. As bo-

binas do rotor sao alimentadas atraves de um conversor Back-to-Back de frequencia

variavel, o que permite o controle do escorregamento da maquina de inducao. O

conversor desacopla a frequencia do gerador com a frequencia da rede, permitindo

uma operacao com velocidade variavel.

Este modelo ja permite um controle de λ. Atraves do controle da tensao no

rotor, e possıvel manter um λ constante, maximizando assim a geracao de potencia.

Como apenas parte da potencia gerada passa pelo conversor, isso permite o

emprego de equipamentos menores e menos robustos. O esquema de montagem

tıpico dessa configuracao se encontra na Figura 2.5.

Figura 2.5: Esquema de montagem de um Aerogerador com um Gerador de Inducaode Dupla Alimentacao (GIDA)

Gerador Sıncrono Eletronico (GSE)

Esse tipo de turbina e conectada diretamente a rede atraves de um conversor

7

Back-to-Back, portanto, a operacao dinamica do gerador fica independente da rede

eletrica. Isso permite que se tenha uma variacao de frequencia na helice, consequen-

temente do gerador, sem que a frequencia da rede se altere. Portanto, dizemos que

essa configuracao e operada com velocidade variavel. Essa configuracao permite o

emprego de diversos tipos de geradores, tanto sıncronos de rotor bobinado ou ıma

permanente, quanto de inducao. Essa configuracao tambem permite a nao utilizacao

da caixa de engrenagem. Como toda a potencia gerada passa pelos conversores

eletronicos, e necessario o emprego de componentes maiores e mais robustos.

O esquema tıpico dessa configuracao se encontra na Figura 2.6.

Figura 2.6: Esquema de montagem de um Aerogerador com um Gerador SıncronoEletronico

2.2 Caracterısticas da Geracao Eolica

2.2.1 Despachabilidade Eolica

Como mostrado na equacao 2.1, a producao eolica varia com a velocidade do vento

(v3) e, portanto, nao permite controlabilidade de geracao. Por esse motivo, a energia

eolica e chamada de fonte nao-despachavel. Por nao ser despachavel2, a usina eolica

deve injetar potencia na rede sempre que estiver produzindo, apresentando, em

alguns paıses, prioridade no despacho, alem de apresentarem custo de operacao

nulo, deslocando demais fontes mais caras. Por isso, a energia eolica nao pode ser

usada como “energia de base” de um sistema eletrico, ou seja, nao se pode projetar

um sistema baseado em energia eolica, tal como acontece com unidades termicas.

Por nao ser despachavel, o aumento da participacao da energia eolica na matriz

energetica de um paıs introduz uma grande variabilidade no sistema, como sera visto

a seguir.

2Atualmente, algumas turbinas permitem um certo controle da geracao, porem sao medidas demuito curto prazo (de segundos a minutos).

8

2.2.2 Variabilidade na Geracao

Uma das principais caracterısticas da geracao eolica e a variabilidade da geracao. O

porque dessa variabilidade e de facil entendimento: nao se pode controlar os ventos

e, portanto, a producao da usina eolica.

Diferente do que ocorre em uma UTE (Usina Termoeletrica) onde o combustıvel

primario de geracao pode ser comprado e estar disponıvel sempre que a unidade

precisar gerar, ou em UHE, onde os reservatorios permitem regulacao ate plurianual,

usinas eolicas sao dependentes exclusivamente das condicoes climaticas instantaneas.

As variacoes de geracao de uma turbina eolica sao observadas em diversas janelas

de tempo, desde minuto a minuto, ate dia a dia. A seguir, as figuras 2.7, 2.8 e 2.9,

mostram alguns dados de variacao horaria, mensal e anual, para um parque eolico

brasileiro.

Figura 2.7: Variacao horaria de geracao eolica no Nordeste brasileiro em 1 ano.Geracao normalizada pela media do perıodo analisado.

O que se percebe e que as variacoes em uma base horaria se apresentam muito

mais frequentes e severas, enquanto em base anual sao muito menores. Portanto, a

variabilidade da geracao eolica se mostra um desafio muito maior para a operacao em

tempo real, onde os horizontes de tempo sao menores, do que para um planejamento

a longo prazo.

Nas turbinas eolicas com geradores de inducao diretamente conectados (GIDC),

a falta de controle deixava as usinas eolicas ainda mais a merce das variacoes nao so

dos ventos como das tensoes da rede. Nao era possıvel o controle da velocidade da

maquina, o que deixava ela sujeita a inercia do equipamento. Com o aprimoramento

dos equipamentos utilizados, como geradores e inversores, ja e possıvel um maior

controle da geracao, reduzindo a amplitude dessas variacoes.

Possibilita tambem uma maior robustez do sistema eolico a falhas. Alem da

9

Figura 2.8: Variacao mensal de geracao eolica no Nordeste brasileiro em 4 anos.Gerqcao normalizada pela media do perıodo analisado.

Figura 2.9: Variacao anual de geracao eolica no Nordeste brasileiro em 4 anos.Geracao normalizada pela media do perıodo analisado.

falta de ventos, outro motivo que fazia a geracao eolica chegar ate a producao nula

durante operacoes diarias era a falta de robustez a afundamentos de tensao na

rede. Para evitar essa perda repentina de geracao eolica, os novos procedimentos de

rede, inclusive o brasileiro, exigem a capacidade de Fault-Ride-Through das turbinas

empregadas. Dessa forma, as usinas eolicas devem permanecer conectadas a rede

mesmo depois de uma falha e consequente afundamento repentino de tensao. Os

valores permitidos e as caracterısticas dessa curva dependem de cada paıs. A figura

2.10 mostra os valores para o Brasil.

O que esse grafico da figura 2.10 nos mostra e que, para um afundamento de

10

Figura 2.10: Capacidade de Fault-Ride-Through exigida no Brasil para a conexaode uma unidade eolica na rede de transmissao. Figura retirada do Submodulo 3.6dos Procedimentos de Rede do ONS.

tensao mais severo de 80% da tensao nominal, o gerador deve se manter conectado

por 0,5s, sem perder o sincronismo com a rede.

Por tudo isso, ao aumentarmos a participacao de energias com essa caracterıstica,

aumentamos tambem a variabilidade do sistema. Dessa maneira, e como sera visto

adiante, e necessario aumentarmos as reservas operativas do sistema, de forma a

contornar possıveis problemas de balanco energetico. Existem diversos tipos de

reservas, assunto que sera abordado com mais detalhe na secao 2.3.4.

2.3 Taxonomia dos Impactos na Operacao

Os efeitos da penetracao das energias intermitentes em sistemas eletricos afeta de-

cisoes em todas as janelas de tempo, uma vez que uma energia variavel e apenas par-

cialmente previsıvel e inserida em um sistema eletrico que deve ajustar sua geracao

a uma demanda variavel em tempo real.

Essas mudancas devem ser levadas em conta e acomodadas no planejamento e

operacao de sistemas que nao foram desenhados para incorporar grandes volumes

de geracao intermitente. Diversos novos enfoques devem ser direcionados, como o

aumento da flexibilidade de geracao do sistema, gestao pelo lado da demanda e

otimizacao do uso dos reservatorios (em caso de sistemas hidreletricos) e ate mesmo

mudancas na regulacao dos mercados de energia para assimilar e contornar a insercao

de um grande volume de geracao a custo de operacao nulo.

Apesar de algumas dessas mudancas trazerem impactos indesejados para o sis-

tema, como desafios tecnologicos e custos adicionais, ainda existem benefıcios claros

11

e muitas oportunidades para a rede e a criacao de novos procedimentos de operacao

visando aperfeicoar os procedimentos atuais.

Esses impactos foram divididos em grupos, que serao apresentados e analisados

a seguir.

2.3.1 Estabilidade do Sistema Eletrico

Um sistema eletrico deve ser capaz de manter-se estavel e operando mesmo apos a

ocorrencia de diversos tipos de contingencias como curto-circuitos, perdas repentinas

de carga ou geracao, entre outros. Entende-se por manter-se estavel, o sistema ser

capaz de, dado um estado inicial de operacao, apos a ocorrencia de uma perturbacao,

conseguir alcancar um novo estado operativo em equilıbrio, onde todas as variaveis

estejam definidas, de maneira que o sistema inteiro permaneca praticamente intacto.

Ao se analisar a estabilidade de um sistema deve-se ter 3 focos principais: esta-

bilidade transitoria e dinamica, controle de tensao e controle de frequencia.

2.3.1.1 Estabilidade Transitoria e Dinamica

Um dos fatores cruciais para a estabilidade de um sistema e sua inercia mecanica

e sua capacidade de amortecer e reduzir o impacto de perturbacoes na rede. A

princıpio, a inercia das turbinas eolicas para o sistema e insignificante, o que faz

com que sistemas com grande penetracao de eolicas tenham sua inercia bastante

reduzida. Outra causa dessa perda de inercia e o fato de que geradores eolicos

normalmente fazem uso de maquinas de inducao, o que reduz o numero de maquinas

sıncronas acopladas a rede.

A consequencia da perda de inercia para um sistema eletrico e uma maior fragili-

dade a contingencias como afundamentos de tensao. A inercia mecanica do sistema

permite que os efeitos de perturbacoes leves e rapidas possam ser amortecidos para

o sistema, pois as maquinas conseguem manter sua frequencia na rede. A partir do

momento que essa inercia diminui, o sistema fica mais suscetıvel a essas perturbacoes

causando grandes variacoes de frequencia.

Por conta dessa caracterıstica, a fim de aumentar a inercia do sistema quando

necessario, a protecao das turbinas eolicas era projetada para desconecta-las e para-

las assim que uma falha na rede fosse detectada. Com o aumento da penetracao

das geracoes intermitentes nos sistemas eletricos, tornou-se cada vez mais comum

exigir das turbinas eolicas capacidade de Fault-Ride-Through alem da necessidade

de prover outros servicos importantes para o sistema como controle de tensao.

Com os avancos tecnologicos observados nessa area, hoje em dia a geracao eolica

ja e capaz de participar ativamente na manutencao da confiabilidade do sistema da

mesma forma que as unidade geradoras convencionais. Hoje em dia ja e possıvel

12

projetar geradores eolicos com desempenho comparavel e ate melhor que os geradores

sıncronos convencionais (controle de potencia ativa e reativa, capacidade de Fault-

Ride-Through, controle primario de frequencia, inercia, etc.), porem, encarecendo a

tecnologia.

2.3.1.2 Controle de Tensao

Como apresentado na secao 2.2, a variabilidade da geracao eolica traz grandes de-

safios para o controle de tensao. O maior desafio e manter a tensao constante

e em valores aceitaveis, mantendo um perfil otimo de tensao na rede, em todos as

condicoes operativas, desde um cenario de carga mınima com maxima geracao eolica

ate um cenario de carga maxima com mınima geracao eolica.

As turbinas eolicas modernas ja apresentam uma tecnologia de eletronica de

potencia que as permite controlar a geracao de potencia reativa e as tensoes terminais

em certa escala. Alem disso, podem-se empregar metodos mais comuns de controle

de tensao como bancos de capacitores e transformadores de taps variaveis (TCAT).

Outros equipamentos como compensadores estaticos (SVC) e STATCOMs podem

ser conectados tanto a rede quanto as usinas eolicas e abrem possibilidades para que

ambas tirem o melhor proveito dessa conexao.

2.3.1.3 Controle de Frequencia

Muitas turbinas eolicas modernas permitem o controle de abertura das pas. Isso,

juntamente com um sistema de controle e elementos de eletronica de potencia permi-

tem ao operador da usina a modificacao da potencia gerada pela turbina em tempo

real de operacao. Alem de proporcionar a capacidade de limitacao de rampas de

tomada de carga e de geracao, esse controle ainda contribui para o adequamento

de frequencia do sistema. Alem disso, turbinas eolicas respondem rapidamente a

controles de despacho dos operadores, diferente de unidades termicas tradicionais,

levando segundos ao inves de minutos. Entender essas caracterısticas e importante

para os operadores na hora da operacao em tempo real, quando e necessario definir

reducoes de geracao para estabelecer o balanco energetico.

2.3.2 Custos de Unit Commitment, Ciclagem e Aspectos de

Mercado

A primeira vista, a geracao eolica e uma fonte que apresenta um custo de operacao

de producao nulo. Portanto, o que se espera e que, com o aumento da penetracao

dessa fonte na matriz energetica, o custo total da producao reduza, uma vez que ela

deslocaria outras unidades convencionais de custos mais elevados.

13

Porem, ainda existem alguns efeitos colaterais que devem ser avaliados. Em um

sistema predominantemente termico, a insercao de energias intermitentes como a

eolica implica em uma grande mudanca do perfil na ordem de merito economica de

despacho. Pelo lado dos custos de operacao, a energia eolica apresenta tanto uma

reducao de preco por conta da diminuicao de utilizacao de custos variaveis, como

os combustıveis, e um aumento devido a custos extras de operacao de maquinas

termicas, como o aumento de ciclos de partida. Esses temas serao abordados a

seguir.

2.3.2.1 O Efeito da “Ordem de Merito”

A “ordem de merito” das fontes de energia na maioria dos paıses e decidida pelo

custo marginal de cada uma. Dessa forma, como o custo de operacao de ERNC

como as eolicas e zero, elas teriam prioridade no despacho que outras unidades mais

caras como as termicas em geral.

Portanto, o efeito da “ordem de merito” apresenta dois principais impactos.

Primeiro, o simples impacto na ordem dos despachos, e e mais grave em sistemas

com predominancia de unidades termicas. Esse deslocamento pode mudar a forma

de operacao das unidades termicas, por exemplo, transformando unidades que antes

eram “energia de base” de um sistema passe a funcionar de maneira como unidades

para atendimento de pico de demanda.

Outro impacto e no custo marginal dos sistemas. O deslocamento de unidades

termicas tende a reduzir o custo marginal total de um sistema eletrico, pois pode

fazer com que unidades mais caras deixem de fazer parte no calculo do custo marginal

por nao estarem produzindo. Porem, quando a ordem de merito e muito flat, pois o

sistema possui muitas unidades termicas com o mesmo custo variavel, como ocorre

na Espanha com as CCGTs (Combined Cycle Gas Turbine), esse impacto nos precos

e bastante reduzido. A figura 2.11 ilustra bem esse fenomeno que ocorre na Espanha.

Nessas duas figuras e possıvel perceber o que foi dito anteriormente. Em um

primeiro momento (2004) a matriz energetica espanhola era mais diversificada e

foi possıvel observar uma maior discrepancia entre o custo marginal ($/MWh) sem

eolicas e com eolicas. Ja no segundo momento (2010) essa discrepancia cai para um

nıvel muito discreto, devido ao grande aumento das CCGTs na matriz energetica.

Essa reducao dos precos a princıpio e benefica para o sistema, pois torna a

energia mais barata. Mas, o que vem acontecendo em alguns paıses e que as eolicas

tem aumentado sua participacao muito rapidamente, reduzindo excessivamente os

precos de mercado, chegando a zero e ate precos negativos, fato que sera analisado

em seguida.

14

Figura 2.11: Distribuicoes probabilısticas do preco marginal da energia com e semeolicas no ano de 2004 e 2010, respectivamente, na Espanha. Figura retirada de [33]

2.3.2.2 Precos Nulos e Negativos

Em alguns paıses, a geracao das fontes renovaveis recebem prioridade de despacho

independente dos custos do sistema. De maneira geral, o unico limitador para o

despacho das renovaveis seria a seguranca do sistema. Na pratica, o que acontece

e que, nesses lugares, quando os precos de mercado chegam a zero ou ate negativo,

mesmo que a solucao otima para a operacao do sistema seja cortar geracao eolica

ao inves de desligar unidades termicas por um curto perıodo de tempo, o operador

e obrigado a continuar despachando as fontes renovaveis.

O maior impacto negativo dessas medidas e uma operacao ineficiente do sistema.

Alem disso, muitos geradores termicos estao dispostos a pagar para nao serem des-

ligados, ou seja, definindo precos negativos. Da mesma forma, os geradores eolicos

tambem estao dispostos a pagar para nao serem cortados, principalmente para man-

ter os suportes financeiros ligados a producao.

O maior exemplo desse problema e a Alemanha, onde em 2013, o preco do

15

mercado day-ahead3 foi negativo durante 48 horas, zero durante 23 horas e menor

que 10 e/MWh durante 326 horas. Ja para o mercado intraday4 os valores foram

negativos durante 79 horas, zero durante 2 horas e menor que 10 e/MWh durante

355 horas.

Uma reducao tao drastica dos precos de mercado pode acabar tornando o setor

pouco atrativo para investidores. Portanto, esse aspecto deve ser levado em conta

na hora de avaliar e projetar o crescimento das ERNC em um sistema eletrico.

2.3.2.3 Aumento da Ciclagem das Turbinas Termicas

Toda usina termica funciona em ciclos. Por conta das ordens de despacho e por

terem, na maioria dos paıses, menor prioridade em relacao a outras fontes de energia,

como por exemplo as renovaveis, e serem frequentemente utilizadas como geracao de

ponta, as usinas termicas possuem modos de operacao. Ligada/desligada, operacao

com carga baixa ou tomada de carga. A ciclagem refere-se a mudanca dos modos

de operacao que ocorrem durante a operacao normal das usinas.

