Brasil está pronto para gerenciar a carga pela demanda
Cerca de duas décadas depois das primeiras sondagens o país está próximo de iniciar o gerenciamento da carga do sistema interligado por meio da redução de consumo pelo mecanismo de resposta da demanda.
A Força Tarefa do Grupo C5 do Cigré Brasil “Gestão pelo lado da Demanda” define o mecanismo de resposta da demanda como uma medida que, além de contribuir com a redução das necessidades de investimentos na expansão do setor de energia elétrica, possibilita atribuir segurança do sistema, com a operação das novas modalidades de geração e com a eficiência econômica do mercado. Do ponto de vista da segurança da operação, as diversas modalidades desse mecanismo podem ser utilizadas para tornar o sistema mais confiável e flexível para apoiar a integração de novas capacidades de geração intermitente, o gerenciamento das restrições da rede, o atendimento a situações de emergência e a prestação de serviços ancilares para balanceamento e estabilidade do sistema.
E o Brasil está próximo de entrar no grupo de países que já adotam essa medida como forma de tornar o sistema mais flexível e confiável por meio de um projeto piloto que poderá ser implantado ainda no segundo semestre do ano. Não há uma data no horizonte, a atual expectativa do Operado Nacional do Sistema Elétrico – e do mercado em geral – é de que o início ocorra até outubro. Para que essa data realmente seja atendida ainda é necessário que a Agência Nacional de Energia Elétrica coloque em audiência pública a proposta que regulamenta o projeto e todas as suas regras até agosto.
As questões que precisam ser discutidas e validadas com o mercado versam desde a forma de remuneração dos agentes que se dispõem a participar do programa, as regras de como deve se dar o chamamento à redução da carga, a capacidade disponível para a redução, entre outros temas.
O diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, manifestou otimismo quanto a adoção desse programa no Brasil. “No ONS estamos em sintonia com a CCEE, a EPE e Abrace, trabalhando para tentar fazer com que isso seja uma realidade, essa é uma proposta que vem sendo cogitada há muito tempo”, comentou ele.
Mapeamos 1,2 GW de potencial que pode aumentar quando as regras do mecanismo forem conhecidas. Camila Schoti, da Abrace
Essa iniciativa já era prevista ainda no Reseb, que data de 1998, segundo lembrou a consultora sênior da Thymos Energia, Evelina Neves. Fator corroborado pelo professor e consultor Dorel Ramos que definiu, “estamos atrasados 20 anos em relação à adoção do programa”. Nesse período apenas a disponibilização de nova oferta de energia era utilizada como elemento de controle. Contudo, o sentimento do mercado é de que a implantação desse mecanismo, relativamente comum e já adotado em outros países é uma viável no Brasil.
A retomada desse projeto partiu de uma iniciativa da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace). De acordo com a diretora de energia elétrica da instituição, Camila Schoti, uma parte dos associados da entidade já tem a experiência com essa modalidade de mecanismo em outros países por serem empresas multinacionais. Nesse sentido, foi apresentado um estudo inicial para mostrar as possibilidades por aqui.
“Mapeamos o potencial dos produtos, quanto tempo de antecedência é necessário para reduzir a carga e isso pode configurar uma série de produtos para serem colocados no mecanismo de resposta da demanda”, comentou a diretora da Abrace. “No caso do Nordeste mapeamos um potencial imediato de cerca de 200 MW. Esse potencial imediato apenas deve-se ao fato de ainda não existirem regras claras e nada formalizado quanto ao tema. Quando audiência pública estiver aberta e a minuta de resolução demonstrando como funcionará a resposta da demanda, aqueles que não enxergam ainda o mecanismo, deverão aderir e veremos um aumento desse volume”, indicou Camila.
De acordo com a Nota Técnica da Abrace que permeou o início das discussões, a entidade possui 51 associados que representam uma carga de aproximadamente 8,4 GW médios. Para estimar o potencial de adesão, a associação realizou uma pesquisa entre esses consumidores sobre interesse e disponibilidade de recursos para participação voluntária em programas de reação da demanda. O potencial levantado em todos os submercados ficou em 1.167,5 MW em diferentes durações ponderadas e diferentes avisos prévios para a resposta, conforme mostra a tabela abaixo.
