Microrredes em mercados de energia elétrica

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Gabriel Aurélio de Oliveira

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Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação da Universidade Federal de Santa Catarina para a obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Erlon Cristian Finardi, Dr.

Florianópolis 2017

Ficha de identificação da obra elaborada pelo autor, através do Programa de Geração Automática da Biblioteca Universitária da UFSC.

de Oliveira, Gabriel Aurélio

Microrredes em Mercados de Energia Elétrica / Gabriel Aurélio de Oliveira ; orientador, Erlon Cristian Finardi, 2017.

199 p.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2017.

Inclui referências.

1. Engenharia Elétrica. 2. Microrredes. 3. Geração Distribuída. 4. Mercados de Energia Elétrica. 5. Análise Econômica. I. Finardi, Erlon Cristian. II. Universidade Federal de Santa Catarina. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. III. Título.

À minha esposa Fabiana, ao meu filho Mateus e à sua irmã que está chegando.

AGRADECIMENTOS

A Deus, refúgio e fonte de força e esperança sempre.

À minha esposa Fabiana, pelo carinho e compreensão e por ter assumido muitas tarefas para que eu pudesse completar este trabalho. Eu te amo!

Ao meu filho Mateus e à sua irmã que está a caminho por terem transformado minha vida e por serem a grande inspiração para que eu seja uma pessoa melhor a cada dia. Um agradecimento também ao meu filho Mateus por me permitir alegres pausas na escrita deste documento para assistir alguns desenhos animados na tela do computador. Foram alguns dos melhores momentos deste processo.

Aos meus pais, por todo carinho e amor e por terem proporcionado sempre todas as condições para que eu pudesse seguir meus estudos.

Aos meus irmãos e irmãs, meus grandes e fiéis amigos, por, junto com meus pais, formarem a base familiar que me permitiu chegar até aqui. Aos profissionais Marcos Keller Amboni e Edson Luiz da Silva, da Engie Brasil Energia, por acreditarem em meu potencial e por possibilitarem a minha participação no curso de mestrado.

Ao Prof. Marcelo Lobo Heldwein e ao colega Cesare Quinteiro Pica, coordenadores técnicos do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento ANEEL em microrredes inteligentes financiado pela Engie Brasil Energia. Esse projeto de P&D foi a base que motivou esta dissertação. Obrigado pelas discussões, pelo aprendizado e por terem compartilhado as dificuldades e as conquistas desse projeto.

Ao professor Erlon Cristian Finardi, por todo apoio e orientação, essenciais para a realização deste trabalho.

Aos professores integrantes da Banca Examinadora: Prof. Daniel Tenfen, Prof. Diego Issicaba e Prof. Rubipiara Cavalcantes Fernandes. Agradeço pela participação e pelas sugestões que contribuíram significativamente para a elaboração da versão final desta dissertação.

I envisage mass-production, certainly, but not based on force. After all, the message of the spinning-wheel is that. It is mass-production, but mass-production in people’s own homes. If you multiply individual production to millions of times, would it not give you mass-production of a tremendous scale?

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O sistema elétrico em todo o mundo está passando por uma expressiva fase de transição impulsionada pela implantação em larga escala de novas fontes de geração renovável, a disseminação de recursos energéticos de pequeno porte na rede de distribuição e a integração de tecnologias de informação e comunicação em todos os níveis do sistema. No último nível desta estrutura, outrora fortemente hierarquizada, o consumidor passa a dispor de novas opções e serviços relacionados à energia, vindo a desempenhar um papel mais ativo na operação e na expansão do sistema. A pulverização de recursos distribuídos suscita a criação de agentes agregadores, cuja função é coordenar a operação destes recursos para o bem do sistema e de seus participantes. Microrredes são uma forma avançada de agregação, com diferentes tamanhos e níveis de complexidade. Elas possibilitam a operação coordenada de recursos energéticos distribuídos utilizando-se de diferentes modelos de negócio de acordo com o nível de liberalização do mercado em que estão inseridas. Em face da redução nos custos de instalação de geradores distribuídos, bem como a difusão de sistemas de automação inteligentes para controle de demanda, a agregação destes múltiplos agentes na forma de microrredes passa a representar uma alternativa para o suprimento de energia exclusivo pela rede. A forma como a energia e os serviços transacionados pela microrrede com seus participantes e com a rede elétrica são valorados define sua atratividade econômica e os possíveis ganhos de eficiência para o sistema. Este trabalho investiga os aspectos relacionados à integração de microrredes em mercados de energia elétrica. Com base nos custos de instalação e na estrutura tarifária vigente no mercado brasileiro, é realizada a análise econômica da implantação de uma microrrede, considerando formas de remuneração alternativas ao mecanismo de compensação de energia atualmente em vigor no mercado regulado. Com auxílio do software HOMER®, um modelo com intervalo horário é utilizado para simular a operação do sistema e determinar a configuração e a capacidade ótima das fontes de modo a minimizar o custo total de operação ao longo da vida útil do projeto.

Palavras-chave: microrredes, agregadores, geração distribuída, mercados de energia elétrica, análise econômica.

A

The world's electricity system is undergoing a significant transition driven by the large-scale deployment of new sources of renewable generation, the dissemination of small energy resources in the distribution network and the integration of information and communication technologies throughout the power system. At the bottom level of this once strongly hierarchical structure, the consumer will have new options and services related to energy, playing a more active role in the operation and expansion of the system. The pulverization of distributed resources contributes to the creation of aggregating agents whose function is to coordinate the operation of these resources to benefit the system and its participants. Microgrids are an advanced form of aggregation, with different sizes and levels of complexity. They enable the coordinated operation of distributed energy resources using different business models according to the level of market liberalization in which they are inserted. Due the reduction in the cost of installation of distributed generators, as well as the emergence of automation systems for demand control, the aggregation of these multiple agents in the form of a microgrid becomes an alternative for the electricity supply exclusively by the grid. The way in which the energy and services transacted by the microgrid with its participants and with the electricity grid are valued defines its economic attractiveness and possible efficiency gains for the system. This work investigates the aspects related to the integration of microgrids in electric energy markets. Based on the installation costs and the tariff structure in the Brazilian market, an economic analysis of the microgrid is carried out, considering alternative ways of remuneration in comparison to the net metering mechanism currently applied for consumers in the regulated market. With the help of HOMER® software, an hourly discretization model is used to simulate the operation of the system and calculate the optimum configuration and installed capacity in order to minimize the total cost of operation over the lifetime of the project.

Keywords: microgrids, aggregators, distributed generation, electricity markets, economic analysis.

