Impacto das Térmicas Inflexíveis para a Geração Eólica

• Por Felipe Gonçalves

O Brasil tem grande expectativa com o crescimento da oferta de gás natural, em especial, o gás associado dos campos do Pré-Sal, inadequado a uma demanda variável. Assim, a indústria petroleira tem olhado apaixonadamente para a geração termelétrica inflexível defendendo a inserção de térmicas a gás natural na base da carga do sistema.

Diante da informação de que a demanda do setor elétrico por gás inflexível não é relevante, os produtores do combustível fóssil têm argumentado que uma política energética integrada traria benefícios que justificam a elevação do custo da eletricidade para os consumidores.

Mas o aumento do custo médio da energia elétrica não é o único nó dessa trama a ser desatado. Optar pela inserção de térmicas inflexíveis no setor elétrico leva ao deslocamento de fontes renováveis com importantes impactos econômicos como os que seriam observados tanto na expansão quanto na operação da geração eólica.

O Plano Decenal de Expansão[1] para o horizonte de 2030, produzido pela EPE, indica a expansão de fontes renováveis variáveis em conjunto com termelétricas totalmente flexíveis como a alternativa de menor custo total para o atendimento aos requisitos do sistema.

No mesmo relatório, uma análise dos impactos da expansão de térmicas na inflexível[2] aponta que, no caso de um acréscimo forçado de 4.000 MW (1.000 MW/ano de 2027 a 2030) desta tecnologia, mais de 10.000 MW de outras tecnologias seriam substituídos, a se destacar o efeito na fonte eólica. Caso a inclusão fosse de 8.000 MW, essa alternativa acarretaria na redução de cerca de 18.000 MW de capacidade instalada em renováveis. Seriam menos 12.000 MW em usinas eólicas e 3.500 MW fotovoltaicas, tecnologias com custo variável de operação nulo.

O deslocamento relevante da geração de fontes renováveis observado nesses casos ocorre pelo fato da geração termelétrica inflexível passar a atender além do requisito de potência do sistema, também o de energia.

Figura 1: Capacidade instalada deslocada pela inserção de Térmica Inflexível (1.000 MW; e 2.000 ao ano de 2027 a 2030) Fonte: PDE 2030 (EPE, 2021)

A análise da EPE indica ainda que incluir térmicas inflexíveis por meio de uma política energética levaria a um custo adicional de expansão e operação de R$ 4,4 bilhões para o caso de inserção de 1.000 MW/ano, e R$ 6,6 bilhões no caso de 2.000 MW/ano. Mas, essa é apenas uma parcela da conta que se espera ser absorvida para viabilizar a demanda firme de gás natural pelo setor elétrico.

Qual o impacto para a cadeia produtiva da geração eólica no Brasil da estratégia de reduzir praticamente a zero a construção de novas plantas entre 2027 e 2030?

Além de reduzir as emissões de CO₂ pelo setor elétrico, as usinas eólicas promovem economicamente os locais onde são instaladas, sendo em sua maior parte no Nordeste brasileiro, região carente de alternativas para seu desenvolvimento econômico.

Estudo contratado pela ABEEólica[3] estimou que, entre 2011 e 2019, as economias das regiões Nordeste e Sul foram impactadas em um total de R$ 262 bilhões devido ao efeito multiplicador[4] dos R$ 66,9 bilhões investidos em parques eólicos. Os municípios que abrigaram os empreendimentos tiveram maior crescimento econômico, total e per capita, quando comparados a outras cidades de mesmo porte nessas regiões.

O estudo estimou para esse período uma arrecadação de R$ 22,4 bilhões em tributos relacionados aos aproximadamente 14 GW de acréscimo na capacidade instalada da fonte eólica no SIN. Foram agregados R$ 11,8 bilhões em arrecadação de ICMS e R$ 1,9 bilhão em IPI.

No que se refere ao IDHM, os municípios tiveram uma melhora na performance de 20,19%. Já o PIB municipal aumentou 21,15% em média, com uma melhora de 19,69% para o PIB municipal per capita. Os impactos econômicos chamam ainda mais atenção quando consideradas as oportunidades de rendas para famílias, vindas do arrendamento de sítios para instalação dos parques, e pelo grande número de empregos diretos e indiretos observados em toda cadeia de fornecedores e prestadores de serviços.

Ressalta-se ainda que o Brasil conta com uma robusta cadeia de fornecedores nacionais e estrangeiros atraídos por meio de políticas públicas que incentivaram a geração de energia eólica no país, como a política de conteúdo local implementada pelo BNDES e aquelas associadas ao Plano Nacional de Desenvolvimento (PDE).

A capacidade produtiva total dos fornecedores de aerogeradoes instalados no Brasil vem se mantendo, nos últimos anos, em torno de 1500 unidades ou aproximadamente 3500 MW/ano[5].

Assim, uma política energética disposta a inserir geração térmica na base, em detrimento da expansão da geração eólica, deverá estar atenta também para os impactos que tal estratégia traria para a cadeia de fornecedores, ora instalada no país.

Tabela 1: Número de empresas nos segmentos da cadeia produtiva de usinas eólicas. Fonte ABDI; FGV

Além dos impactos na expansão, assumir a obrigação de geração térmica na base também impacta a operação da geração eólica por reforçar a ocorrência do fenômeno chamado Constrained-off.

O Constrained-off de usinas ocorre pela redução da geração por meio de despacho do operador, desviando a programação diária planejada devido a (i) indisponibilidade de equipamentos dos sistemas de transmissão; e (ii) critérios operativos associados à confiabilidade eletroenergética.

