Revista Brasileira de Energia Solar Volume V Número1 Julho de 2014 p. 52-61
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ENERGIA SOLAR NA MATRIZ ENERGÉTICA – IMPACTOS TÉCNICOS E
ECONÔMICOS NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
Matheus M F Gemignani – matheus@pea.usp.br Nelson Kagan – nelsonk@pea.usp.br
Universidade de São Paulo, Escola Politécnica, Departamento de Energia e Automação
Gabriel Malta Castro – gabrielcastro@ppe.ufrj.br
Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Planejamento Energético
Resumo. Este artigo apresenta uma análise da inserção da fonte solar na matriz energética brasileira, independentemente da tecnologia de conversão utilizada e de sua concentração, com foco na produção de energia elétrica e seus impactos no sistema. Para isso, foram simulados diferentes cenários de expansão da geração no médio prazo, considerando variações no volume da energia solar ofertada e em sua localização. Em seguida foram analisados os principais resultados quantitativos da simulação hidrotérmica, como o risco de déficit e os custos de operação - marginal, médio e total. Verificou-se que os maiores benefícios são alcançados ao se distribuir a geração solar entre os subsistemas Sudeste/Centro-oeste e Nordeste. Por fim, foi estimado o valor equivalente da energia incremental gerada que, de certa forma, permite precificar o benefício indireto proporcionado pela inserção da fonte solar no sistema energético nacional.
Palavras-chave: Energia Solar, Simulação Hidrotérmica, Risco de Déficit, Custo de Operação, Planejamento Energético
1. INTRODUÇÃO
A matriz energética brasileira, especialmente no setor elétrico, é reconhecidamente uma das mais limpas do mundo, apresentando uma grande capacidade instalada de usinas hidrelétricas e significativo crescimento do aproveitamento eólico, além de utilização de usinas termelétricas a biomassa. Porém, o potencial de geração de energia elétrica a partir do sol, apesar de enorme, continua praticamente inexplorado.
A fonte solar ainda não teve o crescimento que merece no Brasil, dentre outras razões por não se apresentar economicamente competitiva e não dispor de subsídios expressivos. Contudo, a seguir são expostas algumas de suas características não precificadas tradicionalmente e que podem trazer benefícios ao sistema, independentemente da viabilidade financeira do empreendimento.
2. OBJETIVO
O objetivo deste artigo é apresentar uma análise da inserção da fonte solar na matriz energética brasileira, com foco na produção de energia elétrica e seus impactos no sistema. Para isso, foram simulados diferentes cenários de expansão da geração no médio prazo, considerando variações no volume da energia ofertada e sua localização.
3. DESCRIÇÃO DO ESTUDO
3.1. Geração de energia solar
Tecnologicamente, a radiação solar pode ser aproveitada para gerar energia elétrica através de processos fotoelétricos ou térmicos. No primeiro caso, temos o uso de módulos fotovoltaicos e, no segundo caso, as usinas heliotérmicas, ou solar concentradas (CSP - Concentrating Solar Power). As usinas CSP podem ter armazenamento térmico, tornando possível o controle do despacho e desacoplando temporalmente, no curto prazo, a radiação solar da geração de energia elétrica. Porém, se a usina CSP não tiver armazenamento térmico, sua geração ocorrerá nos horário em que há incidência de sol, como no caso das usinas fotovoltaicas. No presente trabalho, foram feitas simulações energéticas em base mensal, em três patamares de carga. A geração solar foi modelada como um valor médio mensal (determinístico) a cada mês da simulação, no patamar de carga média. Desta forma, em termos energéticos, apesar de existir grande diferença entre as tecnologias, as simulações não diferenciam o sistema de geração. Ou seja, as usinas simuladas neste estudo podem ser tanto fotovoltaicas como CSP sem armazenamento. O porte da usina também não tem impacto nos resultados, podendo ser consideradas tanto grandes centrais como geração distribuída.