O aumento da ciclagem se da pela falta de correlacao entre a producao eolica e

a demanda. Ou seja, a geracao eolica costuma se apresentar alta em momentos de

baixa demanda e baixa em momentos de pico de consumo e, dessa forma, ela altera o

regime de despacho das outras fontes tradicionais. Em sistemas predominantemente

termicos, isso se apresenta como um grande problema para os operadores das usinas.

Os principais impactos da mudanca do regime de despacho para unidades ge-

radoras termicas sao o aumento do EFOR (Equivalent Forced Outage Rate), que

indica o grau de confiabilidade de uma unidade termica, gastos adicionais com ma-

nutencao, aumento do desgaste devido a fatiga e atrito das maquinas. Isso ocorre

por causa das caracterısticas de operacao especıficas das turbinas termicas.

Em usinas a carvao ou CCGT, e necessario uma quantidade consideravel de

combustıvel para que a caldeira chegue a temperaturas mınimas antes da producao

de vapor. Os processos de aquecimento e resfriamento do sistema tambem intensifi-

cam o desgaste dos equipamentos o que reduz o perıodo dos ciclos de manutencao.

Portanto, o aumento dos ciclos da turbina, mais especificamente a partida, acelera

falhas de componentes, o que por conseguinte aumenta o tempo de manutencao e

inspecao e o consumo de componentes extras. Isso tudo gera um grande custo para

as operadoras, alem de reduzir a disponibilidade das unidades o que, como no caso

do Brasil, pode reduzir a sua remuneracao. Outro fator que pode aumentar os cus-

tos de manutencao e operacao de unidades termicas e a operacao abaixo da geracao

mınima otima. Em momentos de grande producao eolica, unidades termicas de base

podem ser obrigadas a operar em valores abaixo dos recomendados pelos fabrican-

3Mercado day-ahead: mercado de energia no dia anterior ao da operacao.4Mercado Intraday: mercado de energia durante o dia da operacao.

16

tes dos equipamentos. Essas falhas implicam diretamente no custo de operacao e

manutencao (O&M) das maquinas.

Custos de O&M e os LTSAs

Os contratos de servicos de operacao e manutencao (O&M) de longo prazo (LTSAs

- Long-Term Service Agreements) sao estabelecidos entre o fabricante da maquina

e o comprador, formando uma base de preco relativamente fixa para os servicos de

manutencao dos equipamentos fornecidos. Dessa forma, os operadores conseguem

controlar melhor seus custos de manutencao, maximizando a confiabilidade da uni-

dade. Os precos dos LTSAs sao calculados de diversas formas, tanto pelas horas de

operacao, pelos numeros de partidas, por servico planejado ou pelo calendario. A

forma mais comum de se definir os intervalos maximos de manutencoes e a criacao

de uma funcao que relaciona o maximo de horas de operacao e numero de parti-

das antes da necessidade de manutencao e sera chamada de Funcao do Intervalo de

Manutencao (FIM). Sua forma varia de acordo com o fabricante.

Existem 3 grandes inspecoes que sao a inspecao de combustao, inspecao das

camaras de gas quente e uma inspecao principal. Devido as caracterısticas da geracao

das turbinas a gas, a inspecao das camaras de gas quente e considerada a mais

importante e a que requer mais atencao e mao de obra, portanto sera definida como

revisao principal e por isso a seguir, o custo desse servico sera considerado como o

custo de O&M das unidades.

A figura 2.12 mostra um caso generico que ira ajudar a entender esse impacto.

Nela estao representadas duas CCGTs operando em regimes distintos. Uma opera

em regime de pico, com grande numero de partidas e baixo numero de horas de

operacao. A outra apresenta um regime de geracao de base, com baixo numero de

partidas e alto numero de horas de operacao. A linha pontilhada representa a FIM

dessas CCGTs e e a condicao limite para a revisao principal.

Figura 2.12: Intervalos de manutencao de uma CCGT com regime de ciclagem depico e uma de base. Fonte: [35]

17

As duas unidades apresentam um intervalo de manutencao de 2 anos, uma vez

que atingem a condicao de contorno nesse perıodo. Como ja visto, o aumento da

penetracao das eolicas implicara em um aumento do numero de partidas tanto das

usinas de base quanto as de pico. Deriva-se entao a figura 2.13. Nela observamos

que para a unidade em regime de base nao ha grandes efeitos em relacao ao custo

de O&M, uma vez que manteve o intervalo de 2 anos e os custos nos LTSAs sao

relativamente fixos. Para as unidades de pico, esse impacto ja e consideravel. A

modificacao no perfil de ciclagem da usina de pico fez com que o intervalo para a

revisao principal fosse menor do que os 2 anos anteriores.

Figura 2.13: Efeitos do aumento do numero de partida nos custos de O&M. Fonte:[35]

O que pode ser concluido ainda e que alem do aumento do numero de ciclagem,

o tipo de perfil adotado pelas unidades e muito importante para poder avaliar os

impactos da insercao das eolicas nos custos de O&M.

2.3.2.4 Nıvel de Flexibilidade Operativa do Sistema

Outro fator importante para quantificar o impacto da mudanca no regime de despa-

cho nos custos de operacao e manutencao de uma unidade e seu nıvel de flexibilidade.

Unidades mais antigas de carvao e unidades nucleares apresentam tipicamente um

baixıssimo grau de flexibilidade. Em contrapartida, unidades hidreletricas apresen-

tam um alto grau de flexibilidade.

Quanto menos flexıvel, maior vai ser o custo de ciclagem das unidades. Em alguns

casos, como na maioria das nucleares, elas nao podem operar em regime de ciclos

e devem operar sempre na base do sistema. Isso se mostra um desafio em paıses

como a Franca onde cerca de 80% da geracao e nuclear. Nesses paıses, a penetracao

de energias renovaveis intermitentes deve ser compatıvel com a demanda de pico a

18

ser atendida reduzida da geracao nuclear de base. Dessa forma, garante-se que nao

sera necessario desligar as usinas nucleares em horario de grande geracao eolica, e

reduz o curtailment das unidades eolicas, que assim como o vertimento de agua nas

hidreletricas representa um desperdıcio de energia.

Portanto, quanto maior a inflexibilidade de um sistema, maior sera o custo com

a ciclagem de unidades termicas. Dessa forma, conclui-se que, para se aumentar a

penetracao eolica deve-se diminuir a participacao desses tipos de unidades geradoras.

2.3.3 Capacidade de Transmissao e Eficiencia

O impacto das eolicas no sistema de transmissao depende da localizacao geografica

das mesmas em relacao a carga e a correlacao entre a geracao eolica e as curvas

de carga. Como qualquer outra geracao, as eolicas afetam o fluxo de potencia nas

linhas podendo, em algumas horas, ate alterar a direcao em algumas partes da rede.

Portanto, o incremento da participacao das eolicas pode em alguns lugares aumentar

os problemas de congestionamento de linhas e em outros lugares reduzir a frequencia

desses congestionamentos.

Os problemas causados na capacidade de transmissao nao ocorrem durante todo o

tempo de operacao e os investimentos em reforco de rede podem ser postergados com

algumas medidas paleativas como sistemas de controle para limitar a geracao eolica

em horas crıticas, utilizacao de CAG (Controle Automatico de Geracao) em conexao

com outras unidades geradoras e gerenciamento pelo lado da demanda (GLD).

A utilizacao de CAG e GLD sao mais recomendadas por serem mais eficientes,

uma vez que nao ha o desperdıcio da energia gerada. Porem, mesmo com a aplicacao

dessas tecnicas, reforcos na rede podem ser necessarios nao so pela penetracao de

eolica, mas para que se possa instalar unidades em lugares mais distantes e que

possuam um grande potencial eolico.

2.3.4 Reservas Operacionais

Em [28], define-se reserva operacional a capacidade real de energia que pode ser adi-

cionada ou retirada da rede no tempo de operacao para ajudar o balanco de geracao

e carga e o controle de frequencia. Ou seja, como as previsoes de carga nao sao

exatas, nıveis de reservatorios tambem nao sao 100% previsıveis, falhas em equipa-

mentos podem ocorrer a qualquer momento durante a operacao de um sistema, entre

outros problemas que aparecem durante a operacao e geram desbalanco energetico,

as reservas operacionais se apresentam como uma ferramenta rapida para correcoes

no sistema.

Existem varias formas de categorizar os tipos de reservas operativas. Podemos

categorizar a reserva por tempo de atuacao, levando em conta o tempo necessario

19

para resposta a um comando e sua capacidade fısica. Nessa classificacao entram

as reservas girantes, quando a unidade permanece em sincronismo com a rede, a

fim de uma rapida resposta a comandos de despacho, e nao girantes. Tambem as

comandadas por CAG, onde o controlador e capaz de mandar um sinal de comando

a fim de que a unidade mude sua geracao se adequando ao sinal recebido e as

responsaveis por controle automatico de frequencia, que sao unidades cuja geracao

se ajusta automaticamente quando ha variacoes de frequencia na rede.

Na classificacao quanto ao tipo de evento ao qual as unidades respondem, po-

demos dizer que existem aquelas que ficam em operacao contınua, ou seja, nao

respondem a eventos, outras sao utilizadas em caso de contingencias, como perda

de unidades geradoras, quedas de linhas e curto-circuitos, e as que sao usadas para

eventos de ocorrencias mais longas como erros de previsao de carga, que nao exigem

mudancas imediatas.

Ha tambem a categorizacao quanto a direcao da potencia. Quando ha um des-

balanco positivo entre a geracao e a carga, ou seja, ha mais energia gerada do que

consumida, dizemos que e uma reserva de resposta descendente(Downward Reserve).

Esta pode ser obtida reduzindo-se a geracao ou aumentando-se a carga, por exem-

plo, com a operacao inversa de Centrais Hidreletricas Reversıveis. Quando ha um

desbalanco negativo de geracao e de carga, dizemos que a reserva e de resposta

ascendente (Upward Reserve), obtida atraves do aumento de geracao ou corte de

cargas.

Utilizando-se essas caracterısticas apresentadas, em [28], define-se 5 diferentes

tipos de reservas: Reserva de Resposta em Frequencia, Reserva de Regulacao, Re-

serva de Rampa, Reserva de Acompanhamento de Carga e Reserva Suplementar. A

tabela 2.1 apresenta as principais caracterısticas de cada tipo de reserva.

20

Tabela 2.1: Tipos de Reservas

Tipos Resposta em

Frequencia

Regulacao Rampa Acompanhamento

de Carga

Suplementar

Proposito da

Reserva:

Apresenta

uma resposta

de frequencia

inicial a gran-

des variacoes

Mantem o

erro da area

de controle

devido a

movimentos

aleatorios em

um perıodo de

tempo menor

que o mercado

de energia

consegue

cobrir

Responde

a falhas e

eventos du-

rante longos

perıodos de

tempo (e.g.

erros de

previsao de

vento, rampa

de vento)

Mantem o

erro da area

de controle

e frequencia

devido a mo-

vimentos nao

aleatorios em

um perıodo de

tempo mais

lento que as

reservas de

regulacao.

Substitui re-

servas mais

rapidas a fim

de restaura-

las a seu nıvel

pre-falha.

Outros No-

mes:

Governor

Response, pri-

mary controll,

FRR

Frequency

Control

Variable

generation

event reserve,

forecast er-

ror reserve,

balancing

reserves

Dispatch, ter-

tiary reserves

Replacement

reserve, sup-

plemental

reserve, ter-

tiary reserve,

substitute

reserve

Tipo de Evento:

Eventos de

Contingencia

Rapido (se-

gundos)

Mais lento

(minutos)

Nao-evento

(aleatoriedade

inerente)

Rapido (se-

gundos)

Mais lento

(minutos)

Eventos de

longa duracao

Rapido

(minutos-

horas)

Mais lento

(horas)

Perıodo de Atuacao:

Reserva Gi-

rante

X X X X X

Reserva Nao-

Girante

X X X

Tipo de Servico:

CAG X X

Regulacao As-

cendente

X X X X X

Regulacao

Descendente

X X X X

21

2.3.4.1 Requsitos Adicionais de Rerservas Operacionais

E necessario estudar a quantidade de reserva operacional necessaria em um sistema

com grande penetracao de energia intermitente, a fim de garantir uma operacao

segura e eficiente.

Uma revisao geral de alguns estudos referentes a relacao entre a penetracao das

fontes variaveis e a necessidade de reservas operacionais levou a algumas conclusoes

apresentadas em [? ]. Essas conclusoes devem ser adaptadas as caracterısticas de

cada sistema, uma vez que nao existem sistemas eletricos identicos no mundo. Sao

elas:

• Atraves da observacao e analise dos dados reais de geracao de parques

eolicos, ficou claro que as variacoes de producao nao sao rapidas o suficiente

para serem consideradas contingencias. Isso implica que a lista de con-

tingencias a ser considerada para estudos de reservas nao deve ser alterada.

• As incertezas das previsoes e a variacao da geracao eolica podem ate afe-

tar a quantidade necessaria de reservas secundarias, o que na maioria dos

casos nao ocorre de maneira significativa, ja que as reservas mais rapidas

(primarias e de regulacao) devem estar preparadas para responder a essas

rapidas flutuacoes. Como os sistemas eletricos ja possuem esse tipo de re-

serva para casos de variacoes de demanda e contingencias inesperadas, o

impacto tanto no custo quanto na capacidade de reserva devem ser bastante

limitados.

• Mais importante do que a variacao da geracao em si e o impacto dos

erros de previsao da geracao eolica. Em muitos paıses, a definicao das re-

servas operacionais e feita no dia anterior, conhecido tambem como mer-

cado day-ahead, portanto, deve-se programar uma quantidade suficiente de

geracao flexıvel e com tempos de partida rapidos, que permitam uma va-

riacao rapida de geracao, como CCGTs, OCGTs (Open Cycle Gas Turbine)

e hidreletricas, a fim de manter o balanco energetico bem como o forneci-

mento de reserva terciaria (ou de acompanhamento de carga). Como dito

anteriormente, apesar de as tecnologias de previsao estarem em constante

evolucao, os erros para o dia seguinte ainda sao altos.

Em paıses onde a geracao de ponta e predominantemente termica, essa mudanca

no perfil de agendamento de geracao faz com que uma quantidade maior de geradores

termicos fiquem programados obrigatoriamente, ocupando parte da sua geracao.

Dessa maneira, reduz-se a quantidade de energia que as empresas poderiam ofertar

no mercado, podendo gerar um consequente aumento do preco da energia, ou uma

necessidade de modificacao na remuneracao dessas unidades.

A figura 2.14 mostra algumas experiencias internacionais de estudos do aumento

22

dos requisitos de reservas de acordo com a penetracao de energia eolica em seus

respectivos sistemas.

Figura 2.14: Experiencias internacionais de aumento dos requisitos de reservas de-vido a penetracao de geracao eolica. Fonte: [? ]

O que e apresentado em [? ] e que, normalmente, as necessidades de reserva

associadas a energia eolica ocorrem quando sua producao e alta, o que faz com que

as demais unidades convencionais disponham de bastante energia ociosa para suprir

as necessidades do sistema. O que deve ser avaliado e, na verdade, a flexibilidade

das unidades termeletricas convencionais, ou seja, sua capacidade de seguir grandes

e longas rampas de geracao no caso de erros graves de previsao de ventos. Em paıses

como o Brasil, onde a geracao predominante e a hidreletrica, devido a sua grande

flexibilidade operativa, esse problema nao deve ser muito relevante.

2.3.5 Modelos Computacionais

O planejamento da operacao eletro-energetica de um sistema e feito a partir de

modelos computacionais que conseguem representar o sistema gerador com um certo

nıvel de detalhe e suas incertezas e, a partir disso, decide o cronograma de geracao

que atende a demanda a um mınimo custo (Despacho Economico Otimo).

Em sistemas termicos, estes modelos sao historicamente bem detalhados na re-

presentacao dos aspectos de curto prazo. Isso vem da necessidade de representar

bem as usinas termicas para a definicao de unit-commitment, rampas, custo de par-

tidas, e, uma vez que a flexibilidade do sistema nao e alta, deve-se minimizar os

erros de programacao (mismatch). Em compensacao, a representacao das incerte-

zas do sistema e menor, uma vez que estao associadas basicamente a quebra de

equipamentos e contingencias.

23

Em sistemas hıdricos, houve um maior detalhamento na representacao da varia-

bilidade da producao, em virtude das incertezas ligadas a geracao hidreletrica. Em

consequencia, as metodologias de planejamento e operacao desses sistemas ja pos-

suem muitos dos conceitos fundamentais para a integracao das ERNC, como a repre-

sentacao da variabilidade da geracao (apesar de ocorrem em magnitude e frequencia

menor do que nas ERNC) e seu impacto na confiabilidade de fornecimento e requi-

sitos de reservas operacionais. Porem, os modelos simplificam a representacao dos

aspectos de curto prazo, uma vez que a flexibilidade do sistema hidreletrico consegue

absorver os erros da programacao com maior facilidade.

