EPE cria modelo para medir déficit de flexibilidade no sistema elétrico

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) propôs incorporar a flexibilidade operativa como uma terceira dimensão da garantia de suprimento do sistema elétrico brasileiro, ao lado dos critérios de energia e potência. A ideia central é avaliar se os recursos de geração e armazenamento conseguem responder, na velocidade necessária, às variações da carga líquida provocadas pelo avanço das fontes renováveis variáveis.

Por meio do Modelo de Adequação de Rampas (MAR), ferramenta desenvolvida pela estatal de planejamento, será possível incorporar elementos relacionados à inflexibilidade na operação, identificando também situações de déficit de flexibilidade, quando os requisitos de rampa de carga líquida superam a capacidade de resposta do sistema com os recursos disponíveis. O objetivo é incorporar o mecanismo e seus indicadores ao arcabouço de planejamento energético.

A proposta, enviada à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), consta em um estudo sobre flexibilidade operativa elaborado pela EPE, que considera os efeitos do aumento da participação de fontes solar e eólica na operação do sistema. Atualmente, um dos principais desafios ocorre no fim da tarde, quando a geração solar diminui e o consumo de energia aumenta.

Nesse período, o sistema precisa elevar rapidamente a geração de outras fontes para compensar essa redução. Também podem ocorrer rampas descendentes, associadas a momentos de elevada geração renovável e menor demanda, em que é necessário reduzir a geração para evitar desequilíbrios operativos.

Flexibilidade passa a ser uma dimensão da garantia de suprimento

Com essa realidade, a proposta da EPE avalia que uma adequação, baseada nos requisitos de energia e potência, não é suficiente para identificar todas as necessidades operativas de um sistema com participação crescente de fontes variáveis.

A disponibilidade de potência, por si só, não representa necessariamente flexibilidade. Um recurso pode ter capacidade instalada ou potência disponível, mas não conseguir responder ao sistema na velocidade exigida. Entre os fatores que condicionam essa resposta estão as taxas de rampa, os tempos de partida e parada, os limites de geração mínima, as condições hidrológicas, o nível dos reservatórios, as restrições contratuais e as limitações de transmissão.

Assim, a EPE destaca que a necessidade de flexibilidade deve ser analisada tanto para o aumento quanto para a redução da geração. Para avaliar essa dimensão, a EPE desenvolveu o Modelo de Adequação de Rampas (MAR). A ferramenta realiza simulações horárias e considera a sequência temporal dos eventos operativos, permitindo analisar a capacidade de resposta do sistema diante das variações da carga líquida.

O modelo incorpora elementos como reservas operativas, incertezas, condições hidrológicas, compromisso de unidades geradoras, inflexibilidades termelétricas, cortes de geração renovável e restrições de transmissão.

A partir das simulações, o modelo identifica situações em que o requisito de rampa da carga líquida supera a capacidade de resposta efetivamente mobilizável pelos recursos disponíveis. Esses eventos são classificados como déficits de flexibilidade.

A EPE também considera o chamado déficit acumulado, que ocorre quando os déficits se sucedem e comprometem a capacidade de resposta dos recursos ao longo do tempo. Dessa forma, uma sequência de eventos pode representar um desafio maior do que uma ocorrência isolada, especialmente quando os recursos flexíveis já foram utilizados e não conseguiram se recompor.

Na aplicação sistêmica apresentada no estudo, entretanto, as restrições de rede não foram representadas, sendo um tema para aprimoramentos futuros.

Segundo a EPE, o MAR deve ser entendido como uma dentre possíveis soluções, demonstrando a viabilidade de se integrar a avaliação da flexibilidade ao arcabouço de planejamento energético de forma consistente e aplicável.

Indicadores propostos para medir os déficits

Para sintetizar os resultados, o estudo apresenta dois indicadores para avaliar a adequação da flexibilidade operativa.

O primeiro é o LOFP, sigla em inglês para Loss of Flexibility Probability, que mede a probabilidade de ocorrência de déficit de flexibilidade. O indicador pode ser calculado para diferentes períodos, como horas ou meses, e busca identificar a frequência com que o sistema não consegue atender aos requisitos de rampa.

O segundo indicador é o EFS, ou Expected Flexibility Shortfall, que mede a severidade esperada dos déficits. Para isso, considera a média dos 1% piores cenários simulados, em uma lógica semelhante à utilizada em medidas de risco associadas aos eventos extremos.

A proposta apresentada pela EPE estabelece os seguintes limites: LOFP igual ou inferior a 5%; EFS para a flexibilidade ascendente, considerando os 1% piores cenários, igual ou inferior a 5% da carga global instantânea do SIN; EFS para a flexibilidade descendente, considerando os 1% piores cenários, igual ou inferior a 1% da carga global instantânea do SIN.

A EPE ressalta que o limite de 5% para o LOFP não deve ser comparado diretamente ao limite anual de probabilidade de perda de carga utilizado em outros critérios de adequação, uma vez que os indicadores possuem bases de cálculo e objetivos distintos.

Estudo de caso considera diferentes configurações de geração

A proposta foi testada com base em um cenário associado ao Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035). O estudo também avaliou sensibilidades que alteraram a composição da matriz elétrica para verificar os efeitos de diferentes níveis de flexibilidade.

Em uma das sensibilidades, as baterias foram substituídas por termelétricas lentas e inflexíveis. Em outra, pequenas centrais hidrelétricas e termelétricas foram substituídas por geração solar centralizada. Essa segunda configuração também considerou a substituição de geração eólica por solar centralizada.

Os resultados indicaram que as configurações avaliadas poderiam atender aos critérios de energia e potência, mas apresentavam diferenças relevantes em relação à flexibilidade operativa. Os cenários com menor capacidade de resposta registraram maior ocorrência de rampas, déficits de flexibilidade, cortes de geração renovável e dificuldades para acomodar as variações da carga líquida.

Com isso, o estudo mostra que duas configurações de expansão podem ser equivalentes sob os critérios tradicionais de energia e potência, mas não necessariamente oferecer o mesmo desempenho operacional. A composição tecnológica da matriz passa a ter impacto direto sobre a capacidade de resposta do sistema.

Proposta ainda depende de definição institucional

A EPE indica que a incorporação da flexibilidade operativa como critério de garantia de suprimento pode ser formalizada por meio de uma resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e de uma portaria do Ministério de Minas e Energia (MME).

O estudo não propõe, neste momento, a criação de um produto específico, mecanismo de mercado, remuneração, contrato, rateio de custos ou volume adicional de contratação de potência. O objetivo é estabelecer uma forma de avaliar a flexibilidade necessária ao atendimento das condições operativas do sistema.

A proposta busca, portanto, ampliar a avaliação da adequação do sistema elétrico brasileiro. Além de verificar a existência de energia e potência suficientes, o planejamento passaria a considerar se os recursos disponíveis conseguem ser mobilizados ou reduzidos na velocidade exigida pela evolução da matriz elétrica.