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INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DA BAHIA CAMPUS DE PAULO AFONSO COORDENAÇÃO DO CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA IMPACTOS DA INSERÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM ENFOQUE NA MATRIZ ELÉTRICA DA REGIÃO NORDESTE HERMAN RICARDO DE JESUS FERREIRA TELLES PAULO AFONSO 2017

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INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DA BAHIA

CAMPUS DE PAULO AFONSO

COORDENAÇÃO DO CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

IMPACTOS DA INSERÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM ENFOQUE NA

MATRIZ ELÉTRICA DA REGIÃO NORDESTE

HERMAN RICARDO DE JESUS FERREIRA TELLES

PAULO AFONSO 2017

HERMAN RICARDO DE JESUS FERREIRA TELLES

IMPACTOS DA INSERÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM ENFOQUE NA

MATRIZ ELÉTRICA DA REGIÃO NORDESTE

Trabalho de Conclusão de Curso (TCC) apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia, Campus de Paulo Afonso como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientadora: Prof.ª MSc. Danielle Bandeira de Melo Delgado.

PAULO AFONSO 2017

Telles, Herman Ricardo de Jesus Ferreira Impactos da Inserção de Geração Eólica ao Sistema Interligado Nacional com Enfoque na Matriz Elétrica da Região Nordeste / Herman Ricardo de Jesus Ferreira Telles, 2017. 79p. : il. Orientadora: Profª MSc. Danielle Bandeira de Melo Delgado Trabalho de Conclusão de Curso (Engenharia Elétrica) - Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia, Paulo Afonso, 2017. 1. Geração Eólica. 2. Matriz Elétrica. 3. Energia Elétrica. I. Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia. II. Título.

HERMAN RICARDO DE JESUS FERREIRA TELLES

IMPACTOS DA INSERÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM ENFOQUE NA

MATRIZ ELÉTRICA DA REGIÃO NORDESTE

Trabalho de Conclusão de Curso (TCC) submetido ao corpo docente do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia - IFBA, Campus de Paulo Afonso, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Aprovado por Prof.ª MSc. Danielle Bandeira de M. Delgado ___________________________ Orientadora. Prof. MSc. Felipe Freire Gonçalves ___________________________________ Membro da Banca. Prof. Paulo Roberto Ribeiro Morais ___________________________________ Membro da Banca.

PAULO AFONSO 2017

Dedico este trabalho à minha família.

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus, por guiar os meus passos para vencer mais

esse desafio.

À minha família, em especial à minha mãe, pelo apoio incondicional.

À minha esposa e filho, pela paciência nos momentos de ausência e correria.

À professora orientadora Danielle Bandeira de Melo Delgado pelo apoio e

confiança a mim conferidos.

Ao grupo Veteranos da Engenharia, pelos desafios e vitórias conquistados.

Aos meus amigos do Centro Regional de Operação de Sistema de Paulo

Afonso.

RESUMO

Este trabalho tem como objetivo principal avaliar os impactos da inserção recente de geração eólica ao Sistema Interligado Nacional, com ênfase na Matriz Elétrica da Região Nordeste, em nível de Operação de Sistemas. Pretende-se verificar quais os desafios para o controle da Geração Eólica para a Operação em Tempo Real e sua influência na alteração da curva de carga do Subsistema Nordeste, bem como, avaliar a possibilidade dessa fonte de produção de energia substituir as usinas térmicas em caso de redução dos níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Para a realização deste estudo foram utilizadas como referência diversos documentos dos principais agentes do setor elétrico diretamente envolvidos com o tema ora estudado, como ANEEL, ONS, CCEE, ABEEólica, Abraceel, Abradee, Chesf, Cepel, EPE, entre outros. Foi constatado que a fonte eólica é uma fonte altamente competitiva no mercado de comercialização de energia, e, em complementaridade com outras fontes de energia, surge como um reforço energético de baixo impacto ambiental para a Região Nordeste, reduzindo os riscos de desabastecimento no país e com papel fundamental na Matriz Elétrica do Brasil e da Região Nordeste. No estudo averiguou-se que a curva de carga sofre um efeito chamado efeito de carga negativa proveniente de usinas sem supervisão do ONS. Em relação à Operação em Tempo Real os principais desafios constatados foram o controle de carregamento, o controle de tensão e a variabilidade da geração. Palavras-chave: Geração Eólica. Matriz Elétrica. Energia Elétrica.

ABSTRACT This study aims to evaluate the recent inclusion of the impacts of wind power to the National Interconnected System, with emphasis on Electrical Matrix Northeast, Systems Operation level. It is intended to verify that the challenges for the control of Wind Generation for Real Time Operation and its influence in changing the load curve Subsystem Northeast, as well as to assess the possibility of such energy production source to replace the thermal power plants in case reduction of the levels of the hydroelectric plant reservoirs. For this study were used as reference several documents of the main agents of the electricity sector directly involved in the topic now studied as ANEEL, ONS, CCEE, ABEEólica, Abraceel, Abradee, Chesf, Cepel, EPE, among others. It has been found that wind power is a highly competitive source in the energy trading market, and in complementarity with other energy sources, emerges as an energy booster low environmental impact for the Northeast Region, reducing the risk of shortages in the country and with a fundamental role in the Electrical Matrix of Brazil and the Northeast Region. In the study it was verified that the load curve undergoes an effect called negative charge effect coming from plants without supervision of the National System Operator. Regarding the Real Time Operation, the main challenges were load control, voltage control and generation variability. Keywords: Wind Generation. Electric Matrix. Electricity.

LISTA DE FIGURAS

Figura 01 - Caminho percorrido pela energia elétrica. .............................................. 24

Figura 02 - Estrutura organizacional do setor elétrico brasileiro................................ 27

Figura 03 - Fluxo de Energia Elétrica no Brasil ano base 2015................................. 32

Figura 04 - Complexo Eólico Alto Sertão, Caetité/BA. .............................................. 37

Figura 05 - Velocidade média anual do vento a 50m de altura. ................................ 38

Figura 06 - Exemplo detalhado de gerador eólico com eixo horizontal. .................... 40

Figura 07 – Montagem da Subestação Igaporã II / Chesf. ........................................ 57

Figura 08 – Diagrama Unifilar SEs Bom Jesus da Lapa II, Igaporã II, Igaporã III e

Pindaí II. .................................................................................................................... 58

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 01 - Matriz Elétrica Brasileira. ....................................................................... 31

Gráfico 02 - Evolução da capacidade instalada de geração eólica. .......................... 35

Gráfico 03 - Potência Instalada de Geração Eólica por estado. ................................ 36

Gráfico 04 - Complementaridade entre a geração hidrelétrica e eólica. .................... 43

Gráfico 05 - Vazão do Rio São Francisco X Simulação de Produção Eólica. ........... 44

Gráfico 06 - Geração Eólica Média Diária e Mensal do NE de Agosto/2016 ............. 48

Gráfico 07 - Balanço Energético da Região Nordeste Jan/2014 a Out/2016 ............ 49

Gráfico 08 - Balanço Energético da Região Nordeste Jan/2014 a Out/2016 ............ 49

Gráfico 09 – Curva de Carga do Nordeste 05/09/2016 + Projeção EOL Tipo III ....... 51

Gráfico 10 - Curva de Carga NE Jan/14 a Set/16 - Todas as fontes sem supervisão.

.................................................................................................................................. 52

Gráfico 11 - Participação da Energia Eólica na Oferta Interna de Energia Elétrica. .. 53

Gráfico 12 - Capacidade Instalada da Fonte Eólica em relação ao total Brasil. ........ 54

Gráfico 13 - Corrente verificada da LT BJD/IGD x Limite da LT dia 02/09/2016. ...... 60

Gráfico 14 – Tensão no barramento 230 kV SE IGD x Limite de tensão. ................. 61

Gráfico 15 – Curva de Geração da SE Igaporã II – 20/10/2016. ............................... 62

Gráfico 16 - Fator de Capacidade Médio das Centrais Eólicas - Set/2015 a Ago/2016.

.................................................................................................................................. 64

LISTA DE TABELAS

Tabela 01 - Empreendimentos de geração em operação no Brasil. .......................... 24

Tabela 02 - Empreendimentos de geração em construção no Brasil. ....................... 25

Tabela 03 - Empreendimentos de geração com construção não iniciada. ................ 25

Tabela 04 - Participação das fontes de energia por origem. ..................................... 30

Tabela 05 – Empreendimentos conectados à SE Igaporã II. .................................... 58

Tabela 06 – Empreendimentos conectados à SE Pindaí II. ...................................... 59

Tabela 07 – Motivos dos atrasos dos empreendimentos de energia eólica. ............. 65

Tabela 08 - Incremento de geração, considerando a infraestrutura de transmissão

disponível para conexão, com aplicação do Fator de Capacidade. .......................... 66

Tabela 09 - Incremento de geração com aplicação do Fator de Capacidade. .......... 67

Tabela 10 - Resumo empreendimentos em operação, em construção e a construir. 68

LISTA DE QUADROS

Quadro 01 - Matriz Elétrica Brasileira. ....................................................................... 30

LISTA DE ABREVIATURAS

ABAQUE Associação Brasileira de Armazenamento e Qualidade de Energia ABEEólica Associação Brasileira de Energia Eólica ABRACEEL Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica BEN Balanço Energético Nacional BIG Banco de Informações da Geração BJD Bom Jesus da Lapa II CBEE Centro Brasileiro de Energia Eólica CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CGU Central Geradora Undi-elétrica CHESF Companhia Hidro Elétrica do São Francisco CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CRESESB Centro de Referência para Energia Solar e Eólica CROP Centro Regional de Operação de Sistema de Paulo Afonso EOL Central Geradora Eólica EPE Empresa de Pesquisa Energética GD Geração Distribuída

ICG Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada

IGD Igaporã II IGT Igaporã III IPDO Informativo Preliminar Diário da Operação kV Quilovolt kW Quilowatt LT Linha de transmissão MVA Megavoltamper MW Megawatt MWh Megawatt hora MWmed Megawatts médios NE Nordeste NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration ONS Operador Nacional do Sistema PCH Pequena Central Hidrelétrica PFC Projeto de Final de Curso PND Pindaí II PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica SE Subestação SIN Sistema Interligado Nacional TWh Terawatt hora UFPE Universidade Federal de Pernambuco

