Sistemas Elétricos de Potência – SEP são sistemas dos quais se exige grande disponibilidade, confiabilidade e segurança; por esta razão, são estruturas extremamente complexas, que envolvem investimentos de muito alto valor, e com tempos de maturação longos; São monopólios naturais, uma vez que a competição entre sistemas em uma mesma área geográfica levaria à perda de eficiência e racionalidade econômica. Assim, e não por outra razão, são entendidos como um serviço público, concedido à exploração pela iniciativa privada, e fortemente regulado pelo poder concedente. 

As concessões são de longa duração, normalmente 30 anos, tempo comparável à vida útil dos ativos, e também período durante o qual estes são amortizados. Ao concessionário cabe operar e manter o sistema em condições operativas adequadas, atendendo os requisitos de disponibilidade, qualidade e confiabilidade definidos pelo poder concedente. 

Especialmente no caso das concessões de Distribuição, cabe ainda ao concessionário fazer as projeções de carga, ou previsões de demandas futuras, de várias formas. Em primeiro lugar, do ponto de vista energético, deve informar ao Regulador e ao Planejador nacionais (este último, algumas vezes exercido pelo ONS – Operador Nacional do Sistema) as projeções de consumo de energia em um horizonte futuro de 5 anos, que vão orientar os leilões de energia A-5 (lê-se “A” menos 5). 

Os Leilões de Energia são o mecanismo que a EPE (Empresa de Pesquisa Energética, do MME) utiliza para propor ao mercado a oferta de energia (através da construção de novas usinas ou venda de energia de usinas existentes descontratadas) em um momento futuro. A energia comprada compõe uma cesta de energia, que é repassada às Distribuidoras, na proporção de suas projeções de consumo informadas, ao preço médio da energia da cesta. Por esta razão, os leilões são sempre para entrega futura, variando o prazo de entrega da energia de acordo com sua fonte; por exemplo, energia hidroelétrica nova participa de leilões A-5 (o leilão é feito agora, para entrega daqui a 5 anos), enquanto que energia térmica participa pode participar de leilões A-5 e A-3. Leilões A-1 e A-0 são leilões de ajuste, apenas para “casar” sobras de geradores com possíveis demandas de curto prazo de Distribuidoras. 

Em segundo lugar, do ponto de vista de demanda, As Distribuidoras devem informar ao ONS o carregamento (demanda) previsto em cada Ponto de Conexão à Rede Básica, e firmar contratos de Conexão baseados nestas projeções. Os contratos contêm penalidades severas para uma eventual sobrecarga em algum Ponto de Conexão. 

Em terceiro lugar, as previsões de consumo (energia) devem orientar as Distribuidoras nos leilões de energia, que também são feitos com 5 anos de antecedência (há leilões de ajuste com prazos menores). Uma contratação “a maior” que a realização do mercado fará com que a Distribuidora arque com os custos adicionais (ou seja obrigada a vender o excedente no Mercado Livre) a um preço bastante inferior ao dos contratos de longo prazo (se há abundância de energia, é esperado um preço mais barato). Uma contratação “a menor” que a realização do mercado pode expor a Distribuidora ao “Mercado Livre”, sendo obrigada a adquirir a energia faltante em leilões de curto prazo (se há escassez de energia, é esperado um preço mais levado) ou mesmo no mercado de curtíssimo prazo, ao valor de PLD (preço de liquidação de diferenças). O custo da energia comprada nestas situações não é repassado integralmente ao consumidor (há regras claras para tal, mas não é objeto deste texto explica-las aqui), levando a Distribuidora a custos adicionais não previstos na tarifa

Em quarto lugar, a Distribuidora, ao operar uma concessão, obriga-se a atender ao seu mercado sem restrições. Isto significa que ela deve realizar as obras de expansão necessárias para atender ao seu mercado presente e, como são obras razoavelmente demoradas, projetar as demandas futuras e realizar as obras de expansão que permitam o atendimento ao mercado futuro sem restrições. A incapacidade de atender ao mercado gera penalidades que se traduzem em perdas financeiras para a Distribuidora. 

