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para que os docentes manifestem suas posições pessoais, por meio de artigos de opinião.
Os textos publicados nessa seção, portanto, não são análises da Adufmat-Ssind.
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Por Danilo de Souza*
Nas redes sociais e nas conversas cotidianas, é comum encontrar a percepção de que uma matriz elétrica 100% baseada em fontes renováveis, de baixo carbono (ou ERNC - Energia renovável não convencional, o que exclui a hidráulica), como as energias solar e eólica, seria a solução ideal para os problemas energéticos e ambientais do planeta. Embora essa visão seja atraente e represente um futuro desejável em termos de emissões de carbono, ela desconsidera um elemento fundamental para a estabilidade das redes elétricas: a inércia.
A palavra "inércia", muitas vezes associada nos dicionários a algo negativo, como preguiça ou falta de ação, precisa ser ressignificada no contexto dos sistemas elétricos. Originalmente, o termo deriva do latim "inertia", que significa inação ou falta de movimento, e ganhou relevância na física graças à obra de Isaac Newton. Em seus Philosophiae Naturalis Principia Mathematica, Newton descreveu a inércia como a propriedade que faz com que um corpo em movimento permaneça em movimento ou em repouso, a menos que uma força externa atue sobre ele. Nos sistemas elétricos, essa mesma característica, longe de ser negativa, é essencial para garantir estabilidade e resiliência, tanto em condições normais, como na ocorrência de distúrbios.
Nesse contexto, a inércia do sistema elétrico é definida pela energia rotacional armazenada em máquinas síncronas, como turbinas a vapor, turbinas a gás e geradores hidráulicos. Essa energia funciona como um "amortecedor" para variações de frequência, absorvendo os impactos de perturbações, possibilitando a atuação dos sistemas de proteção para limitação das falhas, e limitação das regiões de blecaute. A frequência da rede elétrica é tipicamente mantida em 50 Hz ou 60 Hz, dependendo da região, e pequenas variações podem indicar desequilíbrios entre geração e consumo. Assim, em sistemas elétricos dotados de alta inércia, esses desequilíbrios são mitigados mais rapidamente, garantindo maior estabilidade.
A Figura 1, presente no relatório Meeting the Challenge of Reliability on Today’s Electric Grids: The Critical Role of Inertia, ajuda a compreender essa dinâmica por meio de uma analogia de banheira. A entrada de água representa a geração de energia, enquanto o escoamento simboliza o consumo. O nível de água, equivalente à frequência, permanece constante quando a entrada e a saída estão equilibradas. Nesse cenário, redes elétricas com maior inércia têm uma "banheira" maior e mais cheia, o que lhes permite lidar melhor com variações repentinas e evitar transbordamentos ou esvaziamentos.
No entanto, as fontes de baixo carbono, apesar de serem fundamentais para a redução de emissões, contribuem pouco ou nada para a inércia do sistema. As turbinas eólicas, mesmo possuindo massa física rotativa, não estão sincronizadas à frequência da rede e, portanto, não fornecem inércia significativa. Os sistemas fotovoltaicos, por sua vez, não possuem partes móveis que gerem energia rotacional. Essa transição para fontes não síncronas, embora necessária, apresenta desafios técnicos substanciais para a integração e aporte na estabilidade no sistema elétrico.
A Figura 2 ilustra os valores típicos da constante de inércia (H) para diferentes tipos de geração. As usinas nucleares são as campeãs, seguidas pelas fósseis (gás e carvão) e hidráulicas, que fornecem os maiores valores, enquanto a geração a partir de fontes renováveis, como solar e eólica, comumente no Brasil não são combinadas com tecnologias que fornecem essa contribuição. A solar, devido à sua natureza, de não possuir máquina girante, e a eólica, por ser geralmente conectada por meio de inversores, ou por máquinas não síncronas. Além disso, é importante notar que a penetração de geração por fontes de baixa inércia pode levar a uma redução drástica na inércia total do sistema, como evidenciado em estudos sobre o Reino Unido. Existe uma clara tendência de continuidade de queda da geração síncrona até 2030, enquanto a geração oriunda de máquinas não síncronas, ou conectadas por inversores ou por HVDC, aumenta proporcionalmente, criando desafios para a estabilidade da rede.
Um aspecto frequentemente negligenciado é que, mesmo sistemas baseados em tecnologia de corrente contínua de alta tensão (HVDC), que permitem a interconexão de diferentes regiões e o transporte de grandes quantidades de energia, não contribuem para a inércia do sistema. Ainda que os sistemas HVDC estejam conectados às máquinas girantes, a energia transmitida por esses sistemas não apresenta o amortecimento inerente das máquinas síncronas. Isso significa que, em situações de falhas ou perturbações, a frequência da rede pode variar de forma mais abrupta que em sistemas sem HVDC, aumentando ligeiramente o risco de desligamentos.