UFV Central Geradora Solar Voltaica UHE Usina Hidrelétrica UTE Usina Térmica UTN Usina Termonuclear

SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO .................................................................................. 16

1.1 JUSTIFICATIVA ................................. ................................................................. 17

1.2 OBJETIVOS ..................................... ................................................................... 18

1.2.1 Objetivo Geral .................................................................................................. 18

1.2.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 18

1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ......................... .................................................. 19

2 METODOLOGIA ..................................... .......................................... 20

3. REFERENCIAL TEÓRICO ............................ ................................... 23

3.1 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ................... ............................................... 23

3.1.1 Matriz Elétrica Brasileira ................................................................................... 29

3.1.2 Consumo de Energia ........................................................................................ 31

3.1.3 Geração Distribuída ......................................................................................... 33

3.2 GERAÇÃO EÓLICA................................. ........................................................... 34

3.2.1 Características da Geração Eólica ................................................................... 34

3.2.2 Disponibilidade de Recursos ............................................................................ 35

3.2.2.1 Potencial Brasileiro ........................................................................................ 37

3.2.3 Tipos de Aproveitamento .................................................................................. 39

3.2.4 Impactos Socioambientais ................................................................................ 41

3.3 REGULAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA NO BRASIL ......... ................................ 41

3.4 CONEXÃO DA GERAÇÃO EÓLICA AO SISTEMA .......... ................................. 42

3.4 COMPLEMENTARIDADE ENTRE GERAÇÃO EÓLICA E HIDREL ÉTRICA ..... 43

4. RESULTADOS ..................................... ............................................ 46

4.1 ANÁLISE DOS EFEITOS DA INSERÇÃO DE GERAÇÃO EÓLI CA AO SIN ..... 46

4.1.1 Aumento na Oferta de Geração Eólica: Análise da Substituição de Térmicas . 46

4.1.2 Impactos da Geração Eólica na Curva de Carga do SIN ................................. 50

4.1.3 Impacto da Geração Eólica na Matriz Elétrica .................................................. 52

4.1.2 Desafios para a Operação em Tempo Real ..................................................... 55

4.1.3 Estudo de Caso - Subestação Igaporã II / Chesf ............................................. 56

4.1.3.1 Controle de Carregamento ............................................................................ 59

4.1.3.2 Controle de Tensão ....................................................................................... 60

4.1.3.3 Variabilidade da Geração Eólica ................................................................... 61

4.3 PROJEÇÃO DE CENÁRIOS .......................... .................................................... 63

4.3.1 Cenário 1 .......................................................................................................... 64

4.3.2 Cenário 2 .......................................................................................................... 67

4.3.3 Cenário 3 .......................................................................................................... 68

5. CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................... .................................. 71

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................ ............................ 74

16

1 INTRODUÇÃO

A força dos ventos é utilizada para produzir trabalho há milhares de anos.

Como por exemplo, para bombeamento de água, moagem de grãos, mover

embarcações e em outras aplicações envolvendo energia mecânica (ANEEL, 2002).

De acordo com o Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª edição, denomina-se

energia eólica como sendo,

a energia cinética contida nas massas de ar em movimento. Seu

aproveitamento ocorre por meio da conversão da energia cinética de

translação em energia cinética de rotação, com o emprego de turbinas

eólicas, também denominadas aerogeradores, para a geração de

eletricidade, ou cataventos, para trabalhos mecânicos como bombeamento

d’água (ANEEL, 2008).

Nos últimos anos a demanda por energia elétrica tem crescido

consideravelmente. Ao mesmo tempo em que os empreendimentos de Geração

Eólica têm aumentado em números nunca vistos na história da produção de energia

no Brasil.

Outro ponto comumente ligado ao sistema elétrico é Eficiência Energética,

onde as empresas tem buscado cada vez mais a otimização dos seus processos

visando reduzir as perdas na rede.

Um dos maiores obstáculos para a produção de energia eólica era o custo

dos equipamentos, que, devido aos avanços tecnológicos, caiu muito tornando essa

forma de produção de energia bem mais viável e competitiva. Além disso, o Brasil é

um país que possui um potencial de produção de energia eólica bastante elevado,

principalmente no Nordeste.

Somente no ano de 2015 foram instaladas 111 novas usinas eólicas no Brasil,

somando à Matriz Elétrica Brasileira cerca de 2.754 MW de potência. Com esse

incremento o país fechou o ano de 2015 com uma potência instalada total de

geração eólica de 8.725,88 MW (ABEEÓLICA, 2015).

O aumento da disponibilidade de geração eólica no Sistema Interligado

Nacional – SIN, principalmente na Região Nordeste, surge num momento crítico dos

níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas, chegado a bater recordes, como

9,32 GW de potência instalada no Brasil, geração máxima instantânea no Nordeste

17

de 5232 MW representando 67% da carga da região e geração média de 4713 MW

com represtação de 56% da carga (ANEEL, 2016a; ONS, 2016a).

1.1 JUSTIFICATIVA

O acréscimo de Geração Eólica ao Sistema Elétrico eleva a disponibilidade de

energia ao longo do dia. Essa disponibilidade de energia adicional pode provocar

alteração na curva de carga do sistema, tais como: carga abaixo do previsto e

excedente de geração, fazendo com que a programação diária de produção do

Sistema Interligado não ocorra de acordo com o programado.

Por outro lado a geração eólica supre boa parcela da demanda do sistema

atualmente, principalmente no Nordeste, região objeto deste estudo. Como a

geração eólica depende dos ventos, e esses são uma variável de difícil

previsibilidade, torna-se um desafio para a operação em Tempo Real o controle das

usinas eólicas. A alta variabilidade da geração eólica influencia no controle de

tensão de barramentos e carregamento de linhas de transmissão e transformadores.

Podem ser atribuídas também à geração eólica alterações na curva de carga do

sistema, as quais são provocadas pelas usinas sem supervisão do Operador

Nacional do Sistema - ONS.

A curva de duração de carga é uma ferramenta de análise que pode ser

utilizada para descrever a quantidade de tempo, em pontos percentuais, durante o

ano na qual a carga de um sistema está acima de uma fração dada do seu valor

máximo. (DIAS et al., 2005).

Cabem nesse momento algumas indagações: O Sistema Interligado está

preparado para absorver o incremento de geração eólica atual? Qual o

comportamento da curva de carga do sistema elétrico com a chegada forte da fonte

eólica? Quais os desafios da Operação em Tempo Real no controle da energia

eólica?

As respostas para estes questionamentos podem subsidiar tomadas de

decisão de engenheiros eletricistas frente aos problemas enfrentados pelo setor

elétrico no Brasil. Os mesmos serão elucidados no decorrer deste trabalho. Bem

como, será realizado um estudo mais detalhado sobre a modificação proporcionada,

pela Geração Eólica na matriz elétrica brasileira, com destaque para a Região

Nordeste, avaliando a possibilidade de substituição das termoelétricas por essa

18

forma de suprimento energético. A maior utilização da fonte eólica no sistema

elétrico brasileiro pode proporcionar à sociedade redução das tarifas de energia,

devido se tratar de uma fonte de menor custo, bem como, menor impacto ambiental

por ser uma forma de produzir eletricidade limpa e de baixíssimo impacto ao meio

ambiente.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 Objetivo Geral

Este trabalho tem por finalidade avaliar os impactos do incremento de

Geração Eólica de Energia Elétrica ao Sistema Interligado Nacional, com enfoque na

matriz elétrica da Região Nordeste, verificando a sua contribuição na alteração da

curva de carga dessa região, e mostrando os desafios em gerenciar essa fonte de

produção de energia.

1.2.2 Objetivos Específicos

Esta análise pretende atingir os seguintes objetivos específicos:

• Verificar os principais instrumentos normativos que regulam a Geração Eólica

no Brasil;

• Mostrar os tipos de aproveitamento da Geração Eólica mais utilizados

atualmente;

• Apontar para as formas de conexão das fontes eólicas ao sistema elétrico,

bem como os aspectos legais envolvidos;

• Realizar uma projeção de cenários para verificar uma possível oferta

excedente de energia advinda da conclusão de vários projetos de Geração

Eólica em andamento e outros com lotes já leiloados;

• Analisar a possibilidade da substituição de usinas térmicas por Geração

Eólica, no caso de baixa no nível dos reservatórios das usinas do SIN;

19

• Evidenciar os efeitos da injeção de Geração Eólica de Energia no Sistema

Interligado Nacional e os desafios para a Operação em Tempo Real;

• Realizar um estudo de caso: Operação da Subestação Igaporã II / Chesf.

1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO

O trabalho é estruturado em cinco seções principais, incluindo introdução e

considerações finais. A seção dois aborda a metodologia utilizada para realização do

estudo, incluindo as técnicas de pesquisa, levantamentos de dados, informações e

situações hipotéticas a serem tratadas na pesquisa.

A seção três traz um referencial teórico sobre o setor elétrico brasileiro e

geração eólica, mostrando as principais características dessa fonte de energia, seu

potencial, tipos de aproveitamento, impactos socioambientais, forma de conexão à

rede e como é feita a sua regulação.

Na seção quatro são apresentados os resultados de pesquisa encontrados,

onde são mostrados os efeitos da inserção da geração eólica ao Sistema Interligado

Nacional, com destaque para a região Nordeste. Dentre esses efeitos estão a

alteração na curva de carga do sistema elétrico, a possibilidade de substituição de

usinas térmicas pela fonte eólica, os desafios para a operação em tempo real

juntamente com um estudo de caso, bem como a projeção de cenários hipotéticos,

baseados na conclusão dos empreendimentos de geração eólica.

20

2 METODOLOGIA

O estudo proposto foi baseado no método de abordagem dedutivo, isto é,

buscou através de levantamentos e estudos, dados e informações, que puderam

mostrar a mudança de paradigma existente na recente introdução de uma nova

fonte de produção de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional, a fonte eólica,

e sua contribuição na alteração da Curva de Carga do sistema Nordeste, bem como

os desafios para a operação em Tempo Real no controle dessa fonte de energia.