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3.2. Oferta de energia
A tecnologia solar ainda é economicamente imatura e possui curvas de experiência com ganhos significativos (curvas de experiência, também conhecidas por curvas de aprendizado, mensuram os ganhos com a eficiência do processo tecnológico via redução de custos à medida que avança a produção acumulada de determinado produto). Estudos da Agencia Internacional de Energia indicam que os custos dos módulos fotovoltaicos caíram entre 15 e 22 % a cada vez que a produção foi duplicada e a expectativa é que esses custos continuem caindo à taxa de aprendizado de 18 %. Além disso, não se pode descartar a possibilidade de saltos tecnológicos, que podem deslocar a curva de aprendizado ainda mais para baixo.
No contexto brasileiro atual, com altos custos para os equipamentos, inexistência de incentivos significativos e leilões de energia sem sinal locacional e diferenciação por fonte, grandes usinas solares ainda não são viáveis e precisam do avanço tecnológico para se tornar competitivas. Em contrapartida, a geração distribuída já tem espaço em algumas regiões do país e deve ser a responsável pelo crescimento inicial da geração solar brasileira.
Além da redução de preço supracitada, fontes tradicionais devem perder competitividade, pois os melhores aproveitamentos já foram utilizados e há cada vez mais restrições ao uso de combustíveis fósseis, além da tendência de aumento de seus custos.
Partindo dessas considerações, os cenários analisados adotaram expansão da oferta gradual e constante, com manutenção das taxas de crescimento anual por um período de 10 anos, coincidente com o utilizado no Plano Decenal de Expansão 2021 da Empresa de Pesquisa Energética (2012). O primeiro caso, mais conservador, considera que o mercado de energia de 2021 será atendido com 1 % de energia solar. O segundo cenário, de crescimento mais intenso, alcança 3 % do mercado. A Fig. 1 apresenta as curvas de inserção das duas opções de crescimento da oferta.
Figura 3 - Cenários de oferta de energia solar
Independentemente do cenário adotado, toda a energia solar ofertada é gerada no horário diurno, condizente à sua característica de geração. Este período, no setor elétrico, corresponde nominalmente ao período de carga média. A Fig. 2 ilustra curvas de carga do subsistema SE/CO para janeiro de 2012. A Tab. 1 mostra qual é o período de carga média considerado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS, 2010). É possível observar que o patamar de carga média não é totalmente coincidente com o horário diurno, porém, para a simulação desejada, é bastante representativo, com mais de 75 % de seu período ocorrendo durante o dia.
Tabela 5 - Definição dos patamares de carga
Patamar Sem horário de verão Com horário de verão
2ª a sábado Domingos e feriados 2ª a sábado Domingos e feriados
Pesada 18h a 21h --- 19h a 22h --- Média 21h a 24h 7h a 18h 17h a 22h 22h a 24h 7h a 19h 18h a 23h Leve 0h que 7h 22h a 24h 0h a 17h 0h a 7h 23h a 24h 0h a 18h 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 En ergia Gerad a (GWh )
Geração PV - Acumulada
Cenário A (1%) Cenário B (3%)3.3. Simula As simu possível da f O cenár 2012], para o geração incre unidades ger fontes ou, na prevista para MWmed no Figura As simu usado para a Equivalentes formação de dilema de us modelo, a d afluências in “política de “política” cal ação ulações apres fonte solar e re rio de referên o período 2012 emental, sem radoras, como a pior das hip a o caso base final do horiz a 5 - Oferta d ulações para a elaboração s) é um softwa preços. Ele é sar ou não a á emanda de en ncidentes às hi operação”, sã lculada. Revista Brasilei Figura sentadas utiliz esultados que ncia adotado, c 2 a 2021. Tod substituição o o hidrelétricas póteses, criar e e o mercado onte, foi retira