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F

Figura 1 - Adição de capacidade em países da OCDE, 1960-2014 ... 36

Figura 2 - Curva de custos da geração eólica e solar nos últimos 8 anos. ... 37

Figura 3 - Diagrama conceitual do fluxo de energia em um sistema com geração centralizada e distribuída. ... 38

Figura 4 - Evolução da capacidade de RED como porcentagem de nova capacidade de geração centralizada. ... 39

Figura 5 - Diagrama de blocos típico de um RED. ... 41

Figura 6 - Projeção de custos para baterias de lítio-íon. ... 43

Figura 7 - Resposta de demanda em um cenário de geração variável. ... 44

Figura 8 - Comparação entre VPP e Microrrede no despacho da geração local. ... 47

Figura 9 – Diagrama conceitual de uma microrrede e sua integração à rede de distribuição. ... 50

Figura 10 - Visão conceitual da Smart Grid. ... 55

Figura 11 - Mapa da desverticalização do setor elétrico no mundo. ... 60

Figura 12 - Visão geral dos instrumentos de mercados de energia elétrica. ... 61

Figura 13 - Modelo de difusão da geração fotovoltaica. ... 66

Figura 14 - Evolução das tarifas de uso da rede na Espanha. ... 67

Figura 15 - Aumento da capacidade de reserva da SEs na presença de GD. .... 74

Figura 16 - Intercorrelação entre Qualidade de Energia, Confiabilidade e Disponibilidade. ... 75

Figura 17 - Diferenças no valor locacional em função do local de instalação de GD solar fotovoltaica no NYISO. ... 79

Figura 18 - Diferença entre VPP e microrrede na relação com o mercado. ... 85

Figura 19 - Balanço de oferta e demanda na microrrede. ... 87

Figura 20 - Microrrede como monopólio do DSO. ... 90

Figura 21 - Microrrede como consórcio de consumidores. ... 90

Figura 22 - Microrrede em um modelo de mercado livre. ... 91

Figura 23 – Esquemas de medição para uma unidade consumidora com GD. . 92

Figura 24 - Exemplo hipotético de perfil de consumo e geração própria... 93

Figura 25 - Impacto do balanço local. ... 94

Figura 26 - Esquemas de precificação da energia para microrredes. ... 95

Figura 27 - Efeito do arranjo comercial na operação da microrrede. ... 98

Figura 28 - Capacidade Instalada no SIN em dezembro de 2016. ... 104

Figura 29 - Matriz elétrica no Brasil e no mundo. ... 104

Figura 30 - Ambientes de contratação de energia elétrica no mercado brasileiro. ... 105

Figura 31 - Modalidades tarifárias para o Grupo A. ... 111

Figura 33 - Tarifas horo-sazonais Azul e Verde para um grupo de distribuidoras

selecionado. ... 113

Figura 34 - Evolução dos indicadores coletivos de continuidade (DEC e FEC) das concessionárias e permissionárias de distribuição. ... 114

Figura 35 - Valor absoluto de DEC apurado em 2016: distribuidoras com mais de 400 mil consumidores. ... 114

Figura 36 - Valor absoluto de FEC apurado em 2016: distribuidoras com mais de 400 mil consumidores. ... 115

Figura 37 - Perdas técnicas e não técnicas para um conjunto selecionado de distribuidoras, base 2016. ... 116

Figura 38 - Evolução histórica das tarifas médias no Brasil para o setor comercial e residencial. ... 117

Figura 39 - Projeção para geração solar fotovoltaica distribuída no Brasil. ... 118

Figura 40 - Microrrede de um conjunto habitacional. ... 124

Figura 41 - As dez maiores tarifas finais entre concessionárias e permissionárias de distribuição segundo ranking da ANEEL. ... 125

Figura 42 - Diagrama simplificado do caso de estudo. ... 130

Figura 43 - Diagrama do procedimento de otimização utilizado no modelo. . 136

Figura 44 - Radiação global no plano inclinado para algumas capitais brasileiras... 139

Figura 45 - Custo de instalação do sistema fotovoltaico como função da capacidade instalada. ... 141

Figura 46 – Perfil de carga (valores médios anuais). ... 146

Figura 47 - Sazonalidade mensal da carga. ... 147

Figura 48 - Efeito da componente de variabilidade sobre o perfil de carga. ... 147

Figura 49 - Sensibilidade da arquitetura ótima com relação aos cenários de sensibilidade e taxas nominais de desconto. ... 159

Figura 50 - Modulação da carga deslocável (valores médios anuais). ... 160

Figura 51 - Efeito da modulação da carga deslocável na importação e exportação de energia para a rede (valores médios anuais). ... 161

Figura 52 - Matriz de CPL e CNO para os casos de estudo. ... 164

Figura 53 - Influência do VRES no CPL da microrrede. ... 166

Figura 54 - Análise segregada do CPL para o caso L2-V-NB2. ... 167

Figura 55 - Análise segregada do CNO para o caso L2-V-NB2. ... 167

Figura 56 - Perfil operativo da microrrede PV+Diesel para carga residencial.169 Figura 57 - Perfil operativo da microrrede PV+Diesel para carga comercial. 169 Figura 58 - Perfil mensal de demanda para carga residencial. ... 170

Figura 59 - Perfil mensal de demanda para carga comercial. ... 171

Figura 60 - Demanda no PCC para o mês de janeiro. ... 171

Figura 61 – Tela inicial do software HOMER®. ... 188

Figura 62 – Configuração da carga elétrica. ... 189

Figura 63 – Configuração da conexão com a rede da distribuidora. ... 190

Figura 64 – Definição da tarifa de energia... 190

Figura 65 – Definição dos parâmetros de confiabilidade da rede. ... 191

Figura 68 – Configuração do gerador diesel. ... 193

Figura 69 - Configuração do sistema de armazenamento. ... 194

Figura 70 – Esquemático da microrrede ... 195

Figura 71 – Configuração da irradiação solar. ... 195

Figura 72 – Parâmetros econômicos. ... 196

Figura 73 – Cenários de sensibilidade ... 197

Figura 74 – Função multi-year. ... 197

Figura 75 – Tela principal com os resultados da simulação... 198

Figura 76 – Sumário dos custos da configuração selecionada. ... 198

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T

Tabela 1 – Tipos de RED e interface com a rede. ... 41

Tabela 2 – Taxonomia dos programas de resposta de demanda. ... 44

Tabela 3 – Comparação entre a rede elétrica tradicional e a rede elétrica inteligente. ... 54

Tabela 4 – Características da commodity energia elétrica e suas implicações comerciais. ... 61

Tabela 5 – Aspectos essenciais das tecnologias de geração renovável e sua inserção nos mercados de Energia Elétrica. ... 65

Tabela 6 – Classificação de valor para atributos essenciais de um sistema de energia elétrica. ... 70

Tabela 7 – Estimativa do custo da energia não suprida por setor no Brasil. ... 76

Tabela 8 – Aplicações de microrredes e seus motivadores. ... 81

Tabela 9 – Alternativas de medição e faturamento para uma unidade consumidora com geração própria. ... 93

Tabela 10 – Cenários para o arranjo comercial da microrrede com o mercado. 97 Tabela 11 – Custos de operação para os diferentes arranjos comerciais. ... 97

Tabela 12 – Estudo de caso para o fornecimento de serviços ancilares pela microrrede na Universidade de San Diego, CA. ... 101

Tabela 13 – Mecanismos de contratação de geração distribuída no Brasil. .... 108

Tabela 14 – Composição da tarifa média no Brasil (componentes preponderantes - sem imposto e sem bandeira tarifária). ... 110

Tabela 15 – Opções de enquadramento tarifário. ... 112

Tabela 16 – Dados de entrada da radiação no plano inclinado (média anual). 139 Tabela 17 – Composição média dos custos de um sistema de geração solar fotovoltaica distribuída no Brasil (sistema > 10 kW). ... 140

Tabela 18 – Dados de entrada do sistema de geração fotovoltaica. ... 142

Tabela 19 – Dados de entrada do sistema de geração a diesel. ... 143

Tabela 20 – Estimativa da composição média dos custos de um sistema de armazenamento distribuído no Brasil (sistema < 1 MWh). ... 144