O trabalho se configura como uma pesquisa de natureza quantitativa

aplicada. Sobre a pesquisa quantitativa Fonseca (2002, p.20) esclarece que,

[...] A pesquisa quantitativa se centra na objetividade. Influenciada pelo positivismo, considera que a realidade só pode ser compreendida com base na análise de dados brutos, recolhidos com o auxílio de instrumentos padronizados e neutros. A pesquisa quantitativa recorre à linguagem matemática para descrever as causas de um fenômeno, as relações entre variáveis, etc. A utilização conjunta da pesquisa qualitativa e quantitativa permite recolher mais informações do que se poderia conseguir isoladamente.

Inicialmente, foram pesquisadas fontes de dados que apresentaram

informações acerca da Geração Eólica, características, disponibilidade de recursos,

tecnologias empregadas, impactos ambientais, legislação aplicável e requisitos de

conexão à rede. E ainda analisados e estudados trabalhos acadêmicos que fazem

parte direta ou indiretamente do tema central ora estudado.

Com o objetivo de proporcionar maior familiaridade com o problema de

pesquisa, foi realizada uma pesquisa exploratória, com abordagem técnica, junto às

empresas do setor elétrico e ao Operador Nacional do Sistema, ou seja, foram

analisados os aspectos apenas técnicos e operacionais. Foi realizada uma coleta de

dados da realidade pesquisada através de medidas de energia e demanda do

Submercado Nordeste, onde foi verificado o comportamento das curvas de carga do

sistema e o desempenho da fonte eólica na região. Os resultados foram obtidos

através da análise estatística dos dados dos Boletins Mensais de Geração Eólica do

ONS, Boletim de Dados da Associação Brasileira de Energia Eólica – ABEEólica,

Balanço Energético Nacional da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Notas

21

Técnicas da EPE, Relatório de Acompanhamento de Centrais Geradoras Eólicas da

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, Boletim Diário da Operação do

ONS, Banco de Informações da Geração da ANEEL, Informativo Preliminar Diário da

Operação do ONS, Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Mensal do

ONS, Atlas do Potencial Eólico Baiano e Brasileiro, assim como outros documentos

técnicos que abordam o tema estudado.

Foi realizado ainda um estudo de caso sobre a operação da Subestação

230kV Igaporã II localizada no Município de Caetité/BA e de propriedade da

Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf. Este estudo pretende mostrar

os aspectos envolvidos na operação de uma instalação destinada a escoar energia

proveniente de fontes eólicas e seus desafios. Um estudo de caso, segundo

Fonseca (2002, p.33),

Visa conhecer em profundidade o como e o porquê de uma determinada situação que se supõe ser única em muitos aspectos, procurando descobrir o que há nela de mais essencial e característico. O pesquisador não pretende intervir sobre o objeto a ser estudado, mas revelá-lo tal como ele o percebe [...].

Por fim, com base nas previsões de crescimento de demanda e nos

empreendimentos de geração eólica a serem concluídos, foram feitas projeções de

cenários hipotéticos visando avaliar o efeito desses cenários na dinâmica do sistema

elétrico da Região Nordeste. Nessas projeções foram consideradas as obras em

construção e as obras com construção ainda não iniciadas, mas com lotes já

leiloados pela ANEEL, bem como os empreendimentos de transmissão relacionados

com essas obras.

O passo seguinte consistiu na análise e discussão dos dados coletados. A

análise tem como objetivo organizar os dados de forma que seja possível a

apresentação de resultados para o problema proposto.

Em relação às formas que os processos de análise de dados quantitativos

podem assumir, observam-se em boa parte das pesquisas os seguintes passos:

estabelecimento de categorias; codificação e tabulação; e análise estatística dos

dados (GIL, 2007).

22

Após a análise sistemática e levantamento estatístico dos dados, as

informações relevantes foram compiladas e classificadas, permitindo a construção

de tabelas, gráficos e quadros que auxiliaram na busca e visualização dos

resultados. Concluída esta etapa, foi efetuada então a textualização e montagem do

referido Projeto de Final de Curso - PFC.

23

3 REFERENCIAL TEÓRICO

3.1 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

O sistema elétrico brasileiro é bastante diversificado, possuindo em sua matriz

elétrica uma boa parcela de energias renováveis, dentre elas a energia eólica.

Considerando o aspecto técnico a Associação Brasileira de Distribuidores de

Energia define a indústria da energia elétrica como sendo,

[...] composta por geradores espalhados pelo país e pelas linhas de

transmissão e de distribuição de energia, que compõem a chamada

“indústria de rede”. Todo o sistema é eletricamente conectado, exigindo o

balanço constante e instantâneo entre tudo o que é produzido e consumido

(ABRADEE, 2016).

Analisando sobre o aspecto regulatório,

[...] é constituída por agentes independentes que, ou produzem, ou

transportam ou comercializam a energia elétrica. Os fluxos financeiros no

sistema são diferentes dos fluxos energéticos físicos, isso pelo fato de que

não se pode receber a energia diretamente de um único gerador, mas sim

de todos os geradores ao mesmo tempo (ABRADEE, 2016).

Normalmente, a energia elétrica está bem distante dos centros de consumo.

Por isso se faz necessário utilizar um sistema de transmissão para transportar a

energia até seu usuário final. O sistema de transmissão é bastante complexo e é

projetado para que as perdas com o transporte da energia sejam minimizadas ao

máximo.

A Figura 01 esboça o caminho que a energia elétrica percorre desde a sua

produção nas usinas, passando pelos sistemas de transmissão e distribuição até o

destino final, o consumidor.

24

Figura 01 - Caminho percorrido pela energia elétrica.

Fonte: A Geradora, 2016.

Considerando a atualização de 23 de agosto de 2016, o Banco de

Informações da Geração - BIG da ANEEL contabiliza 4.562 empreendimentos de

geração de energia elétrica em operação no Brasil totalizando 147.491.086 kW de

potência instalada, restando ainda 215 empreendimentos em construção e 673

empreendimentos com construção não iniciada, adicionando no futuro 26.795.060

kW na capacidade de geração do país (ANEEL, 2016a).

Os empreendimentos de geração em operação no país se dividem de acordo

com a Tabela 01.

Tabela 01 - Empreendimentos de geração em operação no Brasil.

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) Potência Fiscalizada (kW) %

CGH 557 434.990 437.072 0,3

EOL 382 9.390.808 9.318.630 6,32

PCH 448 4.857.982 4.840.218 3,28

UFV 40 26.962 22.962 0,02

UHE 220 101.063.425 90.241.353 61,18

UTE 2.913 42.343.413 40.640.851 27,55

UTN 2 1.990.000 1.990.000 1,35

Total 4.562 160.107.580 147.491.086 100 Fonte: ANEEL, 2016a.

25

A Potência Outorgada é igual à potência considerada no ato da Outorga do

empreendimento e a Potência Fiscalizada é igual à potência considerada a partir da

operação comercial da primeira unidade geradora. O percentual na tabela refere-se

à Potência Fiscalizada (ANEEL, 2016a).

Os empreendimentos de geração em construção podem ser visualizados na

Tabela 02.

Tabela 02 - Empreendimentos de geração em construção no Brasil.

Empreendimentos em Construção

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 1 848 0,01

EOL 145 3.309.930 37,35

PCH 34 454.959 5,13

UFV 3 90.000 1,02

UHE 7 1.967.100 22,2

UTE 24 1.689.646 19,07

UTN 1 1.350.000 15,23

Total 215 8.862.483 100

Fonte: ANEEL, 2016a.

Por fim observam-se na Tabela 03 os empreendimentos de geração com

construções ainda não iniciadas.

Tabela 03 - Empreendimentos de geração com construção não iniciada.

Empreendimentos com Construção não iniciada

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 37 25.351 0,14

CGU 1 50 0

EOL 238 5.660.050 31,56

PCH 119 1.705.366 9,51

UFV 107 2.876.997 16,04

UHE 6 629.000 3,51

UTE 165 7.037.404 39,24

Total 673 17.934.218 100

Fonte: ANEEL, 2016a.

26

O setor elétrico brasileiro vem passando por mudanças, a mais significativa

ocorreu em 2004. Esse novo modelo definiu a criação de uma instituição

responsável pelo planejamento do setor elétrico em longo prazo, a Empresa de

Pesquisa Energética - EPE; uma instituição com o objetivo de avaliar a segurança do

suprimento de energia, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE; e uma

instituição para dar continuidade às atividades de comercialização de energia

elétrica, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (ONS, 2016b).

Essa estrutura é completada pela Agência Nacional de Energia Elétrica -

ANEEL, cujo objetivo é atuar como órgão regulador do setor, e com o Operador

Nacional do Sistema Elétrico - ONS, responsável pela supervisão, coordenação e

operação das instalações de geração e transmissão de energia no Sistema

Interligado Nacional (CCEE, 2016).

A partir desse novo modelo o setor elétrico pretende atingir os seguintes

objetivos:

• Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica;

• Promover a modicidade tarifária;

• Promover a inserção social no Setor Elétrico, principalmente através

dos programas de universalização de atendimento (ONS, 2016b).

De acordo com MELLO (2008, p. 723), o princípio da modicidade tarifária fala

que "(...) os valores das tarifas devem ser acessíveis aos usuários, de modo a não

onerá-los excessivamente, pois o serviço público, por definição, corresponde à

satisfação de uma necessidade ou conveniência básica dos membros da

Sociedade".

Visando atingir a modicidade tarifária, foram criados os leilões de energia.

Essa é a forma principal de contratação de energia elétrica no Brasil dentro do

ambiente regulado. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica é o órgão

responsável pela realização dos leilões, utilizando o critério da menor tarifa

apresentada, objetivando a redução do preço de custo da energia elétrica a ser

repassada aos consumidores cativos (CCEE, 2016a).

Uma das formas de leilão utilizadas é o leilão de fontes alternativas de

energia, cujo objetivo é atender ao crescimento do mercado no ambiente regulado e

aumentar a participação de fontes renováveis, tais como energia eólica, de biomassa

e energia originária de Pequenas Centrais Hidrelétricas (CCEE, 2016b).

