Discussão sobre horário de verão reflete importância da flexibilidade e capacidade

Discussão sobre horário de verão reflete importância da flexibilidade e capacidade Analisar o histórico da adoção do horário de verão nas últimas quatro décadas ilustra como a matriz elétrica mudou. Por Erik Rego No último dia 16, o MME anunciou que postergará a decisão de implementação do horário de, verão para 2025, embora a NT do ONS indique que sua adoção reduziria a ponta noturna em mais de 2GW entre outubro e novembro de 2024, com economia que poderia chegar a R$ 356 milhões. Ainda assim, cria-se a expectativa de retorno em 2025, vez que se trata de uma medida que pode reduzir a demanda do leilão de reserva de capacidade em pelo menos 2 GW, trazendode economia ao consumidor R$ 1,8 bilhão por ano, segundo cálculos do Operador. E mesmo sem seu retorno neste momento, essa discussão é mais uma evidência da aceleradatransformação da matriz elétrica nos últimos cinco anos, e consequente nova (atual) operação do sistema, em que a palavra flexibilidade se junta à capacidade no centro do debate. Nesse contexto, modernização regulatória para permitir novos modelos de negócios e avanços de mecanismos de respostas de demanda para todos os consumidores ganham relevância. Analisar o histórico da adoção do horário de verão nas últimas quatro décadas ilustra como a matriz elétrica mudou. Em 1985, 90% da geração era suprida por hidrelétricas, com o restante oriundo de fonte térmica. Um sistema hidrotérmico em que o grosso das linhas de transmissão estava instalado nas regiões Sul e Sudeste. As hidrelétricas atendiam a todos os requisitos do sistema – das principais grandezas como energia e potência a outros requisitos pouco exigidos à época, como flexibilidade, controle de tensão e frequência, entre outros serviços ancilares. Isso mudou com a revolução que o setor elétrico tem vivido. A inserção maciça de usinas eólicas e solares, energeticamente mais baratas do que as tradicionais, além da oferta descentralizada ter somou ao cliente tornando-se minigerador, trocando energia com a rede. E assim, a necessidade do sistema por capacidade e flexibilidade tornou-se iminente. Em 2019, último ano de vigência do horário de verão, já se discutia inclusive se o horário de pico deveria ser alterado para o início da tarde, quando o uso de ar-condicionado era mais intenso no verão. A presença dos recursos distribuídos ainda era incipiente: a potência instalada da geração distribuída fotovoltaica somava 2,1 GW. A edição das leis 14.120/21 (que assegurou descontos nas tarifas para uso das redes de transmissão e distribuição de energia elétrica a geradores de energia) e a 14.300 (que criou o marco da GD solar), a expansão do mercado livre e da autoprodução impulsionaram a mudança da matriz dos últimos cinco anos. A capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional em dezembro de 2023 totalizou cerca de 215 GW, dos quais 47,1%de usinas hidrelétricas; 11,5% de termelétricas convencionais e nucleares; 62,6 GW (29,1%) de PCHs, usinas a biomassa, eólicas e solares; e 26,5 GW (12,3%) de Micro e Mini Geração Distribuída (MMGD). A transformação continuará. No Sumário Executivo do Plano da Operação Energética (PEN 2024, ONS) – horizonte 2024- 2028, o ONS calcula que a participação conjunta das fontes solar fotovoltaica e MMGD, que em dezembro de 2023 é de cerca de 17,5%, evoluirá para cerca de 26,3% ao final de 2028. “É importante destacar que a MMGD segue elevando sua participação no atendimento à carga do SIN, notadamente em seu horário de geração máxima, e calcula-se que esta geração tende a ser cada vez maior, com impacto não somente na carga, mas também na mudança de hábito dos consumidores que optam por esse tipo de geração”, ressalta o Operador. É nesse contexto que deve ser lida a nota técnica do ONS, disponibilizada no fim de setembro, sobre os impactos da adoção do horário de verão. A fonte solar, incluindo a MMGD, já é atualmente a segunda maior em termos de capacidade instalada do SIN. Se há cinco anos o resultado do horário de verão era inócuo, hoje o retrato é diferente. As indicações do ONS são