Tabela 21 – Dados de entrada do sistema de armazenamento. ... 144

Tabela 22 – Dados de entrada: sistema de controle e comunicação... 145

Tabela 23 – Dados de entrada dos perfis de carga. ... 146

Tabela 24 – Dados de entrada da carga deslocável. ... 148

Tabela 25 - Dados de entrada do custo da energia não suprida por setor. ... 148

Tabela 26 – Casos de uso para as tarifas de distribuição. ... 149

Tabela 27 – Dados de entrada dos postos horários. ... 149

Tabela 28 – Dados de entrada das tarifas (sem tributos). ... 150

Tabela 29 – Casos de uso para a remuneração da geração própria. ... 151

Tabela 31 – Dados de entrada: indicadores de continuidade. ... 153

Tabela 32 – Descrição dos casos de estudo. ... 157

Tabela 33 – Resultados: Configuração ótima preliminar. ... 158

Tabela 34 – Avaliação do efeito da carga deslocável ... 159

Tabela 35 – Efeito da limitação de capacidade da GD no CPL. ... 161

Tabela 36 – Avaliação do efeito dos parâmetros de variação anual. ... 162

Tabela 37 – Resultados: Configuração ótima final. ... 163

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A

S

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica ACL Ambiente de Contratação Livre ACR Ambiente de Contratação Regulada

AD Armazenamento Distribuído

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis BESS Battery Energy Storage System

BT Baixa Tensão CA Corrente Alternada

CAGR Compound Annual Growth Rate

CAPEX Capital Expenditure

CC Corrente Contínua

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CENS Custo da Energia Não Suprida

CERTS Consortium for Electric Reliability Technology Solutions

CHP Combined Heat and Power

CGH Central Geradora Hidrelétrica de Capacidade Reduzida CMC Custo Marginal de Capacidade

CNO Custo Nivelado de Operação

COFINS Contribuição para Financiamento da Seguridade Social CPL Custo Presente Líquido

CVR Conservation Voltage Reduction

DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DIC Duração de interrupção individual por unidade consumidora DLMP Distribution Locational Marginal Price

DSO Distribution System Operator

DR Demand Response

EPC Engineering, Procurement and Construction

EPE Empresa de Pesquisa Energética EPRI Electric Power Research Institute

ESCO Energy Service Company

FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

FIC Frequência de interrupção individual por unidade consumidora GD Geração Distribuída

GE Gerenciamento Energético

HOMER Hybrid Optimization Model for Electric Renewables

HRES Hybrid Renewable Energy System

HVAC Heating, ventilation and air conditioning

ICT Information and Communication Technologies

ICMS

Imposto sobre operações relativas à circulação de mercadorias e sobre prestações de serviços de transporte interestadual, intermunicipal e de comunicação

IEA International Energy Agency

INPE Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais

ISO Independent System Operator

IPCA Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo LCOE Levelized Cost of Energy

LMP Locational Marginal Price

MUSD Montante de Uso do Sistema de Distribuição MPPT Maximum Point of Power Tracking

MT Média Tensão

NB Net Billing

NM Net Metering, ou NEM – Net Energy Metering

NPC Net Present Cost

NYISO New York Independent System Operator

OCDE Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico O&M Operação e Manutenção

TE Tarifa de Energia TIR Taxa Interna de Retorno

ToU Time of Use

PCC Point of Common Coupling

PIS Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público

PLS Peak Load Shifting

PPA Power Purchase Agreement

PRODIST Procedimentos de Distribuição

ProGD Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica

PV Photovoltaic

RED Recurso Energético Distribuído REN Resolução Normativa

REV Reforming the Energy Vision

SIN Sistema Interligado Nacional SE Subestação

SOC State of Charge

TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição T&D Transmissão e Distribuição

TSO Transmission System Operator

SIN Sistema Interligado Nacional VPL Valor Presente Líquido

VPP Virtual Power Plant

VRES Valor Anual de Referência Específico WACC Weighted Average Cost of Capital

CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO ... 27 1.1OBJETIVOS ... 30 1.2ESTRUTURA DO TRABALHO ... 30

CAPÍTULO 2 - SISTEMAS DE ENERGIA ELÉTRICA ... 33 2.1O SISTEMA ELÉTRICO DO FUTURO ... 34 2.2ENERGIAS RENOVÁVEIS ... 35 2.3RECURSOS DISTRIBUÍDOS ... 37

2.3.1 Geração e Armazenamento Distribuídos ... 40 2.3.2 Resposta da demanda ... 43 2.4AGREGADORES ... 46 2.5MICRORREDES INTELIGENTES ... 49 2.5.1 Definição ... 49 2.5.2 Análise qualitativa do custo benefício da integração de microrredes ao sistema elétrico ... 51 2.6SMART GRID ... 53 2.7CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 55

CAPÍTULO 3 - MERCADOS DE ENERGIA ELÉTRICA ... 57 3.1ORGANIZAÇÃO DOS MERCADOS DE ENERGIA ELÉTRICA ... 58

3.1.1 Modelos de mercado ... 58 3.1.2 Energia Elétrica e Serviços ... 60 3.2IMPACTOS DA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA ... 63

3.2.1 Geração renovável variável ... 63 3.2.2 Recursos energéticos distribuídos ... 65 3.3VALOR LOCACIONAL ... 69

3.3.1 Energia ... 70 3.3.2 Capacidade ... 72 3.3.3 Serviços e qualidade de energia... 74 3.3.4 Quantificação do valor locacional ... 77 3.4INTEGRAÇÃO DE RECURSOS DISTRIBUÍDOS NOS MERCADOS DE ENERGIA ELÉTRICA ... 80

3.4.1 Visão do consumidor ... 80 3.4.2 Visão do operador da rede de distribuição ... 82 3.4.3 Mercado local ... 84 3.5PARTICIPAÇÃO DE MICRORREDES EM MERCADOS DE ENERGIA ELÉTRICA .. 87

3.5.1 Mercado interno e modelos de negócio ... 88 3.5.2 Relação com o mercado externo ... 91 3.6CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 102

CAPÍTULO 4 - SISTEMA E MERCADO ELÉTRICO BRASILEIRO ... 103 4.1VISÃO GERAL ... 103

4.1.1 Sistema ... 103 4.1.2 Mercado ... 105 4.1.3 Modelos de negócio para geração distribuída ... 106 4.2DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ... 108 4.2.1 Estrutura Tarifária ... 108 4.2.2 Qualidade da Energia Elétrica ... 114 4.2.3 Perdas ... 115 4.2.4 Evolução das tarifas ... 116 4.3RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUÍDOS ... 117 4.3.1 Papel dos Recursos Energéticos distribuídos na evolução da matriz ... 117 4.3.2 Evolução do mercado ... 119 4.4MICRORREDES ... 119

4.4.1 Análise da regulação ... 119 4.4.2 Áreas alvo para atuação ... 121 4.5CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 125

CAPÍTULO 5 - ANÁLISE ECONÔMICA... 127 5.1CASO DE ESTUDO ... 130 5.2MODELO PARA ANÁLISE ECONÔMICA ... 131 5.2.1 Métricas de análise ... 131 5.2.2 Software HOMER® ... 135 5.3PARÂMETROS E DADOS DE ENTRADA ... 137

5.3.1 Parâmetros econômicos ... 138 5.3.2 Radiação solar ... 138 5.3.3 Componentes ... 139 5.3.4 Carga ... 146 5.3.5 Rede ... 148 5.3.6 Benefício econômico com operação da microrrede ... 153 5.4DESCRIÇÃO DOS CASOS DE ESTUDO ... 156 5.5RESULTADOS ... 157 5.5.1 Análise econômica ... 157 5.5.2 Análise operacional ... 168 5.6CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 172 CAPÍTULO 6 - CONCLUSÕES ... 173 6.1CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 173 6.2SUGESTÕES DE TRABALHOS FUTUROS ... 176

REFERÊNCIAS ... 177 APÊNDICE – TUTORIAL DO SOFWARE HOMER® ... 187

C

APÍTULO

1

Capítulo 1 -

I

A crescente preocupação mundial com o esgotamento gradual dos combustíveis fósseis, baixa eficiência energética e poluição ambiental tem motivado a busca de novas formas de geração de energia. Estes problemas levaram ao crescimento da geração de energia elétrica mais próxima da carga com a utilização de fontes de energias não convencionais e/ou renováveis como energia solar-fotovoltaica, energia eólica, biogás e gás natural, sistemas combinados de energia elétrica e térmica, microturbinas e grupos motor-gerador de alta-eficiência, entre outros (CHOWDHURY; CROSSLEY; CHOWDHURY, 2009). A estas tecnologias de Geração Distribuída (GD) se somam os sistemas de armazenamento distribuído e os mecanismos de resposta da demanda para criar um evidente movimento de descentralização dos sistemas de energia elétrica.