de geração (e
este estudo fo do PDE 202 are de simulaç baseado na m água dos reser nergia futura idrelétricas são ão geradas sé ira de Energia So a 4 - Curvas d zam sempre o possam ser an como já menc dos os cenário ou alteração d s e eólicas pl uma situação o de referênc ado do caso ba squerda) e de oram realizad 21. O Newav ção da operaçã metodologia PD rvatórios das e os preços o variáveis es éries sintética olar Volume V N 54 de carga do su os mesmos cri nalisados de fo cionado, é o c s são gerados de fontes exist lanejadas, é m o de excesso cia (consumo) ase e não sofr
emanda ener das através do ve (Modelo E ão hidrotérmic DDE (program hidrelétricas dos combust tocásticas. Ao s de afluênci Número1 Julho d ubsistema SE itérios e prem forma compara caso base do P a partir do ca tentes e previs mantida, pode de energia. A ) utilizado. O reu alterações gética estima Newave (ver Estratégico de ca utilizado at mação dinâmi em função da tíveis são con o final do proc a e simulada de 2014 p. 52-61 E-CO (Jan/20 missas, permit ativa. Plano Decena aso base, atrav stas. Dessa fo endo deixar d A Fig. 3 apre mercado, de em nenhum d ada (direita). rsão 16.8). Tr e Geração Hi tualmente para ica dual estocá a incerteza da nsiderados de cesso de otimi a operação d 012) tindo a melho al de Expansã vés da inserçã orma, a instala de gerar energ esenta a potên e aproximadam dos cenários. Fonte: [EPE rata-se do me idrotérmica a a a operação d ástica), que te as afluências f eterminísticos, ização, em qu do sistema co or modelagem o 2021 [EPE, o de oferta de ação de novas gia em outras ncia instalada mente 90.000 , 2012] smo software a Subsistemas do sistema e a nta resolver o futuras. Nesse , enquanto as ue é definida a onsiderando a m , e s s a 0 e s a o e s a a
No PD subsistemas PDE 2021. P Para mais inf
3.4. Sensibi A inser incremental o sensibilidade A prim solar. Assim (SE/CO), e d E, e também energéticos, m Portanto, não formações sob ilidades rção da energ ofertada e a al es, e comparad eira sensibilid m, os cenários diferem apenas m nas simulaçõ mostrados na F leva em cons bre a PDDE, v gia solar no s locação geogr das entre si e c dade (Fig. 5) t s criados não s no valor da p ões elaborada Fig. 4. A vers sideração as n ver [Pereira, 1 Figura 6 – S sistema interli ráfica. Essas c com o caso ba tem por objeti o têm alteraçõ potência insta Figura 7 - Se 55 as neste traba são do Newav novas implem 999]. Subsistemas igado tem im consequências ase citado ante ivo analisar o ões geográfic alada, conform ensibilidade 1 alho, foram u ve usada foi a entações de a [EPE, 2012] mpactos que d s podem ser an eriormente. o impacto do v
cas, sendo ins me já apresenta 1 - variação d usados 2000 c mesma que a aversão a risco diferem confo nalisadas sepa volume de ofe stalados semp ado na Fig. 1. da oferta cenários hidro usada para a o do setor elé orme o volum aradamente, at erta incremen pre no mesm ológicos e 10 realização do étrico (CvaR). me de energia través de duas tal de energia mo subsistema 0 o . a s a a
Por out mercado de apenas quant Fig. 6 ilustra 4. RESUL Os cená • Cas • Cas cená • Cas • Cas • Cas caso A simu sistema até a envolvidos. A o caso base e no supriment médios e tota 4.1. Risco d A Fig. 7 perceber, a v (segundo o c 2004]).
tro lado, a seg energia em 20 to à localizaç a esta sensibili LTADOS ários apresenta so Base – Util so SE 1% – T ário é comum so SE 3% – To so NE 1% – T so SE/NE 1% o SE 1 %.