Com a penetracao das ERNC, sera necessario uma adequacao dos modelos ja

existentes as caracterısticas dessas fontes. No caso dos sistemas termicos, devera ser

feito um grande esforco para representar os aspectos estocasticos, ja que historica-

mente fazem uso de metodos determinısticos em seus planejamentos. Alem disso,

devem tambem melhorar a representacao das proprias ERNC. Muito ja se estuda

sobre isso, como pode ser visto em [27], [29] e [34].

Para os sistemas hıdreletricos como e o caso do Brasil as necessidades sao ou-

tras. Como dito anteriormente, a experiencia atual com modelos estocasticos que

ja representam a variabilidade hidreletrica facilita na hora dos ajustes. Dentre os

novos desafios nas modelagens, pode-se destacar:

• Modelagem mais detalhada das variacoes horarias da ERNC intermitentes

(eolica e solar) e a sinergia entre todas as fontes;

• Representacao, a nıvel de planejamento, dos aspectos operativos de curto

prazo, como restricoes de reserva, de transmissao, unit-commitment e das

plantas termicas bem como sua flexibilidade;

• Modelagem da geracao distribuıda junto com a geracao centralizada, o

que exigiria uma representacao mais detalhada das redes de baixa tensao da

distribuicao;

• Representacao de sistemas de transmissao flexıveis e smart grid, o que pode

aumentar a eficiencia por conta da inversao da transmissao;

• Definicao adequada dos benefıcios trazidos pelas novas fontes (devido a

sinergia entre fontes, custos operativos fixos, independentes de fatores ex-

ternos como preco de combustıvel, etc.);

• Definicao adequada dos custos das novas ERNC (pelas inversoes de trans-

missao, construcao de reservas de resposta rapida, maior variabilidade, etc.)

Alem disso, nao ha duvidas de que em ambos os casos ainda ha o grande desa-

fio do esforco computacional, uma vez que as modelagens atuais ja exigem muita

capacidade.

24

2.4 Experiencias Internacionais no Dimensiona-

mento dos Impactos

Em todo o mundo, estudos estao sendo realizados a fim de definir o real impacto

das eolicas tanto nas reservas ja existentes quanto na operacao do sistema. Como

cada paıs possui caracterısticas unicas, e impossıvel definir uma unica metodologia.

Porem, a partir da experiencia de cada paıs e o conhecimento do sistema brasileiro,

e possıvel definir os melhores caminhos a serem seguidos.

Nesta secao serao apresentadas as experiencias internacionais de alguns paıses,

mostrando algumas metodologias, resultados e as expectativas.

2.4.1 Alemanha

O principal estudo realizado na Alemanha foi comissionado pela Agencia Energetica

Alema DENA e foi chamado de “Planning of the Grid Integration of Wind Energy

in Germany Onshore and Offshore up to the Year 2020”[7]. O governo alemao tem

como meta uma participacao de 20% de energias renovaveis no fornecimento de

energia ate o ano 2020, e esse estudo foi fundamental o planejamento de longo prazo

tanto economico quanto energetico.

Esse estudo analisou o impacto da integracao das eolicas tanto nas reservas ope-

racionais quanto na rede e operacao do sistema. Os resultados foram apresentados

em [20].

2.4.1.1 Reservas Operacionais

Apesar de o estudo concluir que a penetracao projetada de 20% de energias re-

novaveis na matriz energetica e viavel, foram encontradas algumas mudancas e ini-

vestimentos necessarios para tal. Os erros de previsao das eolicas, por serem maiores

que em unidades tradicionais, aumenta a necessidade de capacidade energetica re-

gulatoria e de reserva, a fim de manter o balanco energetico nulo durante toda a

operacao. Isto ocorre pois, apesar da melhoria de previsibilidade assumida no estudo,

a capacidade de reserva e de regulacao crescem em rıtmo muito desproporcional ao

assumido para o crescimento da capacidade eolica instalada.

O estudo concluiu que para um planejamento de operacao no dia anterior, e

possıvel calcular as capacidades de reserva e de regulacao baseadas nas previsoes

de geracao eolica para o dia seguinte. Na operacao em tempo real, as capacidades

adicionais necessarias podem ser supridas pelos geradores tradicionais existentes,

porem, para tanto, se faz necessaria uma integracao e uma operacao coletiva, a fim

de manter o balanco energetico nulo durante a operacao.

25

Alem disso, para o ano de 2015, foram definidas necessidades de expansao dessas

capacidade de regulacao e reserva energetica. Foi calculado um maximo adicional de

7.064 MW de capacidade positiva de regulacao, sendo que desses, 3.227 MW devem

ser contratados no dia anterior da operacao. Esse numero apresenta um aumento de

aproximadamente 240% em relacao a 2003, ano de inıcio do estudo. Em relacao a

capacidade negativa de regulacao e reserva, foi calculado um maximo de 5.840 MW,

sendo 2.822 a serem contratados no dia anterior a operacao. Um crescimento de

aproximadamente 212%.

Para se chegar a essas conclusoes, o DENA utilizou muitos dados de velocidade e

direcao de ventos de 220 pontos de medicao, dos anos de 1992 ate 2003. As medicoes

tinham uma frequencia de aquisicao de 10Hz para alturas de 10m, 30m e 50m, e

entao, modelou-se uma serie temporal de geracao eolica com intervalos de 5 minutos

e duracao de 7 anos.

Entao, a partir da distribuicao probabilıstica dos erros de previsao da geracao

eolica, dos erros de previsao da demanda e a dos cortes de geracao por falhas es-

tocasticas em unidades geradores, foi derivada uma nova distribuicao probabilıstica

das faltas e excessos de energia no sistema. Em cima dela foram calculadas as

necessidades de controle e reserva do fornecimento.

Para os calculos considerou-se que as previsoes eram feitas no day-ahead e sem

atualizacao no tempo de operacao, e os erros de previsao assumidos estao na tabela

2.2.

Tabela 2.2: Erros de previsao adotados no estudo do DENAPrevisao de ventos day-ahead Previsao de ventos 4-horas

Media Desvio Padrao Mınimo Maximo Media Desvio Padrao Mınimo Maximo

2003 -0.28% 7.29% -27.50% 41.50% 1.26% 4.92% -17.00% 33.00%

2015 -0.32% 5.91% -23.50% 29.50% 0.97% 3.89% -14.00% 24.30%

O resultado desse estudo foi muito bem aceito pelos diversos agentes da industria

eolica, governo e operadores. Um exemplo disso foi a incorporacao de alguns resulta-

dos no Ato Alemao para Energia Renovavel (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG),

onde agora os pagamentos pela geracao eolica seriam dependentes das concordancias

tecnicas das turbinas com os requisitos para a integracao com a rede eletrica de

transmissao e de acordo com o comportamento das turbinas nos casos de falhas no

sistema. O estudo tambem serviu de ponto de partida para diversos outros estudos.

Um deles realizado pelo Ministerio Federal Alemao para o Ambiente, Conservacao

Natural e Seguranca Nuclear (BMU). Esse estudo pretendia investigar as medidas

para otimizar a integracao da energia eolica na Rede Eletrica Alema. Nesse caso,

nao interessava quantificar o efeito das diferentes medidas, apenas identificar as mais

promissoras, levando em conta o cenario definido no estudo do DENA para 2020.

26

Uma das medidas analisadas foi a criacao de um mercado intra-day. Dessa forma,

se teria erros de previsao menores para a geracao eolica, o que reduziria a necessidade

de reservas rapidas. Esse conceito esta diretamente relacionado com a liquidez do

mercado intra-day para assegurar a capacidade de balanceamento. Chegou-se entao

a conclusao de que nao se obteria grandes vantagens com o estabelecimento desse

novo mercado. Outra abordagem foi o pooling da capacidade de balanceamento

causado pelas eolicas e os erros de previsao de carga e o pooling do erro das 4 zonas

de controle no sistema alemao. Chegou-se a um valor teorico de 20% de reducao

na necessidade de reserva e balanceamento do sistema. Porem, foi mostrado que o

pooling exigiria um grande esforco organizacional e introduziria uma carga adicional

ao sistema.

Outro ponto investigado no estudo foi a participacao de consumidores residenciais

como reservas energeticas. Assim como grandes industrias ja participam do mercado

de balanco energetico, com o desenvolvimento de um sistema de comunicacao que

permitisse controlar os eletrodomesticos, seria possıvel incluir tambem os pequenos

consumidores residenciais. Um dos numeros apresentados foi a capacidade de 3GW

para balanco positivo e negativo proveniente do controle de geladeiras e congeladores.

O problema encontrado para essa alternativa foi a necessidade de mudanca dos

habitos energeticos desses consumidores.

2.4.1.2 Impactos na Rede de Transmissao

Assim como do ponto de vista das reservas operacionais, o estudo concluiu que as

metas do governo para pentracao de energias renovaveis do ponto de vista tecnico da

rede de transmissao do sistema tambem era possıvel com algumas medidas a serem

tomadas para o desenvolvimento do sistema de fornecimento.

Entre as medidas identificadas esta a necessidade de investimento em novas redes

de transmissao e reforcos para o sistema. Em perıodos de muito vento, foram identi-

ficados congestionamentos de linhas a partir do ano de 2007. Ate 2015, determinou-

se necessario uma expansao de 5% do total de linhas de extra alta tensao existente

no paıs a epoca do estudo. Alem disso, muitas instalacoes de 380 kV deveriam se

equipar com componentes para controle de fluxo de potencia. Avaliou-se em apro-

ximadamente 1,1 bilhao de euros o valor do investimento necessario ate o ano de

2015.

Identificou-se ainda um problema com a estabilidade dinamica do sistema. A

analise dinamica mostrou alguns problemas crıticos causados por quedas de tensao

locais. Verificou-se que as turbinas colocadas em operacao antes de 2004 nao resis-

tiam a quedas de tensao e entao se desconectavam do sistema, piorando ainda mais

a situacao do sistema em casos de falhas. Portanto, colocando em risco a confiabi-

lidade de fornecimento nao so da rede alema como tambem da rede interconectada

27

europeia.

Para combater esse problema, modificou-se a regulamentacao das novas turbinas

para que elas suportem quedas de tensao de ate 80%. Porem, as turbinas antigas

ainda obedecem ao regularmento antigo. Portanto, para contornar tudo isso o estudo

sugeriu algumas medidas tecnicas para adaptar a rede e as unidades geradoras. Entre

elas:

• Modificacao tecnica das turbinas construidas antes de 2004 para atender

aos padroes do novo Codigo de Rede;

• Instalacao de equipamentos para controle de tensao, como compensadores

estaticos de reativo;

• Repotencializacao das usinas mais antigas;

• Outras modificacoes nos Codigos de Rede.

Para os calculos quasi-static foi utilizado o software INTEGRAL, desenvolvido

pelo instituto Forschungsgemeinschaft fur Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft

e. V. (FGH e.V.). Os calculos dinamicos e simulacoes foram feitos no software

NETOMAC.

Foram definidos alguns cenarios para analise. Na investigacao estatica foram 4

casos: o de pico de carga com e sem eolicas e vale de carga com e sem eolicas. Alem

disso, foi assumido que nos cenarios de ventos fortes, no maximo 90% da capacidade

instalada de eolicas sao alimentadas na rede simultaneamente pela Alemanha.

Os resultados e analises foram limitados a extensao da rede e aos efeitos nas

transmissoes de 380 kV.

2.4.2 Espanha

Em 2009, o Conselho Europeu definiu metas de 20% de participacao de energias

renovaveis no consumo de energia da Uniao Europeia ate 2020. A Espanha pretende

chegar a um nıvel de 40% de energias renovaveis, sendo ate 2020 40 GW de geracao

eolica onshore e 5 GW de geracao eolica offshore.[28]

Assim como em muitos outros paıses no mundo, o operador do sistema espanhol

REE (Red Electrica de Espana) vem estudando como sera a operacao do sistema

com todos os impactos positivos e negativos da geracao eolica de grande porte no

sistema.

O Sistema Espanhol trabalha com 4 tipos de reserva. A reserva de controle

primaria e um servico nao-pago e e operado por todas as unidades geradores em um

regime regular. Os geradores operando com essa regulacao primaria mantem uma

margem de reserva de 1,5%.

Ja a reserva de controle secundaria e uma reserva regulada no mercado, provi-

denciada por unidades que possuem um controle automatico de geracao (CAG). Na

28

Espanha, isso inclui unidades hidroeletricas de resposta rapida. A REE consegue

±1.500 MW de reserva secundaria para balancear o sistema em tempo real.

A reserva terciaria espanhola e despachada 15 minutos antes do inıcio da hora

de operacao ou, se necessario, dentro da propria hora, e serve como ajuste manual

de geracao para eliminar discrepancias entre geracao e carga. Portanto, devem ser

unidades de rapida tomada de carga como CCGTs ou hidroeletricas. Apesar de

serem um servico complementar opcional, e regulado e remunerado por mecanismos

do mercado. Devido a esse carater complementar, pode-se perceber que aumento

da geracao eolica tende a aumentar tambem a participacao das reservas terciarias.

O quarto tipo de reserva e denominada Reserva de Divergencia (Deviation Re-

serve) e ela e utilizada para balancear grandes diferencas entre a geracao programada

e a demanda prevista. Normalmente essas grandes variacoes sao valores acima de

300 MWh. Essa reserva e provida por geradores e unidades reversıveis e, assim como

ocorre com as terciarias, com a insercao de eolicas e o aumento dos erros de previsao,

ha uma expectativa de aumento do custo das operacoes desse tipo de reserva.

Em seus estudos, a REE chegou a conclusao de que o uso de metodos deter-

minısticos e metodologias classicas de probabilidade sao insuficientes para a cober-

tura da demanda. Ao inves disso, analisa-se uma simulacao com passos de tempo

(time-stepping) para assimilar a cobertura da demanda bem como as estrategias de

utilizacao das reservas operativas.

Foram estudados diversos cenarios, cada um com caracterısticas eletricas e

energeticas diferentes. Para a geracao eolica foram utilizados dados de previsoes

horarias, e para as unidades hidreletricas de rapida resposta utilizou-se series

historicas mensais. Alem disso, para uma real representacao do sistema, considerou-

se perıodos de manutencao programada, alem de perıodos de falhas e reparos repen-

tinos, seguindo distribuicoes estatısticas e parametros especıficos.

O estudo mostrou que em sistemas com grande participacao de eolicas, a flu-

tuacao de geracao tem um grande impacto na seguranca do fornecimento e na

operacao. O unit commitment deve ser definido mais rapidamente a fim de respon-

der a rapidas mudancas na saıda dos geradores eolicos, principalmente em horarios

de pico.

O que se pode concluir e que a regulacao do sistema (aumento e reducao da

geracao ou carga) e os valores atribuıdos a ela devem ser estudados em sistemas com

grande penetracao eolica. As reservas operacionais, para eles definidas como aquelas

que sao mobilizadas em menos de 1 hora, devem ser suficientes para absorver as

mudancas repentinas de geracao ou demanda que podem acontecer no sistema, como

falhas de unidades geradoras, mudancas na demanda ou variacoes inesperadas da

geracao eolica. Definiu-se como prioridade de implantacao para as futuras unidades

geradoras para 2015 (400 MW) usinas dos tipos Reversıveis, CCGT e OCGT. Sao

29

unidades que permitem uma rapida tomada de carga como tambem, no caso das

reversıveis, um controle de demanda.

2.4.3 Reino Unido

As polıticas de governo do Reino Unido tem como objetivo alcancar um forneci-

mento de 15% da energia consumida a partir de fontes renovaveis, principalmente

eolicas, ate o ano de 2015. A fim de quantificar o impacto dessa mudanca na matriz

energetica, foram conduzidos diversos estudos.

Em 2002, Ilex/Strbac[36] tinha como foco quantificar os custos adicionais para

balancemento do sistema advindos do aumento de renovaveis na Gra-Bretanha a

valores como 20% ou 30% da demanda total. Ele analisa diversos cenarios, com

diferentes misturas de renovaveis, sendo a eolica sempre predominante, mas nem

sempre tendo o mesmo nıvel de penetracao.

Ilex/Strbac, 2002: Nesse estudo, os custos de balanceamento compreendem:

• Custos de Resposta e Reserva girantes, que representam o balanceamento

entre demanda e geracao no horizonte de segundos e minutos;

• Custos de Reserva Nao-Girante, que representam o balanceamento no ho-

rizonte de horas;

• Custo de partida de unidades geradoras;

• Custo do corte de geracao eolica (wind curtailment).

Os dados de geracao eolica utilizados foram adquiridos de 39 projetos espalha-

dos pelo RU com perıodos de amostragem de 30 minutos durante um ano. Para

modelar series de grandes penetracoes de geracao eolica, com uma representacao

mais fiel da diversidade das geracoes em larga escala, foram utilizadas tecnicas de

deslocamento no tempo de perfis de geracao de 30 minutos para criar novos perfis,

ou seja, sobrepoe-se os perfis de geracao dos 39 empreendimentos, mas defasando em

30 minutos cada conjunto de informacao em relacao ao anterior. A soma desses no-

vos perfis e uma representacao de um grande sistema eolico. O nıvel de diversidade

inserida foi escolhido arbitrariamente, tendo como meta um ponto medio entre a

diversidade observada nos dados de projetos para os quais haviam dados disponıveis

e um maximo teorico se toda a geracao de um numero muito maior de projetos nao

fossem correlacionados.