27

O consumidor cativo é aquele que compra energia diretamente ao Distribuidor

o qual está conectado. O valor da tarifa cobrada é definido pela ANEEL para cada

Distribuidora e inclui os custos da energia e dos serviços de transmissão e

distribuição. Nesta modalidade, o consumidor não tem liberdade para negociar as

condições de contratação de energia, devendo adotar as determinações das

Distribuidoras, e fica sujeito à imprevisibilidade da variação do valor anual das tarifas

(ENGIE, 2016).

Outro enquadramento de consumidor é o consumidor livre, o qual é definido

pela CCEE (2016c) como "(...) aquele que, atendendo aos requisitos da legislação

vigente (demanda mínima de 3 MW), pode escolher seu fornecedor de energia

elétrica por meio de livre negociação".

No mercado livre de energia o consumidor se torna o responsável pelos seus

erros e acertos em relação aos serviços contratados, ou seja, ele assume os riscos

associados às incertezas do mercado (ABRACEEL, 2016).

A atual estrutura organizacional do setor elétrico brasileiro pode ser

observada na Figura 02.

Figura 02 - Estrutura organizacional do setor elétrico brasileiro.

Fonte: ABRADEE, 2016.

28

Outra importante mudança no Setor Elétrico Brasileiro ocorreu em 2012 com

a Medida Provisória 579 de setembro do mesmo ano.

Através da Medida Provisória 579, posteriormente convertida na Lei

12.783/2013, as empresas de geração e transmissão de energia elétrica puderam

renovar antecipadamente seus contratos de concessão de ativos, desde que seus

preços fossem regulados pela ANEEL (ABRADEE, 2016). Esses preços foram

calculados levando-se em consideração o fato de que os investimentos dos agentes

de geração já estariam pagos ao longo dos anos, portanto, parte da cobrança da

tarifa de energia seria então abatida do preço do MWh.

De forma resumida a ABRADEE (2016) lista as principais características do

setor elétrico brasileiro atual:

• Desverticalização da indústria de energia elétrica, com segregação das

atividades de geração, transmissão e distribuição;

• Coexistência de empresas públicas e privadas;

• Planejamento e operação centralizados;

• Regulação das atividades de transmissão e distribuição pelo regime de

incentivos, ao invés do custo do serviço;

• Regulação da atividade de geração para empreendimentos antigos;

• Concorrência na atividade de geração para empreendimentos novos;

• Coexistência de consumidores cativos e livres;

• Livres negociações entre geradores, comercializadores e

consumidores livres;

• Leilões regulados para contratação de energia para as distribuidoras,

que fornecem energia aos consumidores cativos;

• Preços da energia elétrica separados dos preços do seu transporte;

• Preços distintos para cada área de concessão, em substituição à

equalização tarifária de outrora;

• Mecanismos de regulação contratuais para compartilhamento de

ganhos de produtividade nos setores de transmissão e distribuição.

29

Como vem acontecendo nos últimos anos, o ano de 2015 foi de baixas

afluências nas principais bacias hidrográficas, fazendo com que o país ficasse em

alerta e correndo risco de racionamento.

O acréscimo de energia eólica ao SIN em 2015 contribuiu para maior

segurança do sistema elétrico e evitou que medidas de racionamento fossem

adotadas (ABEEÓLICA, 2015). Com a seca, outras fontes de energia são utilizadas,

como as usinas termelétricas, cuja energia é mais cara que outras fontes renováveis.

Diante destas informações conclui-se que a energia eólica teve participação

decisiva no atual momento do setor elétrico brasileiro, contribuindo para o não

agravamento da crise no setor.

3.1.1 Matriz Elétrica Brasileira

A Matriz Elétrica Brasileira ou Matriz de Energia Elétrica corresponde à oferta

interna de energia elétrica do país. Ou seja, o conjunto de todas as fontes de energia

elétrica que o país produz e consome.

No Brasil a Matriz Elétrica é bastante diversificada, possuindo uma grande

parcela de fontes renováveis de energia. Destarte, o Brasil se coloca entre os países

com uma Matriz de Energia mais renováveis do mundo.

Dentre as fontes de energia do país, com a maior participação, está a fonte de

origem hídrica, cujo percentual chega a 61,36% conforme dados da ANEEL com

atualização em agosto de 2016. A fonte de energia eólica contribui com 5,99% de

capacidade instalada (ANEEL, 2016a).

O Banco de Informações da Geração da ANEEL contém informações acerca

das fontes de energia elétrica do país, ver Quadro 01, onde consta toda a oferta de

energia, inclusive os dados referentes aos valores de importação de energia de

outros países, como Argentina, Paraguai, Venezuela e Uruguai.

30

Quadro 01 - Matriz Elétrica Brasileira.

Fonte Capacidade Instalada Total

Origem Fonte Nível 1 Fonte Nível 2 N° Usinas ( KW ) % N° Usinas ( KW ) %

Biomassa

Agroindustriais

Bagaço de Cana de Açúcar 395 10.756.760 6,9103

413 10.869.615 6,9828 Biogás-AGR 3 1.822 0,0011

Capim Elefante 3 65.700 0,0422

Casca de Arroz 12 45.333 0,0291

Biocombustíveis líquidos Óleos vegetais 2 4.350 0,0027 2 4.350 0,0027

Floresta

Carvão Vegetal 8 54.097 0,0347

88 2.833.673 1,8203

Gás de Alto Forno - Biomassa 10 114.265 0,0734

Lenha 2 14.650 0,0094

Licor Negro 17 2.261.136 1,4526

Resíduos Florestais 51 389.525 0,2502

Resíduos animais Biogás - RA 10 1.924 0,0012 10 1.924 0,0012

Resíduos sólidos urbanos Biogás - RU 15 113.246 0,0727 15 113.246 0,0727

Eólica Cinética do vento Cinética do vento 382 9.318.630 5,9863 382 9.318.630 5,9863

Fóssil

Carvão mineral

Calor de Processo - CM 1 24.400 0,0156

22 3.612.155 2,3204 Carvão Mineral 13 3.389.465 2,1774

Gás de Alto Forno - CM 8 198.290 0,1273

Gás natural Calor de Processo - GN 1 40.000 0,0256

154 13.038.614 8,3761 Gás Natural 153 12.998.614 8,3504

Outros fósseis Calor de Processo - OF 1 147.300 0,0946 1 147.300 0,0946

Petróleo

Gás de Refinaria 7 339.960 0,2183

2210 10.022.230 6,4384 Óleo Combustível 40 4.055.973 2,6056

Óleo Diesel 2146 4.670.369 3,0003

Outros Energéticos de Petróleo 17 955.928 0,6140

Hídrica Potencial hidráulico Potencial hidráulico 1225 95.518.643 61,362 1225 95.518.643 61,362

Nuclear Urânio Urânio 2 1.990.000 1,2783 2 1.990.000 1,2783

Solar Radiação Solar Radiação solar 40 22.962 0,0147 40 22.962 0,0147

Importação

Paraguai

5.650.000 3,6296

5,2485 Argentina 2.250.000 1,4454

Venezuela 200.000 0,1284

Uruguai 70.000 0,0449

Total 4564 155.663.342 100 4564 155.663.342 100

Fonte: ANEEL, 2016a.

A compilação das informações constantes no Quadro 01 permite montar a

Tabela 04 contendo os dados das fontes de energia organizados por origem da

fonte.

Tabela 04 - Participação das fontes de energia por origem.

Origem da Fonte % de Participação

Biomassa 8,8797

Eólica 5,9863

Fóssil 17,2295

Hídrica 61,362

Nuclear 1,2783

Solar 0,0147

Importação 5,2485

Fonte: ANEEL, 2016a (Adaptado).

A partir dos dados sintetizados n

da Matriz Elétrica Brasileira.

Fonte: ANEEL, 2016a

O Gráfico 01 apresenta claramente a dependência do Brasil em relação

fonte de energia hídrica. Ao mesmo tempo em que mostra

considerável das outras fontes renováveis de energia, como Biomassa,

Solar.

3.1.2 Consumo de Energia

O consumo de energia elétrica é um dos indicadores fundamentais do

desenvolvimento econômico de um país. Através do estudo do consumo é possível

avaliar o nível de qualidade de vida de uma sociedade, bem como o

atividade dos setores industrial, comercial e de serviços, principalmente quanto à

capacidade da população em adquirir bens e serviços mais avançados

tecnologicamente (ANEEL,

O consumo de energia elétrica no Brasil, assim como em outros paí

desenvolvimento, tem crescido consideravelmente. Aumentou em média 7,5% a.a.

5,986%

0,015%5,249%

8,88%

1,278%

17,229%

A partir dos dados sintetizados na Tabela 04 é possível construir o Gráfico 01

da Matriz Elétrica Brasileira.

Gráfico 01 - Matriz Elétrica Brasileira.

a (Adaptado).

O Gráfico 01 apresenta claramente a dependência do Brasil em relação

fonte de energia hídrica. Ao mesmo tempo em que mostra

considerável das outras fontes renováveis de energia, como Biomassa,

onsumo de Energia

O consumo de energia elétrica é um dos indicadores fundamentais do

desenvolvimento econômico de um país. Através do estudo do consumo é possível

avaliar o nível de qualidade de vida de uma sociedade, bem como o

atividade dos setores industrial, comercial e de serviços, principalmente quanto à

capacidade da população em adquirir bens e serviços mais avançados

ANEEL, 2008).

O consumo de energia elétrica no Brasil, assim como em outros paí

desenvolvimento, tem crescido consideravelmente. Aumentou em média 7,5% a.a.

61,362%

Matriz Elétrica Brasileira

31

é possível construir o Gráfico 01

O Gráfico 01 apresenta claramente a dependência do Brasil em relação à

fonte de energia hídrica. Ao mesmo tempo em que mostra a participação

considerável das outras fontes renováveis de energia, como Biomassa, Eólica e

O consumo de energia elétrica é um dos indicadores fundamentais do

desenvolvimento econômico de um país. Através do estudo do consumo é possível

avaliar o nível de qualidade de vida de uma sociedade, bem como o ritmo de

atividade dos setores industrial, comercial e de serviços, principalmente quanto à

capacidade da população em adquirir bens e serviços mais avançados

O consumo de energia elétrica no Brasil, assim como em outros países em

desenvolvimento, tem crescido consideravelmente. Aumentou em média 7,5% a.a.