Esse montante, destacou a entidade, foi levantado com menos de 25% dos associados, 90% desse volume está concentrado para o produto day ahead e 18% no Nordeste para ambos os avisos de despacho. Aliás, é nessa região que vive uma situação mais crítica quanto à operação do sistema que a ideia renasceu. O documento da associação apontou que após um workshop com entidades do setor elétrico identificou-se com base na atual conjuntura do subsistema, marcada por afluências bem inferiores à média de longo termo e o incremento do uso de fontes não despacháveis, a oportunidade de criação de um piloto para avaliar a contribuição desses mecanismos para o caso brasileiro.
Camila Schoti destacou que, por ser voluntário, o processo deve ser competitivo para estimular a redução da carga. A ideia ao promover esse comportamento é evitar a geração térmica, e consequentemente, reduzir o custo do sistema como um todo ao evitar o acionamento de UTEs mais caras diante do aumento das fontes intermitentes que estão crescendo de participação no Nordeste.
Inicialmente, disse Barata, do ONS, a ideia do piloto é a de oferecer dois produtos ao mercado. O intraday e o day ahead, que referem-se a chamadas de redução de carga dentro do mesmo dia e no dia seguinte. Inclusive, o primeiro produto pode ser utilizado para compensar a variação da eólica, uma vez que atualmente os reservatórios da região Nordeste estão com nível mais reduzido e não proporciona controle de frequência. Esse fator, explicou ele em evento da Fiesp, faz com que o controle seja “transferido” para o Sudeste por meio do intercâmbio.
Outro fator que aumenta a complexidade do sistema é o avanço das fontes variáveis o que ainda exige que haja um espaço na transmissão para atender a região em momentos que para de ventar. Essa variação já chegou a ser de 1 mil MW em questão de meia hora e isso por uma fonte que representa mais da metade do suprimento da carga daquela região. “Esse volume precisa ser compensado de alguma forma por outra fonte”, destacou o diretor geral do ONS. Atualmente a operação do NE é feita com as eólicas, hídrica, intercâmbio e térmicas que estão sendo chamadas mais do que o seu objetivo quando foram leiloadas.
O mercado está maduro para a implantação de mecanismos de resposta da demanda Luiz Eduardo Barata, do NOS
A demanda, avaliou Barata, é uma fonte que pode ajudar muito na operação. Ele toma como base a realidade já vivida no exterior em países que já dispõem de vários produtos para o atendimento à ponta, restrições, como reserva operativa, controle de frequência, entre outras. E destacou que esses serviços devem ser remunerados de forma adequada. “Entendemos que o mercado está maduro para a implantação desses mecanismos”, definiu. “Estamos com os assuntos bem discutidos e vamos fazer os testes para quantificar com quanto podemos contar no nosso piloto para o atendimento à ponta e mitigação da intermitência no day ahead ou intraday. O atendimento à ponta para atender às flutuações instantâneas da geração eólica nesse horário significa hoje algo da ordem de 3% da demanda máxima”, disse ele.
A Abrace lembra que ao se utilizar como exemplo a máxima histórica do país que foi de 85,7 GW, esse percentual equivale a aproximadamente 2,6 GW de reserva que poderia ser fornecida por meio da resposta de demanda.
Segundo a consultora sênior da Thymos Energia, Evelina Neves, o mecanismo tem várias funções e uma delas é ajustar a demanda máxima e deslocá-la para um período fora da ponta. Assim é possível otimizar o uso da rede e utilizá-la da melhor forma ao dar o sinal econômico para isso. Hoje essa sinalização vem na tarifa horo-sazonal que e aplicada para os consumidores de alta tensão e que pode chegar à baixa tensão quando o país adotar a tarifa horária, prevista para 2021 ou até mesmo antes, com a tarifa binômia.
Com essa possibilidade pode-se reduzir o consumo no país e trazer mais flexibilidade para o operador do sistema ainda mais com o avanço das fontes intermitentes Evelina Neves, da Thymos Energia.