A distribuicao da frequencia de variacao dos outputs de geracao em meia hora,

que sao importantes para determinar os requisitos de respostas rapidas, e em 4 horas,

importantes para determinar os requisitos de reservas, estao apresentados na Figura

2.15.

A metodologia aplicada para avaliar os recursos adicionais para gerenciar o ba-

lanceamento entre geracao e demanda foi combinar estatisticamente o desvio padrao

30

Figura 2.15: Distribuicao de frequencia da variacao da geracao eolica no perıodo de30 minutos e de 4 horas. Retirado do relatorio IEA Task25[20]

das flutuacoes das fontes renovaveis com as variacoes de demanda e da geracao con-

vencional, a fim de determinar a quantidade de reserva operativa necessaria para

cobrir cerca de 99% dos erros entre demanda e fornecimento em um determinado

horizonte de tempo.

Para definir os custos adicionais de balanceamento do sistema foram utilizados

dois metodos, um de simulacao e um analıtico. Estes custos adicionais incluem,

entre outros, a reducao de carga, partida de unidades geradoras, operacao e o custo

de wind curtailment.

Utilizando o metodo de simulacao, o sistema operado e simulado atraves de

series temporais e levando em conta um numero de contingencias dinamicas como

partidas de unidades, tempo mınimo de operacao e de pausa, nıveis de rampa,

mınimo de geracao estavel entre outras. Em cima dessas caracterısticas, criou-se

uma programacao energetica, de resposta e de reserva. O custo de balanceamento do

sistema foi estimado atraves de diversas simulacoes estudando 6 dias caracterısticos,

tanto dias uteis quanto dias nao uteis e em todas as estacoes. Para definir custos

anuais, extrapolou-se os dias de amostra existentes, em uma base ponderada pelo

tempo, a fim de representar um ano. Ja o metodo analıtico utiliza metodos de analise

estatıstica. Uma gama de estudos analisados mostrou que tanto o metodo simulado

quanto o analıtico apresentavam resultados muito consistentes. Como o metodo

analıtico e mais simples e computacionalmente menos exigente que o simulado, este

primeiro e principalmente utilizado junto ao metodo simulado a fim de se criar um

modelo analıtico para rodar a sensibilidade e avaliacao de custos.

Para a realizacao do estudo supos-se que todos os geradores em operacao con-

tribuiram para a inercia do sistema, o nıvel de resposta dinamica dos geradores

convencionais foi considerada sendo pelo menos 10% da sua capacidade instalada e

as perdas de eficiencia consideradas entre 10% e 20%. A reserva girante foi provida

por usinas a carvao operando parcialmente e unidades com turbinas a gas de ciclo

31

combinado (CCGT) enquanto a reserva nao-girante foi provida por unidades a tur-

binas a gas de ciclo unico (OCGT) e usinas reversıveis. Para definir a alocacao das

reservas girantes e nao-girantes analisou-se o trade-off entre a perda de eficiencia ao

se manter uma unidade parcialmente girando (a um custo marginal mais baixo) e o

custo de manter gerando uma unidade base com um custo marginal alto.

Os resultados do estudo estao representados na figura 2.16. Primeiramente vemos

os custos antes da insercao dos cenarios estudados. Pode-se observar que, apesar de

os custos de resposta representarem a maior parcela no custo total, eles sao menos

significativos nos custos adicionais. Sua variacao nos diversos cenarios e muito menor

do que de outros custos como os de reserva.

Figura 2.16: Custo de Balanceamento Anual total por componente. A eolica repre-senta a maior parte das renovaveis na maioria dos casos. Figura retirada do relatorioda IEA Task25 [20]

Pegando-se os valores originais e dividindo-se pela geracao eolica, teve-se como

resultado £2,38/MWh de eolica para 10% de penetracao, chegando a £2,65/MWh

para 15% e £2,85/MWh para 20%. Como os custos apresentados sao adicionais,

estao referentes ao caso de 10% de renovaveis.

As tecnicas aplicadas nesse estudo para determinar a necessidade de reservas

operacionais e seus custos associados nao abrange uma variedade de impactos cau-

sados pela variabilidade e incerteza da geracao eolica para a operacao do sistema, o

que representa algumas limitacoes do estudo.

Em 2007 um novo estudo foi conduzido com o objetivo de analisar o impacto

da geracao eolica na operacao e no desenvolvimento dos sistemas eletricos do Reino

32

Unido,[37].

A epoca do estudo, o operador do sistema do Reino Unido designava em media

600MW de controle dinamico de frequencia e 2400MW de diversos tipos de reservas

para lidar com as incertezas em um horizonte de tempo de 3-4 horas. Com o aumento

da penetracao eolica esses valores tendem a aumentar, uma vez que este tipo de

geracao e tanto variavel quanto imprevisıvel.

A modelagem dos dados de geracao utilizada foi uma versao atualizada do que

foi feito em Ilex/Strbac, 2002. Porem, foi aplicada uma metodologia diferente. A

resposta e a reserva adicional foram estimadas utilizando 3 sigmas da distribuicao de

carga e das variacoes vento+carga. Uma tecnica baseada em persistencia determi-

nou os erros de previsao das eolicas no horizonte de tempo analisado e combinou-se o

desvio padrao desses erros com os desvios padrao dos erros de previsao de demanda

e geracao, a fim de se determinar o mismatch total que deveria ser administrado.

Esse mismatch e calculado utilizando-se o metodo estatıstico padrao que consiste

em combinar os erros independentes, dessa forma, o erro medio quadratico da com-

binacao e a soma dos outros erros medios quadraticos.

Ja para a avaliacao dos custos de reserva analisou-se dois cenarios, um com o

combustıvel a £10/MWh e outro a £20/MWh. O custo e obtido assumindo que

o custo de manter uma reserva girante (sincronizada a rede) seria em media entre

£2/MWh para o primeiro cenario e £4/MWh para o segundo cenario. Assumiu-

se ainda que as perdas de eficiencia foram de 20% e que toda a geracao eolica e

absorvida pelo sistema. Em alguns sistemas com baixa flexibilidade de geracao

(i.e. com geracao convencional predominantemente nuclear) pode nao ser possıvel

absorver grandes penetracoes de eolicas, porem, o aumento da reserva provida por

unidades nao-girantes aumenta essa capacidade dos sistemas.

Os resustados do estudo estao apresentados na tabela 2.3. Nela estao os requisitos

de reserva e resposta, e os custos associados para diversos nıveis de penetracao.

Concluiu-se que a quantidade extra de reserva poderia ser fornecida pelas unida-

des geradoras convencionais ja existentes, por isso, so se explicitou o custo adicional

das reservas operacionais.

Quando a variabilidade foi contornada apenas atraves de reservas, girante ou

nao, o valor captalizado da reducao dos precos de combustıvel chegou a valores da

ordem de 970£/kW em sistemas com baixa flexibilidade e 252£/kW em sistemas

com alta flexibilidade.

Do ponto de vista da capacidade de suportar falhas (Fault-Ride-Through) dos

geradores eolicos, se estudou a magnitude dos impactos no sistema ao ter que acomo-

dar geracao eolica com diferentes tipos de capacidades de FRT. Os custos adicionais

ocorrem pelo custo adicional de resposta, uma vez que se opera unidades convencio-

nais de forma menos eficiente e o custo adicional dos combustıveis. Outro problema

33

Tabela 2.3: Requisitos adicionais de reserva para o aumento da geracao eolica noRU. Maximo e mınimo referentes aos cenarios apresentados. Conversao feita de 1£= 1,3e.CapacidadeEolicaInstalada

Requisitosadicionaisde res-posta emfrequencia(MW)

Custos adi-cionais deresposta emfrequencia(e/MWh)

Requisitosadicionaisde reserva(MW)

Custosadicionaisde reservas(e/MWh)

Custo adi-cional dereserva total(e/MWh)

Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max5 34 54 0.1 0.3 340 526 0.7 1.7 0.8 210 126 192 0.3 0.6 1172 1716 1.4 2.5 1.6 3.115 257 382 0.4 0.8 2241 3163 1.7 3.1 2.1 3.820 413 596 0.5 0.9 3414 4706 1.9 3.5 2.3 4.425 585 827 0.5 1 4640 6300 2 3.7 2.6 4.7

e o fato de se aumentar o numero de geradores sincronizados com a rede gerando

parcialmente e o curtailment da geracao eolica aumentam as emissoes de CO2.

O trabalho entao demonstrou que aumentar a partipacao de geradores eolicos

com baixa robustez levaria a um aumento dos custos do sistema no caso do Reino

Unido. Como os custos adicionais sao significativamente mais altos que os cus-

tos da engenharia para que as usinas provejam essa capacidade, exigir uma maior

capacidade de FRT para grandes usinas eolicas seria economicamente mais eficiente.

2.4.4 Noroeste Pacıfico Norte-Americano

A regiao do Noroeste Pacıfico dos Estados Unidos compreende os estados de

Washington, Oregon, Idaho e Montana. Essa regiao e considerada a regiao me-

nos emissora de gases de efeito estufa do paıs, pois dois tercos de sua producao

energetica vem de usinas hidreletricas. O Bonneville Pacific Administration (BPA)

e o orgao que administra a maior parte da geracao dessa regiao.

Bem como no resto do mundo, essa regiao vem experimentando uma rapida

expansao da participacao das eolicas em seu mix energetico, chegando a 7% de toda

a producao. O resto da geracao vem de usinas termicas nucleares, a carvao e a gas.

Em um artigo para a revista Forbes[13], o autor Dr. James Conca apresentou

um movimento contraditorio do Estado na regiao, declarando hidreletricas como

energias nao renovaveis, a fim de usar os mandatos e creditos de renovaveis para

forcar um maior desenvolvimento das eolicas na regiao.

Na figura 2.17, podemos observar que na regiao administrada pela BPA, a geracao

eolica deslocou apenas a geracao hidreletrica, enquanto a termica se manteve rela-

tivamente constante. Como a eolica compete apenas com a hidreletrica, duas re-

34

novaveis, nao ha nenhum ganho real, seja com reducao de emissao de gases de efeito

estufa ou com ganho de reserva ou seguranca da rede.

Figura 2.17: Informacao de demanda e geracao de energia da BPA para a semanado dia 07 de Janeiro de 2014.

O que se tem na figura 2.18 e um grafico que compara a demanda total do sistema

e a geracao eolica, para a primeira metade do mes de Janeiro de 2014. Nele podemos

ver que a geracao eolica aparece principalmente em momentos de baixa demanda,

quando nao e necessaria. Essa correlacao negativa explica a necessidade de ciclagem

constantes das hidreletricas mostrado na figura 2.17.

Isso representa um problema de ma localizacao geografica, onde a geracao eolica

foi introduzida apenas para tirar vantagens dos incentivos financeiros existentes no

paıs para desenvolvimento de fontes renovaveis. Alem disso, essa ciclagem constante

das turbinas hidreletricas gera um grande desgaste.

O autor do artigo verificou que a regiao fez investimentos da ordem de $5 bilhoes

e impactou 50 mil acres de terras publicas para que 9 bilhoes de kWh de energia

renovavel sejam desperdicadas por ano. Isso tudo a fim de se regular com mandatos

estatais, para que a regiao seja considerada “verde” e gerar capital para alguns

enquanto os custos adicionais sao repassados para os contribuintes.

Ou seja, apesar de a BPA ter feito estudos e investimentos para melhor absorver

a insercao das ERNC na regiao, decisoes apenas polıticas ou baseadas apenas em

interesses financeiros podem prejudicar e muito a integracao dessas fontes com as

outras fontes ja existentes na regiao.

Para que a integracao seja feita da melhor forma possıvel, de modo que os opera-

35

Figura 2.18: Comparacao da demanda total e da geracao eolica na primeira metadede Janeiro de 2014 para o sistema controlado pela BPA.

dores possam tirar o melhor proveito das caracterısticas das ERNC, a quantidade e

a localizacao geografica delas devem ser definidas atraves de estudos de viabilidade

e eficiencia, para que nao ocorram desperdıcios como no caso do Noroeste Pacıfico

dos Estados Unidos. Esses desperdıcios representam grandes prejuızos nao so para

o meio ambiente, como tambem para os consumidores de energia.

2.5 Resumo dos Principais Impactos na Operacao

do Sistema

A tabela 2.4 apresenta um resumo dos principais impactos apresentados neste

capıtulo.

Tabela 2.4: Resumo da tipologia dos principais impactos

da eolica na operacao do sistema.

Fatores de Impacto Possıvel Impacto

Est

abilid

ade

do

Sis

tem

a

Menor inercia no sistemaMenor resistencia a

disturbios na rede.

Continua na pagina seguinte.

36

Tabela 2.4 – Continuacao da pagina anterior.


Variacao de injecao de

potencia na rede

Perda da capacidade de con-

trole da tensao nos pontos

de conexao

Rapida resposta a controles

do Operador5

Rapida mudanca na

geracao, ajudando na

rapida adequacao da

frequencia da rede.

Deslocamento do despacho

de usinas mais caras

Reducao no custo marginal

da energia, com impactos

comerciais

Cust

osde

Un

it-

Com

mit

men

te

Mer

cado

Maior taxa de ciclagem de

usinas termicas, principal-

mente as de ponta

Maiores custo de O&M

e menor disponibilidade

de unidades geradoras,

podendo acarretar em mai-

ores custos de operacao do

sistema

Necessidade de flexibilidade

do sistema eletrico

Necessidade da ciclagem de

unidades projetadas para

operar na base (e.g. nucle-

ares), aumentando riscos de

indisponibilidade e de mai-

ores custos de operacao

Cap

acid

ade

de

Tra

nsm

issa

oe

Efici

enci

a

Padrao de injecao de

potencia na rede variavel

Aumento de congestiona-

mentos na rede durante al-

gumas horas da operacao

Mudanca da direcao dos

fluxos de potencia, exindo

mais das redes de trans-

missao

Continua na pagina seguinte.

37

Tabela 2.4 – Continuacao da pagina anterior.


Res

erva

Op

erac

ional

Aumento da necessidade de

reserva de resposta rapida

aos erros de previsao

Necessidade de investimen-

tos em novas capacida-

des de reserva (tecnologias

flexıveis) e possıvel elevacao

dos custos marginais de

operacao do sistema

Model

os

Com

puta

cio-

nai

s

Incapacidade de repre-

sentacao satisfatorias das

ERNC

Subestimativa dos reais im-

pactos e custos ao sistema

e sobre-estimativa de seus

benefıcios, com importantes

consequencias no despacho

das demais tecnologias

5Em alguns tipos de turbinas que permitem esse controle.

38

Capıtulo 3

Recursos para Melhorar a

Integracao Eolica

Como apresentado anteriormente, a insercao de novas fontes de energia renovaveis

com caracterısticas intermitentes traz consigo diversos novos desafios operacionais.

Para contornar tais desafios os operadores devem aperfeicoar seus procedimentos

de operacao. Neste capıtulo serao apresentados algums desses aperfeicoamentos ne-

cessarios, entre eles o aproveitamento da sinergia entre as fontes, o desenvolvimento

das tecnologias de previsao de ventos entre outros.

3.1 Sinergia entre Fontes

A simples analise dos historicos de bacias hidrograficas, dos ventos e ate das radiacoes

solares mostram que existe uma complementariedade entre essas fontes e em diversas

janelas de tempo. Nesta secao sera discutida principalmente a complementariedade

das eolicas com outras fontes, foco desse trabalho.

3.1.1 Complementariedade entre as ERNC

A figura 3.1 mostra a complementariedade temporal no perıodo de um dia que existe

entre geracao solar e eolica em um estado brasileiro.

Ja na figura 3.2, apresenta-se a complementariedade mensal entre usinas eolicas

do Nordeste brasileiro e pequenas centrais hidreletricas do Sudeste brasileiro. As

linhas pontilhadas representam o intervalo de confianca de cada perfil.

Nas duas figuras e possıvel observar uma grande complementariedade entre as

geracoes. Esses perfis devem ser explorados pelos operadores na hora de planejar a

operacao, a fim de tirar o maior proveito de cada fonte.

39

Figura 3.1: Complementariedade horaria entre geracao solar e eolica no Brasil.

Figura 3.2: Complementariedade mensal entre geracao eolica do Nordeste brasileiroe PCHs do Sudeste brasileiro.

3.1.2 Complementariedade com as Hidreletricas Convenci-

onais

Apresentado em [31], a figura 3.3 mostra o perfil de geracao hidreletrica do rio Sao

Francisco, principal fonte da regiao Nordeste do Brasil e os perfis de geracao eolica de

diversos estados brasileiros. Nele podemos observar que o rio Sao Francisco apresenta

uma baixa em sua geracao durante os meses do verao, que coincide exatamente com

a alta dos ventos nas regioes geradoras eolicas.

As hidreletricas se apresentam como as melhores fontes, tanto economicamente

quanto operacionalmente, para apoiar as energias intermitentes como a eolica.

40

Figura 3.3: Complementariedade mensal entre geracao eolica do Nordeste brasileiroe PCHs do Sudeste brasileiro.

Porem, devido as pressoes ambientais, esta cada vez mais difıcil construir tais empre-

endimentos, principalmente se tratando de hidreletricas com reservatorio. As usinas

termosolares ainda apresentam algum tipo de capacidade de armazenamento, bem

como baterias e carros eletricos. Porem, o panorama atual e de que as tecnologias

que poderiam aumentar as capacidades de armazenamento atuais nao devem estar

disponıveis a precos competitivos em curto prazo.

