Conforme mencionado na Revisão Bibliográfica, observa-se um aumento da participação e relevância das fontes intermitentes na matriz brasileira. No período pós- Coronavírus, um dos possíveis questionamentos que pode surgir é em relação a
inviabilidade de uso ou expansão dessas fontes devido sua variabilidade de geração em um contexto de cargas mais baixas. Há diversas incertezas envolvidas no momento de realização desse trabalho, inclusive com relação a propagação dos efeitos da pandemia.
Como mostrado no item 4.2 da Carga Média Mensal, observa-se, no ano de 2020 em relação a 2019, uma queda da demanda a partir de março com acentuação em abril e uma melhora no mês de julho, o que pode indicar o início de uma recuperação da economia. Por outro lado, destaca-se a dimensão da recessão ao se comparar a carga da primeira revisão do PEN com a projeção realizada durante a crise de 2009, mostrada no capítulo 2.5 da Revisão Bibliográfica.
Dessa forma, diante de uma possível manutenção da demanda em níveis baixos e incertezas quanto ao momento de sua recuperação, pode-se questionar a expansão das intermitentes em relação à segurança energética. Com variações horárias ou de minutos de disponibilidade dessas fontes, em momentos de cargas muito baixa, sua geração pode não ser tão confiável, sendo requerido fontes mais estáveis.
No subitem 4.4 acerca da carga horária, verificou-se que, para os cenários projetados e nos meses já realizados em 2020, há uma carga em um patamar mais alto entre 10h e 16h para a maioria dos meses no SIN para os momentos pré e pós- Coronavírus. Nesse intervalo, há a formação de um dos picos de carga do dia, o que foi destacado na Figura 4.62. Durante esse período, a capacidade de geração solar é mais elevada (ONS, 2020c), como mostrado na Figura 4.63.
Figura 4.62 – Média das cargas horárias no SIN em dias úteis por mês de 2020 com período do dia destacado em tracejado vermelho (Elaboração Própria com base nos dados de ONS, 2020d).
Figura 4.63 – Média da geração solar do SIN (ONS, 2020c).
Dessa forma, sua utilização pode ser viável como uma fonte complementar nesses horários de demanda mais alta. Como mencionado na Referência Bibliográfica, a operação da energia solar de forma conjunta minimiza os efeitos de sua intermitência. Ademais, quanto mais eficaz sua previsão, maior sua viabilidade de uso. Observa-se na Figura 4.64 os dados de desvio entre geração prevista e verificada das usinas solares para o mês de maior impacto pelo COVID-19 (abril de 2020). Tem-se que somente duas possuíram um desvio maior que 10%, o que, juntamente com um despacho centralizado do ONS, é um fator positivo ao uso e expansão dessa fonte apesar de sua variabilidade de geração.
Figura 4.64 – Desvio entre geração prevista e verificada das usinas solares do SIN em abril de 2020 (ONS, 2020c).
Tem-se nas Figuras 4.65 a 4.69, uma comparação da geração das fontes hidrelétricas, termelétricas, eólicas e solar de março a julho de 2019 e 2020 do SIN. Observa-se um aumento da geração solar e diminuição da termelétrica. Apesar da questão da variabilidade hidrológica e sua influência no despacho das usinas, verifica-se que não há tendência de queda da geração das intermitentes devido à redução de carga. Isso pode indicar que não há influência significativa da redução da carga pela pandemia na inviabilidade dessas fontes.
Figura 4.65 – Geração das principais fontes do SIN em março de 2019 e 2020 (Elaboração Própria com base nos dados de ONS, 2020d).
Figura 4.66 – Geração das principais fontes do SIN em abril de 2019 e 2020 (Elaboração Própria com base nos dados de ONS, 2020d).
Figura 4.67 – Geração das principais fontes do SIN em maio de 2019 e 2020 (Elaboração Própria com base nos dados de ONS, 2020d).
Figura 4.68 – Geração das principais fontes do SIN em junho de 2019 e 2020 (Elaboração Própria com base nos dados de ONS, 2020d).