de que, no cenário atual, o horário de verão contribui para a maior eficiência do Sistema Interligado Nacional, em especial no atendimento à ponta de carga no horário noturno, período entre 18h e 20h, quando o sistema precisa lidar com os desafios da saída da geração solar centralizada e da MMGD e o consequente aumento da demanda líquida por energia. Ainda de acordo com o relatório do Operador, a aplicação do horário de verão, em cenários de afluências críticas, poderá trazer uma redução de até 2,9% da demanda máxima. Segundo a nota técnica, a medida traria uma economia no custo da operação de até R$ 356 milhões entre os meses de outubro e fevereiro. O horário de verão não desloca o consumo simplesmente (que era sua principal “função” até sua extinção), mas o horário da geração solar e cria mais tempo para o Operador trabalhar a rampa do sistema, no fim da tarde, quando o sol para de brilhar e os pouco mais de quatro milhões de instalações fotovoltaicas param de gerar e passam a consumir energia elétrica da rede. A discussão coincide com a retomada de um programa de resposta da demanda voltado aos grandes consumidores de energia elétrica. Em 8 de outubro, dados da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia apontam que houve redução de 260 MW no consumo de energia elétrica para suprimento no momento de ponta do sistema. O programa teve as regras aprimoradas em outubro de 2022 pela Agência Nacional de Energia Elétrica. Cabe frisar que mecanismos de resposta da demanda precisarão ser ampliados e abranger um universo muito maior que o atual, restrito aos grandes consumidores. Hoje 60% do mercado de energia elétrica está no mercado cativo e não tem ferramentas em mãos para responder às oscilações da matriz elétrica, uma questão que ganhará importância em um momento em que as mudanças climáticas influenciarão cada vez mais o setor. E o principal mecanismo de resposta da demanda é o correto sinal de preço, além de

Há necessidade de revisitar os critérios de suprimento? Critérios de suprimento são um tema árido, mas com impacto sobre o bolso dos milhões de brasileiros e sobre a contratação futura de energia elétrica. Por Erik Rego Há pouco mais de 5 anos, quando estava na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), órgão estatal responsável pelo planejamento do setor energético, escrevi em coautoria o texto: “Por que queremos novos critérios de suprimento?”. Naquele momento, a motivação para a adoção denovos critérios era preparar o setor para a mudança da matriz de energia elétrica, cuja transformação hoje todos já estão cansados de ler. Agora o tema volta à discussão. Critérios de suprimento são um tema árido, mas com impacto sobre o bolso dos milhões de brasileiros e sobre a contratação futura de energia elétrica. A Consulta Pública 175, anunciada pelo governo federal e encerrada em 18 de outubro, se refere à minuta de portaria com revisãodos parâmetros utilizados para garantia de suprimento de potência no sistema elétrico brasileiro. O governo federal discute a alteração dos parâmetros, “tendo em vista as mudanças significativas que o sistema elétrico vem atravessando, sobretudo na composição de sua matrizde geração, além dos efeitos de eventos climáticos severos, o MME identificou a pertinência de revistar os parâmetros de riscos no planejamento do suprimento de potência no Sistema Interligado Nacional, isto é, a capacidade.” Até 2019, os Planos Decenais de Energia buscavam não apenas limitar o risco de déficit, mas fazê-lo a partir de uma perspectiva econômica. Assim, a otimização econômica se dava por meio da equalização entre o custo marginal de expansão e o custo marginal de operação, seguindo aresolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), nº 9, de 2008. A partir de um levantamento das melhores práticas internacionais, como bem detalha o “Relatório do Grupo Temático Critérios de Garantia de Suprimento”, de julho de 2019, disponível no site da EPE, buscou-se avaliar as referências em uso em países com predominância degeração hidrelétrica para a seleção tanto das métricas quanto dos parâmetros de segurança do sistema pela EPE. A