Impacto da geração distribuída e renovável no sistema de transmissão

Descompasso da expansão da geração com a da transmissão traz restrições na rede que interferem na operação do SIN
Canal Solar Impacto da geração distribuída e renovável no sistema de transmissão
Crédito: Freepik

Artigo publicado na 16ª edição Revista Canal Solar

Este artigo apresenta a evolução da rede de transmissão no Brasil, a forma como ela vem sendo planejada e operada, os desafios da descarbonização com as fontes renováveis, e finalmente o impacto da GD (geração distribuída) no atual desenvolvimento dessa rede.

Diferente do que ocorre nos países do hemisfério norte com predominância de geração térmica, o Brasil desenvolveu o seu parque gerador através de usinas hidrelétricas.

As primeiras usinas foram construídas perto dos centros de carga, mas em função do contínuo aumento da demanda foi necessário buscar aproveitamentos cada vez mais distantes.

Para isso, houve a necessidade de construir sistemas de transmissão a longa distância para conectar esta geração, o que não ocorre em sistemas térmicos. Um exemplo pioneiro foi a construção do sistema de 750 kV em corrente alternada e do sistema de corrente contínua de 600 kV para transportar a energia da usina de Itaipu na década de oitenta.

Todo este desenvolvimento se dava num modelo centralizado estatal coordenado pela Eletrobrás. A expansão e operação da rede era feita pelo grupo Eletrobrás através do GCPS e GCOI respectivamente.

A partir da década de noventa, com a reestruturação dos setores de infraestrutura no mundo todo, onde se buscava a maior eficiência através da introdução de modelos de mercado, houve no setor elétrico a separação da produção com o transporte de energia.

Isto foi necessário devido à característica de monopólio natural das redes de transporte de energia elétrica que não podiam ser incorporadas no livre mercado.

Para tal, houve a necessidade de leis para garantir o livre acesso às redes por qualquer agente como também da regulação econômica para a definição das tarifas de transporte hoje conhecidas como TUST (Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Transmissão) e TUSD (Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição).

A desverticalização das empresas que planejavam de forma conjunta a geração e a transmissão coordenando as suas implantações, acabou trazendo certo descompasso entre essas atividades.

Neste novo contexto, o planejamento do sistema de transmissão brasileiro conhecido como SIN (Sistema Interligado Nacional) desempenhado no Brasil pelo MME (Ministério de Minas e Energia) através da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) vem utilizando como dados de entrada as gerações contratadas nos leilões do ACR (Ambiente de Contratação Regulada ) e das informações dos quantitativos a serem comercializados no ACL (Ambiente de Contratação Livre).

Tudo ia bem quando aparece a geração eólica no início da década de 2010 e depois a geração solar a partir de 2015 com o incentivo dado como o desconto na TUST e TUSD a estas fontes renováveis em função da premência mundial na descarbonização das cadeias produtivas.

Apesar de serem tecnologias recentes, estes aproveitamentos aparecem com tempos de execução da obra bem menores que os aproveitamentos hidráulicos (cinco anos) e até térmicos (três anos) que prevaleciam nas décadas anteriores.

Consegue-se, portanto, colocar um empreendimento de geração eólica (dois a três anos) e um solar (um a dois anos) com muito menor tempo que os empreendimentos de transmissão (três a cinco anos) que por sua vez têm aumentado devido a questões ambientais e fundiárias.

Isto já traz a necessidade de um planejamento da expansão mais ativo vislumbrando futuras oportunidades de locais com potenciais de incremento de geração para minimizar problemas de escoamento desta nova energia.

A probabilidade de encontrar regiões com sobra de capacidade de transmissão e outras com restrições significativas acaba aumentando devido a esta nova condição.

Esta situação se agravou quando o governo retirou em fevereiro de 2022 o desconto na tarifa de transmissão para as renováveis. Os pedidos de outorga explodem e a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) acaba aceitando sem a análise da conformidade com o sistema de transmissão.