3.1.3 As Vantagens da Sinergia

Como mostrado, a complementariedade entre as fontes renovaveis nao e desprezıvel

e apresenta diversos benefıcios. Ela permite a reducao do impacto da intermitencia

inerente a algumas fontes como a eolica, aumentando a seguranca do fornecimento,

alem de contribuir para a otimizacao do aproveitamento hıdrico do sistema. Com

uma maior integracao da operacao de um sistema, se torna possıvel fazer com que

areas distantes que apresentem uma complementariedade possam se comunicar, per-

mitindo que o sistema tire proveito dessa caracterıstica.

3.2 O Efeito da Complementariedade Geografica

A analise dos dados de geracao mostra que, quanto maior o numero de turbinas

eolicas analisadas, menor a variacao de producao observada. Com o aumento do

numero das turbinas e a distancia entre elas, diminui a correlacao entre a geracao

de cada. A tabela 3.1 mostra o efeito dessa diversidade.

Na tabela 3.1, as 138 turbinas sao de uma mesma usina geradora, a partir das

250 ja entram turbinas de lugares proximos. Como pode ser observado, quanto

maior o numero de turbinas e maior a distancia entre elas, maior a magnitude dos

41

Tabela 3.1: Mudancas de geracao em grupamentos de turbinas localizadas no estadode Minnesota, EUA. Fonte: [39]

14 turbinas 61 turbinas 138 turbinas +250 turbinaskW % kW % kW % kW %

1 segundoMedia 41 0.4 172 0.2 148 0.1 189 0.1Desvio Padrao 56 0.5 203 0.3 203 0.2 257 0.1

1 minutoMedia 130 1.2 612 0.8 494 0.5 730 0.3Desvio Padrao 225 2.1 1038 1.3 849 0.8 1486 0.6

10 minutosMedia 329 3.1 1658 2.1 2243 2.2 3713 1.5Desvio Padrao 548 5.2 2750 3.5 3810 3.7 6418 2.7

1 horaMedia 736 7.0 3732 4.7 6582 6.4 12755 5.3Desvio Padrao 1124 10.7 5932 7.5 10032 9.7 19213 7.9

valores de potencia media e desvio padrao, porem, menor a porcentagem em relacao

a capacidade total instalada.

A figura 3.4 ilustra bem a relacao entre o coeficiente de correlacao de geracao

de turbinas eolicas e a distancia entre elas. O que se conclui e que, quanto maior

a distancia analisada, menor a probabilidade de ocorrer falta de vento em lugares

diferentes e maior a chance de a falta de vento em um lugar ser compensado pelo

excesso em outro.

Portanto, integrar geracoes eolicas para uma operacao conjunta pode se mostrar

uma grande forma de contornar o problema da variabilidade de producao.

Figura 3.4: Coeficiente de correlacao entre geradores eolicos em funcao da distanciaentre eles, para as janelas de tempo de 1-s, 1-min, 10-min e 1-h. Fonte: [5]

42

3.3 Desenvolvimento das Tecnologias de Previsao

Como explicado no capıtulo anterior, a geracao eolica apresenta uma intermitencia

que desafia a operacao do sistema, principalmente em horizontes de menor prazo. A

chave para uma boa operacao nessas condicoes e a capacidade de prever a geracao

eolica. Dessa forma, o operador e capaz de definir e preparar as reservas de energia

a ponto de contornar potenciais variacoes entre a carga esperada e a carga real

atendida pela geracao eolica, minimizando os impactos e o custo dessas variacoes.

Em termos de previsao, existem tres tipos basicos de abordagens: modelos com

base em Numerical Weather Prediction (NWP), modelos estatısticos ou a com-

binacao dos dois. Os modelos com base em NWP resolvem as complexas equacoes

de movimento que regem os fluxos atmosfericos para calcular variaveis climaticas

como velocidade dos ventos, direcao, temperatura, pressao, entre outras, que podem

ser convertidas na desejada previsao da geracao eolica. Alguns modelos existentes

sao Mesoscale Model Version 5 (MM5), Weather Research and Forecasting Model

(WRF) e o High Resolution Limited Area Model (HIRLAM). Atualmente os mais

utilizados sao o WRF e o HIRLAM. A abordagem probabilıstica toma como base

uma serie historica dos fluxos de vento e de producao de energia a fim de determinar,

estatisticamente, a producao de energia em um determinado momento.

Dependendo do perıodo de tempo estudado, recomenda-se a utilizacao de uma

ou outra abordagem, por exemplo: para um perıodo curto de analise, minutos ate

uma hora, predomina a utilizacao de metodos estatısticos de previsao, baseados

em dados recentes de velocidade de vento e de geracao de energia; no longo prazo,

predomina a utilizacao de um modelo NWP corrigido estatisticamente para melhor

se adequar a producao de um determinado empreendimento. Esses modelos podem

ser aplicados a fim de obter uma resposta determinıstica, como um unico valor a ser

considerado, ou uma resposta probabilıstica, que nao determina apenas o valor mas

tambem um intervalo de confianca.

Para o operador do sistema, tao importante quanto as incertezas da previsao e

o grau de precisao delas, medidos principalmente pelo erro de previsao.

3.3.1 Erros de Previsao

As principais formas de apresentar os erros de previsao sao: Erro Medio Absoluto

(Mean Absolut Error – MAE) e o Erro Quadratico Medio (Root Mean Square Error

– RMSE), ambos calculados em relacao a capacidade instalada e o MAPE (Mean

43

Absolute Percentage Error), calculado em relacao a geracao media.

MAE =1

N

N∑i=1

|ε(h)|Pinstalada

(3.1)

RMSE =1

N

N∑i=1

√ε(h)2

Pinstalada

(3.2)

MAPE =N∑i=1

|ε(h)|Pgeracao(h)

(3.3)

Esses erros de previsao sao utilizados tanto no planejamento do sistema, na hora

de definir a energia de balanco necessaria para a integracao da energia eolica com o

resto da matriz energetica, baseada no erro medio de previsao, quanto para a reserva

energetica para uma operacao segura do sistema, onde se leva em consideracao o

pior erro de previsao encontrado, uma vez que o sistema deve suportar e se manter

estavel no pior dos cenarios, normalmente apresentado pelo RMSE. A principal

fonte de erros na previsao da geracao eolica e proveniente dos erros na previsao da

velocidade dos ventos, portanto, deve-se procurar melhorias em especial nessa area.

Pode-se aumentar o grau de precisao das previsoes de diversas maneiras. Em

[20] e apresentado o dado que o RMSE da previsao day-ahead de uma unica unidade

geradora fica entre 10% a 20%. Ja para um unica area de controle, esse erro cai

para menos de 10%. Outra forma de reduzir erros e a combinacao de metodos de

previsao. Em [19], o primeiro resultado mostra que o melhor desempenho de um

modelo de previsao sozinho apresentou 5,1% de RMSE. Ja uma simples combinacao

de metodos reduziu esse erro para 4,2% e uma combinacao inteligente para 3,9%.

Outro fator que reduz o erro e aumenta a precisao das previsoes e a janela de

tempo analisada. Quanto menor for essa janela, mais precisa sao as previsoes. A

figura 3.5 ilustra bem esse fenomeno.

Como analisado na secao sobre reservas operacionais, as previsoes, e principal-

mente os erros associados sao muito importantes na hora da alocacao de reserva,

principalmente para o horizonte de tempo day-ahead, onde e verificado um maior

valor de erro. Portanto, o desenvolvimento de novos modelos ou aperfeicoamento

dos ja existentes e uma ferramenta importante para operadores de sistemas eletricos.

3.4 Gerenciamento de Carga pelo Lado da De-

manda

O gerenciamento pelo lado da demanda (GLD) consiste em atuar no sistema pela

ponta do consumo, alterando a demanda por eletricidade ao promover um consumo

44

Figura 3.5: Aumento do erro de previsao de acordo com o horizonte de tempoanalisado. Resultados de geracao eolica regional da Alemanha (Krauss et al., 2006).Figura retirada do relatorio IEA Task 25.

mais eficiente de energia eletrica. Dessa forma, e possıvel alterar os padroes de

demanda para atender aos padroes de carga. O GLD pode ser implementado de

diversas formas, nesse trabalho ele foi dividido em GLD direto e indireto.

GLD Direto: consiste na atuacao direta no sistema, como cortes de carga,

polıticas tarifarias e, mais recentemente, tecnologias de smartgrid.

Os novos investimentos nas tecnologias de smartgrid e avancos nas tradicionais

tecnologias de comunicacao tornam cada vez mais simples o controle da demanda.

A transformacao de uma rede de distribuicao em uma smartgrid tornaria possıvel

aos operadores da distribuicao nao so a leitura em tempo real do consumo em seus

medidores, como poderia permitir o controle remoto de equipamentos e maquinas

conectadas.

Alem disso, com um acompanhamento em tempo real, seria possıvel a aplicacao

de um regime, por exemplo, de precificacao em tempo real ou RTP (Real Time

Pricing). Ou seja, em momentos crıticos da operacao de um sistema seriam defi-

nidos precos mais caros para a energia, a fim de diminuir a demanda. Em caso de

folga de geracao ou quando as geracoes intermitentes estivessem em alta, definiria-

se um preco menor a fim de aumentar a demanda. Dessa forma, seria possıvel nao

apenas diminuir a frequencia de fenomenos como spillage e shortage de energia,

como tambem o controle de rampas de demanda. No Brasil ja existem projetos de

bandeiras tarifarias.

GLD Indireto: e aquele que nao atua diretamente nas atividades de gerencia-

mento pelo lado da demanda, mas abrange acoes dirigidas a conservacao de energia

eletrica, atraves de uso racional e de incentivos ao desenvolvimento de produtos e

servicos mais eficientes e com menor consumo.

45

Um exemplo de GLD indireto no Brasil e o PROCEL1. O PROCEL e um pro-

grama do governo federal gerenciado pela Eletrobras e nao atua diretamente no ramo

residencial, mas sim no industrial e comercial e ate mesmo educacional. No setor

industrial se destaca o selo PROCEL, que consiste em uma classificacao de equipa-

mentos eletricos, desde eletrodmesticos a motores industriais, de acordo com a sua

eficiencia energetica. Desta forma, ha um incentivo tanto a procura por aparelhos

mais eficientes por parte dos consumidores, como tambem incentivo as industrias na

busca por produtos mais eficientes, uma vez que isso se torna mais um fator de com-

peticao no mercado. Ha tambem programas de treinamento e capacitacao. Alem

disso, busca atuar na educacao, capacitando professores dos ensinos fundamental e

medio, para que juntos com seus alunos se tornem multiplicadores dos conceitos de

uso racional e eficiente da energia eletrica.

O PROCEL ainda atua na area de emprestimos e financiamento para empre-

sas de consutoria na area de eficientizacao energetica. Conhecidas como ESCO

(Energy Service Company), sao empresas que atuam na eficientizacao de empresas

e comercios principalmente com mudancas em processos de producao para ganhar

eficiencia, troca de equipamentos menos eficientes, aproveitamento eficiente de re-

cursos naturais como ventilacao e claridade em predios residenciais e comerciais,

entre outras.

Portanto, as acoes de gerenciamento pelo lado da demanda sao uma eficiente

alternativa para o controle do balanceamento de carga e demanda de um sistema

eletrico, principalmente com a penetracao das ERNCs. Com elas e possıvel pos-

tergar e reduzir custos de grandes investimentos estruturais como construcao de

linhas de transmissao e ate novas capacidades de geracao. Porem, alem do grande

esforco tecnologico e organizacional, necessario para a implantacao de um GLD di-

reto, ainda ha o esforco social na conscientizacao e mobilizacao necessarios no GLD

indireto. Portanto, a implementacao de um gerenciamento pelo lado da demanda

exige uma visao de longo prazo, juntamente com estudos de custo benefıcio, con-

siderando as perdas de receita (quando ocorrem) e a economia proporcionada pela

citada postergacao dos grandes investimentos estruturais.

3.5 Reestruturacao dos Procedimentos da

Operacao

Algumas medidas de cunho institucional e organizacional podem ajudar os opera-

dores na hora de lidar com os desafios das novas energias intermitentes. Em [9] sao

apresentadas duas tecnicas interessantes.

1Programa Nacional de Conservacao de Energia Eletrica.

46

Integracao e coordenacao entre as areas de regulacao. Cada zona de

regulacao energetica deve compensar seus proprios desbalancos de geracao e de-

manda. Zonas maiores e com uma capacidade de transmissao suficiente requerem

proporcionalmente menos capacidade de reserva do que zonas menores para alcancar

esse balanco [32]. Portanto, com uma capacidade suficiente de transmissao e acor-

dos entre as diferentes zonas, e possıvel que o excesso de capacidade de uma zona

sirva para compensar a falta de outra, aumentando a confiabilidade e alcancando

benefıcios economicos com a integracao de geracoes intermitentes. Isso permite uma

maior penetracao de energias intermitentes como a eolica, sem a necessidade de

investimento em novas tecnologias de aumento de flexibilidade do sistema.

A outra tecnica e a reducao dos intervalos da programacao dos despachos.

Normalmente, a programacao das reservas operacionais ocorrem no horizonte de

tempo day-ahead, e os ajustes para a operacao em tempo real no horizonte de 1 hora.

Tornar essa programacao mais curta e frequente, e criar mercados intradiarios para

o ajuste dos programas day-ahead, poderia reduzir os efeitos dos erros de previsao

da geracao eolica, ja que estes diminuem quanto menor for o horizonte de previsao.

As duas ideias devem ser realizadas de forma conjunta e coordenada. Alem

disso, deve-se criar regras bem definidas e justas quanto a responsabilidade de ba-

lanceamento de geracao e demanda, a serem aplicadas a todos os geradores, com o

objetivo de incentivar uma cooperacao de todos os agentes do sistema, para se ter

programacoes e previsoes de qualidade.

3.6 Integracao com Tecnologias de Armazena-

mento

Como apresentado no capıtulo anterior, algumas ERNCs possuem uma caracterıstica

de variabilidade em sua producao. A melhor forma de amenizar a magnitude das

variacoes e evitar a falta de energia durante a operacao de um sistema eletrico e pos-

suir energia reserva para introduzir no sistema em curtıssimo e/ou curto prazo. Para

reduzir a utilizacao de reservas termicas, cujas complicacoes ja foram apresentadas,

existe a alternativa do armazenamento de energia.

Esse armazenamento pode ser feito de forma fısica, onde se consegue armazenar

energia em recipientes, seja atraves da utilizacao de baterias, na forma de energia

quımica ou atraves do armazenamento de energia em ar comprimido (CAES - Com-

pressed Air Energy Storage), ou de forma virtual, com a utilizacao mais eficiente de

recursos ja existentes como o caso dos reservatorios hidreletricos.

47

3.6.1 Armazenamento Fısico

As principais formas de armazenamento fısico de energia sao as baterias e o CAES,

que serao explicados a seguir.

Baterias

Baterias sao celulas eletroquımicas que conseguem converter energia quımica em

energia eletrica. Os eletrolitos permitem que ıons se movimentem entre os polos e

os eletrodos, produzindo corrente eletrica para a realizacao de trabalho. As baterias

recarregaveis permitem que, atraves da aplicacao de uma corrente reversa, os eletrons

se rearrangem, e os eletrodos voltem ao estado original.

A tecnologia de baterias pode ser aplicada de diversas formas para auxiliar a

insercao de ERNCs nos sistemas eletricos. Em plantas fotovoltaicas, e possıvel

conectar um banco de baterias a fim de que, durante o horario de sol elas sejam

carregadas e, em perıodos sem sol, elas fornecam energia. Nas eolicas, os bancos

de baterias tambem podem ser usados de forma simples. Quando a geracao eolica

atinge seus limites de injecao de potencia na rede, seja por qualquer motivo (balanco

de geracao e demanda, limite de transmissao, etc.), utiliza-se a energia produzida

para carregar as baterias. Entao, quando a variabilidade do vento reduzir a geracao,

e possıvel rapidamente injetar energia na rede, compensando total ou parcialmente

(em curto prazo) a queda.

Esse controle de geracao traz inumeros benefıcios para o operador do sistema,

como ja explicitado durante o trabalho.

Porem, apesar de uteis, as baterias possuem uma baixa densidade de energia

(muito menor do que combustıveis fosseis como oleo e outros derivados do petroleo),

o que faz com que, para que possa armazenar uma quantidade util de energia para

o sistema, seja necessario quantidades enormes de baterias, o que implica nao so em

um custo muito elevado como em muito espaco fısico consumido. Por isso, muito

se investe no desenvolvimento de tecnologias de baterias cada vez mais eficientes ao

mesmo tempo reduzindo custos e aera ocupada2.

Armazenamento de Energia com Ar Comprimido

O armazenamento de energia com ar comprimido (CAES) e uma tecnologia que

2A empresa americana GE recentemente lancou uma nova tecnologia de baterias inteligentespara serem acopladas a turbinas eolicas. A nova tecnologia permite a utilizacao de 3 aplicativosdiferentes: um para controle de geracao, um para regulacao de frequencia e um para aumentar aprevisibilidade da geracao, que podem ser utilizados junto ou separadamente. Alem do controleinteligente, a nova tecnolgia apresenta uma area util muito menor que as ocupadas por tecnologiasconvencionais de baterias.