lação dos cen a quantificação Assim, uma v e entre as alte to energético ais da operaçã de déficit 7 ilustra o com variação do r critério de con Revista Brasilei gunda sensibil 021 (nas cond ção: Sudeste/C dade. Fi ados podem s lizado para co oda a geraçã m às duas sen oda a geração Toda a geraçã – Geração r
nários gera gra o das principa vez realizadas ernativas de ca (risco de não ão e, por fim, o
mportamento d risco não é s nvergência def ira de Energia So lidade mantém dições da Fig Centro-Oeste, igura 8 - Sens er estudados a omparação d ão no SE/CO, sibilidades; o no SE/CO, ão no NE, com repartida igua ande quantidad ais consequên as simulações ada cenário. A atendimento o cálculo do v do risco de dé significativa e finido pela Re olar Volume V N 56 m a oferta da . 1 – Cenário Nordeste e a sibilidade 2 -através de cin dos cenários e com oferta c com oferta m m oferta igual almente entr de de resultad cias, como a p s, os principai A seguir são ap de parte da ca valor equivalen éficit anual no e permanece esolução nº 1 Número1 Julho d geração em t de oferta A) combinação variação da co simulações elaborados (a corresponden mais intensa; l à do caso SE re o SE/CO e
dos, desde det possibilidade is resultados p presentadas e arga), o custo nte da energia o subsistema S sempre abaix do Conselho de 2014 p. 52-61 todos os cená , e cria três n Sudeste/Cent localização s: rquivos do P nte a 1 % do E 1 %; o NE, totaliz alhes sobre a de ocorrer dé podem ser ana
ssas compara marginal de o a gerada pelas SE/CO, para c xo do limite Nacional de P ários, equivale novos cenários tro-Oeste com DE 2021 (EP mercado de zando a mesm otimização da éficit de energ alisados e com ções, exibindo operação (CM s usinas solare ada cenário. C máximo perm Política Energ ente a 1 % do s que diferem m Nordeste. A PE, 2012)); energia. Este ma oferta do a operação do gia e os custos mparados com o os impactos MO), os custos es. Como se pode mitido de 5% gética [CNPE, o m A e o o s m s s e % ,
Os valores u estudo, para Fig. 8, que il 4.2. Custo M A Fig. cenário de re utilizados no cada cenário, ustra a diferen Figura 10 Marginal de O 9 apresenta a eferência (Cas 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 gráfico anteri e apresentado nciação apena - Risco de dé Operação a expectativa o Base), para 2012 2013 Risco de déficit (%) -anual x 2000 séries Caso Base Figura 9
-ior podem ser os em conjunt as do volume d éficit médio -(Sensibilida do CMO - C os subsistema 3 2014 2
Risco
SE 1% 57 - Risco anual r agregados, s to aos outros de energia ofe comparação ade 2) da ener Custo Margin as SE/CO e N 015 2016o anual
SE 3% de déficit - S se apresentan subsistemas. O ertado e apena no volume (S rgia ofertada nal de Operaç NE. 2017 201de défi
% NE 1 SE/CO do o risco m Os resultados as na localizaç Sensibilidade ão para os ce 18 2019icit - SE/
1% SE médio de todo podem ser vi ção das usinase 1) e na local enários propo 2020
/CO
E/NE 1% o período de isualizados na . lização ostos e para o e a oAssim c subsistemas 4.3. Custo d A simu uma represe configuraçõe em três agrup água). Adicio todo o períod assume valor Figura 1 como no item Sul e Norte. A Figura de operação d lação da oper entação fided es do parque g pamentos: cus onalmente, os do de estudo. res muito baix
Revista Brasilei 11 - Custo Ma m anterior, os r A Fig. 10 ilust 12 - CMO m do sistema ração do sistem igna da reali gerador. A co stos de geraçã s gráficos tam Como a prin xos, da ordem ira de Energia So arginal de Op resultados apre tra as compara édio – Comp ma também te idade como mposição des ão térmica, de mbém apresen ncipal fonte en de 10 R$/MW olar Volume V N 58 peração – Sub localização d esentados pod ações das Sens
aração do vo
em como resu valor absolut sse custo poss e déficit e outr tam o custo m nergética no S Wh. A Fig. 11 Número1 Julho d bsistemas SE da oferta
dem ser resum sibilidades 1 e
olume e na loc
