Novo papel das termoelétricas na matriz elétrica brasileira

Por Nivalde de Castro, Roberto Brandão e Pedro Vardiero.

O artigo foi publicado pelo serviço de informação Broadcast da Agência Estado de São Paulo em 17 de janeiro de 2018 (Clique aqui acessar o PDF).

O desenvolvimento do Setor Elétrico Brasileiro (SEB) no século XX foi centrado em usinas hidroelétricas (UHE) com reservatórios e grande capacidade de regularização da oferta, constituindo um sistema eficiente e impar em termos mundiais. Uma característica derivada desta configuração é a utilização das UHE na prestação dos chamados serviços ancilares, imprescindíveis para se manter o equilíbrio dinâmico e em tempo real entre demanda e oferta de energia elétrica.

A partir de 2004, o perfil da matriz elétrica brasileira começou a se alterar estruturalmente em função de dois drivers. O primeiro é o fim da construção de UHE com reservatórios, por imposição da legislação ambiental. As novas usinas construídas não possuem mais reservatórios e são do tipo fio de água, como Jirau, Santo Antônio, Belo Monte, etc. O segundo driver é a expansão da geração priorizar duas novas fontes renováveis e intermitentes: eólica e solar.

A conjunção desses dois drivers determina um novo paradigma para a operação do SEB, com o aumento da geração elétrica não controlável e uma maior exposição aos efeitos da sazonalidade das chuvas e da intermitência do sol e dos ventos.

Como resultado deste novo paradigma, será cada vez mais difícil ajustar a oferta à demanda utilizando-se apenas as UHE. Atualmente, as usinas termoelétricas (UTE) já estão sendo acionadas para realizar o acompanhamento da carga e para compensar a intermitência dos parques eólicos, sobretudo na Região Nordeste. Deste modo, a tendência é que as termoelétricas passem a deter um papel cada vez mais importante e determinante nesse processo.

O problema é que o atual arcabouço regulatório de contratação e operação das UTE não é adequado e aderente à operação em regime de acompanhamento de carga. Há apenas um valor para remuneração da operação das UTE, denominado Custo Variável Unitário, o qual é fixado na data do leilão. A regulamentação vigente não prevê qualquer remuneração adicional em decorrência de sobrecustos associados à prestação dos serviços ancilares, como, por exemplo, a ocorrência de partidas e paradas e a operação fora do ponto ótimo. Estes custos não são previstos, portanto são gastos não remunerados, o que diminui a rentabilidade das UTE.

Em pesquisa desenvolvida pelo GESEL-UFRJ, foram feitas simulações que indicaram, no caso da geração de UTE no horário de ponta, custos adicionais de 22,2% para plantas de ciclo combinado e 15,3% de ciclo aberto. Já para o acompanhamento de carga, os custos extras foram de 5,4% e 10,6%, respectivamente.

A ANEEL abriu a Audiência Pública nº 071/2017, cujo objetivo é obter subsídios para inovações regulatórias a fim de adequar as UTE ao novo paradigma e realidade do SEB. Trata-se de uma iniciativa importante da Agência, que irá viabilizar novas oportunidades de negócios e aumentar a atratividade de investimentos para ampliação do parque térmico, decisivos para se enfrentar a realidade do novo paradigma da matriz elétrica brasileira.

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