A energia solar fotovoltaica (solar PV) tem sido uma das soluções preferidas em todo o mundo para o aumento da produção de eletricidade recorrendo a fontes de energia renovável, em conjunto com a energia de origem eólica. Em particular, desde 2016, a produção solar PV tem sido mesmo a renovável favorita, tendo atingido mais de 100 GW de potência instalada a nível mundial em 2019. Contudo, a quantidade de eletricidade produzida em cada instante a partir de tecnologia solar PV depende da irradiação solar sentida no local de instalação dos painéis solares, tornando-a uma fonte de potência intermitente. A irradiação solar não só flutua diariamente, mas também hora a hora, e mesmo em períodos de tempo mais curtos, da ordem dos minutos e segundos, nestes casos devido ao movimento das nuvens. Esta natureza intermitente poderá introduzir diversos desafios à operação segura dos sistemas elétricos, dependendo do nível de penetração e de dispersão geográfica.
Nas redes elétricas isoladas, como é o caso das ilhas, uma grande penetração de produção de eletricidade de origem solar PV poderá levar, devido a flutuações frequentes e de grande amplitude num curto espaço de tempo da irradiação solar, a défices no balanço entre a oferta e a procura de eletricidade e/ou a variações excessivas do valor eficaz da tensão e da frequência do sistema elétrico. Estes fenómenos podem provocar o corte de eletricidade a consumidores finais, pelo que os operadores do sistema elétrico têm que encontrar soluções para reduzir, a níveis aceitáveis, o risco da sua ocorrência no sistema elétrico.
Evitar estes fenómenos tem consistido no principal fator condicionante da penetração em grande escala de produção solar PV em redes elétricas isoladas. Para dar uma ideia da ordem de valores das perturbações PV que podem ser sentidas num sistema elétrico, num parque solar PV com potência instalada da ordem das dezenas dos megawatts, as flutuações de produção elétrica podem atingir cerca de +/-30% da potência instalada no parque em 10 segundos, aumentando para valores da ordem dos +/-70% por minuto e para mais de +/-80% a cada 10 minutos.
Para evitar variações excessivas da tensão e frequência no sistema, alguns operadores de redes isoladas têm imposto limites às taxas de aumento da potência de saída dos parques PV. Note-se que ao limitar as taxas de aumento de produção PV, as taxas de descida de produção PV são naturalmente também limitadas, apesar de em menor grau. Adicionalmente, para garantir o equilíbrio entre a oferta e a procura de energia no sistema elétrico, a amplitude das variações PV deve ainda ser limitada a valores, no mínimo, coincidentes com os de reserva de regulação que são dimensionados pelo operador do sistema elétrico em causa.
Para tal, poderá ser necessário impor tetos máximos à produção solar PV. Estes limites ao aumento da produção solar PV podem ser implementados efetuando o controlo ao nível dos conversores DC/AC que ligam o parque PV à rede elétrica. Este método apresenta um custo de implementação relativamente baixo, mas a segurança do sistema elétrico é garantida somente recorrendo ao corte de produção PV. Logo, o uso isolado deste método não é recomendado, uma vez que pode limitar excessivamente a remuneração económica dos donos dos parques, desmotivando assim novos investimentos neste tipo de produção.
Havendo condições orográficas e climáticas favoráveis, a solução mais económica para compensar as variações PV sazonais e diárias consiste no uso de centrais hidroelétricas reversíveis, com capacidade para armazenamento de grandes volumes de energia. Para um controlo eficaz dos desequilíbrios de potência a mais curto prazo, é necessário recorrer a sistemas de armazenamento de energia de resposta rápida, como é o caso dos sistemas eletroquímicos (i.e., de baterias).
Há estudos onde se provou que o uso combinado de limites impostos ao aumento da potência de saída dos parques PV com a operação de sistemas de armazenamento de energia de resposta rápida, é a estratégia mais económica para mitigar as variações PV de curto prazo a valores seguros, quando comparando com o uso isolado de apenas uma destas soluções. Quanto à filosofia de controlo, diversas estratégias têm sido sugeridas na bibliografia da especialidade. Soluções ainda mais avançadas poderão também fazer uso de previsões a curto prazo da variabilidade da produção solar PV, no sentido de obter uma melhor gestão da energia PV cortada, da potência e energia requerida para o sistema de baterias e da redução do tempo de vida do sistema de baterias.
Qualquer uma das estratégias a adotar deverá ser estudada e dimensionada em função das características do sistema elétrico e das condições típicas de irradiação solar no local de instalação dos parques, de modo a garantir que não sejam criados cenários pouco atrativos para o investimento em novos parques PV.
No futuro, com as tendências europeias conhecidas de aumento massivo da produção de eletricidade a partir de fontes renováveis, de desclassificação de centrais termoelétricas e de encerramento de centrais nucleares, este poderá vir a ser um desafio a ultrapassar nos grandes sistemas interligados.
Aqui se resume um desafio que tem sido tratado pela comunidade científica, nomeadamente pelo INESC TEC, para ultrapassar problemas de segurança e de abastecimento de energia em sistemas elétricos isolados que pretendem ser explorados com grandes penetrações de produção solar PV. No futuro, com as tendências Europeias conhecidas de aumento massivo da produção de eletricidade a partir de fontes renováveis, de desclassificação de centrais termoelétricas e de encerramento de centrais nucleares, este poderá vir também a ser um desafio a ultrapassar nos grandes sistemas interligados.
Helena Vasconcelos é investigadora sénior do INESC TEC e Professora Auxiliar da FEUP. O seu trabalho tem-se focado no estudo do comportamento dinâmico e na análise de segurança de operação de sistemas elétricos. Tem participado ativamente em vários projetos Europeus de I&D, nomeadamente no CARE, MORE CARE, TWENTIES, iTESLA e XFLEX HYDRO. Tem também desenvolvido trabalhos de consultoria para entidades fora de Portugal, nomeadamente para a Siemens AG (Alemanha), RTE (França) e ELECTRA S.A.R.L (Cabo Verde), bem como para diversas entidades nacionais como a REN, EEM, EDA, EFACEC, Martifer e HIDRORUMO.