Por outro lado, uma vez que o custo dos investimentos é repassado à tarifa, o Agente Regulador (Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL) desenvolveu regras de “prudência” de investimentos. Isto significa que uma concessionária de Distribuição deve construir as redes necessárias (e apenas as necessárias) ao atendimento de seu mercado futuro (o que caracteriza o investimento prudente), e investimentos “em excesso” podem resultar em “glosa” (não reconhecimento pelo regulador na tarifa). 

Imagino que os parágrafos acima já tenham dado uma compreensão da importância, da extensão e dos desafios do Planejamento dos Sistemas Elétricos. Entretanto, ao longo de décadas, as empresas de energia desenvolveram a competência necessária ao planejamento de mercado e de redes, convivendo razoavelmente bem com os desafios acima listados. 

Baseados em projeções de crescimento do PIB, de crescimento demográfico e outros dados de entrada, é possível projetar consumo e demanda com razoável precisão. A menos que algo muito grave ocorra, como uma crise hídrica sem precedentes ou uma recessão brutal (que pudemos, ambas, experimentar no passado recente), as projeções de carga e demanda funcionam com razoável precisão. Ou funcionavam! 

Alguns fatores vieram trazer mais incerteza ao processo. Novas tecnologias ligadas ao consumo de energia, como Eficiência Energética (menor consumo de energia para um mesmo nível de conforto), novos hábitos de consumo (forma de uso da energia ao longo do dia), a Geração Distribuída (GD) e o Armazenamento de Energia vieram “perturbar” o cenário de relativo conforto em que operavam (e planejavam!) as Distribuidoras. 

Novas tecnologias de uso de energia, como por exemplo lâmpadas LED e eletrodomésticos mais eficientes, têm reduzido o consumo residencial médio. Da mesma forma, acontece nos escritórios, no comércio e até na indústria. Mas o maior impacto vem do rápido crescimento da GD, e virá, em breve, dos sistemas de armazenamento de energia. A GD, sobretudo fotovoltaica, e a popularização das “Microrredes” trarão vários impactos ao Planejamento das Distribuidoras. Microrredes (Microgrids), são sistemas de distribuição de energia contendo cargas, fontes (GD), sistemas de armazenamento, e sistemas de gestão e controle das cargas, que podem ser operados de forma controlada e coordenada com a rede elétrica pública, enquanto a ela conectados, mas também operar em ilhamento (desconectados da rede pública). 

Uma vez que a energia fotovoltaica só é produzida enquanto há luz solar, a ANEEL, ao regulamentar o tema em 2012, através da Resolução Normativa 482/2012, criou a figura da “Compensação”. O sistema de compensação nada mais é do que um armazenamento virtual da energia solar. O autoprodutor – cliente que dispõe do seu próprio sistema de geração de energia – envia a energia para a rede elétrica nos momentos em que seu consumo é inferior à geração (normalmente nas horas ensolaradas do dia) e usa a energia da rede elétrica nos momentos em que não há luz solar (normalmente à noite). A concessionária contabiliza a energia consumida – exatamente como em um cliente convencional – e abate dela a energia produzida pelo cliente, que só paga a diferença. Assim, a rede elétrica funciona como um armazenamento virtual gratuito para a energia produzida durante o dia e consumida à noite. 

Caso o balanço entre o consumo e a produção seja negativo, isto é, o cliente autoprodutor tenha produzido mais energia que o seu consumo, ele pode escolher entre “armazenar” o crédito de energia para abater em um próximo mês (os créditos de energia valem por até 60 meses) ou utilizá-lo em outra unidade consumidora de mesma titularidade (mesmo CPF ou CNPJ) da mesma área de concessão. 