Do ponto de vista físico, com a integração destes diversos Recursos Energéticos Distribuídos (REDs), as redes de distribuição de energia elétrica passam por uma transição de redes passivas para redes ativas de energia com transporte bidirecional de eletricidade. Redes ativas necessitam incorporar sistemas de controles inteligentes e flexíveis além de uma intensa camada de digitalização, comunicação e supervisão de dados de modo a operar os recursos de maneira eficiente e tornar possível o conceito de smart grid1_.

Do ponto de vista dos modelos de negócio, o contínuo crescimento da participação de geração renovável traz novos desafios e exige uma adaptação dos desenhos de mercado atualmente vigentes projetados para sistemas com forte participação de geração convencional térmica (MORALES et al., 2014). A alta penetração de GD associada à massiva digitalização de sistemas pressiona por uma maior fragmentação da cadeia de valor do setor de eletricidade, com a criação de regulações e políticas mais localizadas e a desagregação da eletricidade em produtos e serviços que permitam capturar adequadamente o valor intrínseco das tecnologias empregadas desde a produção até o consumo (FUENTES-BRACAMONTES, 2016).

No contexto atual, as utilities2 _{tradicionais, com intenso capital}

investido e custos afundados, são ameaçadas por uma possível disrupção tecnológica que pode ser mais rápida do que o tempo necessário para amortização dos investimentos. Torna-se importante nesse contexto estudar e analisar novos modelos de negócio que permitam às utilities ingressarem em uma economia mais distribuída, sustentável, digital e colaborativa.

Neste cenário, torna-se importante uma abordagem que permita capturar os benefícios da operação de uma rede ativa de distribuição e identificar os custos de oportunidade partilhados pelos múltiplos agentes interessados. Por sua vez, a avaliação quantitativa dos benefícios e custos de oportunidade para os diferentes agentes envolvidos deve subsidiar a criação de regulação pertinente, estudos de expansão da rede de distribuição, formação de preço para o mercado de varejo, bem como análises de investimento.

Considerando uma cadeia produtiva desverticalizada, os custos para o consumidor final de eletricidade tradicionalmente englobam: energia (remuneração do gerador), transporte (remuneração dos agentes transmissores e distribuidores), serviços ancilares (remuneração de agentes que prestam serviços necessários a operação do sistema), encargos (pagamento de subsídios e outras contas), além dos tributos. Em mercados competitivos de eletricidade, tipicamente, apenas a componente

2 _{Empresa que fornece serviços essenciais para os consumidores finais, neste caso o} suprimento de energia elétrica. O termo utility é usado neste documento para se referir a todos os tipos de entidades que atendem o consumo de energia final, incluindo empresas de distribuição privadas, empresas de distribuição públicas, cooperativas e fornecedores de energia de uma forma geral, aqui entendidos como agentes que entregam ao consumidor um “produto” final com todos os custos de energia, transporte e encargos incluídos.

energia é transacionada, sendo os demais serviços embutidos no custo final do consumidor. Entretanto, os fenômenos associados à inserção de geração renovável não convencional, descentralização da geração e a digitalização massiva no nível da distribuição e consumo pressionam por tornar mais transparentes e mensuráveis, tanto a energia quanto os vários serviços implícitos no fornecimento de eletricidade, expondo ineficiências e capacidades ociosas no sistema como um todo.

Modelos de negócio de sucesso serão capazes de explorar estas ineficiências, criando novos produtos e serviços explorando novas cadeias de valor. Nesse contexto, pode-se imaginar um futuro onde plataformas inteligentes permitam que novos produtos e serviços sejam transacionados (FUENTES-BRACAMONTES, 2016). A necessidade de tornar mais complexa e minuciosa a valoração dos custos implícitos no suprimento de eletricidade, não implica, necessariamente, expor todos os consumidores a um sistema de preços complicado. A complexidade pode ser encapsulada na forma de produtos ofertados por agentes de comercialização ou tratada autonomamente por sistemas de controle especializados.

Um conceito chave relacionado à geração distribuída e às smart grids e que permite capturar valor neste ambiente de energia e serviços é a microrrede inteligente.

Uma microrrede é um grupo de cargas e de recursos de energia distribuídos interconectados dentro dos limites elétricos claramente definidos e que atua como uma única entidade com respeito à rede3_{. A}

microrrede possibilita a otimização local de geração, armazenamento e demanda, explorando a sinergia e flexibilidades entre seus REDs de modo a criar valor para o sistema e para seus usuários. A microrrede pode variar em dimensão e complexidade e permite a sinergia com sistemas térmicos, mediante a otimização conjunta dos balanços de calor e eletricidade, elevando os níveis de eficiência energética global.

Do ponto de vista dos mercados de energia e da regulação associada, as microrredes também representam um desafio ao paradigma atualmente vigente, ao estabelecer uma plataforma descentralizada para integração de geração e demanda.

1.1 O

Este trabalho tem por objetivo principal contextualizar as microrredes inteligentes e suas aplicações no cenário de transição energética que vive o setor elétrico mundial, com ênfase nos aspectos de mercado. Com base em dados do sistema elétrico brasileiro, é feita também uma análise econômica da inserção de microrredes inteligentes na rede de distribuição valorando os atributos desta solução frente à alternativa tradicional de suprimento de energia exclusivamente pela rede.

1.2 E

T

O documento está organizado da seguinte maneira:

O Capítulo 2 apresenta uma visão geral dos sistemas de energia elétrica, mostrando como esses estão passando por uma profunda transformação em função da descarbonização da matriz, a inclusão de recursos energéticos distribuídos e os avanços nos sistemas de informação e comunicação. As microrredes inteligentes são apresentadas, descrevendo seus benefícios e os desafios para sua integração aos sistemas de energia elétrica na busca de uma futura rede elétrica inteligente.

O Capítulo 3 é dedicado a apresentar a organização tradicional dos mercados de energia e os desafios atuais para integração de geração renovável e distribuída. É feita também uma análise do valor locacional da GD e da importância de refletir adequadamente, no tempo e no espaço, os custos reais para o suprimento de eletricidade. Por fim, são apresentados os conceitos principais relacionados à participação de microrredes no mercado, abordando a visão dos diferentes stakeholders4_,

os modelos de negócio e a relação com o mercado de atacado e varejo. Na sequência, o Capítulo 4 trata do sistema elétrico brasileiro, contextualizando as questões expostas nos capítulos anteriores. É apresentada uma visão geral do sistema e da organização do setor, com ênfase no setor de distribuição. Faz-se também um resumo da regulação existente no país para GD e microrredes e, ao final, uma análise de áreas alvo para sua implantação.

4 _{Parte interessada ou interveniente em um planejamento estratégico ou plano de} negócios.

