Serviços ancilares − com a palavra, o setor elétrico

Os serviços ancilares têm o papel de garantir a segurança e a qualidade indispensáveis à realização da entrega do produto energia. Quantificados e contratados pelo Operador do Sistema (ONS) de acordo com os requisitos de segurança e confiabilidade, esses serviços são divididos em três grupos:

• controle de tensão – visa compensar a energia reativa do sistema. Realizado principalmente por máquinas síncronas, atua especificamente com essa finalidade (compensadores síncronos) ou, então, injetando/absorvendo reativo simultaneamente à geração de potência ativa;
• controle de frequência – responsável pelo equilíbrio entre carga e geração. O controle de frequência exige a manutenção da Reserva de Potência Operativa (RPO), energia ativa necessária para atuar imediatamente quando da ocorrência do desequilíbrio entre carga e geração;· controle de emergência – serviços utilizados com o intuito de evitar grandes perturbações, como o corte de carga e de geração e a recomposição do sistema pós contingência , a exemplo do autorrestabelecimento.

No Brasil, os serviços ancilares são tratados pela Resolução Normativa 1.030/2022, da ANEEL, que estabelece as diretrizes para contratação e pagamento pela prestação dos serviços.

Vale destacar que os principais serviços ancilares (compensação síncrona, controle secundário de frequência e autorrestabelecimento) são executados exclusivamente por usinas hidrelétricas, as quais recebem remuneração insuficiente, somente para cobrir custos de operação e manutenção, sem incluir aqueles de oportunidade e desgaste das máquinas.

O pagamento dos serviços ancilares se dá por meio do Encargo de Serviços de Sistema.

Os valores gastos com serviços ancilares no Brasil representam, em média, 0,3% do total de recursos verificados no mercado de energia, bem abaixo dos típicos 3% verificados em outros países. Essa diferença de 10 vezes deveria estar sendo paga por agentes setoriais que se beneficiam do fornecimento dos serviços ancilares prestados por hidrelétricas e que hoje não pagam por isso.

A dependência das usinas hidrelétricas tem sido a principal preocupação em relação ao futuro dos serviços ancilares. A expansão da matriz baseada em fontes intermitentes e as restrições hidráulicas registradas nos últimos anos levaram ao aumento expressivo do requisito desses serviços.

A expansão da matriz com base em fontes intermitentes impõe dois desafios aos serviços ancilares:

· a imprevisibilidade da geração demanda maior quantidade de RPO para manter o equilíbrio entre carga e geração. A regulação atual estabelece a necessidade de reserva equivalente a 6% de geração eólica no NE e 15% da geração eólica no Sul. Para 2023, projeta-se cerca de 694 MWmed;

· a intermitência das fontes, em especial as usinas fotovoltaicas, trona as redes altamente capacitivas em momentos em que não é transmitida energia, exigindo ações constantes para manter o equilíbrio da potência reativa.

A escassez de RPO já é evidente quando da necessidade do despacho termelétrico fora da ordem de mérito destinado a preservar as usinas hidrelétricas participantes do CAG. Ainda, é preciso dar atenção ao impacto verificado no Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, tendo em vista a modelagem utilizada no Dessem (programa de computador que define o despacho das usinas e o valor do PLD). Um estudo elaborado pelos técnicos da ABIAP em 2021 investigou esses impactos: o resultado apontou que a modelagem adotada provoca uma elevação de até 75 R$/MWh no PLD do submercado Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO).

Para 2023, o ONS projeta a necessidade de 6.388 MWmed de RPO para todo o SIN, 11% superior ao estimado para o ano anterior e 27% superior ao pretendido para 2021, evidenciando a alta taxa de crescimento desse requisito para o SIN.

Quanto ao controle de tensão, o desafio é contornar o efeito da intermitência de geração na rede de transmissão, necessitando da compensação da energia reativa. No Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo – PAR/PEL 2023-2027, o ONS destaca as dificuldades para efetuar o controle de tensão, associado a dois fatores: demora para instalação de equipamentos pelas transmissoras e a expressiva ampliação da Micro e Mine Geração Distribuída – MMGD (aumento de 7 GW somente em 2022) concentrada em pontos específicos do sistema.

No que se refere aos serviços voltados ao controle de emergência, existe uma preocupação ligada à expansão da geração distribuída. Os inversores utilizados nos painéis fotovoltaicos deixam de injetar energia na existência de oscilações de frequência da rede − característica que pode levar à perda de grandes blocos de geração em momentos de contingência, aumentando o risco de blecautes no sistema.

O aumento observado da demanda por esses serviços enseja aprimoramentos. Para tanto, é indispensável reconhecer o esgotamento do atual modelo econômico do SIN, onde a expansão é feita principalmente por geração intermitente e suportada predominantemente por usinas hidrelétricas, e a remuneração se baseia apenas na energia gerada.

A correta remuneração pela prestação dos serviços é a discussão central sobre o tema e tem como finalidade tanto a cobertura dos custos aos agentes prestadores dos serviços quanto sinalizar o custo de oportunidade para entrada de novas tecnologias. A solução pode ser desenvolvida por meio da criação de mercados para aqueles serviços que permitem maior competitividade, ou mesmo por meio de tarifas reguladas que visam apenas à recuperação de custos pelos agentes.

Ainda, discute-se a aplicação de soluções segundo as quais deve ser dado incentivo ao motivador da necessidade, de maneira que ele, minimamente, faça parte da solução, buscando a correta alocação de custos. Nesse caso, recursos voltados à prestação de serviços seriam requisitos para instalação de algumas fontes de geração.

Diversas discussões promovidas pela ANEEL e pelo MME trouxeram clareza aos desafios enfrentados pelo setor em relação ao tema. Entretanto, ainda não há uma definição da direção das soluções a serem adotadas. O sandbox regulatório, estabelecido pela Lei Complementar 182/2021, pode ser Um importante aliado para criação e teste de estruturas de mercado, capazes de permitir a quantificação dos preços associados a cada serviço, bem como o desenvolvimento de novos serviços focados na segurança elétrica e energética do SIN. Ou seja, há necessidade de uma melhor alocação dos custos do sistema.

A restruturação do modelo comercial envolvendo os serviços ancilares é peça essencial para fazer frente aos desafios da expansão da matriz baseada em fontes intermitentes. Para tanto, cabe ao setor elétrico decidir se mantém o atual modelo ou se busca soluções para atrair tecnologias que possam não só fornecer energia, mas também prestar os serviços ancilares. Os sinais de esgotamento parecem claros, é preciso buscar a solução. O setor elétrico está com a palavra.

(*) Presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (ABIAPE)
(**) Diretor de energiana Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia(ABIAPE)