48

consiste em utilizar o excesso de energia produzidos pelas ERNCs durante horarios

de vale de demanda para comprimir ar e entao injetar essa ar comprimido em re-

servatorios. Em momentos de pico de energia, onde se precisa de mais energia e a

variabilidade pode causar falta, esse ar comprimido e utilizado para girar geradores

de gas comprimido.

Porem, os compartimentos para armazenagem do ar comprimido sao normal-

mente cavernas subterraneas ou minas abandonadas, limitando sua localizacao ge-

ografica, ou podem ser ainda recipientes menores como os feitos de fibra de carbono

resistente, porem com o custo adicional da tecnologia e a reducao da quantidade de

gas armazendo. Ha ainda a necessidade de um reservatorio de calor, uma vez que

para poder ter um bom aproveitamento energetico do ar comprimido armazenado

ele precisa ser aquecido antes de ser utilizado para gerar energia. Tudo isso demanda

espaco e investimento.

3.6.2 Armazenamento Virtual

Como dito, a principal forma de armazenamento virtual esta na forma dos reser-

vatorios das hidreletricas. Sao os reservatorios das usinas que fazem dos sistemas

hıdricos flexıveis, facilitando assim a insercao das novas energias renovaveis.

As usinas hidreletricas apresentam uma capacidade de rapida e controlada va-

riacao de geracao, e seus reservatorios sao uma abundante fonte de combustıvel. E

essa abundancia de combustıvel que as torna parcialmente previsıveis e controladas

e importante fonte de reserva para os sistemas hidreletricos. Com a crescente difi-

culdade de construcao de novas hidreletricas, aumentando o numero de PCHs com

pouco ou nenhum reservatorio, bem como a penetracao de termicas e ERNCs, tem

reduzido a capacidade de regulacao dos reservatorios nos paıses de base hıdrica como

o Brasil. Isso aumenta muito a complexidade operativa desses sistemas, deman-

dando mudancas nos procedimentos de planejamento e operacao, como abordado

no capıtulo anterior.

49

Capıtulo 4

O Caso do Brasil

Seguindo a tendencia mundial de investimento no aumento da penetracao das

ERNCs, o Brasil tambem desenvolveu diversos programas de incentivo para a in-

sercao e desenvolvimento de novas tecnologias sustentaveis de ERNC, como por

exemplo o PROINFA (Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia

Eletrica), que ajudou a instalar aproximadamente 1.300 MW de eolicas no paıs, e

leiloes especıficos ERNC.

Neste capıtulo sera feita uma breve apresentacao do Sistema Interligado Nacional

e do papel esperado para as eolicas na matriz energetica do paıs. Em seguida sera

feita uma analise dos impactos apresentados no capıtulo 2 aplicadas diretamente as

caracterısticas do sistema brasileiro.

4.1 O Sistema Interligado Nacional - SIN

O SIN apresenta caracterısticas unicas no mundo. Devido a grande extensao territo-

rial do Brasil e a operacao conjunta de praticamente todos os geradores do sistema

(a excecao do Sistema Isolado na regiao Norte do paıs), sua malha de transmissao e

muito grande e sua operacao muito complexa.

Atualmente o sistema brasileiro tem uma capacidade instalada de 118.303 MW,

onde 66% (78.305 MW) e proveniente de hidreletricas e 13% (15.322 MW) de ERNC

(Biomassa, eolicas e PCHs). Em termos de producao de energia, no ano de 2012

foram 513.184,5 GWh produzidos, sendo 86% de energia hidreletrica. Isso faz da

matriz energetica brasileira uma das mais limpas e renovavel do mundo. A mai-

oria das usinas termicas operam no Brasil como energia de reserva, portanto sua

participacao na geracao e reduzida.

Devido a essa grande extensao territorial, as bacias hidrograficas apresentam

diversos padroes de clima e vazao. Essa variedade faz surgir complementariedades

climaticas entre elas, e a interligacao total do sistema facilita o transporte de energia

50

Figura 4.1: Mapa de transmissao do SIN. Fonte: [3]

Figura 4.2: Capacidade instalada por tipo de fonte em 31/12/2012. Fonte: [16]

de lugares com reservatorios cheios e em perıodos chuvosos, para lugares em epoca

de seca, permitindo uma utilizacao coordenada dos recursos hıdricos.

Para que se consiga um despacho otimo em um sistema de proporcoes continen-

tais como o brasileiro, e necessario uma malha de transmissao integrada e robusta,

capaz de acomodar os diferentes padroes de importacao e exportacao de energia

entre as diversas regioes. A rede de transmissao interligada brasileira possui mais de

100 mil quilometros de linhas, com tensoes que vao de 230 kV a 765 kV em corrente

51

Figura 4.3: Geracao de energia por tipo de fonte em 2012. Fonte: [3]

alternada. Ha ainda algumas conexoes em corrente contınua HVDC (High Voltage

Direct Current).

O sistema brasileiro foi dividido em 4 subsistemas: Norte, Nordeste,

Sudeste/Centro-Oeste e Sul. A divisao foi feita levando em consideracao as res-

tricoes estruturais de transmissao entre as regioes.

O planejamento da expansao do SIN e realizado pela EPE (Empresa de Pesquisa

Energetica). Ou seja, a EPE realiza estudos de longo prazo para o setor eletro-

energetico brasileiro. Para o SIN, esses estudos representam uma visao a longo

prazo da expansao da rede de transmissao e integracoes, nacionais e internacionais,

bem como as necessidades e mudancas no mix energetico brasileiro1.

A operacao do SIN e feita pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), um agente

privado autorizado e regulado pela ANEEL2 (Agencia Nacional de Energia Eletrica).

O ONS tem como funcao (1) o planejamento operacinal, a programacao e o despa-

cho do sistema de geracao com o objetido de otimizar o sistema eletro-energetico

brasileiro; (2) supervisionar e coordenar os centros de controle do sistema eletrico;

(3) supervisao e controle da operacao do sistema eletro-energetico interconectado e

das conexoes internacionais; (4) contrato e gerenciamento de servicos de transmissao

e as respectivas condicoes de acesso, incluindo servicos auxiliares; (5) propor novas

adesoes ao sistema eletrico interligado, bem como os reforcos ao sistema existente, a

serem considerados na expansao do sistema de transmissao; (6) definicao das regras

de operacao para as instalacoes da rede basica de transmissao, a serem aprovadas

pela ANEEL.

No Brasil, o planejamento da operacao eletroenergetica e realizado com o apoio

1A EPE possui diversas outras funcoes, mas que nao serao apresentadas nesse estudo.2A ANEEL e o agente regulador e supervisora do setor eletrico brasileiro. Entre outras funcoes,

media, regula e monitora o bom funcionamento do setor energetico.

52

de modelos computacionais desenvolvidos pelo Cepel (Centro de Pesquisa de Ener-

gia Eletrica) e com otimizacao estocastica, devido ao perfil hidreletrico da matriz

energetica brasileira.

4.2 O Papel das Eolicas

A energia eolica desempenha um importante papel no sistema eletrico e na matriz

energetica de um paıs. Como dito anteriormente, alem de ser uma fonte renovavel

de energia, ainda e importante para a diversificacao do mix energetico. Porem,

alem disso, as eolicas ainda podem representar um importante papel social, pois

estao localizadas principalmente em regioes mais pobres do paıs, como o interior do

Nordeste.

Nesta secao, serao abordados tanto o papel energetico das eolicas no sistema

brasileiro como o papel social que elas podem desempenhar nas regioes em que

estao instaladas.

4.2.1 O Papel Energetico

Desde o lancamento do PROINFA, e com o lancamento em 2009 do Plano Nacional

sobre Mudancas Climaticas, as ERNCs tem crescido em rıtmo acelerado dentro da

matriz energetica brasileira. Desde 2009, a energia eolica foi a fonte que mais cresceu

em participacao nos leiloes.

O potencial eolico brasileiro se concentra principalmente em duas regioes: Nor-

deste e Sul, unicas regioes onde ja se tem usinas em operacao. A figura 4.4 mostra

claramente a distribuicao do potencial eolico no Brasil.

Esse rapido crescimento se deve nao so aos incentivos polıticos e economicos

aplicados no paıs, mas tambem por que a energia eolica atingiu precos bastante

competitivos nos ultimos anos, o que acabou impulsionando a criacao de uma nova

industria no paıs para atender esse novo mercado, amadurecendo a tecnologia no

paıs.

Em seu Plano Decenal de Expansao de Energia 2022, a EPE projeta uma ex-

pansao da capacidade instalada que vai dos 118 mil MW de 2012 para 138 mil MW

em Dezembro de 2022, como mostra a figura 4.5. Nessa figura, podemos ver que o

tipo de energia que mais cresce sao as outras fontes renovaveis, aqui chamadas de

ERNCs, sendo a eolica a mais importante entre elas.

O grafico mostra que a energia eolica parte de uma participacao relativamente

baixa em 2012 de 1,5% para um valor projetado proximo de 10% no final de 2022.

Essa rapida expansao e essa nova participacao significativa na matriz energetica

brasileira e o que torna necessario o estudo e analise de todos os desafios apresentados

53

Figura 4.4: Mapa do potencial eolico brasileiro. Fonte: [1]

Figura 4.5: Evolucao da capacidade instalada por fonte de geracao. Fonte: [16]

no capıtulo 2 desse trabalho.

No decorrer desse capıtulo, sera feita uma correlacao dos desafios apresentados

com a situacao e caracaterısticas do sistema brasileiro, destacando os principais

pontos de preocupacao e tambem as vantagens e facilidades do Brasil para absorver

essas novas tecnologias de geracao.

4.2.2 O Papel Social

Como todo empreendimento, a instalacao de parques eolicos implica em um grande

impacto na regiao onde e instalado. Como no Brasil os empreendimentos estao

localizados em areas rurais e mais pobres como o interior do Nordeste, as eolicas

54

podem representar uma grande mudanca na renda e no modo de vida da populacao

local.

Primeiramente, atraves do arrendamento das terras onde sao intaladas as torres,

pequenos proprietarios de terra tem chance de aumentar sua renda. Como as turbi-

nas eolicas ocupam 4% ou menos das areas requeridas para um projeto de energia

eolica, uma vez que apenas uma fracao do terreno e utilizada por estruturas fısicas,

o proprietario consegue manter o uso anterior da terra. Ha tambem um aumento na

captacao de impostos pagos pelos empreendimentos eolicos. Para pequenas comuni-

dades, esses impostos podem representar um grande impulso para investimentos nas

areas de saude, educacao, seguranca, ou seja, pode impulsionar o desenvolvimento

da comunidade em geral.

Ha ainda benefıcios para a industria. A maioria das turbinas eolicas sao mon-

tadas na Europa ou nos Estados Unidos. Embora muitos dos fabricantes produzam

grande parte de seus componentes, muitos outros sao produzidos em diversos ou-

tros paıses. Por conta disso, cada vez mais os paıses estao encorajando as grandes

fabricantes de turbinas a criarem unidades montadoras nos paıses em que elas serao

utilizadas. Dessa forma, ha um grande incentivo para a utilizacao de componentes

locais, pela qualidade e pela comodidade. Por exemplo, as torres das usinas eolicas

sao enormes o que torna seu transporte extremamente difıcil e caro. Como nao exige

uma tecnologia inovadora, mas sim bastante proxima a tecnologia de fabricacao de

grandes tanques de aco para armazenamento ou torres para outros propositos, estes

sao os primeiros componentes a serem fabricados localmente, e permite que empre-

sas crescam seus negocios expandindo seu portifolio com mınimo investimento em

planta, equipamentos e treinamento. Alem disso componentes como cabeamento,

transformadores, concreto e outros sao tambem facilmente encontrados localmente.

Portanto, alem de gerar emprego, estimula o crescimento industrial do paıs.

Alem disso, um empreendimento eolico tem o potencial de movimentar a econo-

mia da regiao em que e instalado. Um estudo conduzido pelo Escritorio de Energia

do Estado de Nova York concluiu que 10 milhoes de KWh produzidos por eolicas

geram 27% mais emprego do que a mesma quantidade de energia produzida por

uma usina termica a carvao mineral e 66% mais empregos que uma usina movida a

gas natural de ciclo combinado. Os empregos sao gerados em diversas partes do em-

preendimento, na construcao civil, montagem de turbinas, operacao e manutencao.

Esses empregros costumam ser preenchidos em maior parte pela populacao local, o

que exige uma capacitacao de mao-de-obra. Ha entao, um aumento pela demanda

por produtos e servicos basicos na regiao, desenvolvento as pequenas comunidades

vizinhas aos empreendimentos.

Porem, apesar de a maior parte da mao-de-obra empregada ser local, ainda ha um

grande movimento migratorio para essas regioes. Alem de alguns conflitos culturais

55

que podem se desenvolver, ainda ha a necessidade de criacao de muitas moradias

fixas e temporarias. Portanto, tudo isso deve ser levantado e lavado em conta na

hora da realizacao dos estudos de viabilidade de uma usina eolica.

4.3 Principais Desafios Atuais

O Sistema Interligado Nacional, apesar de robusto apresenta atualmente alguns

problemas serios e que, mesmo que alguns nao estejam diretamente ligados a energia

eolica, ainda podem afetar a integracao e operacao da energia eolica no sistema.

Nesta secao serao apresentados alguns dos problemas considerados mais importantes

e relevantes para uma operacao eficiente e segura do sistema.

4.3.1 Fatores de Friccao

Em 2012, a evolucao dos reservatorios se mostrou muito intrigante. Apos um inıcio

de ano com o maior nıvel de armazenamento da historia recente, o ano terminou

com o pior desta historia, mesmo sem a ocorrencia de uma seca severa.

Para tentar explicar melhor esse acontecimento, a empresa de consultoria

energetica PSR desenvolveu um estudo que simulava a operacao do sistema de

Janeiro a Novembro de 2012, replicando exatamente todos os valores observados

no ano, isso inclui demandas, afluencias, producao de pequenas usinas e a geracao

termica (incluindo os procedimentos de seguranca). Dessa forma, a geracao hi-

dreletrica total tambem foi a mesma, uma vez que esta e dada pela diferenca da

demanda e da geracao de pequenas usinas e a geracao termica, deixando como unico

“grau de liberdade” o esvaziamento dos reservatorios, o que permitiria ao modelo da

PSR escolher um padrao de utilizacao das hidreletricas diferente do escolhido pelo

ONS.

O resultado esperado era que o modelo simulado chegasse a um nıvel de arma-

zenamento um pouco menor ou ate mesmo igual aqueles observados em Novembro.

Porem, o que a figura 4.6 mostra e exatamente o contrario. Para explicar essa di-

ferenca, a PSR definiu o que chamou de “Fatores de Friccao”. Esses “fatores

de friccao” nao sao levados em consideracao pelos modelos atuais, o que reduz a

eficiencia da producao hidreletrica atual em relacao a simulada. Dessa maneira,

e necessario mais agua para gerar 1 MWh na operacao real do que na operacao

simulada.

Ha diversas razoes para se justificar a existencia desses fatores. A primeira

delas sao os proprios coeficientes de producao das hidreletricas. Com o passar do

tempo e o consequente desgaste do equipamento utilizado nas hidreletricas, as usinas

podem ter seus coeficientes de producao reduzidos em relacao aos valores nominais de

56

Figura 4.6: Evolucao da energia armazenada do SIN em 2012: resultados reais xsimulados com dados observados. Fonte: PSR Energy Report.

fabrica. Portanto, e importante manter sempre um levantamento real e atualizado

de cada usina hidreletrica no paıs, o que nao e observado. Como uma reducao

no coeficiente de producao resultaria em uma reducao na garantia fısica da usina,

impactando assim a remuneracao da mesma, nao ha nenhum incentivo no paıs para

que os proprietarios facam essa correcao periodica. Para resolver esse problema, a

correcao deveria ser feita ou ordenada pelo ONS ou pela ANEEL.

Outro fenomeno que pode afetar os fatores de friccao e a existencia de restricoes

de transmissao reais e que nao sao consideradas pelos modelos. Isso poderia impedir

uma utilizacao mais eficiente da geracao hidreletrica. Um exemplo pode ser obser-

vado em 2010, quando houve um esvaziamento abrupto dos reservatorios por conta

de vertimentos excepcionais de usinas a montante de Itaipu por causa das restricoes

muito severas no sistema de transmissao da usina (criterio N-3).

Outro possıvel e importante fator e a falta de manutencao dos dados de bati-

metria3 dos reservatorios. Os dados de tipografia do fundo dos reservatorios tem

influencia direta na capacidade de armazenamento dos mesmos. Como o relevo

submario sofre constantes alteracoes devido a fenomenos como assoreamentos, sao

calculos que devem ser atualizados e refeitos a cada cinco anos. Porem, o que acon-

tece no Brasil e uma defasagem de quase 30 anos entre esses calculos, que ainda nao

foram refeitos.

A falta de confianca em relacao a capacidade de armazenamento hıdrico do paıs

3Batimetria: e a medicao da profundidade dos oceanos, lagos e rios.