Eólica

Solar

Importação

Hídrica

Biomassa

Nuclear

Fóssil

32

nos últimos 30 anos, enquanto a população brasileira cresceu 2% a.a. no mesmo

período (ANEEL, 2008).

O consumo final de energia elétrica no Brasil no ano de 2015, incluindo o

Sistema Interligado Nacional, os Sistemas Isolados e a Autoprodução, foi da ordem

de 522,8 TWh, valor inferior aos 532,6 TWh do ano de 2014. As perdas técnicas e

comerciais atingiram o valor de 93,1 TWh, ou seja, 15,1 % em relação à oferta

interna de energia elétrica, que foi de 615,9 TWh em 2015 (EPE, 2016).

A Figura 03 ilustra muito bem todas as fontes de geração de eletricidade de

2015, bem como os dados do consumo e as perdas de energia contabilizadas.

Esses dados incluem a importação de energia e a autoprodução.

Figura 03 - Fluxo de Energia Elétrica no Brasil ano base 2015.

Fonte: EPE, 2016.

O setor industrial é o responsável pela maior parcela do consumo, 31,9%,

enquanto o residencial vem logo a seguir com 21,3%.

33

3.1.3 Geração Distribuída

A Geração Distribuída (GD) de Energia Elétrica no Brasil, diferente de outros

países, é recente e está em plena expansão. Com o avanço da tecnologia, os custos

para implantação de um sistema de GD estão cada vez menores.

A GD é caracterizada pela instalação de geradores de pequeno porte,

geralmente a partir de fontes renováveis de energia ou mesmo com a utilização de

combustíveis fósseis. Normalmente estão localizados próximos aos centros de

consumo de energia elétrica (ANEEL, 2016b).

A Resolução Normativa ANEEL 482/2012 (ANEEL, 2012), a qual passou por

um processo de revisão recentemente, define a microgeração e a minigeração

distribuída, respectivamente, como:

microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras (ANEEL , 2012). minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 3 MW para fontes hídricas ou menor ou igual a 5 MW para cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou para as demais fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras (ANEEL ,2012).

Uma das maiores vantagens da GD é o fato de que, geralmente, os pequenos

geradores estão próximos aos centros de carga. Podendo assim, postergar

investimentos em expansão nos sistemas de transmissão e distribuição. Além disso,

possui reduzido impacto ambiental e contribui para a diversificação da matriz

elétrica. Porém, a utilização desses geradores espalhados nas redes de distribuição

proporciona uma maior complexidade na operação do sistema elétrico, como

também necessidade da realização de ajustes nos sistemas de proteção da rede por

parte das distribuidoras (ANEEL, 2016b).

34

3.2 GERAÇÃO EÓLICA

A Energia Eólica é uma fonte de energia renovável obtida através da energia

cinética produzida pelo deslocamento das massas de ar provocado pelas diferenças

de temperatura existentes na superfície do planeta. A geração de energia eólica se

dá pelo contato do vento com as pás dos aerogeradores, que ao girar dão origem a

energia mecânica que aciona o rotor e produz eletricidade. A quantidade de energia

mecânica transferida ao rotor está diretamente ligada à densidade do ar, à área

coberta pela rotação e à velocidade do vento (ANEEL, 2008).

3.2.1 Características da Geração Eólica

A geração eólica de energia é concebida através dos aerogeradores que

convertem a energia do movimento das pás em energia elétrica (ANEEL, 2008).

Para que seja viável uma planta de geração eólica é necessário um agrupamento de

algumas dezenas de aerogeradores que terão sua energia coletada em uma mesma

subestação conectada ao Sistema Interligado Nacional.

A utilização da geração eólica possui as seguintes vantagens

(TOLMASQUIM, 2016; MORELLI, 2012):

• É fonte de energia renovável e inesgotável;

• Não tem custo quanto à origem da fonte de energia;

• O parque eólico pode ser utilizado em conjunto com outras atividades,

como agricultura e criação de gado;

• Custo de manutenção reduzido com paradas a cada seis meses;

• Não produz gases de efeito estufa;

• Baixo impacto ambiental, na fase de operação, se comparado com

outras fontes de energia.

As desvantagens do uso da geração eólica podem também ser observadas

abaixo:

35

• Os equipamentos possuem ainda um alto custo de fabricação;

• Os aerogeradores podem causar um grande impacto visual à

paisagem;

• Podem causar incômodo sonoro com ruídos de até 43dB;

• É capaz de alterar o comportamento das aves locais.

3.2.2 Disponibilidade de Recursos

O Brasil conta hoje com 382 empreendimentos de geração eólica em

operação, de acordo com o Banco de Informações de Geração da ANEEL. Ainda

conforme o BIG são 145 empreendimentos em construção e mais 238 com

construção ainda não iniciada (ANEEL, 2016a).

O Boletim de Dados da Associação Brasileira de Energia Eólica referente a

agosto de 2016 apresenta a curva de evolução da capacidade instalada da geração

eólica no Brasil, conforme o Gráfico 02. Essa curva mostra o grande crescimento

dessa fonte de energia nos últimos anos, bem como a projeção da capacidade

instalada até 2020.

Gráfico 02 - Evolução da capacidade instalada de geração eólica.

Fonte: ABEEÓLICA, 2016.

* * * * *

* Dados projetados.

36

Atualmente a potência instalada total de geração eólica no Brasil, atualizada

até 23/08/2016, encontra-se em torno de 9.392 MW. A fonte eólica está presente em

14 estados do Brasil, sendo que em quatro deles a potência instalada ultrapassa a

casa de 1000 MW, são eles Bahia, Ceará, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul

(ANEEL, 2016a).

O Gráfico 03 ilustra em pontos percentuais a participação dos principais

estados brasileiros na geração de energia eólica. O Rio Grande do Norte é o estado

com maior capacidade instalada, cerca de 2.958MW. Enquanto a Bahia figura em

segundo lugar com 1.750MW instalados, seguido do Rio Grande do Sul com

1.572MW. O estado do Ceará vem logo em seguida possuindo 1.353MW,

acompanhado do Piauí com 786MW, Pernambuco com 595MW e Santa Catarina

com seus 242MW. Os estados do Maranhão, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Rio de

Janeiro, Sergipe e São Paulo somados representam 1,43% da potência instalada

(ANEEL, 2016a).

Gráfico 03 - Potência Instalada de Geração Eólica por estado.

Fonte: ANEEL, 2016a (Adaptado).

18,63%

14,41%

6,34%8,37%

31,49%

16,74%

2,58% 1,43%

Potência Instalada de Geração Eólica no Brasil

Bahia

Ceará

Pernambuco

Piauí

Rio Grande do Norte

Rio Grande do Sul

Santa Catarina

Outros Estados

37

3.2.2.1 Potencial Brasileiro

O Brasil é um país com dimensões continentais e sua geografia proporciona

grande incidência de ventos que podem ser aproveitados na geração de energia.

Estudos mostram que no Brasil a média dos ventos é duas vezes superior à

média mundial possuindo oscilação de velocidade de 5%, o que possibilita maior

previsibilidade sobre o volume a ser produzido. Além disso, a velocidade dos ventos

tem maior incidência nos períodos de estiagem, o que contribui para a utilização da

geração eólica em complemento às usinas hidrelétricas, assim economizando água

dos reservatórios nos períodos de baixa pluviosidade (ANEEL, 2008).

Figura 04 - Complexo Eólico Alto Sertão, Caetité/BA.

Fonte: Renova Energia, 2016.

De acordo com AQUILA (2015, p. 35), "Os locais com maior potencial eólico

do Brasil estão situados nas regiões costeiras do Nordeste, na região ao longo do

Vale do São Francisco e na região Sul do país, principalmente no litoral do estado

do Rio Grande do Sul".

38

Figura 05 - Velocidade média anual do vento a 50m de altura.

Fonte: ANEEL, 2002 (Adaptado).

Os estudos constantes no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro revelam que o

país tem um potencial estimado de produção de energia eólica de 143 GW. Sendo

que a Região Nordeste seria a área mais propícia para essa fonte de energia com

75GW (CEPEL, 2001).

39

É importante destacar que nesse potencial estimado não está incluído o

potencial offshore1 de produção.

3.2.3 Tipos de Aproveitamento

Com o surgimento da energia eólica, vários tipos de turbinas começaram a

aparecer. Dentre elas, turbinas de eixo horizontal, de eixo vertical, com uma pá,

duas e três pás (ANEEL, 2002).

As turbinas de eixo vertical não necessitam de mecanismos de

acompanhamento para variações do vento, reduzindo a complexidade do projeto. Os

rotores de eixo vertical podem ser movidos pelas forças de Coriolis2, pelas forças de

sustentação e de arrasto. Já as turbinas de eixo horizontal são mais comuns e são

movidas pelas forças aerodinâmicas de sustentação e forças de arrasto. Essas

forças são proporcionais ao quadrado da velocidade relativa do vento. As forças de

sustentação dependem da geometria do corpo e do ângulo de ataque do vento. Os

rotores que giram predominantemente sob o efeito de forças de sustentação

permitem liberar muito mais potência do que aqueles que giram sobe efeito de forças

de arrasto, para uma mesma velocidade do vento (CEPEL, 2008).

O projeto de turbinas eólicas com eixo de rotação horizontal com três pás e

alinhamento ativo é o mais utilizado atualmente e consolidou-se no mercado da

geração eólica. Um modelo detalhado desse tipo de turbina eólica pode ser

observado na Figura 06.

1 Parques eólicos offshore são parques construídos ao longo da costa marítima. 2 A força de Coriolis é provocada pelo movimento de rotação da Terra. Ela altera o movimento de um corpo para a direita, no hemisfério Norte, e para a esquerda, no hemisfério Sul. É que o planeta gira com uma velocidade angular constante. Por isso, quando um objeto que não esteja conectado à Terra se move para o Norte ou para o Sul, a velocidade de rotação do planeta vai interferir na posição final do objeto. Fonte: Tércio Ambrizzi, professor do departamento de Ciências Atmosféricas do Instituto Astronômico e Geofísico da USP.

40

Figura 06 - Exemplo detalhado de gerador eólico com eixo horizontal.

Fonte: ANEEL, 2002.

Uma evolução bastante significativa dos geradores eólicos se refere à

capacidade de geração elétrica, cujos equipamentos desenvolvidos inicialmente

possuíam potência bastante modesta culminando com aerogeradores bem mais

potentes posteriormente.