Figura 4.69 – Geração das principais fontes do SIN em julho de 2019 e 2020 (Elaboração Própria com base nos dados de ONS, 2020d).
Para o segundo semestre do ano, há ainda a possibilidade de aproveitamento da complementariedade das eólicas para compensar a redução da disponibilidade hídrica nesse período. Com a complementariedade também da safra de cana-de-açúcar em relação a hidrelétrica, pode-se aproveitar a biomassa como uma fonte termelétrica de base a fim de colaborar para a flexibilidade necessária do sistema diante do uso das intermitentes.
Ademais, há uma tendência mundial de transição energética para fontes mais limpas do ponto de vista da sustentabilidade. Como mencionado em um artigo do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (CASTRO et al., 2019), esse processo é irreversível pela relevância no contexto de mitigação do aquecimento global e é composto por três vetores principais, chamados de 3 D’s: descentralização, digitalização e descarbonização.
Quanto à descarbonização, no Brasil, há incentivos quanto ao aproveitamento do gás natural tanto pela sua disponibilidade no país quanto ao fato de ser menos poluidor (CASTRO et al., 2019). Há ainda um aumento da expansão de biomassa. Pode-se observar na Figura 4.70, um gráfico disponibilizado pela CCEE em que mostra a redução de geração de termelétricas de fontes convencionais como o carvão e um aumento de biomassa e gás natural. Ressalta-se que as usinas de biomassa foram responsáveis em maio de 2020 por quase metade da geração termelétrica. Apesar da participação elevada das termelétricas ao longo dos anos no país, verifica-se uma
tendência pela busca de novas fontes que possam substituir as convencionalmente usadas.
Figura 4.70 – Geração termelétrica do SIN em maio de 2019 e 2020 (Adaptado de LINKEDIN: CCEE, 2020).
Há ainda políticas de incentivo a eólica e solar no mundo. Desde 2012, em termos de capacidade instalada, a implementação de usinas renováveis ultrapassou a de não renováveis de forma crescente (IRENA, 2017 apud LOSEKANN e HALLACK, 2018). Além disso, em 2015, 61% da capacidade instalada adicionada no mundo era constituída por renováveis e o aumento da solar e eólica superou a expansão hidrelétrica. Tem-se ainda um avanço tecnológico para a continuidade da expansão de eólica e solar (LOSEKANN e HALLACK, 2018).
Para o Brasil, ignorar o processo de descarbonização mundial no sentido da expansão das fontes intermitentes citadas não seria estratégico do ponto de vista das relações internacionais. Ademais, seria uma contradição em relação aos avanços tecnológicos mundiais e quanto à elevada potência dos ventos e incidência solar no país. No que se refere à descentralização, destaca-se a mudança de perfil de alguns consumidores para prossumidores. Como mencionado na Revisão Bibliográfica, há uma expectativa de cada vez mais geração solar distribuída, carros elétricos e baterias. Com isso, a tendência será variabilidade e inconstâncias em um fluxo elétrico bidimensional. Ou seja, a expectativa do setor é de aumento das variabilidades, o que pode ser mitigado
com novas tecnologias de previsão de geração, e não com a redução da participação e/ou expansão das fontes intermitentes.
Nesse contexto, cresce a necessidade da digitalização. Esse conceito está ligado ao gerenciamento de energia por meio de ferramentas digitais e desempenho online para otimizar a eficiência energética. No setor industrial, diante da maior relevância do custo energético para o negócio, essas transformações fazem parte da chamada “Quarta Revolução Industrial”, com automação de processos e dos sistemas de gerenciamento, os quais são viabilizados pela internet das coisas, big data, inteligência artificial e computação em nuvem (DONATELLI, 2020).
Diante dos fatos mencionados, ressalta-se a possibilidade da expansão das fontes intermitentes. Verifica-se também a necessidade de adequação e evolução do setor em relação a otimização da operação frente aos avanços e modificações do fluxo energético no futuro. Tornam-se essenciais estudos para aumento da eficiência energética, pesquisas e projetos para aumento da flexibilidade do sistema e a melhoria das previsões da geração por meio de auxílios computacionais como inteligência artificial.
