Hidrelétrica, Eólica e Solar para um Fornecimento de Energia 100% Renovável na América do Sul e Central

Índice

1. Introdução e Visão Geral

Esta pesquisa apresenta um estudo pioneiro de modelagem do sistema energético com resolução horária para alcançar um fornecimento de energia 100% renovável (ER) em toda a América do Sul e Central até 2030. A região, embora atualmente possua a matriz elétrica menos intensiva em carbono do mundo devido à alta penetração da hidrelétrica, enfrenta desafios significativos com a variabilidade climática que ameaça os recursos hídricos. O estudo investiga a viabilidade técnica e econômica da transição para um sistema dominado por energia hidrelétrica, eólica e solar fotovoltaica (FV), apoiado por tecnologias facilitadoras como transmissão em corrente contínua de alta tensão (HVDC) e power-to-gas (PtG).

2. Metodologia e Cenários

2.1. Modelo Energético e Subdivisão Regional

A análise utiliza um modelo de otimização linear para minimizar o custo total anualizado do sistema. A área geográfica é subdividida em 15 sub-regiões interligadas, permitindo a simulação do intercâmbio de energia. O modelo é baseado em resolução horária para um ano de referência, capturando a variabilidade das fontes renováveis.

2.2. Cenários Definidos

Quatro cenários principais foram desenvolvidos para avaliar o impacto da infraestrutura e do acoplamento setorial:

• Cenário 1 (Regional): Rede HVDC limitada, principalmente dentro de grandes sub-regiões.
• Cenário 2 (Nacional): Conexões HVDC aprimoradas dentro dos países.
• Cenário 3 (Panorâmico): Integração total da rede HVDC em todas as 15 sub-regiões.
• Cenário 4 (Integrado): Baseia-se no Cenário 3, adicionando demanda de eletricidade para dessalinização de água do mar (3,9 bilhões de m³) e produção de gás natural sintético (GNS) via PtG (640 TWh_PCI).

2.3. Integração de Dessalinização de Água e Power-to-Gas

O cenário integrado é uma inovação fundamental, indo além do fornecimento puro de eletricidade. Ele aborda a escassez de água por meio da dessalinização e fornece um combustível neutro em carbono (GNS) para processos industriais difíceis de eletrificar, utilizando o excedente de eletricidade renovável que, de outra forma, seria cortado.

3. Principais Resultados e Conclusões

3.1. Matriz Energética e Capacidade

A matriz ideal é dominada pela energia solar FV (~50-60% da geração), seguida pela energia eólica (~20-30%) e pela hidrelétrica (~10-20%). A capacidade hidrelétrica existente desempenha um papel crucial não apenas na geração, mas, mais importante, no fornecimento de flexibilidade.

3.2. Análise de Custos: Custo Nivelado de Eletricidade (LCOE), Gás (LCOG) e Água (LCOW)

A centralização da rede reduz os custos. O LCOE cai de 62 €/MWh no cenário descentralizado (Regional) para 56 €/MWh no cenário totalmente centralizado (Panorâmico). O cenário integrado produz GNS e água dessalinizada aos custos declarados, demonstrando o potencial econômico do acoplamento setorial.

3.3. O Papel da Hidrelétrica como Armazenamento Virtual

Uma conclusão crítica é o uso das barragens hidrelétricas existentes como "baterias virtuais". Ao despachar estrategicamente a hidrelétrica em conjunto com a produção solar e eólica, a necessidade de armazenamento eletroquímico adicional é drasticamente reduzida. Isso aproveita os custos de infraestrutura já incorridos para enormes benefícios de estabilidade da rede.

3.4. Benefícios da Integração do Sistema

A integração da dessalinização e do PtG cria uma redução de 5% na geração de eletricidade necessária e uma redução de 8% no custo total do sistema. Isso é alcançado utilizando a energia renovável que, de outra forma, seria desperdiçada, melhorando a utilização geral do sistema e sua economia.

4. Detalhes Técnicos e Formulação Matemática

O cerne do modelo é um problema de minimização de custos. A função objetivo minimiza o custo total anual $C_{total}$:

$C_{total} = \sum_{t, r} (C_{cap} \cdot Cap_{r, tech} + C_{op} \cdot Gen_{t, r, tech} + C_{trans} \cdot Trans_{t, r1, r2})$

Sujeito a restrições para:

• Balanço Energético: $\sum_{tech} Gen_{t,r,tech} + \sum_{r2} Trans_{t, r2, r} = Demand_{t,r} + \sum_{r2} Trans_{t, r, r2} + Storage_{out, t, r} - Storage_{in, t, r}$ para todas as horas $t$, regiões $r$.
• Limites de Capacidade: $Gen_{t,r,tech} \leq CF_{t,r,tech} \cdot Cap_{r, tech}$ onde $CF$ é o fator de capacidade horário.
• Dinâmica de Armazenamento: $E_{t+1, r} = E_{t, r} + \eta_{in} \cdot Storage_{in, t, r} - \frac{1}{\eta_{out}} \cdot Storage_{out, t, r}$
• Gestão de Reservatórios Hidrelétricos: Restrições que modelam a vazão de entrada, limites de armazenamento e vazões ambientais mínimas.