Com base nos conceitos e dados apresentados nos capítulos anteriores, o Capítulo 5 desenvolve a análise econômica da implantação de uma microrrede inteligente para dois perfis de carga, considerando a estrutura tarifária vigente no setor elétrico brasileiro, bem como proposições para remuneração da geração local da microrrede. A operação da microrrede é simulada em base horária ao longo de sua vida útil de operação com auxílio do software HOMER®. Com base nas premissas de entrada, embasadas em dados técnicos de diversas referências, é determinada a capacidade ótima para os componentes da microrrede de modo a minimizar o custo presente líquido da operação. Os resultados econômicos e operacionais são apresentados, comparando-os com a opção de suprimento de energia pela rede.

Por fim, o Capítulo 6 apresenta as principais conclusões e sugestões para trabalhos futuros.

C

APÍTULO

2

Capítulo 2 -

S

E

E

As utilities de eletricidade em todo mundo estão enfrentando vários desafios ligados à diversificação de tecnologias de geração, rentabilidade de ativos de capital intensivo, resposta da demanda, eficiência energética e redução de emissões. Há um consenso de que tais questões não podem ser adequadamente endereçadas com o paradigma atual de regulação e operação do setor de eletricidade.

A rede elétrica existente é de natureza predominantemente unidirecional e converte apenas um terço da energia de combustível em eletricidade, sem recuperar o calor residual. Quase 8% de sua produção é perdida ao longo de suas linhas de transmissão, enquanto 20% de sua capacidade de geração existe para atender somente à demanda de pico (i.e., está em uso apenas 5% do tempo). Além disso, devido à topologia hierárquica de seus ativos, a rede elétrica existente é suscetível a falhas em cascata (FARHANGI, 2010).

O setor de energia elétrica está passando por uma fase de transição com o objetivo de promover uma maior sustentabilidade de nossa relação com a energia. Para os fins deste trabalho, o conceito de Transição Energética dos sistemas de energia elétrica é definido por três pilares fundamentais:

1. Descarbonização: representado pelo movimento atual de busca de uma matriz energética5 _{limpa e renovável, resultando}

na inserção crescente de fontes de geração renovável na matriz elétrica, com destaque para as fontes eólica e solar;

2. Descentralização: representado pela integração em larga escala de recursos de geração e sistemas de armazenamento distribuídos, transformando fundamentalmente as redes de distribuição em redes ativas com transporte bidirecional de energia;

3. Digitalização: representado pelo aprimoramento e integração de sistemas de comunicação e automação em toda a rede elétrica, introduzindo soluções inovadoras para o setor de eletricidade.

2.1 O

Os sistemas de energia elétrica são estruturas altamente complexas nos quais muitos agentes interagem sob uma multiplicidade de restrições físicas, regulação e contratos. Dado o caráter essencial da eletricidade para nosso modo de vida, o planejamento e operação desses sistemas deve buscar a maximização do bem-estar social.

O sistema elétrico do futuro precisa se adaptar às mudanças tecnológicas e econômicas, bem como às questões ambientais e aos novos valores emanados da sociedade. Assim, a segurança do sistema, a proteção ambiental, a qualidade da energia, o custo de fornecimento e a eficiência energética devem ser examinados sob uma nova ótica. As tecnologias também devem demonstrar confiabilidade, sustentabilidade e uma adequada relação custo-benefício (HATZIARGYIOU, 2014).

Desde que o conceito de redes inteligentes (smart grids) passou a ser utilizado no setor elétrico, um vasto material tem sido produzido tratando os mais diversos aspectos envolvidos no tema, como novas tecnologias de geração, sistema de controle e operação inteligentes e novos modelos de negócio. No fim, o paradigma de um sistema totalmente interconectado, inteligente e otimamente dimensionado e

5 _{Em 2014, o setor elétrico representou pouco menos de 40% da energia primária} consumida nos países membros da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) e 42% das emissões de dióxido de carbono (CO2) relacionadas à energia [7].

operado, guia engenheiros e pesquisadores em um processo contínuo de aperfeiçoamento.

Uma rede inteligente (smart grid), é uma rede elétrica que pode integrar as ações de todos os usuários conectados a ela - geradores, consumidores e aqueles que assumem ambas as funções - para fornecer energia elétrica de forma segura, eficiente e sustentável. Em uma visão ampla e de mercado, a rede inteligente deve promover total visibilidade e controle sobre os ativos e serviços envolvidos na cadeia de eletricidade, tanto para operar a rede, quanto para permitir que as partes interessadas definam novas maneiras de se envolverem mutuamente e realizar transações de energia e serviços. Esta ampla visibilidade e controle está emergindo da convergência de tecnologia de informação com os sistemas de energia elétrica, que tem avançado recentemente sobre uma fronteira antigamente não coberta, notadamente, a rede de distribuição e os próprios consumidores finais.

Apesar da evolução recente na automatização e na digitalização dos sistemas de distribuição, ainda há um grande caminho a percorrer o que inclui (HATZIARGYIOU, 2014):

▪ Facilitar o acesso em larga escala de GD, especialmente aquelas com base em fontes de energia renovável, quer auto despachadas ou despachadas por operadores de sistemas de distribuição locais;

▪ Permitir e sistematizar o gerenciamento local da demanda; ▪ Beneficiar-se de tecnologias já aplicadas em redes de

transmissão, como técnicas de controle dinâmico, de modo a oferecer um maior nível geral de segurança, qualidade e confiabilidade de suprimento.

2.2 E

R

Ao analisar a evolução histórica da matriz elétrica ao longo das décadas, principalmente nos países participantes da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE)6_{, algumas}

constatações podem ser feitas. Os investimentos em plantas nucleares e a carvão aconteceram predominantemente com as utilities verticalmente integradas até o fim da década de 80. A partir da década seguinte, o amadurecimento dos mercados competitivos levou a uma onda de

investimentos em plantas de gás natural. Em seguida, a partir do início do século atual, viu-se uma intensificação dos investimentos em fontes renováveis impulsionados por subsídios e mecanismos de suporte (IEA, 2016). Essas ondas de investimento em diferentes tecnologias são ilustradas na Figura 1.

Figura 1 - Adição de capacidade em países da OCDE, 1960-2014

Fonte: (IEA, 2016).

Embora inicialmente impulsionadas por mecanismos de incentivo, tecnologias de geração renovável têm apresentado uma notável redução de custos ao longo dos anos, com destaque para a geração eólica e solar. Dados das tarifas feed-in7 _{para usinas solares de grande porte na}

Alemanha mostram que o custo caiu de 430 €/MWh em 2005 para 87 €/MWh em 2015 (FRAUNHOFER ISE, 2015). O custo atual aproximado de instalação é de 1 €/Wp, sendo composto por: 0,55 €/Wp para os módulos, 0,11 €/Wp para o inversor e 0,34 €/Wp para os demais custos, incluindo projeto e instalação. A consultoria Lazard há algum tempo realiza um estudo de acompanhamento do Levelized Cost of Energy8

(LCOE) de diferentes tecnologias. Em sua última versão (LAZARD, 2016a), de dezembro de 2016, as fontes eólica e solar já figuram como as fontes de energia mais competitivas sem considerar subsídios. A Figura 2 apresenta a evolução do LCOE em USD/MWh das fontes de geração eólica e solar. Para a fonte solar a análise é segregada entre geração centralizada (utility scale) e distribuída de pequeno porte (rooftop).

7 _{Feed-in tariff é a tarifa paga em contratos de longo prazo aos produtores de energias} renováveis, normalmente com base no custo de geração de cada tecnologia (LCOE). 8 _{Para uma definição do LCOE ver Seção 5.2.1}

Figura 2 - Curva de custos da geração eólica e solar nos últimos 8 anos.