ultado o custo to, é adequa sui diversos ite
ros (violações médio de oper SIN é a hidro ilustra esses r de 2014 p. 52-61 E/CO e NE, al midos em term e 2. calização da o total de opera ado para com ens, apresenta s a restrições o ração (no eixo eletricidade, o resultados par
lterando volu
mos médios e a
oferta de ene
ação, que apes mparações ent ados nos gráfi operativas, co o vertical sec o custo médio ra as Sensibili ume e acrescidos dos rgia
sar de não ser tre diferentes icos seguintes omo desvio de undário) para o de operação dades 1 e 2. s r s s e a o
4.4. Valor e A reduç para o sistem indicando qu médio da en Das figuras a mais de 2,2 aproximadam solar para o s Fi Os valo análise, a Figura 15 mo de 200 R$/M dos cenários cenários. A partir o investimen geradores so necessárias a em um perce Figura 13 -equivalente d ção do custo d ma, causada p ual é o valor e nergia increme abaixo, depree bilhões de re mente 6,6 bilh sistema se ma igura 14 - Cu ores mostrado ostra a distrib MWh. Observa . Já no caso d r dos resultado nto em energi olares foi feit ao pleno atend entual baixo de - Custo de Op da energia ger de operação (d ela geração in equivalente de ental (custo in ende-se que n eais, o que eq hões de reais, antém praticam usto de operaç os na Figura 1 buição probabi a-se que nos c de concentrar a os obtidos, ve ia solar tem p a sobre o cas dimento da ca e cenários. peração – Co rada diferença do c ncremental de esta geração. A ncremental div no caso SE 1% quivale a, apr , equivalente mente constant ção evitado – 4 correspond ilística do cus casos SE 1% a geração tod erifica-se que n pouca probabi so final do P arga. Assim, j 59 mparação do
usto total entr e fonte solar, e A Fig. 12 apre vidido pela en % a economia roximadamen a 77 R$/MW te, independen – Comparaçã em ao valor e sto evitado, co e SE/NE 1% a no nordeste nas condições ilidade de ter PDE 2021, um á era de se es o volume e na re o caso base e permite pre esenta o custo nergia efetiva a em custo op te, 75 R$/MW Wh. Observa-s nte da penetra o do volume esperado das 2 omparados ao % a fonte solar (NE 1%), o s atuais, de um r retorno. Poré m caso em qu sperar que os a localização e os cenários cificar o custo o evitado total amente gerada perativo esper Wh. No caso e, portanto, q ação da fonte. e na localizaç 2000 séries si valor estimad r é economica investimento m ponto de vis ém, deve-se r ue o sistema investimentos da oferta de s) representa u o evitado em l em cada cen a), para cada ada para o SIN
SE 3%, a ec que o benefíc ção da oferta imuladas. Par do de implant amente vantaj só compensa sta estritament ressaltar que já possui tod s apenas seria energia uma economia cada cenário, nário e o valor sensibilidade. N é de pouco conomia é de io da energia a de energia ra aprimorar a tação da fonte josa em 12 % em 10 % dos te econômico, a inclusão de das as usinas am vantajosos a , r . o e a a e % s , e s s
Fig 5. CONC Este art solar. Esses entrada dessa como princip • O r corr • Ofer • O c inde • A lo da o • A lo apro • O c cená O custo independente praticamente seu benefício e NE. Portan outras, influe fontes de ger De mod solar no horá sido avaliado R$/MWh, po preços). Entr feitas um mo de operação estocasticida parque gerad parte da ofer parâmetros v gura 15 - Perm LUSÕES tigo apresento cenários foram a fonte quant pais conclusõe risco de défi respondente a rtas maiores ( custo margina ependentemen ocalização das oferta, entretan ocalização tam oximadamente usto total de ários - 2.700 M o de operação e do percentu e constante. Já o. Verificou-se nto, caracterís enciam claram ração, solares do geral, verif ário de carga o pelo mercad orém são refer retanto, algum odelo com per hora a hora, q ade do recurso dor já bem dim rta planejada verificados no Revista Brasilei manência de ou quatro cen m organizado o à quantidad es:
ficit não tem 1% do merca (≈2-3%) podem al de operaçã nte do subsiste s usinas solare nto, tem impa mbém não inte e 10% (reduçã operação pod MWmed em 2 evitado most ual de energ á no caso da l e que a situaç sticas da distr mente no custo ou não. ficou-se, atrav média é por do em valores rentes à instal mas consideraç riodicidade m que considere o solar. Deve mensionado p de outras fon presente traba ira de Energia So custo de oper d nários de ofer os em dois est de de energia m alterações ado em 2020; m apresentar r ão (CMO), co ema e do volum es não foi, nos
cto significati erfere no custo ão aproximada de apresentar 2020); trou-se propor gia solar no ocalização da ão que traz m ibuição do m o de operação vés das simula volta de 80 R próximos a 2 lação da usina ções devem s mensal, por pat
e, entre outras e-se considera ara atender a ntes e substit alho. olar Volume V N 60 ração evitado de investimen rta incrementa tudos de sens ofertada e à significativas redução do ris omo esperado me da oferta; s testes realiza ivo; o médio de op a de 12 para 1 reduções sign rcional à pene sistema (1 % as usinas, ela p maiores benefíc mercado e da o o e podem ser ações, que o b R$/MWh. Esse 200 R$/MWh a em 5 anos, o er feitas a res tamar. Uma a s coisas, as res ar, também, q carga prevista tuir por solar,
Número1 Julho d o em compara to al de usinas d sibilidade, ana localização g com a entr sco em até 20 o, foi reduzid ados, determin peração, mas e 1 R$/MWh); nificativas (re etração da ene % ou 3 %), o pode trazer m cios é a que d oferta existent utilizados com benefício méd e valor é infe (há estudos q onde o preço speito desse re análise mais d strições horár que a adição d a no horizonte , verificando de 2014 p. 52-61
ação com val
de geração de alisando-se se geográfica das rada de usin % (2,0 % par do em todas nante nas alter este é afetado eduziu em ma ergia solar no o benefício, e maiores impact ivide a geraçã tes e de restri mo sinalizaçã dio para o sist rior ao custo que apresentam representa um esultado. Prim detalhada pode rias, o custo d da fonte solar e. Uma anális o impacto pa lor de referên e energia elétr eparadamente s usinas, tendo nas solares c ra 1,6 %); as simulaçõe rações do CM pela oferta in ais de R$ 6 b sistema. Obs em R$/MWh tos ao valor e ão entre os sis ições de trans ão para a inser tema de geraç atual dessa fo m valores na f ma expectativa meiro, as simu e ser feita com de partida das
r foi feita em se posterior po
ara o sistema
ncia do custo
rica por fonte o impacto da o apresentado com potência es realizadas, MO. O volume ncremental em bi em um dos servou-se que, h, manteve-se quivalente do stemas SE/CO smissão, entre rção de novas ção de energia onte, que tem faixa 160-180 a de queda de ulações foram m um modelo máquinas e a m cima de um ode ser retirar nos mesmos e a o a , e m s , e o O e s a m 0 e m o a m r s
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REFERÊNCIAS
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EPE - Nota Técnica Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira [Relatório], 2012.
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SOLAR POWER IN THE BRAZILIAN ENERGY MATRIX –
TECHNICAL AND ECONOMIC IMPACTS ON THE ELECTRICAL SYSTEM
Abstract. This paper presents an analysis of the integration of solar power in the Brazilian energy matrix, regardless of the conversion technology and its concentration, focused on electric power production and its impacts on the system. For this, different generation expansion scenarios have been simulated in the medium term, considering changes in the volume of solar power offered and its location. Then, the main results of the hydrothermal simulation were analyzed, like the risk of deficit and operating costs. Finally, the equivalent value of the incremental energy generated has been estimated, what allows pricing the indirect benefit provided by the insertion of solar power in the national energy system.