5 CONCLUSÕES
Lidar com projeções envolve incertezas e suposições acerca do futuro. No setor energético, a análise torna-se ainda mais complexa pelos diversos fatores que a envolvem. Conforme mencionado na Revisão Bibliográfica, esse planejamento consiste em um balanço energético das ofertas e demandas e varia conforme o horizonte de tempo do estudo. Para a análise de expansão, no longo e médio prazo, é feito um modelo de análise de investimento para elaboração de possíveis cenários de oferta e definição dos próximos leilões de acordo com a necessidade da demanda (EPE, 2020d). Por esse motivo, é desenvolvido um modelo de projeção de demanda em que são analisados os padrões de consumo dos setores consumidores e dos subsistemas. Além disso, é avaliada a projeção do PIB e sua influência nos cenários energéticos (EPE, 2019).
No curto prazo, no contexto do planejamento de curto prazo, foco desse trabalho, esse balanço é feito com maior detalhamento das usinas e definição da carga periodicamente pela proximidade do estudo e de sua aplicação. O ONS utiliza modelos de otimização energética que analisam a probabilidade de disponibilidade hídrica e definem um despacho otimizado quanto à garantia do suprimento e o menor custo possível no presente e no futuro (PEREIRA, 2006). É feito quadrimestralmente o PEN com definição de carga mensal para um horizonte de 5 anos (ONS et al., 2020e). Esses estudos podem apresentar revisões de acordo com alguma alteração relevante, como foi o caso da pandemia do Coronavírus.
Ressalta-se a crise sofrida mundialmente por essa pandemia, comparada com outros eventos similares como as recessões pós guerra mundial (FGV-IBRE, 2020a) e a da bolha imobiliária em 2008 (ONS et al., 2020f). Diante disso, medidas restritivas para isolamento social e consequente tentativa de redução de número de contaminados foram necessárias a fim de não sobrecarregar os sistemas de saúde. Como parte da demanda está atrelada direta ou indiretamente ao PIB, houve uma grande redução da carga de energia. Houve significativa adesão ao home office e ao ensino à distância, o que aumentou a demanda das residências. Em contrapartida, a redução de produção industrial recorrente da recessão, diminuição do consumo de empresas e de estabelecimentos comerciais, como shopping center, contribuíram para uma queda de consumo elétrico.
Nesse contexto e diante das incertezas no momento de realização desse trabalho quanto à criação da vacina e surgimento de um novo pico de contaminação da doença, realizou-se uma análise das demandas projetadas no PEN e das demandas mensais, por dia da semana e horárias com base nos meses já realizados até julho. Isso foi feito para uma avaliação das principais alterações das tendências da carga. Dessa forma, é possível ter subsídios para um planejamento elétrico adequado.
Verificou-se também a tendência mundial e nacional de entrada de cada vez mais intermitentes, como as usinas eólicas e fotovoltaicas, na composição da matriz elétrica, com redução recente do custo de sua implantação (CASTRO et al., 2019). Devido a variabilidade da disponibilidade dessas fontes, foram avaliadas suas gerações de março a julho a fim de se verificar alguma tendência de queda e possíveis indicadores de impedimento para a expansão dessas fontes em uma conjuntura de cargas baixas. Destaca-se o desenvolvimento de ferramentas computacionais para previsões mais eficientes da disponibilidade das fontes (CASTRO e MEDEIROS, 2020). Destaca- se ainda como ponto positivo a relevância do despacho centralizado do SIN. O agrupamento de fontes intermitentes em diferentes regiões contribui para uma compensação entre maiores e menores gerações de cada local e consequente curva de geração com menos instabilidades ao longo do dia (BIRD, 2013).