Fonte: (LAZARD, 2016a)

Para se determinar o preço futuro de determinada tecnologia, uma abordagem muito utilizada é a de curva de aprendizado, a qual se baseia na correlação entre os preços da tecnologia e a produção acumulada. Estas curvas têm por base a teoria learning-by-doing e learning by searching, a partir das quais se afirma que, ao longo do tempo, a experiência acumulada, em pesquisa ou capacidade instalada, pode trazer maior eficiência nos processos de produção com uma consequente redução nos custos. Para os módulos fotovoltaicos, dados históricos dos últimos 36 anos mostram que, a cada vez que a produção acumulada dobra, os custos são reduzidos em torno de 19 a 23% (FRAUNHOFER ISE, 2015). Neste mesmo estudo, com base em curvas de aprendizado observadas, é feita uma projeção para os custos futuros de instalação dos sistemas fotovoltaicos, obtendo-se valores entre 0,65-0,80 €/Wp em 2025 e 0,38-0,70 €/Wp em 2040, o que representarão reduções estimadas de 20-35% em 2025 e 30-62% em 2040.

Tomando como base as curvas de aprendizado é possível, portanto, estimar os custos futuros das tecnologias. Em geral a incerteza associada a este processo de previsão é tratada através da definição de cenários.

2.3 R

D

Recentes avanços tecnológicos, inovação em modelos de negócio, alterações na regulação, bem como a preocupação com sustentabilidade e

resiliência do fornecimento de energia, têm impulsionado a integração de recursos distribuídos na rede.

O termo Recurso Energético Distribuído (RED) engloba além da GD, também sistemas de armazenamento distribuídos (ADs). Outros incluem como RED também as cargas controláveis que podem participar de mecanismos de resposta da demanda. Para os fins deste trabalho, a resposta da demanda no nível da distribuição também está incluída no conceito de RED.

Embora existam muitas definições disponíveis para o que é um RED, as quais variam de acordo com o país em questão, a potência das plantas, os níveis de tensão de conexão, entre outros, algumas características são comuns, tais como (CHOWDHURY; CROSSLEY; CHOWDHURY, 2009):

▪ Não é planejado e nem despachável centralmente; ▪ Está localizado próximo dos pontos de consumo; ▪ A potência é normalmente menor que 50MW;

▪ São normalmente conectados no sistema de distribuição em níveis de tensão que variam de 230/415V até 145kV.

Fundamentalmente os REDs desafiam um conceito clássico dos sistemas elétricos que é o fluxo unidirecional de energia desde a geração, em uma ponta, até os consumidores, no extremo aposto da cadeia, como ilustra a Figura 3.

Figura 3 - Diagrama conceitual do fluxo de energia em um sistema com geração centralizada e distribuída.

(a) Sistema convencional (b) Sistema com presença de REDs Fonte: Adaptada de (LEZAMA, 2011).

As características típicas dos REDs elencadas anteriormente são bastante abrangentes, sendo comum encontrar definições que delimitam o escopo a dispositivos de menor porte. Independente do critério adotado, observa-se uma integração crescente destes recursos na rede. Na Alemanha, por exemplo, 90% da capacidade instalada de geração eólica e solar está conectada nas redes de Média Tensão (MT) e Baixa Tensão (BT) (IEA, 2016). A consultoria Navigant Consulting, usando um critério mais restrito, com geradores de até 6 MW, estima que, globalmente, a adição de nova capacidade de RED com relação à geração centralizada atingirá uma razão de 3,5:1 em 2024 (ELLER; LAWRENCE, 2015). As projeções são apresentadas na Figura 4.

Figura 4 - Evolução da capacidade de RED como porcentagem de nova capacidade de geração centralizada.

Fonte: (ELLER; LAWRENCE, 2015)

Três aspectos essenciais distinguem positivamente os recursos distribuídos da geração centralizada tradicional (PÉREZ-ARRIAGA et al., 2016):

▪ Possuem maior valor locacional;

▪ Podem ser agregadas de diferentes formas, potencializando o papel de agentes agregadores;

▪ Permitem modelos de negócio inovadores, dificilmente replicáveis na escala de grandes empreendimentos.

A implantação de REDs constitui uma alternativa complementar à expansão centralizada e, embora apresente desafios técnicos e operacionais, possui diversos atributos positivos importantes: tempo de

implantação reduzido, menor risco de investimento e adaptabilidade à dinâmica de evolução do consumo.

Entre os desafios operacionais pode-se citar a possibilidade de sobrecargas em linhas de distribuição, o aumento dos níveis de fluxo reverso e ocorrência de sobretensões. A natureza variável de diversas tecnologias de RED torna necessário disponibilizar um volume maior de serviços ancilares para se manter o balanço da rede em tempo real, ao mesmo tempo que pode demandar grandes investimentos em expansão da rede. A capacidade de a rede elétrica acomodar de maneira eficiente um grande volume de REDs com natureza variável é particularmente desafiadora, dado o baixo fator de capacidade de algumas destas tecnologias, como por exemplo a geração solar fotovoltaica.

Entretanto, se adequadamente planejados e operados, os REDs oferecem também soluções para muitos dos desafios associados ao sistema de energia elétrica de hoje. Algumas destas soluções incluem: aumento da confiabilidade de suprimento e da resiliência do sistema, melhoria da qualidade de energia, maior controle sobre os custos de energia, redução de perdas, redução de congestionamentos na rede e prestação de serviços ancilares, tais como suporte de tensão e reservas operativas (EPRI, 2014; IEA, 2016).

2.3.1 GERAÇÃO E ARMAZENAMENTO DISTRIBUÍDOS

A Figura 5 mostra uma representação genérica de alto nível de uma unidade RED, que é composta por: uma fonte primária de energia, no caso de uma GD, ou um equipamento de armazenamento de energia, no caso de AD; uma interface elétrica que promove a conversão da fonte primária em energia elétrica; e um circuito de conexão com a rede elétrica (KATIRAEI et al., 2008).

Figura 5 - Diagrama de blocos típico de um RED.

Fonte: (KATIRAEI et al., 2008)

A Tabela 1 resume as configurações típicas para a interface elétrica para cada tipo de fonte primária. Deve-se ressaltar que, além dos dois tipos básicos, GD ou AD, um RED pode ser do tipo híbrido, ou seja, uma unidade que inclui tanto uma fonte de energia primária quanto um meio de armazenamento de energia. Esta unidade híbrida é frequentemente equipada com conversores bidirecionais para fazer a interface com a rede. Tabela 1 – Tipos de RED e interface com a rede.

Fonte Primária de Energia

Interface elétrica típica (para rede CA)

GDs Convencionais

Grupo Motor-Gerador,

Turbinas hidráulicas Gerador Síncrono Turbinas eólicas de

velocidade fixa Gerador de Indução

GDs não convencionais

Turbinas eólicas de velocidade variável,

Microturbinas.

Conversor Eletr. Potência (conversão CA-CC-CA) Sistemas Fotovoltaicos,

Célula-Combustível

Conversor Eletr. Potência (conversão CC-CC-CA)

AD de Longa

Duração Baterias

Conversor Elet. Potência (conversão CC-CC-CA)

AD de Curta

Duração Super capacitores

Conversor Eletr. Potência (conversão CC-CC-CA)

Fonte Primária de Energia

Interface elétrica típica (para rede CA)

Volante de Inércia Conversor Eletr. Potência (conversão CA-CC-CA) Fonte: (KATIRAEI et al., 2008).

Considerando a característica do controle do fluxo de potência de uma RED, uma unidade GD pode ser classificada como uma fonte despachável ou não-despachável. A potência de saída de uma GD despachável pode ser controlada externamente através de set-points de potência ativa e reativa, no caso de uma conexão CA, fornecidos pelo sistema de controle supervisório. Uma fonte despachável ainda pode ser de rápida atuação ou de resposta lenta.