“Com essa possibilidade pode-se reduzir o consumo no país e trazer mais flexibilidade para o operador do sistema, ainda mais com o avanço das fontes intermitentes. Além disso, há a preocupação com o atendimento à ponta”, avaliou a executiva.
A resposta da demanda é como se fosse um ERAC remunerado, mas voluntário o que permitiria o corte de carga onde é possível de ser feito e não de forma compulsória, como o que ocorreu no verão de 2014 quando houve a interrupção de fornecimento em equipamentos importantes como no metrô em São Paulo. Mas o grande motivador é mesmo a redução de custo de geração já que evitaria acionar térmicas mais caras ao fornecer um benefício econômico aos consumidores que se dispõem a deslocar sua carga quando chamados pelo Operador. Mas, além do atendimento em situações emergenciais, lembrou Evelina, há a possibilidade de prestação de serviços ancilares para trazer estabilidade ao sistema interligado ou fornecer reserva operativa.
Essa perspectiva de redução de encargos e de custos para o consumidor foi apresentada pelo consultor e professor da USP, Dorel Ramos, em um workshop promovido pela Fiesp no final de junho. Em um estudo elaborado pela MRTS em parceria com a universidade estadual chegou-se a um volume de redução do CMO médio quando considerado um montante de 800 MW de energia que estaria disponível na redução da demanda.
Esse volume representa um cenário conservador de resposta da demanda e reduziu o custo médio da operação do patamar de R$ 500/MWh para R$ 420/MWh. Esse custo, explicou ele, recua justamente em decorrência do menor acionamento das térmicas mais caras. Além disso, o cenário conservador ajudaria a reduzir a volatilidade dos preços do MCP em cerca de 9%. Um cenário de referência nesse estudo, que considera 3.200 MW, levaria a uma redução de volatilidade de 32%.
Cenário conservador de resposta da demanda reduziu o custo médio da operação de R$ 500/MWh para R$ 420/MWh Dorel Ramos, da USP
Segundo o consultor pela MC&E e presidente da Fundação de Apoio ao Ensino, Pesquisa e Extensão de Itajubá (Fapepe), José Marangon, a resposta da demanda apresenta como virtude a sinalização adequada do preço da energia e da tarifa de uso da rede. Assim é possível vislumbrar um sistema elétrico melhor ajustado às necessidades dos consumidores. Essa sinalização é o ponto de partida de programas dessa natureza. Ele lembra ainda que por ser um bem econômico essencial e sem substituto o que o caracteriza como um bem inelástico, a demanda reage pouco a sinais de preço e traz a dificuldade tradicional em se implantar programas de resposta de demanda. No entanto, esta característica vem mudando com as novas tecnologias de geração distribuída e micro geração disponibilizadas a preços competitivos.
“O consumidor passa a dispor de alternativas viáveis de auto suprimento substituindo o provedor tradicional deste bem”, comentou Marangon. “Mecanismos como este podem minimizar a necessidade de geração térmica para suprir a ponta do sistema ou mesmo melhorar o perfil de carregamento da rede quando da utilização de usinas renováveis. Além disto, com a geração distribuída, a geração tradicional começa a ser questionada tanto no curto como no longo prazo”, indicou.
Contudo, ele alertou que deve ser difícil um consumidor se ajustar à intermitência de um gerador eólico e que este ajuste dependerá do grau de penetração da fonte no sistema. “Na região Nordeste, este grau é alto, correspondendo a até 60% da carga total, um fator que acabará exigindo um volume elevado de participação de consumidores. A solução para este caso, acrescentou, é buscar complementaridade entre as fontes de energia. A solar pode ter esse papel durante o dia, pois o vento sopra mais durante a noite e a solar só gera durante o dia. Outra solução é o armazenamento através de baterias que está sendo usado nos EUA como solução da intermitência.
Experiência internacional – Marangon lembra que em muitos países a resposta da demanda é resultado de variações de preço onde consumidores com maior elasticidade preço-demanda respondem a preços elevados vendendo a sua energia contratada. Por isso, destaca, o ambiente de mercado é que possibilita esse mecanismo guiado por preço, e cada agente consumidor define a sua participação ou não na modulação de carga. Por aqui, disse ele, as tarifas horo-sazonais são um exemplo de busca da reação do consumo para minimizar a ponta do sistema, mas esta esbarra na falta de calibração que um ambiente de mercado poderia proporcionar.