Nessa circunstância, políticas nacionais contrárias a esse movimento não seriam estratégicas do ponto de vista das relações internacionais e das tendências de diversificação da matriz, aliadas as preocupações quanto à sustentabilidade. Entretanto, isso não altera o fato de ser necessário para o futuro, o aumento de flexibilidade do sistema. Com a perspectiva de uso de carros elétricos, baterias, e aumento dos prossumidores, fontes que tenham um despacho rápido para atender às variabilidades da carga ao longo dia são essenciais. Foi exposto nesse trabalho acerca da Usina Hidrelétrica Reversível e sua eficiência como reserva de fontes. Observa-se um certo potencial de sua construção no país e a possibilidade de gerar menor impacto em relação às hidrelétricas convencionais, dependendo do local onde elas serão instaladas. Há ainda outra opção, de evolução da hidrólise da água para obtenção de hidrogênio, o qual pode ser produzido durante picos das intermitentes, armazenado e utilizado para aumentar a flexibilidade do sistema em outros momentos.
Ademais, pela rápida propagação do COVID-19 no mundo, infere-se a vulnerabilidade dos países quanto a pandemias frente à globalização (AFN, 2020). Por esse motivo, ressalta-se a relevância da análise dos efeitos do Coronavírus na demanda
elétrica para servir como auxílio tanto para a programação dos meses em que ainda haverá impacto da doença quanto para aprendizado acerca da operação para possíveis casos semelhantes no futuro.
Em relação a ferramenta escolhida, o dashboard se mostrou útil e eficaz para uma análise visual com facilidade, clareza e agilidade. As vantagens principais foram a possibilidade de se realizar filtros rapidamente e visualizar com o cursor do mouse os valores dos gráficos e suas informações. Uma das dificuldades enfrentadas foi na adequação da melhor visualização. Primeiramente foram feitos os gráficos para, em um momento posterior, serem feitos os insights com a utilização da ferramenta. Após isso, ao se analisar de fato, foram necessários reajustes aos gráficos por se verificar melhorias que poderiam ser feitas. Como o dashboard possui seis conjuntos de gráficos, esse fato tornou o processo um pouco mais trabalhoso. Dessa forma, os melhores formatos dos gráficos foram ajustados conforme sua realização e aplicação.
Outra dificuldade enfrentada foi em relação a comparação de diferenças entre as demandas. Em alguns momentos da análise, foram necessários o acesso aos dados em sua base no Excel pela possibilidade de realização de contas facilmente. Infere-se, portanto, que a visualização da tendência da carga é facilitada pela ferramenta. Todavia, quando há a necessidade de quantificar alguma comparação, o processo requer outro auxílio, como uma calculadora ou o Excel.
Quanto aos resultados das análises, observou-se no último PEN que a carga do último bimestre não alcança os valores dos meses pré-Coronavírus, com exceção do Norte. Ressalta-se também uma alteração da distribuição da demanda em relação aos meses de 2020, com acentuação da redução da carga de abril, mês de maiores índice diários de isolamento social. Destaca-se a expectativa de impacto da pandemia durante todo o ano de 2020. Em janeiro de 2021, apesar da redução sofrida, há um alcance da carga próximo aos valores pré-pandemia de 2020.
Os cenários de carga mensal apresentaram sutis diferenças no comportamento da curva, podendo-se ressaltar uma nova redução de demanda no cenário de carga 1 em novembro de 2020. Em relação à diferença de valores de carga entre os cenários 1 e 2, tanto para os valores mensais quanto os horários e por dia da semana, comprovou-se que essas diferenças são maiores e significativas, com destaque para o Sudeste, devido a um maior patamar de carga em comparação aos outros subsistemas. Diante das incertezas vigentes e diferenças de carga entre os cenários, ressalta-se a necessidade de
aprimoramento das previsões conforme proximidade de ocorrência de cada mês ou de mudanças de parâmetros da projeção, como a alteração das restrições sociais.
O cenário de carga 2 mostrou-se mais próximo da última revisão do PEN (C) para Sudeste, com maior atenuação das variações de demanda no final do ano. Nos outros subsistemas, os dois cenários não possuem diferenças muito significativas.
Acerca das cargas horárias, nos dois cenários, verificou-se uma maior alteração da curva em dias úteis, o que era esperado diante do maior impacto de fechamento de estabelecimentos e empresas nesses dias. Nos meses de abril e maio verificaram-se as maiores alterações. Com as maiores reduções nesses meses intensificada em alguns horários, houve a mudança de horário dos picos máximos. Observa-se também uma maior redução da demanda de forma geral nesses mesmos meses, os quais funcionam como um limite inferior dos casos.
