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A Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais) espera um crescimento de 73% da capacidade instalada em projetos de GD (geração distribuída) na sua área de concessão em 2023.
A distribuidora projeta que a modalidade atinja 3,91 GW até dezembro deste ano e supere a marca de 7,69 GW ao final de 2029, com grande predominância da fonte fotovoltaica.
As informações foram compartilhadas pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) em nota técnica divulgada nesta terça-feira (25).
O estudo foi realizado após trocas de informações com a Cemig e estudos realizados pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética).
Apesar do crescimento esperado da fonte, o documento aponta que o aumento expressivo das solicitações de acesso de novos geradores estaria causando impactos nos transformadores da rede básica de fronteira das regiões Norte e do Triângulo Mineiro.
Na primeira região mencionada, o ONS alega que os transformadores em Pirapora 2, Três Marias, Jaíba e Paracatu 4 já estariam com um carregamento superior à sua capacidade operativa.
Os resultados desta nota técnica não são impeditivos para a conexão de projetos de GD, mas constituem um elemento adicional de apoio à decisão das distribuidoras nas análises dos acessos em sua área de concessão, segundo o ONS.
Confira a nota técnica completa do ONS, clicando aqui.
Discussões
Desde o começo do ano, o Estado de Minas Gerais vem sendo palco de uma série de discussões envolvendo a GD, sobretudo de sistemas fotovoltaicos.
Nos últimos meses, a Cemig recebeu reclamações envolvendo a não aprovação de projetos sob a justificativa de que não haveria mais espaço para escoamento na rede, conforme noticiado pelo Canal Solar.
Cemig trava projetos e causa prejuízo às empresas do setor solar
No começo deste segundo semestre, a companhia voltou a ser o centro das discussões do setor, após começar a aprovar pedidos de conexão e ampliação de sistemas fotovoltaicos de GD com a condição de que a injeção de potência na rede ocorresse somente das 19h às 5h, num período em que não há mais incidência da luz solar.
O Canal Solar conversou com um dos integradores impactados pela decisão, que contou que tudo começou quando entrou com um pedido de solicitação de ampliação do sistema de um de seus cliente em dezembro do ano passado.
Na ocasião, a Cemig teria relatado o esgotamento de rede e não permitido a ampliação do sistema. Não satisfeito com a resposta, o integrador realizou uma reclamação e a distribuidora julgou procedente, voltando o projeto para análise.
O profissional relatou ao Canal Solar que, após isso, recebeu uma resposta da distribuidora informando que o impacto que sua aplicação causaria na rede da concessionária fez com que o seu pedido fosse enviado para o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) e que, em breve, seria lhe dada uma resposta.
Após um longo período de espera, ele recebeu a aprovação para ampliação do sistema. Para sua surpresa, a distribuidora emitiu o parecer de acesso sem obras, mas com a condição de que a energia gerada pelo sistema de seu cliente fosse injetada apenas durante o período da noite, entre 19h e 5h.
Além disso, a resposta da Cemig disse que o integrador teria ainda que apresentar a solução técnica adequada que garantisse a geração de potência apenas nos horários citados, conforme mostra abaixo o documento encaminhado pela Cemig ao integrador em questão:
O que diz a Cemig?
Procurada pelo Canal Solar, a Cemig informou que em função da quantidade de usinas conectadas, o sistema de distribuição da concessionária estaria sendo impactado com inversão de fluxo de potência em transformadores de subestações e em disjuntores de alimentadores.
“Para eliminar esse tipo de ocorrência, a Resolução Normativa nº 1000/2021, da Aneel, determina que a distribuidora realize estudos das opções dispostas no parágrafo 1º do artigo 73. Em alguns casos, a opção tecnicamente viável e de menor custo global é a injeção em horário pré-estabelecido”, destacou a Cemig.
A distribuidora afirmou ainda que a solução técnica mais comum para esse tipo de conexão, em caso de fonte fotovoltaica, passa pela instalação de sistemas de armazenamento de baterias de forma a “permitir controle dos patamares e horários de injeção de potência na rede de distribuição”.
“Os conversores deverão atender aos requisitos técnicos estabelecidos na ABNT NBR 16149 e deverão possuir sistema antilhamento, conforme estabelecido na ABNT NBR IEC 62116”, finalizou a empresa.