Nesse cenário, o caso do Reino Unido é particularmente relevante como um estudo de caso. A rápida transição para fontes de baixo carbono, especialmente a expansão das energias eólica e solar, levou a uma redução significativa na inércia da rede. Ao longo da última década, políticas de incentivo às fontes de baixo carbono resultaram em um declínio constante na participação de geradores síncronos, como usinas a carvão e nucleares, que anteriormente forneciam níveis elevados de inércia. Esse fenômeno também é observado em países nórdicos, onde a combinação de energia hidrelétrica com crescente participação eólica trouxe desafios semelhantes. Em ambos os casos, os operadores de rede foram forçados a adotar soluções emergenciais, como a ativação de geradores de reserva e a implementação de novos mercados de serviços auxiliares.
Para mitigar a perda de inércia, tecnologias emergentes estão sendo desenvolvidas. Os antigos compensadores síncronos se colocaram novamente como importantes, agora por simularem também o comportamento de inércia em máquinas síncronas, sem, necessariamente, gerar energia reativa. Além disso, sistemas de baterias têm sido amplamente discutidos como uma alternativa para oferecer "inércia sintética" e resposta rápida para estabilizar a frequência. No entanto, essas tecnologias ainda enfrentam limitações técnicas e econômicas. Compensadores síncronos, por exemplo, requerem investimentos elevados e espaço físico considerável, enquanto baterias dependem de avanços na eficiência e redução de custos.
Ainda, outro recurso utilizado em alguns sistemas é a implementação de mercados de reservas de frequência rápida (FFR), que permitem uma resposta mais ágil a variações repentinas. Essas reservas podem incluir turbinas hidráulicas de resposta rápida, baterias e até mesmo ajustes nos sistemas de controle de turbinas eólicas. Essas medidas demandam investimentos significativos e uma coordenação cuidadosa entre operadores de sistemas e reguladores. Além disso, é necessário considerar os desafios técnicos e operacionais associados à integração dessas tecnologias em larga escala, especialmente em sistemas que já operam próximos de seus limites técnicos.
Vale salientar que a importância de manter a inércia vai além de garantir a estabilidade da frequência. Sistemas com alta inércia também oferecem maior resiliência a falhas, permitindo que os operadores da rede tenham tempo adicional para implementar medidas corretivas em situações de emergência. Assim, consequentemente, redes com predominância de fontes de baixo carbono, com baixa inércia, são mais suscetíveis a colapsos rápidos, nos quais pequenos desequilíbrios podem se transformar em falhas sistêmicas antes que intervenções sejam possíveis. Dessa forma, é necessário ampliar o debate sobre as soluções que preservem ou substituam as funções essenciais da inércia. E, neste contexto, a tecnologia grid forming surge como um paliativo neste momento, pois possibilita que inversores eletrônicos em fontes renováveis, como solar, eólica e baterias, não apenas sigam a frequência da rede, mas também ajudem a estabilizá-la, atuando como fontes de referência de tensão e frequência, semelhantemente às usinas convencionais com turbinas síncronas.
Nos países nórdicos, algumas iniciativas têm sido implementadas como estudo de caso, para enfrentar os desafios impostos pela baixa inércia. Por exemplo, mercados de reserva de frequência (serviços ancilares) para fornecer suporte rápido em caso de perturbações. Esses mercados combinam recursos de diversas tecnologias, incluindo baterias, geradores hidráulicos e até turbinas eólicas modificadas para resposta dinâmica. Apesar desses avanços, os custos associados ao gerenciamento de redes com baixa inércia continuam aumentando, exigindo soluções mais eficientes e escaláveis no futuro. Ou mesmo a reinserção das nucleares e outras fontes que utilizam máquinas síncronas.
É importante destacar nos debates sobre a escolha das fontes primárias usadas para geração de energia elétrica que a preservação da inércia é uma questão técnica fundamental para manter a estabilidade dos sistemas. Redes elétricas confiáveis são fundamentais para o desenvolvimento econômico e social, e qualquer interrupção significativa pode ter consequências severas para indústrias, hospitais e outras infraestruturas críticas. Portanto, assegurar que as redes elétricas continuem a operar com altos níveis de estabilidade deve ser uma prioridade em qualquer estratégia de transição energética.
OBS: Coluna publicada mensalmente na revista - "O Setor Elétrico".
*Danilo de Souza é professor na FAET/UFMT e pesquisador no NIEPE/FE/UFMT e no Instituto de Energia e Ambiente IEE/USP.