partir desse levantamento, novos critérios foram incorporados ao planejamento da expansão com a publicação da Resolução CNPE nº 29/2019. Assim, requisitos de energia e potência do sistema passaram a serem dimensionados a partir desta metodologia no PDE. A metodologia, além de ser aplicada no Plano que serve como um orientador da oferta e demanda do país, é ainda utilizada para calcular e recomendar ao MME a demanda dos Leilões de Reserva de Capacidade – LRCAP. E similar a 2021, o ano de 2024 também é de severa escassez hídrica. O grande desafio é o de atendimento da capacidade de potência, uma vez que a grande parte da matriz foi planejada, contratada e executada sob os antigos critérios de suprimento, quando apenas o requisito deenergia era dimensionado. sso significa que os desafios deste ano, assim como os de 2021, não devem orientar decisões de longo prazo. Em outras palavras, restringir os parâmetros dos critérios de suprimento, como sugere a CP 175 (que altera os parâmetros do critério de atendimento à potência), em função dos desafios enfrentados pelo Operador com matriz que foi planejada sem o requisito de potência, tenderá a representar aumento de custo desnecessário ao consumidor. Essa discussão foi tratada pela “NT EPE: Escassez Hídrica em 2021 Diagnóstico e Oportunidades para o Planejamento da Expansão da Oferta de Eletricidade”, publicada em 2023, cujo item “2.2.3 A confiabilidade sistêmica e o ‘risco zero’” procura explicar que não existe risco zero e que adimensão de risco utilizada é aquela que procura equilibrar segurança e custo. Na Nota Técnica, são usados alguns cenários de expansão da matriz com critérios mais restritivos. Para a situação de ‘risco zero’ (caso C3), seria preciso contratar a capacidade adicional de até 47,0 GW, issosignificaria custo total incremental a ser pago pelos consumidores de cerca de R$ 35,8 bilhões /ano, considerando a soma dos custos de investimento e operação. Logo, em 20 anos de contrato, o consumidor arcaria com R$ 716 bilhões. O cálculo descrito no parágrafo anterior foi feito para chamar a atenção quanto ao absurdo de querer planejar um sistema sem risco. Entretanto, no meio do caminho, entre o hoje e o absurdo, surge a CP 175 propondo a redução dos parâmetros dos critérios de suprimento. A mesma NT jáfaz as recomendações para melhorar a segurança do sistema com eficiência econômica, que em resumo, passam pela aplicação dos critérios de suprimento vigentes (Resolução CNPE nº 29) – sem redefinição de seus parâmetros, representação das restrições operativas hidráulicas eampliações e reforços dos sistemas de transmissão. Com relação à representação hídrica, também não se pode deixar de considerar a necessidade de planejar cenários de afluência piores que os da média histórica, uma vez que a modelagem das vazões afluentes de médio prazo considera cenários de vazões provenientes de modelos queconvergem para a média histórica, trazendo um cenário otimista. Um claro exemplo disso é o fato de o SIN ter realizações de vazões abaixo da média histórica em oito dos últimos dez anos. Análises de sensibilidade já vêm sendo feitas tanto pelo PDE como pelo Plano da OperaçãoEnergética – PEN do ONS. Ainda antes de pensar em alterar parâmetros, o equacionamento do binômio segurança-custo não pode ser avaliado somente pelo lado da oferta. É preciso, cada vez, atuar pelo lado da demanda, o que significa melhorar o sinal de preços (não necessariamente mudar para preço poroferta, mas corrigir limitações como o fato de o preço não ser o realizado, mas o estimado), ampliar e aperfeiçoar resposta da demanda, e, quando necessário, poder fazer atuações regulatórias como do horário de verão, cuja Nota Técnica do ONS (já discutida no texto publicadonesta coluna: “Discussão sobre horário de verão reflete importância da flexibilidade e capacidade”) indica que sua adoção pode reduzir em até 3GW a necessidade do leilão de reserva de capacidade. O sistema dos próximos anos é formado por recursos energéticos distribuídos ecentralizados com geração despachável e não despachável, tornando “integração” e “flexibilidade” as palavras chaves para entender esse