Os primeiros aerogeradores desenvolvidos em escala comercial contavam

com potências nominais na faixa de 10 kW a 50 kW. Essa potência evoluiu no início

da década de 1990 para a faixa de 100 kW a 300 kW. Já em 1995 surgiram modelos

na faixa de 300 a 750 kW. Dois anos depois já estavam sendo comercializadas as

turbinas de 1 MW e 1,5 MW. Em 1999 surgiram as primeiras máquinas de 2 MW de

potência e nos dias de hoje as empresas já contam com equipamentos da ordem de

5 MW de potência (ANEEL, 2002).

41

3.2.4 Impactos Socioambientais

A primeira impressão ao se falar em energia eólica é que não existem

impactos socioambientais ao se utilizar essa fonte de energia. Porém, eles existem e

devem ser estudados e analisados antes da implantação de uma planta de parques

eólicos.

Os impactos socioambientais provenientes do uso da energia eólica que

aparecem com mais evidência são os impactos sonoros e a poluição visual.

Os impactos sonoros se devem ao funcionamento mecânico e ao efeito

aerodinâmico dos aerogeradores. Os ruídos podem ser prejudiciais aos humanos,

portanto, para instalação de parques eólicos existe toda uma regulamentação com

relação às distâncias das áreas residenciais. Entretanto, os aerogeradores mais

modernos já são bem mais silenciosos (MORELLI, 2012).

Os impactos visuais decorrem do agrupamento de aerogeradores,

principalmente quando o parque eólico possui um número considerável de turbinas.

Esses impactos alteram a paisagem natural e variam de acordo com o local das

instalações, o arranjo das torres e as especificações das turbinas (ANEEL, 2002).

Outro impacto a ser considerado é a interferência nas rotas migratórias dos

pássaros, devido os riscos de colisão das aves com as pás dos aerogeradores. Esse

efeito pode ser minimizado evitando a implantação de projetos em corredores de

migração de aves. Para os parques eólicos offshore, acrescenta-se os impactos

sobre a vida marinha e a pesca, embora seja pequena a influência (ANEEL, 2002;

MORELLI, 2012).

3.3 REGULAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA NO BRASIL

A regulação da fonte eólica de energia tem seu início com a criação do

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA,

através da Lei 10.438 de 26 de abril de 2002, alterada em seguida pelas Leis

10.762/2003 e 11075/2004, e posteriormente com o Decreto 5.025/2004 que

regulamentou o Inciso I e os Parágrafos 1º, 2º, 3º, 4º e 5º do Artigo 3º da Lei

10.438/2002.

Conforme o Decreto 5.025/2004 o objetivo do PROINFA era "(...) aumentar a

participação da energia elétrica produzida por empreendimentos concebidos com

42

base em fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH) no

Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN)" (BRASIL, 2004b).

A experiência regulatória do Brasil, no tocante à produção de energia eólica,

foi pioneira em criar mecanismos competitivos para determinação do preço da

energia. No ano de 2009 realizou-se o primeiro leilão direcionado exclusivamente

para geração eólica, onde foram contratados 1.805,7MW, com suprimento inicial

previsto para julho de 2012. A partir daí a energia eólica passou a obter mais

sucesso nos leilões realizados para suprimento das distribuidoras de energia,

competindo com as demais fontes, renováveis ou não (MORELLI, 2012).

3.4 CONEXÃO DA GERAÇÃO EÓLICA AO SISTEMA

A conexão da geração eólica no sistema de transmissão pode acontecer de

três formas: conexão na Rede Básica, conexão na Rede de Distribuição e conexão

através de Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão

Compartilhada - ICG.

O acesso por conexão à Rede Básica pode acontecer por meio de instalações

de propriedade da central de geração, instalações de propriedade da central de

geração em caráter compartilhado ou instalação de propriedade da empresa de

transmissão. Pode ocorrer através do seccionamento de uma linha de transmissão

ou conexão a uma subestação existente. Os custos referentes a essa conexão são

de responsabilidade da empresa acessante. Quando se tratar de acesso

compartilhado os custos devem ser acordados entre as partes (EPE, 2009).

Quando o acesso for realizado através do sistema de distribuição, se dará por

meio das instalações de conexão de propriedade das centrais de geração, que

deverão estabelecer Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição quando

conectados em instalações das Distribuidoras ou Contrato de Conexão às

Instalações de Transmissão quando conectados às Instalações de propriedade das

Transmissoras. Também neste caso os custos são de responsabilidade do

acessante, sendo acordado entre as partes quando se tratar de acesso

compartilhado (EPE, 2009).

A conexão das plantas de geração eólica ao sistema de transmissão pode ser

realizada ainda através das instalações denominadas Instalações de Interesse

Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada - ICG, de

43

propriedade das empresas de transmissão, conforme Decreto 6.460 de 19 de maio

de 2008.

O acesso através de ICG é indicado para conexões de centrais com número

bastante expressivo de aerogeradores situadas em regiões geográficas atendidas

por sistema de transmissão com característica radial ou por sistemas de distribuição

sem capacidade de absorver todo o montante de geração proveniente dos parques

eólicos. Os custos serão rateados com base no montante de uso do sistema de

transmissão, levando em consideração as instalações que cada acessante utiliza

(EPE, 2009).

3.4 COMPLEMENTARIDADE ENTRE GERAÇÃO EÓLICA E HIDRELÉTRICA

A complementaridade entre a geração eólica e a geração hidrelétrica

caracteriza-se pelo regime de sazonalidade existente entre essas fontes de energia.

Atualmente a energia eólica se une à hidrelétrica como uma alternativa de

produção de energia viável técnica, econômica, social e ambientalmente no Brasil. O

primeiro atlas eólico do país indicava um potencial da ordem de 143 GW para torres

à 50m de altura. Porém, estima-se que esse potencial seja muito superior ao do

primeiro estudo, considerando torres à 100m de altura, cerca de 300 GW (CARTA

CAPITAL, 2013).

Um estudo realizado pelo National Oceanic and Atmospheric Administration -

NOAA, dos Estados Unidos, projetou o volume de ventos em uma série histórica de

62 anos no Brasil. E essa pesquisa foi comparada a análise da hidrologia do Rio São

Francisco a partir de dados do Operador Nacional do Sistema. Os relatórios indicam

uma forte tendência de complementaridade entre as fontes de energia. Nos períodos

de estiagem há mais ventos, e o contrário também é verdadeiro (ABRACEEL, 2014;

CARTA CAPITAL, 2013).

O Atlas da Energia Elétrica do Brasil 2008 produzido pela ANEEL representa

graficamente o resultado de um desses levantamentos. O Gráfico 04 traz a evolução

da vazão do Rio São Francisco ao longo do ano, bem como as medições das

velocidades dos ventos típicos no litoral do Nordeste.

Gráfico 04 - Complementaridade entre a geração hidrelétrica e eólica.

44

Fonte: ANEEL, 2002.

Um outro estudo realizado no estado da Bahia, apresenta uma simulação de

um complexo eólico hipotético de 8 GW de potência instalada juntamente com a

vazão afluente do Rio São Francisco. Os resultados revelam que, durante os

períodos de seca, a geração eólica contribuiria para a manutenção dos níveis dos

reservatórios das hidrelétricas, auxiliando na capacidade de armazenamento do

sistema. Enquanto nos momentos de crescimento das vazões do rio há uma queda

na incidência dos ventos (BAHIA, 2013). O Gráfico 05 apresenta os resultados

encontrados durante as simulações.

Gráfico 05 - Vazão do Rio São Francisco X Simulação de Produção Eólica.

45

Fonte: BAHIA, 2013.

Diante do exposto é possível afirmar que a produção de energia elétrica a

partir da força dos ventos pode atuar em conjunto com a geração de energia

hidrelétrica, mitigando os riscos de desabastecimento e contribuindo para a

segurança energética do sistema.

46

4 RESULTADOS

4.1 ANÁLISE DOS EFEITOS DA INSERÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA AO SIN

A energia eólica tem sido a fonte de energia que mais cresce em todo o

mundo, no Brasil não é diferente. As perspectivas de crescimento no curto prazo são

bem significativas, inclusive após o início da sua comercialização através de leilões

de energia elétrica. Daí então o crescimento foi exponencial.

A evolução da capacidade instalada da geração eólica e sua consequente

disponibilização para o sistema elétrico do país gera uma série de implicações,

desde a diversificação da matriz elétrica brasileira e maior disponibilidade no parque

gerador brasileiro, a alterações na curva de carga do sistema e desafios na

operação do sistema elétrico em Tempo Real.

4.1.1 Aumento na Oferta de Geração Eólica: Análise da Substituição de

Térmicas

A expansão da geração eólica no Brasil tem alcançado números

surpreendentes, principalmente pelo fato da indústria brasileira ser hoje bastante

competitiva na produção dos equipamentos necessários à construção das usinas

eólicas.

De acordo com a EPE (2009),

A inserção de uma nova fonte na matriz de insumos energéticos é um processo que principia pelo levantamento do potencial e aquisição de conhecimento sobre a tecnologia; evolui com a inclusão dos empreendimentos no planejamento da expansão e conclui com a contratação dos empreendimentos à medida que a tecnologia se torna competitiva.

A geração eólica no Nordeste vem batendo recordes de geração máxima

diária, média diária e fator de capacidade3. Isso se deve aos empreendimentos

integrados ao sistema elétrico nos últimos anos e também às densidades dos ventos

ocorridos nos últimos meses. 3 Fator de Capacidade é a razão entre a geração efetiva da central geradora eólica e a capacidade total instalada.

47

O excelente desempenho da fonte eólica no Nordeste, resultado dos

extraordinários ventos brasileiros, permitem que os custos da energia eólica sejam

bastante competitivos. Os fatores de capacidade das usinas eólicas da Região

Nordeste possuem valores médios e instantâneos bem superiores aos valores de

outros países, contribuindo consequentemente para que essa fonte de energia

obtenha um dos menores custos em R$/MWh (ABEEÓLICA, 2015).

