23/11/2016

Sistema Interligado Nacional: complexidade da operação será cada vez maior

Fonte: Canal Energia

Fontes intermitentes, restrições hidrológicas, perda de capacidade de regularização e geração distribuída são alguns pontos que aumentarão sua presença no dia a dia

A operação do Sistema Interligado Nacional está mais complexa. E não é apenas a expansão das fontes intermitentes que tem levado a essa conjuntura. Soma-se a isso as restrições hidrológicas, a perda da capacidade de regularização plurianual com cada vez menos reservatórios e a dificuldade em colocar novos projetos de transmissão nos últimos anos em um país com as dimensões do Brasil, onde a capacidade hídrica está cada vez mais longe dos centros de carga.
Hoje, definiu o secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, Fábio Lopes Alves, o SIN tem um papel de otimização hídrica e do sistema e não apenas de gerenciamento e atendimento à demanda. Esse é um desafio que o operador tem nas mãos. Outro é o estrangulamento da Rede Básica com obras já licitadas e contratadas e, como no caso da Abengoa.

Por conta desse momento, defendeu o diretor de Estudos de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética Amilcar Guerreiro, é importante que o planejamento e a operação estejam integrados. Até porque, lembrou, atualmente é possível se colocar a expansão da geração em dois anos enquanto a transmissão está cada vez mais levando tempo por conta das dificuldades ambientais que têm se encontrado.

E isso não é exclusividade do Brasil, afirmou Guerreiro durante a abertura da 14ª edição do Encontro para Debates de assuntos de Operação (EDAO). Com o avanço das fontes intermitentes em todo o mundo tem se procurado respostas ao desafio que representa a inserção dessas fontes na matriz elétrica dos países. O diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, concorda e diz que o ONS tem feito todos os esforços para essa integração. “O sistema elétrico passa por mudanças disruptivas, ou seja, mudanças profundas com o avanço das intermitentes. E no varejo já vemos a geração distribuída, que vai promover uma enorme mudança”, avaliou ele.

E mais mudanças deverão ser vistas nos próximos anos. Guerreiro, da EPE, afirma que a inovação e novas tecnologias vêm aumentando o consumo de energia. Mas que a grande revolução do setor elétrico ainda não aconteceu, diferente de telecomunicações. “Nós ainda produzimos concentradamente e transmitimos a maior parte da energia e isso está para mudar e tem impactos relevantes na operação”, indicou.

Ele cita que nesse âmbito está a perspectiva de que o consumidor terá maior controle e gestão de seus gastos. Ao mesmo tempo veremos ainda avanço das renováveis e as perspectivas de picos e vales em termos de volume de geração. “Podemos ter muitas horas sem geração e o que é pior, a variação muito grande em intervalo de tempo pequeno”, afirmou o executivo da EPE ao exemplificar essa visão com os resultados da geração eólica no Nordeste.

Em uma simulação da EPE naquela região com 4.336 MW de capacidade instalada em 167 parques há 20% de chances de geração maior ou igual a 2.940 MW e 20% de geração menor ou igual a 1.630 MW. Já um caso real ocorreu onde houve variação de 1.114 MWh em apenas uma hora. Por isso, são necessárias máquinas no sistema que possam dar uma resposta rápida. “E ainda nem começamos a ver a solar ser implantada”, lembrou.

Barata disse que a questão da variação da eólica ao longo do dia e das horas tem obrigado os centros de operação a atuarem ‘com mais presteza e criatividade’ quando comparados a um tempo passado quando tínhamos apenas as fontes hídrica e térmica. Nesse sentido, o operador ainda está buscando aperfeiçoar os métodos de previsão de itens que são críticos para sua atuação.

Entre eles estão previstas novas ferramentas chamadas de revisores para atuação de projeção de carga em tempo real e que possa, em decorrência do avanço do smart grid e geração distribuída avaliar a variação da demanda com previsões de temperaturas durante o dia. Há ainda o revisor GIS e eólico, o primeiro para descargas atmosféricas e risco de queimadas e o segundo para a previsão de geração eólica.