Sistemas de Armazenamento de Energia são um requisito básico para a caracterização de uma Microrrede e permitirão, em breve, que o cliente opte por carregar suas baterias durante a madrugada, ou a partir de uma GD, durante o dia, para utilizar a energia no horário de ponta, onde haverá um sinal tarifário proporcional ao custo marginal de expansão da rede elétrica. Neste caso, o efeito será benéfico sobre a expansão das redes, reduzindo investimentos, mas poderá ter impactos ainda pouco avaliados sobre a contratação de energia. 

Estamos no limiar de importantes mudanças na forma como produzimos, compramos e consumimos a energia elétrica. A crescente eficiência energética de equipamentos, a redução de custos e crescente penetração dos sistemas de GD (fundamentalmente sistemas solares fotovoltaicos) e a redução de custos esperada para os Sistemas de Armazenamento de Energia terão papel importante na viabilização do consumidor “off-grid” (desconectado da rede pública de energia), ou o consumidor que obtém serviços da rede elétrica pública, como controle de tensão e frequência, continuidade, back-up de energia, mas não necessariamente energia. A ação conjugada destes fatores deverá produzir nas redes elétricas um impacto semelhante ao que as redes de telefonia celular móvel produziram nos sistemas de telefonia fixos. 

Então, o que se vê é que foram adicionadas novas variáveis ao problema; variáveis que só poderão ser corretamente abordadas de forma probabilística, uma vez que os fenômenos envolvidos têm esta natureza, quais sejam: 

  1. A decisão por instalar sistemas de GD e/ou de armazenamento de energia, assim como optar por equipamentos mais eficientes, pertence exclusivamente ao consumidor, e as Distribuidoras não podem limitar ou interferir nesta decisão. No mundo, a ampla penetração da geração solar fotovoltaica já é uma realidade; segundo dados da Bloomberg Finance (New Energy Outlook 2017) a capacidade instalada em painéis solares deve multiplicar-se 14 vezes até 2040 e os painéis solares em telhados de consumidores devem responder por 20% da geração de eletricidade no Brasil, dados que se encaixam bastante bem nas projeções que faz a EPE para o mesmo tema. Números nada desprezíveis! 
  2. O nível de produção da GD depende da radiação solar; dias nublados praticamente não produzem energia solar fotovoltaica. E ainda que seja perfeitamente possível estimar-se a produção anual de um conjunto de placas fotovoltaicas, é seguro que não se pode estimar com antecedência típica do planejamento elétrico o dia que será ensolarado ou nublado. Pode-se inclusive afirmar que, em um dado local, há anos mais ou menos chuvosos e mais ou menos ensolarados. 
  3. Em algum momento do futuro não muito distante veremos ao lado da crescente penetração da GD – solar fotovoltaica – a adoção de tecnologias de eficientização energética (como lâmpadas LED) e ainda a penetração de sistemas de armazenamento de energia. Tudo isto, conjuntamente, levará à natural organização do sistema elétrico em microrredes, pequenas porções de sistemas elétrico capazes de operar em ilhamento, isto é, desconectadas da rede elétrica pública e que poderão apresentar-se ao SEP ora como carga, ora como fonte (ou recurso). 

Tudo isto alterará de forma definitiva e irreversível a forma como aos consumidores utilizam a energia elétrica e, sobretudo, a forma como engenheiros e planejadores pensam, planejam e investem no sistema elétrico. É certo que engenheiros e planejadores do Sistema Elétrico terão que incorporar este novo requisito aos seus estudos de Planejamento, desenvolvendo o conhecimento necessário, e a ANEEL terá que rever seus critérios de formação de preços e de tarifas para incorporar este aumento do número de variáveis e de incertezas na regulação. De uma visão determinística, passaremos a uma abordagem mais probabilística, que requererá a adoção de novos métodos de previsão e gestão de riscos e incertezas.

Alexandre Bueno é engenheiro eletricista com especialização em Gestão de Negócios; é pesquisador em energia elétrica, especialista em geração distribuída e armazenamento de energia; é Diretor de Pesquisa e Desenvolvimento da ABAQUE – Associação Brasileira de Armazenamento e Qualidade de Energia e pesquisador do Instituto Senai de Inovação.

Foto: Matthias Zomer under CC0 License

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