Um grupo motogerador a combustão interna (e.g. grupo gerador diesel) é um exemplo de fonte despachável. Este sistema é normalmente equipado com um sistema de controle de velocidade e de injeção de combustível que controla a potência de saída da unidade com base na estratégia de despacho definida.

Já a potência de saída de uma GD não-despachável normalmente é controlada com base nas condições ótimas de sua fonte primária de energia. Para maximizar a potência ativa de saída de uma unidade baseada em uma fonte renovável, uma estratégia de controle do tipo rastreamento do ponto máximo de potência (Maximum Point of Power Tracking - MPPT) é normalmente empregada.

Embora fontes renováveis de energia, como a solar fotovoltaica e eólica, sejam, por natureza, fontes não-despacháveis, estas podem ser combinadas com dispositivos de armazenamento para formar um conjunto híbrido com características de uma fonte despachável. Do mesmo modo, um conjunto gerador-motor a combustão interna que é normalmente uma fonte despachável de atuação mais lenta, quando associada a um banco de baterias ou capacitores, pode ser considerada como uma fonte híbrida. Estes elementos armazenadores fornecem energia para os períodos de transição, entrada em operação (start-ups) ou intervalos de aceleração e desaceleração do gerador de atuação mais lenta. Sistemas de armazenamento possuem múltiplas aplicações em sistemas de energia elétrica e têm sido apontados como um elemento chave na integração de recursos de geração renováveis e distribuídos (EYER; COREY, 2010). A maior dificuldade na aplicação destes recursos está nos elevados custos de instalação. É sabido, no entanto, que os sistemas de armazenamento têm apresentado curva de aprendizado

expressivas com reduções de custo ano após ano. O Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation (CSIRO) da Austrália apresenta um interessante estudo de projeção de custos para sistemas de armazenamento baseados em baterias, em que também compara suas projeções às de outras instituições (BRINSMEAD et al., 2015). A Figura 6 apresenta os resultados da projeção de custos de instalação para baterias de lítio-íon.

Figura 6 - Projeção de custos para baterias de lítio-íon.

Fonte: (BRINSMEAD et al., 2015). 2.3.2 RESPOSTA DA DEMANDA

A Resposta da Demanda (Demand Response - DR) pode ser definida como a mudança no padrão de consumo em reposta a um sinal de preço ou por mecanismos de incentivo direto. Inclui qualquer modificação intencional que se destine a alterar o momento de consumo, a demanda instantânea ou o consumo total de energia elétrica (ALBADI; EL-SAADANY, 2007). Transpondo esse conceito para o contexto da inserção de renováveis no sistema, as cargas poderiam, por exemplo, ser reduzidas quando há menos vento e sol, e inversamente, serem aumentadas quando a geração renovável é abundante, conforme ilustra a Figura 7.

Figura 7 - Resposta de demanda em um cenário de geração variável.

Fonte: (IEA, 2016).

De acordo com (ALBADI; EL-SAADANY, 2007), os diversos tipos de programa de DR podem ser classificados em dois grandes grupos: baseados em incentivo e baseados em preço, conforme Tabela 2.

Tabela 2 – Taxonomia dos programas de resposta de demanda.

Tipo Subtipo Programa

Baseado em incentivo ou Regulação

Clássico Controle Direto Interrupção por comando

Baseado em mercado

Oferta (Demand Side Bidding) Emergência Mercado de Capacidade Mercado de Serviço Ancilar

Baseado em preço -

Time of Use (ToU)

Preço de ponta crítico Preço de dia/período crítico

Preço dinâmico Fonte: (ALBADI; EL-SAADANY, 2007).

Um dos grandes desafios da DR é ajustar os sinais de preço e incentivo para que o consumidor responda adequadamente. Pode haver diversas situações em que uma elasticidade limitada do consumidor ou situações físicas que não são mapeadas adequadamente nos preços, impeçam que a demanda reaja adequadamente em momentos de estresse

do sistema. Sob essa ótica, (PALENSKY; DIETRICH, 2011) sugerem uma classificação alternativa distinguindo a DR baseados em mercado (preço, incentivos) da DR física, que corresponderia a controle direto sobre a demanda com base em critérios técnicos operativos não necessariamente refletidos no preço. De todo modo, na DR física o consumidor recebe alguma bonificação por disponibilizar a carga para comando, portanto ela poderia ser classificada como um programa de incentivo. Na tipologia proposta na Tabela 2, enquadram-se nesse perfil os programas de controle direto, interrupção por comando e emergência. Os programas de DR variam também com relação ao tempo de atuação. Por exemplo, os programas de dia/período críticos podem ter efeito durante um dia (problemas de atendimento à ponta) ou até semanas (restrições energéticas) enquanto perdurar a condição de estresse do sistema. Na outra ponta do espectro está a resposta da demanda associada a serviços ancilares. Dependendo da natureza da carga esta pode até atuar como “reserva girante” negativa e auxiliar na regulação de frequência por meio de um controle do tipo droop. Nessa condição uma parte da carga deve variar dinamicamente a partir dos desvios de frequência no ponto de conexão (MOLINA-GARCÍA; BOUFFARD; KIRSCHEN, 2011; SHORT; INFIELD; FRERIS, 2007).

Cargas comuns candidatas a um sistema de resposta da demanda são aquelas que podem ser deslocadas. Uma carga deslocável necessita uma certa quantidade de energia em uma determinada janela de tempo, porém o momento exato não é importante, seja porque há algum tanque de armazenamento intermediário, uma grande inércia térmica, ou o consumidor não se importa com o horário exato em que fará uso da energia. Exemplos de cargas deslocáveis incluem sistemas de bombeamento e aquecimento de água, sistemas de Aquecimento, Ventilação e Ar Condicionado (Heating, Ventilating and Air Conditioning – HVAC), bem como cargas com acionamento programável que possuem flexibilidade quanto ao horário de operação (e.g. máquina de lavar roupas no caso de uma residência). No caso de aquecedor de água, por exemplo, este deve manter uma determinada temperatura dentro do tanque. A energia pode ser injetada no tanque até atingir a temperatura máxima e o suprimento de energia para carga pode ser adiado até se atingir a temperatura mínima. O efeito do tanque ou da inércia térmica pode ser modelado como uma determinada capacidade em kWh.

Como as cargas, assim como a GD, são recursos de pequeno porte pulverizados ao longo da rede, para que a resposta destes agentes tenha efeito significativo em um determinado ponto da rede, é necessário que

exista algum mecanismo de coordenação. Uma forma de coordenar a resposta de múltiplos REDs é utilizar agentes agregadores.

2.4 A

Lado a lado com a crescente inserção de REDs na rede elétrica, observa-se atualmente um desenvolvimento muito expressivo dos sistemas de comunicação e controle (Information and Communication Technologies – ICT). Por meio do uso destes sistemas e de plataformas adequadas, é possível agregar um subconjunto pulverizado de REDs para gerir da forma mais adequada sua operação. Esse subconjunto de agentes pode assumir um conceito de unidade equivalente perante a rede ou mercado. Essa unidade equivalente pode ser de natureza virtual ou física.

Em sua forma virtual, a agregação se dá no nível de comunicação entre seus componentes, sem correlação direta com a rede elétrica que os interconecta. A entidade virtual pode atuar como entidade única perante o mercado estabelecendo transações de energia, por exemplo. Nesse caso tem-se o que se convencionou chamar de uma usina virtual (Virtual Power Plant - VPP).