A geração frustrada impede o gerador de atender seus contratos por meio da geração de suas próprias unidades, o que tem levado os agentes de geração eólica a pleitearem a disciplina dessa questão por parte da ANEEL[6], estabelecendo compensação financeira para restrições operativas que impeçam sua geração.

Em 2019[7], foi realizada Audiência Pública MME n° 34/2019 para obter subsídios quanto ao aprimoramento do Relatório de Análise de Impacto Regulatório[8] relativo aos procedimentos e critérios para apuração da restrição de operação por Constrained-off de usinas eólicas. A regulação do tema ainda carece de divulgação e o setor aguarda a sua publicação ainda neste ano, conforme Agenda Regulatória da ANEEL 2020/2021.

Apesar da situação atual não representar grandes impactos associados às térmicas inflexíveis, o ano de 2020 deu uma amostra do potencial desse fenômeno em situações onde a oferta de geração por fontes renováveis conjugada a um portfólio de térmicas inflexíveis se coloca diante de uma redução extemporânea da carga.

Após um ano onde as ocorrências de Constrained-off de eólicas no Nordeste têm chamado a atenção, importantes eventos foram observados diante da redução da carga advinda da queda na atividade econômica causada pela pandemia de Covid-19. Em junho de 2020, a combinação de geração eólica acima do previsto, restrições de intercâmbio e a obrigatoriedade de geração térmica por inflexibilidade contratual no Nordeste promoveu a geração eólica frustrada em 50.115 MWh[9], com destaque para o dia 14 de junho quando cerca de 29.000 MWh foram restringidos nesse subsistema.

Figura 2: Geração eólica frustrada em junho 2020. Fonte: Relatório de Acompanhamento da Redução de Geração por Razões Energéticas ONS Jun/2020

O fenômeno da geração frustrada não é exclusividade tupiniquim. A expansão da geração renovável na matriz elétrica em países da Europa, como a Alemanha, com importante participação de geração totalmente inflexível (ex.: nuclear), tem elevado o corte (curtailment) de geração eólica e alcançado períodos de preços negativos de energia^[10].

O Estado Americano da Califórnia tem observado volumes expressivos de corte de geração em consequência do crescimento das fontes renováveis[11]. Com a expectativa de ocorrência mais frequente do excesso de oferta, o CAISO (Operador do Sistema na Califórnia) está ampliando o portfólio de soluções para reduzir os impactos desse fenômeno. Entre o leque de soluções está a redução de geração inflexível de fontes convencionais.

Suite of Solutions – California Energy Commision (2017)

Figura 3: Elenco de soluções exploradas pelo CAISO para minimizar geração renovável frustrada, onde figura a redução da geração mínima inflexível. Fonte: California Energy Commission, 2017[12]. 

Em que pese a importância de soluções integradas para o aproveitamento do grande potencial do gás natural nacional na matriz, é importante considerar os impactos econômicos desta alternativa, que transcende o custo variável ou de investimento da geração térmica inflexível.

Os produtores de gás natural devem absorver a informação de que a demanda firme do setor elétrico para seu produto é reduzida e que é necessária a aplicação de maiores esforços para expansão das demandas dos segmentos industrial, comercial e de transportes (incluindo marítimo/cabotagem). Reduzir a participação relativa do setor elétrico em relação a esses mercados é uma saída complexa, porém mais sustentável e aderente a um plano econômico de redução de subsídios.

[1] Versão apresentada para Consulta Pública PDE 2023 (CP MME nº 101/2020). Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/plano-decenal-de-expansao-de-energia-2030.

[2] As premissas consideraram preço do gás natural à 4.00 US$/MMBtu, entregue nas usinas e uma inflexibilidade média anual de 80%.

[3] Impactos Socioeconômicos e Ambientais da Geração de Energia Eólica no Brasil. GO Associados. São Paulo. 2020. Disponível em: http://abeeolica.org.br/wp-content/uploads/2020/10/ABEE%C3%B3lica_GO-Associados-V.-Final.pdf

[4] Os chamados efeitos multiplicadores incluem os efeitos diretos e indiretos dos investimentos, somados àqueles que decorrem do aumento da massa salarial da população, que passa a consumir bens e serviços em maior quantidade.

[5] Atualização do Mapeamento da Cadeia Produtiva da Indústria Eólica no Brasil.  http://inteligencia.abdi.com.br/wp-content/uploads/2017/08/2018-08-07_ABDI_relatorio_6-1_atualizacao-do-mapeamento-da-cadeia-produtiva-da-industria-eolica-no-brasil-WEB.pdf

[6] As ocorrências de Constrained-off fogem da previsibilidade dos investidores e geradores, impedindo que este risco seja previamente precificado para a elaboração de uma estratégia de mitigação de risco.

[7] Após a Consulta Pública nº 08/2018, subsidiada pela Nota Técnica nº 54/2018 SRG/SRM-ANEEL.

[8] Relatório de AIR n° 001/2019-SRG/ANEEL (tendo anexa a Nota Técnica nº 147/2018-SRG/ANEEL).

[9] Relatório de Acompanhamento das Reduções de Geração por Razões Energéticas – ONS – Junho/2020.

[10] Preços negativos ocorrem em curto espaço de tempo, e são alcançados em situações de excesso de oferta, onde fontes convencionais inflexíveis preferem recompensar o consumidor devido a inviabilidade econômica de assumir os custos associados à modulação de sua potência.

[11] Em abril de 2020, o CAISO registrou o corte de 320.000 MWh de geração eólica e solar. Dados disponíveis em: http://www.caiso.com/informed/Pages/ManagingOversupply.aspx.

[12] Renewable Integration: Unlocking Dividends – Apresentado por Rothleder, M. no IEPR Workshop (Maio, 2017). Disponível em: http://www.caiso.com/Documents/RenewableIntegrationUnlockingDividends.pdf