57

causada pelos fatores de friccao podem representar um grande empecilho para uma

integracao eficiente da energia eolica no Brasil. A energia eolica ja insere incertezas

no sistema, alem disso, e uma fonte que necessita de uma capacidade de reserva

para compensar sua variabilidade. Portanto, a falta de confianca na capacidade de

reserva do paıs pode obrigar o operador a tomar decisoes menos eficientes, podendo

ate impactar o preco da energia, tornando-a mais cara.

4.3.2 Atrasos na Entrada em Operacao

Um fenomeno que se observa constantemente no Brasil e o atraso na entrada em

operacao dos empreendimentos de geracao de energia eletrica. Na reuniao de Dezem-

bro de 2013 do Comite de Monitoramento do Setor Eletrico (CMSE) foi informado

que 64% desses empreendimentos estao atrasados, com um atraso medio de 8 meses

e meio. Esses atrasos sao observados em todos os tipos de empreendimentos, desde

grandes hidreletricas a usinas eolicas, e tem entre as principais causas modificacoes

estruturais, problemas sociais e uma grande e demorada burocracia.

Muitos investidores no decorrer das obras resolver modificar o projeto original.

Isso costuma ocorrer para aumentar o numero de geradores, aumentando assim a

garantia fısica do empreendimento. Apesar de nao ser proibido, sao alteracoes que

costumam atrasar a entrada em operacao da usina.

Em alguns empreendimentos, como hidreletricas, que envolvem a utilizacao de

grandes areas de alagamento, ou mudancas na regiao onde se encontram, ha conflitos

com a populacao local, principalmente quando envolve a populacao indıgena nativa

das regioes. Ou tambem alguns problemas de greve, principalmente contra condicoes

de trabalho, por estarem localizados em regioes isoladas e perigosas. Sao protestos e

paralizacoes que atrasam as obras e consequentemente a entrada em operacao. Um

caso exemplar desses problemas sociais e o da Usina Hidreletrica de Jirau. Durante

a construcao desta usina houve dois grandes conflitos que destruiram as moradias

dos operarios da obra.

Outro problema que afeta todos os tipos de empreendimentos de geracao de

energia eletrica e a burocracia brasileira. Para que um empreendimento esteja apto

a entrar em um leilao de energia nova e preciso uma variedade de documentos de

diversas agencias do setor. Porem, o documento de maior dificuldade para conseguir

sao os licenciamentos ambientais.

Quando os atrasos se devem a fatores que nao sejam de responsabilidade unica

dos investidores, ou seja, atrasos para conseguir documentacao e revoltas da po-

pulacao nativa, por exemplo, a ANEEL permite que os geradores adiem a entrada

em vigor dos contratos firmados nos leiloes de energia nova. A ANEEL entao,

permite as distribuidoras ficarem temporariamente expostas ao Mercado de Curto

58

Prazo da CCEE4 sem penalizacoes. Em anos de hidrologia normal, onde o PLD

se encontra em valores baixos, isso nao causa grandes problemas financeiros para o

setor. Ja em anos mais secos, isso pode vir a implicar em custos mais altos para

os consumidores de energia, uma vez que as distribuidoras podem ser obrigadas a

comprar energia no mercado spot, onde a energia estaria mais cara por conta do alto

valor do PLD.

Porem, quando o atraso e de responsabilidade exclusiva do gerador, o empre-

endedor e obrigado a comprar energia para honrar os contratos firmados (sendo

remunerado pelos criterios definidos na Resolucao Normativa 165/2005) e ainda fica

sujeito a penalizacoes admnistrativas (segundo a Resolucao Normativa 63/2004).

Caso o gerador ainda nao for capaz de celebrar os contratos de energia de substi-

tuicao, ele fica exposto ao PLD no Mercado de Curto Prazo e, entao, e penalizado

novamente (agora na CCEE), por insuficiencia de lastro. E se, mesmo assim, o em-

preendedor nao for capaz de honrar seus compromissos, ele pode ser desligado do

mercado.

Alem de consequencias financeiras aos consumidores e aos geradores, os atrasos

ainda causam grande problema energetico para o sistema brasileiro. O atraso na

entrada em operacao dos empreendimentos de geracao pode comprometer o supri-

mento de energia ao sistema, principalmente quando expressivos e coincidentes com

um perıodo de hidrologia nao favoravel, ou seja, seco.

Como a reserva operacional do Brasil e hıdrica, devido a sua forte matriz re-

novavel, uma falta de abastecimento ou um esvaziamento excessivo de reservatorios

causados pelos atrasos e a consequente falta de capacidade de abastecimento podem

prejudicar e muito a integracao das eolicas ao sistema eletrico brasileiro.

4.3.3 O Indice de Severidade do SIN

Outro desafio estrutural observado no Sistema Eletrico Brasileiro e o desempenho

do sistema de transmimssao. Um ındice amplamente adotado no mundo para a

avaliacao desse desempenho e o Tempo Medio de Interrupcao, ou TMI. O TMI

e obtido somando todo o consumo interrompido durante o ano e dividindo-o pela

demanda media do ano. Para obter a dimensao de minutos, multiplica-se o resultado

por 60. Ou seja, um paıs que verificou um TMI de 10 minutos entende que o consumo

interrompido durante todas as 8.760 horas do ano e equivalente a interromper toda

a demanda media do ano durante 10 minutos, como se fosse um grande corte de

carga.

No Brasil, o ONS adota o chamado ISS, ındice de severidade do SIN, que e

ligeiramente diferente do TMI. O ISS divide a soma do consumo interrompido pela

4Camara de Comercio de Energia Eletrica

59

demanda maxima do ano. O ISS nao e um indicador publicado pelo ONS, mas

pode ser calculado facilmente, pois o operador fornece tanto o valor da energia nao

suprida quanto a demanda maxima do ano. Em seu Energy Report de janeiro de

2014, a PSR publicou o resultado da figura 4.7.

Figura 4.7: Indice de interrupcao ISS (em minutos-demanda de ponta). Fonte: PSREnergy Report

Os Procedimentos de Rede do ONS indica que o sistema de transmissao proje-

tado para da Rede Basica nao deve apresentar ISS maior do que 10 minutos, mas

admitindo um ISS ate 21 minutos. O que se pode observar no grafico e que, desde

2007 esse ındice extrapola o limite de 10 minutos, e nos anos de 2009, 2011 e 2012

passou do limite de 21 minutos. Apesar de 2009 ter sido um ano muito atıpico por

conta da queda das linhas de Itaipu que gerou uma interrupcao em diversas regioes

do Brasil, o que se pode ver e que ha uma tendencia de aumento desse indice.

Muito dessa piora de desempenho da Rede Basica de transmissao se deve a

atrasos nas obras de transmissao. Na reuniao de Dezembro de 2013 do Comite

de Monitoramento do Setor Eletrico (CMSE), foi informado que 71% das obras de

transmissao contratadas se encontram fora das datas previstas, com atraso medio de

13 meses e meio. Em relacao as subestacoes os numeros sao ainda mais alarmantes,

74% dos empreendimentos estao fora das datas previstas, com atraso medio de 8

meses.

Como apresentado anteriormente, a energia eolica e uma fonte nao-despachavel,

e necessaria uma rede suficiente para absorver a energia produzida, a fim de evitar

60

o chamado curtailment do vento e o consequente desperdıcio de energia.

4.3.4 As Eolicas no Mercado Livre

O modelo de comercializacao de energia eletrica brasileiro tem como diretrizes a segu-

ranca no suprimento de energia eletrica e a modicidade tarifaria, buscando tambem,

de certa forma, a estabilidade regulatoria e a continuidade da universalizacao do

atendimento a todos os consumidores brasileiros.

Esse modelo, em relacao a comercializacao de energia, regulamentou a existencia

de dois ambientes de contratacao no setor, o Ambiente de Contratacao Regulada

(ACR) do qual participam Agentes de Geracao e de Distribuicao de energia eletrica e

consumidores cativos5 e o Ambiente de Contratacao Livre (ACL) do qual participam

Agentes de Geracao, Comercializacao, Importadores e Exportadores de energia e

Consumidores Livres6

No Ambiente de Contratacao Regulada (ACR), os leiloes executados pela

Camara de Comercializacao de Energia Eletrica (CCEE) sob supervisao da Agencia

Nacional de Energia Eletrica (ANEEL), desenhados para garantir tanto a seguranca

de suprimento quanto a concorrencia entre os potenciais investidores de contratos

de longo prazo. Sao contratos de compra de energia de longo prazo (15, 20 ou 30

anos) entre distribuidoras e os Agentes Geradores para garantir o suprimento dos

consumidores cativos.

Ja o Ambiente de Contratacao Livre (ACL), e onde ocorrem as transacoes e

negociacoes de energia feitas diretamente entre geradores ou comercializadoras (que

atuam como intermediarios) e os consumidores livres. Neste ambiente os contratos

bilaterais sao livremente negociados entre os envolvidos.

Devido a caracterıstica hıdrica do sistema de geracao brasileiro, e necessario,

alem do ACR e ACL, um local onde as diferencas entre a energia fisicamente produ-

zida/consumida e a energia contratada sejam contabilizadas e liquidadas. Esse local

e o chamado “mercado de curto prazo”, do qual todos os geradores, distribuidores,

importadores e exportadores, comercializadoras e consumidores livres participam

compulsoriamente. Apos cada perıodo de contabilizacao (atualmente e semanal)

a CCEE mede a energia gerada (ou consumida) e a energia contratada por cada

agente. A partir daı, as diferencas existentes sao liquidadas financeiramente uti-

5Aqueles que compram energia obrigatoriamente da distribuidora que possui a concessao daarea em que se localiza.

6Consumidores cuja demanda e superior a 3 MW. Em sua grande maioria industrias, estes con-sumidores podem escolher seu fornecedor de energia eletrica. Outra classe de consumidores livres,chamados consumidores “especiais”, sao aqueles consumidores regulados com demanda acima de0,5MW e podem comprar energia diretamente de geradores renovaveis com descontos aplicadosem suas tarifas de distribuicao.

61

lizando o preco spot da CCEE, denominado Preco de Liquidacao de Diferencas7

(PLD), para valorar essa diferenca de energia.

Figura 4.8: Funcionamento do Mercado Brasileiro, ACR e ACL.

A figura 4.8 ilustra bem o funcionamento dos dois ambientes de mercado. Nela

pode-se observar o papel dos distribuidores, que atuam apenas no ambiente regulado

diretamente com os geradores, chamados de Vendedores, atraves de Contratos de

Compra de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) ou Contratos de Ajuste8. Ja

no ACL, pode-se observar o papel dos geradores e comercializadoras em negociacoes

de Coontratos de Compra de Energia no Ambiente Livre (CCEAL) e Contratos de

Compra de Energia Incentivada (CCEI) com os consumidores livres. Nota-se que,

por enquanto, os consumidores livres nao podem negociar entre si e nem com as

distribuidoras.

Por muito tempo a energia eolica obteve resultados bastante atrativos no am-

biente regulado. Porem, com um numero cada vez maior de projetos eolicos sendo

cadastrados nos leiloes, o que se observa e um aumento na competicao entre esses

empreendimentos, fazendo com que os precos sejam cada vez mais baixos. Nesse am-

biente mais competitivo muitos empreendimentos sao ofertados por precos tao agres-

sivos, o que posteriormente torna a execucao do projeto economicamente inviavel.

Contudo, por terem participado dos leiloes, eles contaminam o preco, aumentando

o desagio dessa fonte. Em 2010, no 2oLeilao de Fontes Alternativas (LFA), a ener-

gia eolica foi vendida a um valor de 167,00 R$/MWh. Em 2012, no 15oLeilao de

Energias Novas (LEN), esse valor caiu para 112,00 R$/MWh, o que ilustra o desagio

7O PLD e obtido a partir do custo marginal de operacao dos modelos computacionais, gerenci-ados pelo ONS, utilizados para a operacao energetica do sistema.

8Contratos de prazos mais curtos que os convencionais no ACR, da ordem de meses.

62

dessa fonte no ACR.[2]

Dessa forma, o Ambiente Livre se torna cada vez mais atraente para essa fonte,

uma vez que ha a possibilidade de vender energia a valores mais altos. Porem, dentro

do ACL os geradores eolicos ficam muito vulneraveis a variacao nos valores de PLD,

o que torna sua entrada no ACL um negocio de alto risco

4.3.4.1 Risco de Exposicao ao PLD

Para os empreendimentos de geracao hidreletricos existe um mecanismo de protecao

a variacao de PLD dentro do ACL, o chamado Mecanismo de Realocacao de Energia.

O MRE e um mecanismo financeiro criado para compartilhar o risco hidrologico,

uma vez que o despacho e feito de forma centralizada e nao e exatamento o gerador

que define quando e como gerar. Todos as UHEs estao dentro do MRE, e as PCHs

escolhem a cada ano se participarao ou nao do MRE. Usinas eolicas nao podem fazer

parte do MRE e, portanto, estao sempre expostas ao PLD no ACL caso sua curva

de geracao nao acompanha a curva de consumo de seus clientes.

Todo empreendimento de geracao recebe um certificado quantificando a sua ga-

rantia fısica (GF), que e a maxima demanda que um sistema pode fornecer a partir

de um criterio definido. Cada tipo de gerador tem um criterio diferente. Para as

eolicas, a garantia fısica e calculada sendo a energia que o gerador deve produzir

anualmente em, pelo menos, 90% do tempo (P90), descontando indisponibilidades

programadas e perdas previstas entre a usina e o ponto de conexao com a rede.

De maneira simplificada, um gerador pode negociar a sua garantia fısica durante

o ano. Como a geracao nao e uma funcao constante, ha perıodos onde a geracao e

maior que a sua garantia fısica negociada, permitindo que ele venda a energia extra,

e perıodos em que a geracao e menor que a garantia fısica, fazendo com que ele

compre a energia que falta. A figura 4.9 exemplifica o mecanismo do MRE.

Na figura 4.9 estao representados 4 unidades geradoras hidreletricas dentro do

MRE, e que negociaram a mesma garantia fısica, 100MWmed. As unidades U2 e U4

geraram mais do que foi negociado e as unidades U1 e U3 geraram menos. Portanto,

U1 comprou 10MW da U4 e 40MW de U2. Ja U3 comprou 10MW de U4. Fora

do MRE as unidades U1 e U3 teriam que comprar a energia pelo preco do PLD,

que hoje varia de 15,62 R$/MWh a 822,83 R$/MWh. O que o MRE permite, e que

essa energia seja negociada entre seus integrantes por valores muito abaixo desses,

da ordem de 11 R$/MWh.

Os geradores eolicos nao podem participar do MRE. Em um simples exemplo, e

possıvel demonstrar a exposicao dos geradores eolicos ao participarem do ACL.

Levando-se em consideracao uma usina eolica generica de 30MW e com fator de

capacidade de 36%, sua garantia fısica e calculada em aproximadamente 10,8MW.

A figura 4.10 mostra a curva de geracao da usina durante um ano e sua garantia

63

Figura 4.9: Funcionamento do MRE.

fısica.

Figura 4.10: Curva de geracao e garantia fısica de uma usina eolica generica. Fonte:CCEE.

Analisando-se a figura 4.10 observa-se que a usina teve uma geracao abaixo de

sua garantia fısica nos meses de janeiro a maio, enquanto, nos demais meses do ano,

gerou acima desse patamar. Importante ressaltar que o perıodo de janeiro a maio

e conhecido como perıodo umido, onde costumam ser registradas grandes vazoes

hıdricas, fazendo com que o PLD normalmente apresente valores baixos, enquanto

o perıodo de junho a dezembro e conhecido como seco, quando o PLD costuma

64

apresenta valores maiores.

Portanto em anos tıpicos essa usina estaria comprando energia em epoca de

PLD baixo e vendendo em epoca de PLD alto, o que representa uma potencial fonte

de lucro para o gerador. Porem, em perıodos atıpicos como os de 2013 e inıcio

de 2014, quando o PLD do perıodo umido foi mais alto do que o esperado, esses

empreendimentos podem ficar muito vulneraveis. O estudo de analise desse risco

para os geradores e muito importante para uma possıvel migracao do ACR para o

ACL, porem foge ao escopo desse trabalho.

4.3.4.2 Risco de Exposicao a Diferenca de PLD nos Submercados

Como apresentado anteriormente, o sistema brasileiro e dividido em 4 subsistemas.

O mercado de energia brasileiro segue essa mesma divisao e, para cada submercado,

sao calculados e definidos PLDs particulares. Quando se trata de intercambio entre

submercados, todos os empreendimentos geradores estao expostos a essa diferenca

de PLD.

De maneira simplificada, pode-se explicar essa exposicao da seguinte forma: um

gerador no submercado Nordeste contratado no submercado Sudeste, ao injetar a

potencia na rede vende essa energia ao preco do PLD do submercado do ponto de

injecao, o Nordeste. Porem, ao retirar essa eneriga no submercado Sudeste ele ne-

cessita comprar esse energia e, entao, pagar o valor do PLD desse submercado. Na

figura 4.11 pode-se observar que os PLDs dos diferentes submercados sao normal-

mente iguais, porem em outros momentos pode-se ter diferencas muito grandes, o

que deixa os geradores expostos a grandes prejuızos ou lucros. E isso que torna essa

exposicao tao arriscada. Essa e tambem uma analise de risco importante, mas que

foge ao escopo desse trabalho.

