Estudos feitos para o Chile podem ajudar Brasil na inserção da eólica e solar, aponta PSR

Os benefícios da redução dos custos de investimento da geração eólica e solar trouxeram além dos ganhos econômicos e ambientais, preocupações para operadores, planejadores e reguladores dos países onde essas fontes estão em franca expansão. E o Brasil não está fora dessa tendência. De acordo com a consultoria PSR, parte dos resultados de estudos feitos para o Chile no sentido de acomodar essa geração de fontes não controláveis e produção variável pode ser aplicado ao mercado local para subsidiar estudos em andamento que estão em desenvolvimento pela GiZ e o Instituto Escolhas, além de contribuir para as discussões destes temas por parte de agências governamentais, investidores, associações, instituições de pesquisa e consultores.

A PSR apresentou em sua publicação mensal Energy Report a metodologia detalhada de um estudo que desenvolveu para a Asociación de Generadores (AG) do Chile. A entidade divulgou os resultados do estudo que foi motivado pela grande competitividade econômica das fontes solar fotovoltaica e eólica nos anos recentes, e visava ainda contribuir para a tomada de decisão relacionada com as mudanças de critérios e regulamentação sobre este tema, tanto do Ministério de Energia como da Comisión Nacional de Energia (CNE) daquele país.

O estudo para o país sul americano antecipa vários temas relevantes para a inserção renovável no Brasil, tais como o aperfeiçoamento da reserva de geração, a expansão integrada geração e reserva, a modelagem integrada de vazões e eólicas, bem como a simulação probabilística com resolução horária e cálculo dos custos de flexibilidade.

Em geral apontou a PSR, as preocupações das autoridades estão na definição de novos critérios de cálculo da reserva de geração que levem em conta as características probabilísticas e dinâmicas destas fontes. E aponta que os requisitos de reserva calculados podem ser atendidos ao construir equipamentos de reserva, tais como geradores a ciclo aberto, pumped storage ou baterias e ao utilizar a geração existente, como hidrelétricas e térmicas de resposta rápida nessa função de reserva.

De acordo com consultoria, ambas as maneiras têm custos associados que são os montantes de investimento em nova capacidade e o aumento do custo operativo do sistema devido à transferência de recursos de geração para a reserva, bem como, os custos de O&M dos equipamentos devido a um  acionamento mais frequente. Na avaliação dos consultores brasileiros é necessário desenvolver um modelo de otimização para determinar qual é a melhor combinação de ambas maneiras. A outra preocupação que completa o tripé dessa equação é determinar a maneira mais eficiente e justa de alocar os custos totais, aí nessa conta entram investimento, operação e O&M resultantes.

A consultoria relata em sua publicação que além dos desafios técnicos como dimensionar a reserva e otimizar os investimentos nesses equipamentos ante o aumento do custo operativo, havia a preocupação de ajustes regulatórios e alocação dos custos correspondentes, que passaram a ser conhecidos como custos de flexibilidade, da maneira mais justa e eficiente possível.

“Além do maior número de partidas e paradas das unidades térmicas, também se observam  a redução do fator de capacidade médio das usinas, a operação com baixo nível de eficiências, muitas vezes no mínimo técnico, maiores exigências de rampa no aumento e redução da geração e aumentos dos requisitos de reserva”, relacionou a PSR. “Ao contrário do que talvez se imagine, a reserva não protege o sistema contra a variação da produção total das renováveis, e sim contra as diferenças entre esta produção e a previsão da mesma”, acrescentou.

Ao avaliar a geração residual, resultado da demanda menos a geração solar e eólica ao longo de um dia para duas estações do ano naquele país, destacou a PSR, observou-se que a taxa de variação horária desta geração residual é bastante acentuada, o que dá uma ideia do estresse operativo no sistema. Esta operação, apontou, onera o proprietário da usina por manutenções mais frequentes e deveria ser compensada. E é a estimativa desta compensação é conhecida como custo de flexibilidade, calculado a partir dos dados operativos horários de cada gerador do sistema.

A PSR ressaltou que há um consenso no Chile de que os custos de flexibilidade devem ser ressarcidos. A questão é, portanto, quem vai pagar esses valores. Embora a metodologia ainda esteja sendo discutida, a tendência é adotar o chamado princípio da causalidade, que é alocar os custos a quem os causa. Apesar de parecer óbvio, a tendência é de transferir esse custo ao consumidor, como é feito no Brasil. Ao se fazer desta forma, avaliou a consultoria, distorce a competitividade relativa dos geradores e, portanto, pode levar a ineficiências na expansão.

“Um exemplo conhecido de distorção no Brasil é a falta de um sinal locacional de transmissão minimamente significativo. Devido a deficiências metodológicas, a parcela “selo” (não locacional) corresponde a quase 90% do pagamento da transmissão. Este é um caso típico em que o rabo (selo) abana o cachorro (locacional)”, descreveu.