Exemplos no exterior não faltam. A consultora da Thymos, Evelina Neves, lembra que os Estados Unidos possui o maior mercado de resposta de demanda no mundo com uma grande quantidade de programas baseados em incentivos. Tanto que a estimativa é que de o potencial de redução em 2013 era de 29 GW em horário de ponta. E que esses planos são, inclusive, utilizados pelo governo no planejamento da expansão da geração e das redes. Outro modelo utilizado ainda naquele país é o PJM, onde os consumidores são intermediados por um provedor de redução de carga e são responsáveis por agregar resposta da demanda. Nesse caso apenas a estimativa no ano de 2014 era de 10 GW.
Há ainda o Energy Pool na França que é uma agregadora de carga. Em seu centro de operações gerencia uma capacidade de resposta da demanda da ordem de 1,2 GW.
Regras – O país ainda precisa ter o conhecimento prévio de como se dará a transição para o projeto de resposta da demanda por parte do regulador. Contudo, em outra frente o governo já deu o início à mudança. Na Consulta Pública no. 33 – do novo modelo do setor -, está aberta a possibilidade de oferta de preço e consideração de cargas interruptíveis.
Segundo a consultora da Thymos, ainda há outra alteração que o governo já implantou e consta da lei no. 13.360/2016 que em seu artigo no. 10 altera a 10.848/2004 no 4º parágrafo, onde também versa sobre cargas que se habilitem como interruptíveis.
Antes não havia essa possibilidade, destacou a executiva. Agora é necessário esperar as definições da Aneel. A grande dificuldade, relatou, é definir a remuneração e suas formas, como precificar a carga, se por meio de um valor fixo para se manter disponível e uma receita variável caso solicitada a resposta do consumidor ao chamado do operador. Outros pontos ainda sensíveis são a questão do monitoramento se essa redução foi atendida em sua completude e os prazos para a comunicação da redução.
Com geração distribuída a forma tradicional começa a ser questionada no curto e no longo prazo José Marangon, da MC&E
A opinião da Abrace é de que a regulamentação tem que ser clara. A diretora da entidade, Camila Schoti, afirmou que a expectativa é de que a resolução com as diretrizes para o piloto estejam contempladas. “Ainda não entramos nos detalhes da remuneração e da ótica operacional, sobre a necessidade dos consumidores declararem a sua disponibilidade de carga, se toda semana ou diário”, apontou Camila. “O importante é ter flexibilidade, assim potencializa uma maior participação do consumidor, pois possibilita um melhor gerenciamento de sua planta de produção”, afirmou.
Em termos de remuneração, que é um ponto nevrálgico da iniciativa, a Abrace indica que é necessário que se estabeleça as duas formas, a de receita variável e a fixa mais a variável, dependendo do produto. O intraday é mais complexo dentro da gestão do processo industrial, por isso a combinação de receita fixa com variável é mais indicada, pois enseja um compromisso maior por se tratar de uma resposta rápida e de previsibilidade mais complexa. No day ahead a receita variável poderia ser uma solução possível.
Não é difícil encontrar em um histórico recente como o setor de consumo intensivo de energia pode responder ao incentivo econômico. O alto valor do PLD em 2014 levou agentes a liquidarem suas sobras de geração e contratos no MCP. De acordo com dados apresentados pelo Grupo de Estudo de Comercialização, Economia e Regulação de Energia Elétrica no XXIII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, realizado em 2015, houve uma reação da demanda face o valor vigente àquele ano. Alguns consumidores livres, entre eles indústrias cimenteiras, siderúrgicas e de papel e celulose, optaram por reduzir a produção industrial e seu consumo de forma a vender sobras contratuais ou capacidade de geração no MCP visando lucrar com o valor elevado no mercado spot. Conforme demonstrado nos gráficos abaixo, o mercado livre respondeu aos preços enquanto o mercado cativo aumentou seu consumo. E isso, apontou o grupo, apesar das condições hidrológicas críticas pela qual o país passava.