Figura 4.11: Curva dos PLDs dos diferentes submercados.

65

Os empreendimentos eolicos brasileiros estao concentrados em dois submercados,

o Nordeste e o Sul. Sao dois submercados de demanda pequena, de modo que

o grande centro de carga brasileiro e o Sudeste/Centro-Oeste. Por esse motivo,

as usinas eolicas estao mais sujeitas a necessidade de intercambio de energia para

outros subsistemas. Em anos tıpicos pode-se observar que essa diferenca de PLD

e inexpressiva. Porem, em anos atıpicos como 2014, a diferenca entre o PLD do

Nordeste e do Sudeste/Centro-Oeste foi de aproximadamente 97R$/MWh no mes

de fevereiro, uma exposicao que pode chegar a valores maiores que o proprio preco

da energia dos Contratos de Compra e Venda de Energia (CCVE).

4.4 Os Possıveis Impactos na Operacao do SIN

Nesta secao serao discutidos cada impacto apresentado no capıtulo 2, aplicados dire-

tamente ao SIN, destacando vantagens e desvantagens do sistema para a acomodacao

da maior participacao ERNCs, principalmente das eolicas, projetadas para o Brasil.

4.4.1 Estabilidade do Sistema Eletrico

No Brasil, a energia eolica ainda representa uma parcela muito pequena da energia

produzida, apenas 0,6% no ano de 2012. Para os atuais nıveis de penetracao, o fato

de a maioria das turbinas brasileiras serem antigas e de pequeno porte nao afeta de

maneira significativa a operacao do sistema. Por serem antigas, a maioria nao possui

os equipamentos nem a tecnologia necessaria para um nıvel aceitavel de controle.

O pequeno porte faz com que a inercia do gerador seja muito pequena, o que nao

contribui para a inercia do sistema.

Porem, com o aumento esperado da penetracao eolica na matriz brasileira,

deve-se garantir que as novas maquinas sejam capazes de participar ativamente

da operacao do sistema, e nao sejam apenas passivas, gerando quando a operacao

esta normal e desconectando durante perıodos de contingencia. Para isso, o Pro-

cedimento de Rede brasileiro deve exigir isso dos novos empreendimentos a serem

conectados na rede basica de transmissao.

O Procedimento de Rede em vigor ja definiu algumas exigencias para conexao

das eolicas na rede de transmissao, a fim de garantir a manutencao da estabilidade do

sistema frente a contingencias. Para controle de tensao, exige uma operacao nominal

com tensoes em 1,1 p.u. a 0,9 p.u. alem de nao poderem produzir uma variacao

maior que 5% no ponto de conexao. Exige tambem um fator de potencia, variavel

pelo operador, entre 0,95 capacitivo e 0,95 indutivo. Para evitar instabilidade de

tensao, exige que as usinas disponham de equipamentos de controle permitindo uma

capacidade de Fault-Ride-Through apresentada na figura 2.10. Para controle de

66

frequencia, exige uma operacao nominal (1) na faixa de 56,5 a 63 Hz, (2) abaixo

de 58,5 Hz durante 10 segundos, (3) entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuacao de reles de

subfrequencia e (4) acima de 61,5 Hz por ate 10 segundos. Alem disso, exige a

participacao no SEP9 com a possibilidade de desconexao automatica ou reducao da

geracao pelo controle de passo e/ou de stall.

Apesar de o Procedimento de Rede brasileiro ja cobrir alguns dos problemas para

a conexao das usinas eolicas, ainda sao muito poucas comparadas as outras fontes

e aos desafios que esta ERNC representa. Outra acao importante e a reavaliacao e

readequacao das tecnologias ja conectadas no sistema, a fim de que estas possam

contribuir ativamente para a operacao do sistema com o aumento do papel da energia

eolica no sistema brasileiro.

4.4.2 Custo de Unit-Commitment e Mercado

Na secao de 2.3.2, foram definidos 3 importantes impactos nos custos de Unit-

Commitment e Mercado. O primeiro fala do efeito da “ordem de merito”.

O Brasil, por ter um sistema hidrotermico, mas com grande predominancia de

hidreletricas apresenta um dos custos marginais de energia mais baratos do mundo.

A hidroeletricidade tem um papel predominante na ordem de merito do despacho

brasileiro, que e formada tipicamente por termicas inflexıveis na base e hidreletricas.

A geracao termica flexıvel e despachada apenas em momentos de hidrologia ruim.

Com a tendencia observada de aumento da penetracao de termicas e UHE sem re-

servatorios, a geracao termica tende a se tornar mais presente, porem a geracao hi-

dreletrica continuara a ter predominancia no despacho economico. Em consequencia

dessa caracterıstica e que o “valor da agua” (custo de oportunidade da geracao hi-

dreletrica) define o custo marginal de operacao (CMO) em praticamente 100% do

tempo, mas tambem levando em conta a perspectiva de despacho termico futuro.

A primeira vista, o aumento da geracao eolica tem o papel de reduzir a geracao

termica e, com isso, causar um impacto positivo de reducao dos CMOs. Porem,

como os modelos computacionais oficiais utilizados nao representam de maneira

detalhada a variabilidade desta geracao (tema discutido a seguir), esse impacto nao

necessariamente sera real.

Do ponto de vista da ciclagem das unidades termicas, o impacto no Brasil nao e

muito diferente do que no resto do mundo, e as consequencis comerciais podem ser

bastante severas. Isto se explica porque no Brasil a geracao termica e remunerada

atraves de contratos, onde os fatores principais na definicao dos valores remunerados

sao a disponibilidade da usina e sua garantia fısica. A partir do momento que se

aumenta o numero de ciclagem e consequentemente, aumenta o EFOR, reduz-se o

9Sistema Especial de Protecao

67

fator de disponibilidade das unidades, o que afeta tambem sua garantia fısica e, alem

de causar impactos comerciais importantes, como citado anteriormente, ainda pode

gerar penalizacoes existentes na regulamentacao do setor.

Alem do impacto na remuneracao dos geradores, o aumento dos gastos de O&M

causado pelo aumento da ciclagem de usinas que nao foram projetadas para isso,

ou cujos contratos com fabricantes nao foram firmados para esse perfil de operacao

tambem pode impactar economicamente as UTEs brasileiras.

Porem, quando se olha pelo ponto de vista da flexibilidade do sistema, o Brasil

leva vantagem em relacao a maioria dos paıses no mundo. Por ser um sistema predo-

minantemente hıdrico e ter uma operacao centralizada de todo o sistema interligado,

o sistema brasileiro apresenta uma grande flexibilidade.

4.4.3 Capacidade de Transmissao e Eficiencia

Para se ter uma boa operacao de um sistema eletrico com grande penetracao eolica,

e necessario uma malha de transmissao robusta, a fim de evitar congestionamentos

durante a operacao. Alem da rede de transmissao, e importante tambem saber ope-

rar o sistema de forma otima mesmo com a variacao constante de fluxo de potencia

introduzida pelas eolicas.

O sistema interligado brasileiro possui dimensoes continentais e e operado de

forma centralizada pelo operador nacional, o ONS. Para conseguir operar um sis-

tema tao grande e complexo, e necessario que se tenha uma rede de transmissao ex-

tensa e robusta. O SIN apresenta condicoes favoraveis para a integracao das eolicas

pelo ponto de vista da transmissao, porem existem ainda muitos pontos frageis na

transmissao, principalmente no Nordeste brasileiro, onde ha o maior potencial eolico

do Brasil. Portanto, investimentos em transmissao ainda serao necessarios.

A operacao centralizada do SIN tambem faz com que o ONS tenha vasta ex-

periencia na operacao com variacao de fluxos de potencia, devido aos intercambios

constantes entre os subsistemas, alem de falhas mais constantes devido a grande

extensao.

A rede de transmissao brasileira ainda traz outra grande vantagem para a in-

tegracao das eolicas. O fato de ter um vasta extensao territorial e ser um sistema

integrado faz com que seja possıvel a instalacao das usinas eolicas nas regioes onde

ha de fato um bom potencial eolico, sem grandes custos de novas transmissoes, alem

de contribuir com o efeito da complementariedade geografica, explicado na secao

3.2.

68

4.4.4 Reservas Operacionais

A caracterıstica hıdrica do sistema brasileiro e uma grande vantagem quando se

trata de Reservas Operacionais. Reservas operacionais hıdricas, alem de serem mais

baratas, possuem um tempo de resposta muito menor do que as termicas. Por-

tanto, olhando cruamente para o Brasil, este parece nao ser um impacto de grande

relevancia.

Porem, o que se nota no Brasil e um movimento contrario entre insercao de

eolicas e capacidade de armazenamento. Enquanto a EPE projeta um crescimento

de 8% da geracao eolica ate 2022, para a capacidade de armazenamento do sistema,

o crescimente projetado e de apenas 2%.

Esse movimento e causado principalmente pela enorme dificuldade de obter li-

cencas ambientais para a construcao de hidreletricas com reservatorio de acumulacao

no paıs. Portanto, unido ao crescimento da participacao das eolicas vem o cres-

cimento da participacao de usinas hidreletricas a “fio d’agua”, que nao possuem

capacidade de armazenamento. Entre as diversas consequencias desse novo cenario

energetico estao a maior exigencia das atuais usinas com reservatorios, o que gera

grandes alteracoes nos nıveis de reservatorios ao longo de curtos ciclos hidrologicos

e um maior despacho termico para atender a exigencias de reserva, quando nao ha

armazenamento hidraulico para tal, fato que tende a aumentar cada vez mais.

Portanto, se faz necessario estudos mais especıficos para dimensionar a real si-

tuacao das reservas operacionais do paıs e detectar as alteracoes necessarias. O

paıs possui uma grande vantagem que e o potencial hıdrico e, portanto, nao deve

desperdica-la.

4.4.5 Modelos Computacionais

Os impactos das ERNCs nos atuais modelos computacionais ja estao sendo investi-

gados a nıvel mundial, como apresentado na secao 2.3.5. Como consequencia, nao

ha um consenso sobre os requisitos necessarios as novas geracoes de ferramentas de

operacao e planejamento, para a melhor representacao das novas ERNCs, principal-

mente as variaveis como solar e eolica.

O principal modelo utilizado para definir as diretrizes do planejamento de longo

e medio prazo no Brasil e o NEWAVE. O NEWAVE representa o sistema hi-

dreletrico de forma estocastica, atraves de sistemas equivalentes (simplificacao da

representacao ideal, a individualizada), e representa as ERNC atraves de perfis de

producao determinısticos pre-definidos, nao levando em consideracao as incertezas

associadas e a possıvel correlacao com a producao hidreletrica.

Essas simplificacoes criam um vies otimista, porem nao realista, do impacto das

eolicas no planejamento do sistema brasileiro, pois ao considerar a producao eolica

69

Figura 4.12: Evolucao da capacidade de armazenamento do SIN. Fonte: EPE

“certa”, cria-se uma impressao de que quanto mais eolica no sistema, menor o custo

total de operacao. Para os nıveis de penetracao eolica que o Brasil pretende atingir,

esta abordagem nao consegue capturar os reais custos e benefıcios destas tecnologias

no sistema e pode vir a subestimar seus impactos, consequentemente subestimando

o valor das outras tecnologias despachaveis, como as termicas. Portanto, para o

caso do Brasil e possıvel identificar algumas diretrizes importantes para as novas

ferramentas.

Primeiramente, recomenda-se o aperfeicoamento dos modelos computacionais na

representacao das hidreletricas e ERNC. Para as hidreletricas e importante focar na

representacao mais individualizada do sistema, pois isto permite uma melhor cap-

tura das correlacoes e sinergias existentes entre esta tecnologia e as ERNC, apresen-

tada na secao 3.1. Para as ERNC e muito importante representar as incertezas da

producao. Portanto, sao duas importantes diretrizes a serem buscadas pelos mode-

los NEWAVE e DECOMP, utilizados para o planejamento da operacao e formacao

de precos a curto prazo na Camara de Comercio de Energia Eletrica (CCEE).

Outro ponto importante e a representacao de curto prazo. E necessario valorizar

cada vez mais o papel de modelos com enfoque no curto prazo, onde se tenha as

restricoes de unit-commitment precisamente representadas e em conjunto com as

incertezas das producoes das ERNC e hidreletricas sem reservatorio. Isto permitiria

um melhor dimensionamento de reservas operacionais e uma otimizacao do despacho

do sistema.

Ainda existem outros fatores importantes a serem considerados em termos de

70

modelagem. Existem muitos pesquisadores, em varias partes do mundo, realizando

grandes esforcos para aperfeicoamento de suas ferramentas computacionais. Alguns

desses estudos podem ser verificados nos trabalhos de [27], [29] e [34], ja citados na

secao 2.3.5.

Porem, deve-se ter muito cuidado na hora de transferir diretamente para o sis-

tema brasileiro ferramentas adaptadas de sistemas termeletricos, onde nao se tem

uma boa representacao dos processos de tomada de decisoes com incertezas (modelos

estocasticos) e multi-etapa (cronologico).

4.5 Os Benefıcios da Energia Eolica

Apesar de todos os impactos e desafios aqui apresentados, a tecnologia eolica ainda

traz diversos benefıcios para o sistema brasileiro. A primeira delas ja foi explicada

anteriormente. Devido a caracterıstica fortemente hidreletrica da matriz energetica

brasileira, a variabilidade da producao eolica, principal desafio dessa tecnologia,

pode ser mitigada com reservas operacionais hidraulicas, de resposta mais rapida

que as termicas, o que facilita sua penetracao no paıs.

Outro grande benefıcio das eolicas vem da complementariedade entre os perıodos

secos e os perıodos de ventos no paıs. O trabalho de [31] mostra que existe uma

complementariedade dos perıodos de alta producao eolica no Nordeste e perıodos de

grandes fluxos hıdricos no Rio Sao Francisco, principal rio gerador do paıs. A figura

3.3 apresentado na secao 3.1 representa bem essa complementariedade entre fluxos

de agua e ventos existente no Brasil.

Alem disso, as ERNC ajudam a reduzir os custos de transmissao, uma vez que

elas se complementam geograficamente. Enquanto o grande potencial eolico se con-

centra nas regioes Nordeste e Sul do paıs, o potencial hıdrico nao explorado se

concentra na regiao Norte. A regiao Sudeste ainda apresenta um grande potencial

para biomassa devido aos subprodutos da cultura de cana-de-acucar.

Finalmente, as usinas eolicas apresentam uma vantagem muito grande em relacao

as unidades hidreletricas de grande porte quanto ao seu tempo de construcao. As usi-

nas eolicas possuem um tempo maximo de construcao de 2 anos, contrastando com

o tempo mınimo de 5 anos de grandes empreendimentos hidreletricos. Isso se mostra

como uma boa oportunidade para lidar com as incertezas da crescente demanda do

paıs e os atrasos na obtencao das licencas ambientais de grandes hidreletricas.

71

Capıtulo 5

Conclusoes

A analise das caracterısticas da geracao eolica e de seus impactos na operacao do

sistema sao suficientes para mostrar os diversos desafios que a maioria dos sistemas

eletricos do mundo enfrentam, ou enfrentarao em um futuro proximo. Muitos paıses,

principalmente os europeus que ja tem uma experiencia maior com esses tipos de

energias renovaveis ja realizam diversos estudos a fim de melhorar o aproveitamento

e a diversificacao de suas matrizes energeticas.

Sao diversos impactos e em diversos setores, afetando todos os agentes dos siste-

mas eletricos. Foram apresentadas evidencias incontestaveis de que os paıses terao

que adotar novas praticas a fim de viabilizar e ainda por cima tirar proveito dessa

nova tendencia mundial. O mais importante para que isso aconteca, e o principal

objetivo desse trabalho e chamar a atencao dos operadores e tomadores de decisao,

especialmente do Brasil, para que ajam rapidamente a fim de que as modificacoes

necessarias no setor sejam feitas antes que os nıveis de penetracao comecem a pre-

judicar o sistema, levando a uma operacao ineficiente e menos confiavel.

O Brasil, apesar de possuir algumas vantagens para a integracao de um grande

numero de ERNCs, como na questao da flexibilidade e das reservas operacionais,

nao esta livre de desafios. A regulacao ainda esta muito embrionaria e a reducao

da expansao dos reservatorios pode vir a dificultar essa integracao em um futuro

proximo. Porem, o desafio mais importante para uma boa operacao do sistema

ainda sao os modelos computacionais utilizados atualmente, que necessitarao de um

forte aperfeicoamento.

Alem dos pontos aqui abordados, focados principalmente na operacao de um sis-

tema eletrico, as novas fontes de energia renovavel, principalmente as intermitentes

representam impactos e desafios em outros nıveis do sistema. Outros temas impor-

tantes, porem nao analisados nesse estudo e que ficam como sugestao para trabalhos

futuros sao os impactos das eolicas no planejamento da expansao e os impactos co-

merciais, alem da extensao desta analise para outras ERNC, como por exemplo a

solar.

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Integração de Geração Eólica no Sistema Elétrico: Impactos e … · 2014-03-19 ·...

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