Apesar de grande parte destes projetos, que praticamente dobram a capacidade atual da geração em todo o país, não saírem do papel, eles provocam uma grande incerteza para o planejamento da transmissão.

O descompasso da expansão da geração com a da transmissão acaba trazendo restrições na rede que interferem na operação do SIN.

Além disso, as usinas solares e eólicas não têm controle sobre o despacho provocando rampas e oscilações de potência. Medidas são adotadas para contornar estes problemas, mas muitas vezes sem o respaldo econômico, como:

  • A limitação do despacho de geração nos períodos de restrição da rede. Em muitos casos este período pode chegar a dias ou mesmo meses. Como a decisão do corte de geração pode afetar de forma diferente os diversos agentes, o governo optou por realizar leilões de capacidade de transmissão para estabelecer direitos sobre o uso da rede;
  • O estabelecimento de serviços ancilares para controle de frequência, controle de tensão, reserva de potência, seguidor de carga, para fazer frente à não despachabilidade das renováveis. A forma como estes serviços são alocados entre os agentes e precificados representam um grande desafio e hoje estes serviços não são remunerados de forma satisfatória.

Estas questões remetem à oferta conectada ao SIN, ou seja, relativa à geração centralizada. Um outro ponto de incerteza é com relação à demanda nos pontos de interface com as distribuidoras.

A taxa de crescimento de carga tem variado ao longo dos últimos anos devido à incerteza na economia, à pandemia vivida nos anos de 2020 e 2021 e recentemente devido ao crescimento da geração distribuída.

Esta última teve um aumento significativo a partir de 2015, diminuindo a carga líquida observada nas subestações de interface entre a rede de transmissão (rede básica) e a rede de distribuição.

Apesar desta geração ser bastante pulverizada e representada basicamente pela fonte solar, o total já chegou a mais de 20 GW de potência, ou seja, mais de 10% da capacidade total de geração do país.

Apesar de estar localizada na rede de distribuição e individualmente representar uma parcela muito pequena, o conjunto de todas as GD podem afetar a rede de transmissão de várias maneiras.

Recentemente, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) mudou a forma de previsão de carga para incluir o efeito da geração solar.

Em regiões onde a penetração é alta e em muitos casos acompanhada pela penetração da geração centralizada, o efeito da intermitência, por exemplo, tem trazido alguns inconvenientes como o caso da região norte de Minas Gerais.

É importante elencar os principais problemas e benefícios que a GD pode afetar a rede de distribuição e indiretamente a rede de transmissão. A seguir são apresentados alguns pontos mais representativos.

Expansão da rede

Como a GD com predominância de fonte solar que só gera durante o dia, ela acaba aliviando as redes de distribuição e até a transmissão neste período.

Diferente dos países do hemisfério norte onde a ponta de consumo é maior nos períodos de inverno e a noite, nos países tropicais como o Brasil, a ponta do sistema é no verão e no período diurno devido à carga de climatização.

Esta característica climática faz com que a GD traga um benefício para a rede elétrica onde a ponta se apresenta em torno das 14 horas. Como a carga pesada é que determina a necessidade de expansão da rede, podemos dizer que a GD contribui para minimizar a necessidade de capacidade adicional nas redes de distribuição e transmissão.

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As opiniões e informações expressas são de exclusiva responsabilidade do autor e não obrigatoriamente representam a posição oficial do Canal Solar.

Imagem de José Wanderley Marangon Lima
José Wanderley Marangon Lima
Conselheiro do INEL. Diretoria de Recursos Energéticos Distribuidos da ABGD. Professor titular voluntário da UNIFEI (Universidade Federal de Itajubá). Diretor presidente da MC&E (Marangon Consultoria & Engenharia. Atuou na Eletrobras, onde participou e coordenou estudos de operação e planejamento de Sistemas Elétricos. Também trabalhou na ANEEL como assessor de diretor. Esteve no Ministério de Minas e Energia como integrante do grupo que elaborou o Novo Modelo Elétrico Brasileiro.

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