O processo PtG é modelado com uma eficiência $\eta_{PtG}$ (ex., ~58% para GNS), ligando a entrada de eletricidade $E_{in}$ à saída de gás $G_{out}$: $G_{out} = \eta_{PtG} \cdot E_{in}$.

5. Resultados Experimentais e Descrições de Gráficos

Gráfico 1: Capacidade Instalada por Cenário
Um gráfico de barras empilhadas mostraria a capacidade em GW para solar FV, eólica, hidrelétrica e turbinas a gás (para backup em alguns cenários) nos quatro cenários. O cenário "Integrado" mostra a maior capacidade total devido à demanda adicional do PtG.

Gráfico 2: Perfil de Geração Horária para uma Sub-região Representativa (ex.: Sudeste do Brasil)
Um gráfico de múltiplas linhas ao longo de uma semana mostraria a geração hidrelétrica suavizando os grandes picos diurnos da solar FV e a produção mais variável da eólica. O efeito de "bateria virtual" é visualmente claro, pois a geração hidrelétrica diminui durante os períodos ensolarados/ventosos e aumenta à noite ou durante períodos calmos.

Gráfico 3: Divisão do Custo do Sistema
Um gráfico de pizza para o Cenário Integrado mostra a parcela do custo total anualizado atribuída a: CAPEX & OPEX Solar FV, CAPEX & OPEX Eólica, Rede HVDC, Usinas Power-to-Gas e Usinas de Dessalinização. Isso destaca a natureza intensiva em capital da transição.

6. Estrutura Analítica: Exemplo de Modelagem de Cenário

Caso: Avaliação da Expansão da Rede vs. Armazenamento Local
Uma concessionária no Chile (alto potencial solar) considera se investe em uma nova linha HVDC para a Argentina (complementaridade eólica/hidrelétrica) ou constrói uma fazenda de baterias em larga escala.

Aplicação da Estrutura:
1. Definir Nós: Chile (Nó A), Argentina (Nó B).
2. Dados de Entrada: Fator de capacidade solar horário para A, fator de capacidade eólico/hidrelétrico horário para B, perfis de demanda, custos de capital para linha HVDC ($/MW-km) e baterias ($/kWh).
3. Executar Variantes do Modelo:
- Variante 1 (Isolada): O Nó A deve atender sua demanda localmente, exigindo capacidade significativa de baterias para cobrir as noites.
- Variante 2 (Conectada): Os Nós A e B são conectados com uma linha HVDC de capacidade definida. O excedente solar de A pode ser enviado para B durante o dia; à noite, a hidrelétrica/eólica de B pode abastecer A.
4. Otimizar e Comparar: O modelo minimiza o custo total de ambas as variantes. O resultado normalmente mostra que, mesmo com os custos de transmissão, a Variante 2 é mais barata devido à menor necessidade de armazenamento caro em A e melhor utilização da hidrelétrica flexível existente em B. Isso espelha a principal conclusão do estudo sobre o valor da transmissão.

7. Análise Crítica e Interpretação Especializada

Insight Central: Este estudo não é apenas uma fantasia verde; é um projeto de engenharia pragmático que revela o valor financeiro e estratégico latente preso na infraestrutura hidrelétrica existente da América do Sul. O verdadeiro avanço é reformular as barragens hidrelétricas não como meros geradores, mas como estabilizadores de rede em escala continental, com custo marginal zero — uma "bateria virtual" que poderia economizar centenas de bilhões em novos investimentos em armazenamento. Isso transforma uma vulnerabilidade climática potencial (mudança hidrológica) em uma pedra angular da resiliência.

Fluxo Lógico: O argumento é linearmente convincente: 1) As renováveis variáveis (solar/eólica) são agora as fontes mais baratas. 2) Sua intermitência é o principal problema. 3) A América do Sul tem uma solução única e pré-paga — sua vasta frota hidrelétrica — que pode ser reotimizada digitalmente para operação com prioridade no armazenamento. 4) Adicionar "cordas" HVDC entre regiões complementares (ex.: Patagônia ventosa para o ensolarado Nordeste do Brasil) cria um efeito de bateria geográfica, reduzindo ainda mais os custos. 5) Finalmente, usar elétrons renováveis excedentes para criar moléculas (gás) e água aborda problemas industriais e de escassez adjacentes de bilhões de dólares, criando um ciclo econômico virtuoso.