Desse modo, apesar de no cenário de carga 1 ser simulado para uma nova onda de casos com intensificação da redução de carga em meados de outubro e em novembro, as cargas nesses meses não diminuem o suficiente a ponto de chegar ao nível de abril ou maio, meses de menores demandas e maiores índices de isolamento social. Isso se deve pelas cargas maiores observadas no final do ano, o que, ao se aplicar as reduções de forma percentual ao mês, não foi suficiente para reduzir os valores de outubro ou novembro ao nível de abril ou maio. Já o limite superior dos horários foi observado no primeiro bimestre, o que demostra a não expectativa de alcance da carga pré- Coronavírus durante o restante de 2020.
A comparação da carga por dia da semana foi feita para analisar possíveis maiores reduções de segunda a sexta e menores nos finais de semana, a ponto de se alterar o comportamento da carga semanal. No entanto, destacam-se poucas diferenças entre 2019 e 2020. A maioria dos meses, com exceção de novembro e dezembro, seguiu a tendência semanal próxima ao primeiro bimestre, embora apresentassem cargas inferiores.
Desse modo, fevereiro funciona como um limite superior de demanda ao longo da semana para os subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste. O limite inferior para os mesmos subsistemas são respectivamente: maio; abril, maio e junho; e junho. Esses valores estão em conformidade com as maiores reduções de carga mensal e maiores índices de isolamento social. Para o Norte, a demanda possui poucas diferenças e seus valores estão entre 5 e 6 GW para todo o ano. Nesse subsistema, os limites inferior e superior são abril e setembro, respectivamente.
Diante das incertezas ainda vigentes no momento desse trabalho, a análise permitiu perceber poucas alterações na carga ao longo da semana e algumas mudanças nos horários de picos de demanda. Ressalta-se uma expectativa de melhora ao longo de 2021, com atingimento em janeiro da carga do bimestre pré-Coronavírus, o que é previsto pelo último PEN mencionado. Observa-se, portanto, que a redução na demanda de energia decorrente da pandemia do COVID-19 tende a se atenuar ao longo de 2020, entretanto a demanda não chegará até dezembro em patamares equivalentes a janeiro ou fevereiro de 2020.
Como futuros trabalhos, pode-se atualizar os valores dos cenários de projeção de agosto a dezembro de 2020 para os valores reais contabilizados e, dessa forma, manter esses dados como subsídio caso ocorram recessões desse nível no futuro a fim de comparação. Diante da redução da demanda em todo o horizonte de estudo do PEN, outra análise possível é a de comparação dos leilões programados pré-Coronavírus e os esperados pós-Coronavírus. Pode-se, assim, avaliar a necessidade de novas ofertas energéticas em um cenário de grande diminuição da carga para os próximos anos. Ademais, como já existe um planejamento e operação de novas ofertas energéticas, pode-se avaliar como essa redução da carga deve ocasionar redução na geração térmica ou um maior conforto para a gestão das restrições hidráulicas nas hidroelétricas, principalmente em situação de escassez hídrica ou eólica. É possível também realizar uma avaliação dos impactos do COVID-19 no consumo industrial, comercial e residencial diante da possível perpetuação do home office, e das modificações que surgirão no comércio e na indústria devido a um novo perfil consumidor.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
AGÊNCIA FIOCRUZ DE NOTÍCIAS AFN. Covid-19 e as epidemias da globalização, 2020. Disponível em: <https://agencia.fiocruz.br/covid-19-e-epidemias-da-
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AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL. Atlas de energia elétrica do Brasil. 3. ed. Brasília, DF, Brasil, 2008. Disponível em:
<http://www2.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas3ed.pdf>. Acesso em: 12 de maio de 2020, 12:44:00.
_________ANEEL. Brasil alcança 170 mil megawatts de capacidade instalada em 2019: Notícia, 2020. Disponível em: <http://bit.ly/35IP2Vo>. Acesso em 12 de maio de