Em sua forma física, a agregação entre geradores e cargas se dá no nível da rede elétrica e a unidade equivalente é, a partir de um determinado ponto de interconexão com a rede, vista, por esta mesma rede, como um elemento único. Esta entidade pode não só estabelecer transações de energia no mercado, mas também atender cargas locais em situações de contingência e disponibilizar serviços ao operador em pontos específicos da rede elétrica. Genericamente explicado, o conceito pode parecer complicado, mas traduzido em exemplos práticos é, na verdade, bem simples e intuitivo. Uma casa que possui um gerador solar fotovoltaico e um conjunto de baterias é um exemplo apropriado deste conceito. Quando este conjunto pode operar desconectado da rede, em modo ilhado, ele assume a forma conceitual de uma microrrede. Quando esta microrrede é dotada de algum sistema de controle para otimização de sua operação, temos o que se convencionou chamar de uma microrrede inteligente (ver Seção 2.5).

As diferenças principais entre usinas virtuais e microrredes são a seguintes (HATZIARGYIOU, 2014):

▪ Localização: Em uma microrrede os RED estão localizados na mesma rede de distribuição e tem o objetivo de atender a carga local primeiramente. Em uma VPP, os RED não estão

necessariamente na mesma área de distribuição e são coordenados em uma área geográfica ampla permitindo estabelecer transações comerciais no mercado de atacado; ▪ Tamanho: Tipicamente a capacidade instalada em uma

microrrede tende a ser menor (de poucos kW a alguns MW) enquanto as VPPs podem ser bem maiores;

▪ Interesse do consumidor: A microrrede focaliza o atendimento da carga local, enquanto a VPP lida com o consumo apenas com um recurso flexível para participar de forma agregada no mercado.

A Figura 8 ilustra a diferença no fluxo de potência da rede distribuição ao considerar os dois paradigmas supracitados. Como a microrrede reconhece o consumo local, a mesma pode conceder à carga a opção de comprar energia da geração local ou da rede via um mecanismo de coordenação local, o que pode trazer economias tanto no consumo de energia, quanto no uso da rede de distribuição.

Figura 8 - Comparação entre VPP e Microrrede no despacho da geração local.

Fonte: Adaptada de (HATZIARGYIOU, 2014).

Do ponto de vista da interação com o mercado, a agregação dos REDs pode oferecer diversas vantagens. Se operados individualmente estes podem não ser capazes de extrair valor do mercado em função da sua dimensão reduzida, das restrições operativas individuais, de barreiras de entrada do próprio mercado (como volumes mínimos), ou por perceberem custos de transação ou riscos muito elevados. Entretanto se dezenas ou centenas são agregados para operar conjuntamente, a

capacidade agregada passa a ser relevante, o custo de transação e o risco são diluídos e, do ponto de vista externo, o conjunto pode oferecer flexibilidades operativas que emanam da operação coordenada dos recursos individuais.

Um exemplo das potencialidades do controle conjunto de REDs pode ser encontrada no trabalho de (TUSHAR et al., 2014), que propõem um algoritmo para controle conjunto de carga/descarga de veículos elétricos e gerenciamento de demanda em uma comunidade de consumidores residenciais onde há integração de geração renovável variável. A integração de veículos elétricos (Electrical Vehicle - EV) pode minimizar investimentos em sistemas de armazenamento de larga escala, auxiliando na integração de recursos renováveis baseados em tecnologias de geração variável. A comunidade forma uma microrrede e um controlador central é responsável por executar o gerenciamento dos REDs, comunicando-se com os medidores inteligentes em cada residência. O algoritmo é eficaz em definir um perfil de demanda líquido ótimo, reduzindo a importação da rede, os custos com energia elétrica e demanda, e aperfeiçoando a confiabilidade e estabilidade da microrrede. Em essência o algoritmo manobra as cargas e descargas dos EV e as cargas flexíveis de modo a acompanhar o perfil de geração interna renovável, bem como evitar custos elevados da rede.

Apesar do controle centralizado proposto por (TUSHAR et al., 2014) atingir seu objetivo, verifica-se que o desempenho do algoritmo não é suficiente para uma integração em larga escala, pois o tempo de processamento cresce exponencialmente a partir de um certo número de consumidores integrados na microrrede. Como alternativa (TUSHAR; ASSI; MAIER, 2015) propõem uma técnica que formula o problema de otimização como um jogo não cooperativo9 _{entre o controlador central e}

os medidores inteligentes que atuam como jogadores. O algoritmo converge para um equilíbrio ótimo e permite escalar o número de consumidores sem comprometer o tempo de execução.

9 _{Na teoria dos jogos, um jogo não cooperativo é aquele em que cada jogador escolhe} e implementa sua ação individualmente, sem quaisquer acordos de ação conjunta aplicados diretamente por outros jogadores (DIXIT; SKEATH, 2004).

2.5 M

I

Conforme descrito anteriormente, uma microrrede é um grupo de cargas e de recursos de energia e armazenamento distribuídos interconectados dentro de limites elétricos claramente definidos e que atua como uma única entidade controlável com respeito à rede. A microrrede pode aparecer com uma variedade de escalas: pode ser definida no nível da rede de baixa tensão, no nível de um alimentador de distribuição ou mesmo nas instalações proprietárias de um consumidor.

Algumas definições formais de microrredes, conforme a visão de diferentes instituições, são elencadas a seguir.

▪ Cigre C6.22: “Microrredes são sistemas de distribuição de energia elétrica contendo demandas e recursos energéticos distribuídos (tais como geração distribuída, sistemas de armazenamento ou demandas controláveis) que podem operar de forma controlada e coordenada, enquanto opera em modo ilhado ou conectado com a rede principal de energia”(MARNAY et al., 2015);

▪ U.S. Department of Energy Microgrid Exchange Group: “Uma microrrede é um grupo de demandas e recursos energéticos distribuídos, dentro de limites elétricos bem definidos, que atuam como uma entidade única em relação à rede principal. Uma microrrede pode conectar-se e desconectar-se da rede principal, assim permitindo a operação tanto em modo conectado como em modo isolado”(TON; SMITH, 2012); ▪ Consortium for Electric Reliability Technology Solutions

(CERTS): “Uma agregação de cargas e microgeradores que funcionam como um único sistema que fornece energia e calor”(LASSETER et al., 2002).

Conforme estabelecem as definições anteriores, uma microrrede pode operar conectada à rede elétrica principal ou também em modo ilhado, situação na qual o sistema de controle interno assegura o balanço de geração e demanda e a operação dentro dos limites de tensão e frequência. Tipicamente, uma segunda camada de controle está presente e tem a função de executar o Gerenciamento Energético (GE) de modo a promover a otimização econômica da operação. O objetivo do GE, no caso da microrrede, é determinar o despacho da geração e uma política de

demanda de carga controlável que minimize, ao longo de um horizonte de planejamento, o custo da operação sujeito a restrições econômicas e técnicas (TENFEN; FINARDI, 2015). O GE da microrrede pode estar interligado por sistemas de comunicação a diversos stakeholders como, por exemplo, Comercializadores, Operador da Rede de Distribuição (Distribution System Operator – DSO) ou o Operador da Rede de Transmissão (Transmission System Operator – TSO) permitindo o estabelecimento de transações comercias de energia e serviços.

Diversas referências na literatura também exploram o conceito da microrrede como uma rede de distribuição de baixa tensão (por exemplo, uma pequena área urbana ou um condomínio industrial), na qual estão integradas cargas e unidades de geração de energia, distribuídas pela rede, com dispositivos de armazenamento de energia e cargas controláveis (CASTRO, 2015).

A Figura 9 ilustra de que modo uma microrrede pode ser interligada à rede de distribuição.

Figura 9 – Diagrama conceitual de uma microrrede e sua integração à rede de distribuição.