Bec445fliplow

tamente essa mensagem que a gente
está tentando passar neste momento.
As fontes intermitentes exigem
um certo tipo de operação. Como
o ONS está se preparando para
operar essas fontes, com grande
crescimento na matriz, e qual será
o papel das hidrelétricas com o uso
maior delas?
Nós estamos investindo nos
previsores, principalmente de eólicas,
que é nossa maior participação.
Solar já tem alguma
participação, 400 MW, mas
ainda é pouco perto da participação
eólica, que possui
12 mil MW. O investimento
grande está sendo feito nos
previsores de eólicas, justamente
para tentar mitigar os
efeitos das intermitências das
usinas em atividade. A gente
não consegue, obviamente, evitar a
intermitência, a volatilidade, ela é
inerente à fonte, mas a gente pode
mitigar com previsores melhores.
No futuro, nosso aprimoramento
será completo em nossa cadeia
de modelos. O que pretendemos
é que a partir de 2019 tenhamos
uma política diária. Nós já vamos
calcular (o CMO) pelo modelo integrado
até o day after, com preços,
custos marginais médios horários.
Nós estamos trabalhando de
forma integrada, com a CCEE, a
EPE, a Aneel, o MME, de modo
que a gente isso esteja pronto em
março do ano que vem.
Tem um outro projeto que começará
a ser feito no ano que vem,
junto com a EPE, para introduzir
Chamamos a atenção
para o aumento dos custos e das
tarifas, o que requer um uso mais
racional e consciente da energia.
E as pessoas só fazem isso quando
tiverem informação
um limite de energias renováveis
intermitentes. Isso vai ser muito
importante para nós, o limite de
penetração das renováveis na rede
sem dificultar a operação do sistema.
É um trabalho que vai durar
dois anos, mas vai nos ajudar para
o futuro. A penetração eólica no
sistema é baixa. Alemanha e Espanha
são países que possuem participação
acima de 50%. Eles foram
botando, botando, botando, e agora
estão precisando introduzir medidas
mitigatórias.
Para nós é bom que podemos fazer
isso de forma antecipada e fazer depois
nos dá essa vantagem. Ajudaria-
-nos saber a quantidade de térmicas e
hidrelétricas necessárias, em função do
volume de renováveis que vamos ter.
A previsão é que em 2021 as eólicas
superem 16 GW, mais que uma Belo
Monte, mais que uma Itaipu.
Agora, o desempenho das eólicas
na região Nordeste tem sido excepcional.
Fatores de capacidade altíssimas,
muito superiores aos dos projetos. Nós
estamos muito impressionados com a
resposta das eólicas. Mas a gente sabe
que elas têm a volatilidade intraday e a
volatilidade intra-ano. Temos que considerar
esses fatores, todas as fontes,
com seus atributos, tanto os positivos,
quanto os negativos, que são desvantagens,
senão, não se viabiliza fonte nenhuma.
Temos que construir a matriz
levando isso em conta.
Quais são os entraves que ainda
existem para a adoção da gestão de
demanda no país e no que a ferramenta
ajudaria na operação do sistema?
Eu não vejo entraves ainda. Estamos
na etapa final de audiência pública
e a Aneel está preparando
uma resolução que vai estabelecer
o modus operandi da resposta
de demanda. Para nós, não
vai ajudar muito na operação
do ponto de vista da energia,
mas na potência, quando houver
queda substancial da geração
pela intermitência do vento.
Ao invés de compensar com
geração térmica ou com importação
de Tucuruí, compensa-se com
programas de redução de demanda,
até porque a premissa não prejudica
a economia do consumidor.
Existe uma certa fantasia de que
o grande consumidor industrial deixa
de produzir para vender no mercado
livre, isso não é fato, ele não faz
isso. Ele deixa de consumir quando
ele não produz, não deixa de ganhar
dinheiro no negócio dele para ganhar
no mercado livre. Isso está provado
no mundo inteiro, quantas vezes ele
pode reduzir o consumo sem prejudicar
seu negócio. Para isso, ele tem
que mexer em processos. Esse é um
custo que terá que ser ressarcido, mas
o consumidor não troca a produção
quando ele consegue produzir gastando
menos energia.
Brasil Energia, nº 445, dezembro 2017 13