Como ainda não existem mecanismos para armazenar a energia eólica, toda

produção advinda dos aerogeradores deve ser alocada no sistema elétrico. O

destino dessa energia pode ser a exportação para outras regiões do país, ou seja, o

Intercâmbio de Energia para outros Submercados, ou ainda a redução na geração

de outras fontes, como por exemplo, na fonte hidrelétrica, cujos reservatórios estão

operando abaixo do limite de segurança devido à ausência de chuvas no período, ou

o desligamento de usinas térmicas, que são fontes de energia mais caras e com

impactos ambientais mais severos.

Para efeito da energia eólica já existem estudos que indicam uma estimativa

do potencial brasileiro e medições em locais específicos. Porém, ainda não há um

histórico de medições que permitam efetuar uma avaliação mais precisa do potencial

e também do benefício energético que a geração eólica em operação no sistema

hidrotérmico brasileiro pode proporcionar (EPE, 2009).

O aumento da oferta de geração de fonte eólica no sistema elétrico tem

contribuído significativamente para o reforço energético da Região Nordeste. A

inserção dessa energia tem auxiliado bastante no controle dos reservatórios da

região, fazendo com que o deplecionamento dos níveis das usinas ocorra mais

lentamente durante o longo período de estiagem. O Gráfico 06 ilustra as gerações

médias diárias e média mensal da fonte eólica do mês de agosto de 2016 para a

Região Nordeste.

48

Gráfico 06 - Geração Eólica Média Diária e Mensal do NE de Agosto/2016

Fonte: ONS, 2016a (Adaptado).

A média mensal da geração eólica de agosto de 2016 foi de 3.771,71 MW.

Esse valor representa uma participação de 32,4% na demanda do Nordeste, que foi

de 11.641,85 MW médios (ONS, 2016a). Neste caso a ausência da fonte eólica na

Matriz Elétrica do Nordeste implicaria na importação de energia de outros

submercados bem como na contratação de geração térmica para suprir toda

demanda.

De acordo com informações da Associação Brasileira de Energia Eólica, as

centrais geradoras eólicas não vão substituir por completo as usinas térmicas, vão

sim trabalhar em complementaridade. Portanto, quando houver no sistema grande

disponibilidade de energia advinda da fonte eólica, parte das usinas térmicas poderá

ser desligada visando aproveitar essa disponibilidade (O SETOR ELÉTRICO, 2016).

A partir de dados do Boletim Diário da Operação do ONS, foi possível

construir o Gráfico 07 com informações compiladas de janeiro/2014 a outubro/2016.

Esse gráfico mostra o balanço de energia da Região Nordeste com valores médios

mensais absolutos da Geração Hidráulica, Geração Térmica, Geração Eólica e

Intercâmbio.

3.771,71

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 6 11 16 21 26 31

Geração Eólica Média Diária e Mensal NE - Agosto/2016 (MW)

Média Diária

Média Mensal

49

Gráfico 07 - Balanço Energético da Região Nordeste Jan/2014 a Out/2016

Fonte: ONS, 2016c (Adaptado).

O Gráfico 08, a seguir, estratifica apenas a Geração Térmica e a Geração

Eólica para melhor visualização, em gráfico de dispersão.

Gráfico 08 - Balanço Energético da Região Nordeste Jan/2014 a Out/2016

Fonte: ONS, 2016c (Adaptado).

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Balanço de Energia da Região Nordeste jan/2014 a out/2016 (MWmed)

Intercâmbio

Eólica

Térmica

Hidráulica

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

Balanço de Energia da Região Nordeste jan/2014 a out/2016 (MW Médio)

Térmica

Eólica

50

A partir da análise dos gráficos é possível afirmar que na medida em que

persista um cenário de estiagem com a contínua queda dos níveis dos reservatórios,

a produção de Energia Eólica tem se firmado como opção viável e em nível

substancial para substituição de geração proveniente de Usinas Térmicas,

principalmente por se tratar de uma energia mais limpa e de menor custo. O gráfico

revela ainda que em abril de 2016 a fonte eólica supera a térmica e a partir daí à

medida que a geração eólica se eleva, a térmica é reduzida.

É inequívoco que a produção de energia a partir da fonte eólica não

substituirá por completo a geração térmica, dada a própria complementaridade

existente entre as fontes de produção de energia e ao fato do sistema elétrico

brasileiro ser bastante dinâmico. Todavia, é categórica a afirmação de que ao longo

dos últimos anos boa parcela da Geração Térmica está sendo substituída pela

Geração Eólica.

4.1.2 Impactos da Geração Eólica na Curva de Carga do SIN

A curva de carga de um sistema é o gráfico formado pelo valor da demanda

de energia elétrica ao longo do dia. Ou seja, é a curva caracterizada pelo consumo

de energia (seja ele residencial, comercial ou industrial) ao longo do dia. A análise

do comportamento da carga permite prever o crescimento da demanda no curto e

médio prazo auxiliando no dimensionamento da rede (SERRÃO, 2002).

De acordo com o Boletim Mensal de Geração Eólica do ONS, referente ao

mês de agosto de 2016, a capacidade instalada das usinas eólicas com supervisão

do ONS era de 8.743,79 MW enquanto as usinas sem supervisão do ONS somavam

746,82 MW de capacidade instalada no Brasil. Essas usinas são classificadas como

usinas eólicas Tipo III, sem relacionamento com o ONS. O efeito provocado na curva

de carga do sistema, principalmente na Região Nordeste, é equivalente à geração

não supervisionada pelo ONS, e é chamado de efeito de carga negativa, pois

sugerem uma queda na demanda do Nordeste, quando na verdade é um incremento

de geração. Esse efeito é intensificado quanto maior for o fator de capacidade das

usinas eólicas (ONS, 2016a; LINS, 2016).

51

No Nordeste a capacidade instalada em setembro de 2016 era de 7.803,3

MW com supervisão do ONS, enquanto a geração não supervisionada somava

658,6 MW (ONS, 2016a).

O gráfico a seguir mostra a curva de carga do Nordeste no dia 05/09/2016 e

essa curva somada à potência instalada total das usinas eólicas Tipo III, sem

supervisão do ONS.

Gráfico 09 – Curva de Carga do Nordeste 05/09/2016 + Projeção EOL Tipo III

Fonte: ONS, 2016a; ONS, 2016c.

É fácil observar que a curva de carga real do Nordeste estaria entre o valor

verificado, curva em azul, e o valor acrescido com as usinas Tipo III, curva em

vermelho. O fato dos dados de medição das usinas Tipo III não serem integrados ao

sistema provoca uma queda na curva de carga verificada.

É impreciso determinar a real curva de carga do Nordeste nesse contexto,

pois para tal seria necessário obter informações acerca da geração verificada de

todos os 49 agentes de geração do Nordeste sem relacionamento com o ONS.

Contudo, pode-se construir uma curva temporal mensal considerando todas as

fontes de energia sem supervisão, ou seja, todas as usinas não despachadas pelo

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

Curva de Carga do NE 05/09/2016 + Projeção EOL Tipo III (MW)

Carga NE

Carga NE + Tipo III

52

Operador Nacional do Sistema. E aí sim visualizar o efeito de carga negativa na

curva de carga, conforme o Gráfico 10.

Gráfico 10 - Curva de Carga NE Jan/14 a Set/16 - Todas as fontes sem supervisão.

Fonte: ONS, 2016c; ONS, 2016i.

4.1.3 Impacto da Geração Eólica na Matriz Elétrica

De acordo com o Balanço Energético Nacional, a participação da geração

eólica em 2015 no Fluxo de Energia Elétrica foi de 3,5%. Dados preliminares

compilados a partir do Boletim Diário da Operação do ONS mostram que até o dia

23/08/2016 a fonte eólica representava aproximadamente uma participação de

4,97% na oferta interna de energia elétrica para o ano de 2016. Conforme o Boletim

Mensal de Geração Eólica do ONS, até a presente data o recorde de potência

máxima instantânea de geração eólica no Nordeste foi de 5412MW as 08h47 do dia

05/09/2016, com fator de capacidade de 79%. Essa geração correspondeu a 54% da

Demanda do Nordeste. Já a geração eólica média do Nordeste foi de 4782MW

também no dia 05/09/2016, com fator de capacidade de 70% e correspondeu a 50%

da Demanda do Nordeste. Ou seja, metade da geração do nordeste neste dia foi a

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

Curva de Carga NE Jan/14 a Set/16 - Todas as fontes (MWmed)

Carga Real

Carga Verificada

53

partir da fonte eólica. Esses dados indicam um crescimento excepcional da geração

eólica na região Nordeste, bem como, a evolução do fator de capacidade das usinas

(ONS, 2016a; ONS, 2016c).

Os Gráficos 11 e 12 apresentam respectivamente, a participação da geração

eólica na oferta interna de energia elétrica e a evolução da capacidade instalada em

relação à potência total de geração do país, no período de 2005 a 2016. Os dados

são atualizados até 23 de agosto de 2016 e incluem as importações internacionais

de energia.

Gráfico 11 - Participação da Energia Eólica na Oferta Interna de Energia Elétrica.

Fonte: EPE, 2016; ONS, 2016c.

0,02%0,05% 0,02% 0,11% 0,20%

0,40% 0,50%

0,90%

1,10%

2,00%

3,50%

4,97%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Participação da Energia Eólica na Oferta Interna de Energia (%)

54

Gráfico 12 - Capacidade Instalada da Fonte Eólica em relação ao total Brasil.

Fonte: EPE 2006 a 2016; ANEEL, 2016a.

A análise destes gráficos permite afirmar que as curvas temporais da

participação da energia eólica na oferta interna de energia elétrica, bem como, a

capacidade instalada dessa fonte frente ao total das fontes no Brasil, têm crescido

exponencialmente, desde que se têm registros significativos da produção de energia

eólica no país. Esse crescimento tem impacto direto na Matriz Elétrica Brasileira e

principalmente na Região Nordeste, onde tem participação bastante elevada. No

Nordeste ela representa 26,4% da capacidade instalada da região.

Atualmente a produção de energia eólica ajuda a colocar o Brasil entre os

países com matrizes elétricas mais limpas do mundo. No total o Brasil possui cerca

de 76,2% da Matriz Elétrica a partir de fontes renováveis, dos quais

aproximadamente 6% é de fonte eólica (EPE, 2016).