Por parte da Aneel, a meta é a de garantir a redução do custo total do sistema. No foco do piloto, a agência reguladora concorda que o sistema no Nordeste mudou de uma década para cá com o aumento da eólica e a redução da presença hidráulica. Na visão da agência, o incentivo financeiro para o consumidor deve, ao mesmo tempo que reduzir a demanda, garantir a diminuição do encargo que é rateado pelos consumidores. Hoje a formação dessa conta está com base no despacho por garantia energética e no despacho fora da ordem de mérito que é utilizado para modelar a operação diária, justamente por não haver a reserva operativa para o dia.
O diretor relator do processo que está em tramitação na agência é José Jurhosa Júnior. Procurada a agência informou por meio da assessoria de imprensa que não há uma previsão oficial sobre quando o processo será colocado para votação na reunião de diretoria. Essa é a fase que autoriza a abertura da audiência pública e quando o relatório com a minuta da regulação do tema é apresentada ao mercado.
Planejamento – Na avaliação de Rafael Ferreira, assessor da Presidência da Empresa de Pesquisa Energética, a modalidade que o piloto englobará é relevante entre os diversos modelos de resposta da demanda. Em muitos países tem papel importante em fornecer valor ao sistema elétrico no atendimento eficiente de demandas elevadas de potência e, de maneira geral, na provisão de flexibilidade operativa de curto prazo. De acordo com a experiência internacional com a resposta da demanda, participam de programas com este tipo de orientação, recursos com custos fixos comparativamente baixos, ainda que custos variáveis possam ser um pouco mais significativos. O piloto, comentou ele, é um primeiro passo importante para a avaliação se este mesmo tipo de valor poderá ser fornecido ao sistema brasileiro.
O planejamento, continuou, está interessado em observar diversos aspectos do mecanismo para poder avaliar a melhor forma de incorporar nos estudos esta modalidade de resposta da demanda despachada pelo operador. “Interessa ao planejamento observar a estrutura de custos dos participantes, as capabilidades técnicas e a sua habilidade de entrar em compromissos de diferentes durações”, apontou. “Cabe notar que a observação da estrutura de custos para provisão de resposta da demanda se dará sempre de forma indireta, através de avaliação de ofertas apresentadas pelos participantes ou da sua capacidade de adesão ao programa se forem utilizados pagamentos regulados”, acrescentou.
Ele destacou que a estrutura de custos, as capabilidades técnicas, e a habilidade de comprometer-se com obrigações de longo prazo da resposta da demanda revelada pelo piloto, serão determinados os papéis exatos que este tipo de solução pode ter para o planejamento. E exemplifica, “estruturas de custo que envolvam baixos custos fixos, mesmo que custos variáveis se revelem altos, sinalizariam que esta modalidade de mecanismo é adequada ao suprimento de demanda máxima de potência. Caso os consumidores respondentes mostrem ser viável que a entrega da resposta da demanda ocorra sob obrigações de prazos mais longos – por exemplo, uma obrigação de alguns anos, ainda que em cada ano haja limites ao número de vezes que a demanda é chamada a responder -, pode haver espaço para deslocamento de adições de capacidade de recursos competidores”.
Primeiro passo para a avaliação se este mesmo tipo de valor poderá ser fornecido ao sistema brasileiro Rafael Ferreira, da EPE
Todos esses pontos serão avaliados para determinar o espaço desse projeto no planejamento da expansão. Segundo Ferreira, na visão de longo prazo a resposta da demanda será tratada como mais um recurso no mercado, competindo com outras soluções pela provisão de diferentes serviços e produtos, de acordo com suas capacidades técnicas e a estrutura de custo de cada um dos consumidores participantes. E lembra ainda que há outras modalidades de resposta da demanda além daquela despachada diretamente pelo operador, como é o caso deste piloto. Entre elas, a resposta ligada à elasticidade intrínseca da demanda a sinais de preço, bem como iniciativas de eficiência energética.
“Busca-se neste piloto o desenho adaptado ao contexto brasileiro, incorporando elementos de programas de diferentes regiões e ajustando-os à nossa realidade. O piloto é um primeiro passo para entender quais destes elementos funcionam”, finalizou.