Pontos Fortes e Fracos:
Pontos Fortes: A modelagem horária é de última geração e não negociável para estudos de ER credíveis. O acoplamento setorial (PtG, dessalinização) vai além do exercício acadêmico para a relevância política do mundo real. Aproveitar a hidrelétrica existente é um golpe de mestre do pensamento pragmático.
Pontos Fracos: A elegância do modelo encobre obstáculos políticos e regulatórios brutais. Construir redes HVDC continentais envolve pesadelos de soberania semelhantes às lutas da UE. O cronograma de 2030 é extremamente otimista para o financiamento de projetos e licenciamentos dessa magnitude. Também pressupõe licença social para nova mega-infraestrutura, cada vez mais contestada. As estimativas de custo, embora referenciadas a 2015, precisam de atualização urgente após a inflação pós-2022 e os choques na cadeia de suprimentos.

Insights Acionáveis:
1. Para Reguladores: Reformar imediatamente os designs do mercado de eletricidade para recompensar financeiramente a flexibilidade e a capacidade (não apenas a energia). Os operadores hidrelétricos devem ser pagos por "serviços de balanceamento" semelhantes a baterias.
2. Para Investidores: A maior oportunidade de curto prazo não está em novas usinas solares — está na digitalização e sistemas de controle para a hidrelétrica existente, para maximizar sua receita de balanceamento da rede.
3. Para Governos: Começar com tratados bilaterais de "ponte energética" (ex.: Chile-Argentina) como projetos piloto. Focar P&D na redução do CAPEX dos eletrolisadores PtG, pois este é o elemento central do cenário integrado.
4. Caminho Crítico: O fator de sucesso mais importante é a transmissão. Sem ela, a bateria virtual permanece fragmentada. Uma Iniciativa de Rede Pan-Americana, modelada na TEN-E da Europa, deve ser uma prioridade diplomática máxima.

8. Aplicações Futuras e Direções de Pesquisa

• Exportações de Hidrogênio Verde: O componente PtG do modelo pode ser estendido para modelar a produção de hidrogênio verde em larga escala para exportação para Europa e Ásia, transformando a América do Sul em uma potência de energia renovável.
• Modelagem de Resiliência Climática: Trabalhos futuros devem integrar modelos climáticos mais granulares para testar o sistema contra mudanças projetadas nos ciclos hidrológicos e padrões de vento.
• Integração de Recursos Energéticos Distribuídos (DERs): Incorporar energia solar distribuída, armazenamento atrás do medidor e carregamento de veículos elétricos no modelo para entender seu impacto no planejamento da rede centralizada.
• Valorização Avançada do Armazenamento: Análise detalhada do valor econômico proporcionado pela flexibilidade da hidrelétrica, criando métricas padronizadas para atrair investimentos para modernização.
• Simulação de Políticas e Mercados: Acoplar o modelo técnico-econômico com modelos baseados em agentes para simular estruturas regulatórias, comportamento de investimento e acordos de comércio transfronteiriço de eletricidade.

9. Referências

1. Banco Mundial. (2016). Indicadores de Desenvolvimento Mundial. Crescimento do PIB (% anual).
2. Agência Internacional de Energia (IEA). (2014). Perspectivas Mundiais de Energia 2014.
3. Agência Internacional de Energia (IEA). (2015). Principais Estatísticas Mundiais de Energia 2015.
4. Administração de Informação de Energia dos EUA (EIA). (2015). Estatísticas Internacionais de Energia.
5. de Jong, P., et al. (2015). Hidrelétrica, mudança climática e incerteza no Brasil. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
6. ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). (2015). Relatórios Semanais de Operação.
7. EPE (Empresa de Pesquisa Energética). (2015). Balanço Energético Nacional 2015.
8. Bogdanov, D., & Breyer, C. (2016). Super Rede do Nordeste Asiático para fornecimento de energia 100% renovável: Mix ideal de tecnologias energéticas para opções de fornecimento de eletricidade, gás e calor. Energy Conversion and Management. (Para contexto metodológico).
9. Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA). (2020). Perspectiva Global das Renováveis: Transformação Energética 2050. (Para dados atualizados de custo e potencial).
10. Jacobson, M.Z., et al. (2015). 100% limpo e renovável vento, água e luz solar (WWS): roteiros energéticos para todos os setores para 139 países do mundo. Joule. (Para metodologia comparativa de estudos 100% ER).