0,03%0,25% 0,25%

0,40%0,56%

0,82%

1,22%1,56%

1,74%

3,65%

5,42%

5,99%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capacidade Instalada da Fonte Eólica em relação ao total Brasil (%)

55

4.1.2 Desafios para a Operação em Tempo Real

Produzir energia elétrica a partir de fonte eólica no Brasil é uma atividade

relativamente nova. E isso implica em desafios para os setores de operação do

sistema elétrico.

A geração eólica como fonte de potência necessita de ações rápidas de

controle, devido à alta variabilidade. Isso significa que a segurança operativa do

sistema elétrico depende da implantação efetiva dos controles adequados de

potência ativa e reativa dos aerogeradores. Outro ponto a ser considerado é a

necessidade de aprimoramento das ferramentas de previsão de geração eólica,

tanto no médio quanto no curtíssimo prazo (LINS, 2016).

Do ponto de vista operacional, um incremento de energia eólica ao sistema

provoca uma série de repercussões e procedimentos adicionais a serem

executados. Para se definir quais ações devem ser tomadas após a ocorrência de

inserção de energia eólica ao sistema é necessário classificar a origem deste

incremento. As duas principais situações seriam: um incremento de geração eólica

advindo de condições climáticas bastante favoráveis e um incremento ocasionado

pela integração de um novo empreendimento de energia eólica ao sistema.

Para o incremento originado por condições climáticas, como por exemplo,

aumento súbito da velocidade dos ventos, o sistema elétrico por si só já absorve

parte do excedente de geração, a outra parte provoca elevação da frequência do

sistema e deve ser compensada com redução de geração visando obter um

equilíbrio entre geração e consumo e ajuste da frequência. A redução de geração

normalmente é realizada em usinas de maior flexibilidade, como as hidrelétricas.

Porém, todos os procedimentos a serem executados dependem de uma gama de

condições, como:

• Área onde ocorreu o incremento de geração eólica;

• Níveis dos reservatórios das usinas;

• Limites operacionais das linhas de transmissão e transformadores;

• Valores de energia importada ou exportada para outras regiões;

• Condição de carga do sistema;

• E outras ocorrências no sistema.

56

Já para o acréscimo de geração eólica causado pela entrada em operação de

novos empreendimentos, como por exemplo, um conjunto de parques eólicos em

determinada região, vai requerer um estudo elétrico mais aprofundado para

definição dos procedimentos a serem tomados.

Esses estudos devem abordar o desempenho dinâmico do sistema elétrico

com a entrada em operação dos blocos de geração eólica. Os pontos principais a

serem estudados devem incluir análises de regime permanente e curto-circuito,

estudos de estabilidade dinâmica, análise de esquemas proteção dos parques e sua

coordenação com a proteção do sistema, estudos de qualidade de energia incluindo

a análise dos harmônicos produzidos e os impactos no planejamento e execução da

operação de sistemas elétricos (SILVA, 2006).

Este trabalho tem como premissa a análise somente dos efeitos produzidos

na operação de sistemas elétricos. Os resultados dessa análise serão observados

no Estudo de Caso a seguir.

4.1.3 Estudo de Caso - Subestação Igaporã II / Ches f

A Subestação Igaporã II (IGD) é uma instalação de propriedade da

Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e está localizada no Município

de Caetité no estado da Bahia. A construção da SE Igaporã II foi motivada pela

necessidade de escoamento da energia eólica proveniente dos parques eólicos

daquela região.

Na Figura 07 observam-se as obras civis e a fase de montagem dos

equipamentos da Subestação Igaporã II.

57

Figura 07 – Montagem da Subestação Igaporã II / Chesf.

Fonte: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco, 2014.

A operação da SE IGD é realizada através do modelo de teleassistência, ou

seja, a instalação é assistida por quadro de operadores em horário comercial e

teleassistida à distância pelos Operadores de Sistema do Centro Regional de

Operação de Sistema de Paulo Afonso – CROP. A recomposição da instalação após

ocorrência de desligamento por causa externa é realizada pelo CROP por meio de

ações de telecomando e telecontrole, conforme procedimentos específicos.

A conexão da instalação à Rede Básica é realizada através da Linha de

Transmissão 230 kV Bom Jesus da Lapa II (BJD) / Igaporã II e mantém conexão em

sistema radial para a SE Igaporã III (IGT) e esta para a SE Pindaí II (PND). Essas

conexões, bem como a interligação com o Sistema Interligado, podem ser

observadas na Figura 08.

58

Figura 08 – Diagrama Unifilar SEs Bom Jesus da Lapa II, Igaporã II, Igaporã III e Pindaí II.

Fonte: ONS, 2016d (Adaptado).

Os conjuntos eólicos conectados à SE Igaporã II são listados na Tabela 05,

conforme dados do Operador Nacional do Sistema.

Tabela 05 – Empreendimentos conectados à SE Igaporã II.

Nome Potência (kW) Ponto de Conexão

Conjunto Eólico Caetité ABC 54.400 Barramento 230kV

Conjunto Eólico Caetité 90.000 Barramento 230kV

Conjunto Eólico dos Araçás 167.700 Barramento 230kV

Conjunto Eólico Morrão 117.600 Barramento 230kV

Conjunto Eólico Nossa Senhora da Conceição 76.800 Barramento 69kV

Conjunto Eólico Planaltina 52.800 Barramento 69kV

Conjunto Eólico Licínio Almeida 73.600 Barramento 69kV

Conjunto Eólico Alvorada 38.400 Barramento 69kV

Conjunto Eólico Igaporã Guirapá 52.800 Barramento 69kV

Conjunto Eólico Curva dos Ventos 56.400 Barramento 69kV

Total 780.500 Fonte: ONS, 2016d.

Passa ainda pela Subestação Igaporã II a geração dos conjuntos eólicos

oriundos da Subestação Pindaí II, conforme Tabela 06.

59

Tabela 06 – Empreendimentos conectados à SE Pindaí II.

Nome Potência (kW) Ponto de Conexão

Conjunto Eólico Pindaí II 100.800 Barramento 69kV PND

Conjunto Eólico Wind I 88.800 Barramento 69kV PND

Conjunto Eólico Wind II 81.400 Barramento 69kV PND

Total 271.000 Fonte: ONS, 2016d.

A capacidade de transformação 230/69 kV da SE Igaporã II é de 450 MVA,

distribuída entre três transformadores trifásicos de 150 MVA. Enquanto a capacidade

de transmissão da LT Bom Jesus da Lapa II / Igaporã II é de 671 MVA, o que

corresponde a uma corrente de 1684 A (ONS, 2016e; ONS, 2016f).

As seções a seguir tratam especificamente dos desafios enfrentados pelos

Operadores de Sistema Eletroenergético na operação da SE Igaporã II.

4.1.3.1 Controle de Carregamento

A potência instalada dos parques eólicos de IGD e PND perfaz um total de

1051,5 MW, valor bem superior à capacidade de transmissão da LT BJD/IGD. Essa

restrição impõe um limite de transmissão da ordem de 63,8 % da potência instalada

dos parques. Isto é, quando o Fator de Capacidade das usinas eólicas ultrapassa

63,8 %, a LT BJD/IGD pode operar em sobrecarga.

A situação anteriormente descrita se configura devido ao atraso nas obras de

integração do setor de 500 kV da Subestação Igaporã III. Enquanto perdurar essa

condição, são imprescindíveis as ações de controle de carregamento da LT Bom

Jesus da Lapa II / Igaporã II, visando manter a integridade física da linha de

transmissão e do sistema. Essas ações são efetuadas em conjunto entre os

Operadores de Sistema do CROP/Chesf, Operadores de Sistema do ONS e os

agentes de geração.

O gráfico a seguir apresenta a curva de carregamento da LT BJD/IGD ao

longo do dia e o limite de carregamento da mesma.

60

Gráfico 13 - Corrente verificada da LT BJD/IGD x Limite da LT dia 02/09/2016.

Fonte: ONS, 2016e; CHESF, 2016.

O Gráfico 13 revela que em alguns momentos do dia o limite de carregamento

da LT BJD/IGD é ultrapassado. Nestas ocorrências entra em cena o papel do

Operador de Sistema do CROP, de supervisionar o carregamento da LT, e, em caso

de violação de limite, faz contato com o Operador Nacional do Sistema para que

este realize os procedimentos necessários junto aos agentes para redução da

geração dos parques eólicos. Essas ações exigem rapidez visando manter a

integridade física da linha de transmissão.

4.1.3.2 Controle de Tensão

A grande variabilidade da geração eólica exige recursos eficientes para o

controle de potência reativa das unidades geradoras, tanto para fornecer, quanto

para absorver potência reativa, contribuindo assim para um efetivo controle de

tensão, melhorando a segurança operativa do sistema (LINS, 2016).

O Gráfico 14 ilustra a curva da tensão 230 kV do barramento da SE Igaporã II

juntamente com o limite de tensão superior.

1.200,0

1.300,0

1.400,0

1.500,0

1.600,0

1.700,0

1.800,0

Corrente LT BJD/IGD x Limite da LT - Dia 02/09/2016 (A)

Corrente BJD/IGD

Limite da LT

61

Gráfico 14 – Tensão no barramento 230 kV SE IGD x Limite de tensão.

Fonte: CHESF, 2016.

De acordo com o Gráfico 14 é possível visualizar por diversas vezes as

violações da tensão do barramento 230 kV da SE IGD. Para correção dessas

violações são necessárias ações dos Operadores de Sistema junto ao ONS, para

ajuste diretamente nos terminais das unidades geradoras eólicas. Para auxílio no

processo de regulação de tensão existem instalados na subestação Igaporã II três

bancos de capacitores, sendo dois em 69 kV com potência de 21,3 MVAr cada um e

um em nível 230 kV com potência de 50,5 MVAr, que podem ser ligados ou

desligados à distância pelos Operadores de Sistema do CROP, a depender da

necessidade do sistema.

4.1.3.3 Variabilidade da Geração Eólica

Em virtude também da variabilidade da fonte eólica, surgiu a necessidade de

aprimoramento das ferramentas de previsão da geração eólica por parte do

Operador Nacional do Sistema, tanto no médio quanto no curtíssimo prazo (LINS,

2016).

A previsão do recurso eólico com maior grau de certeza é de fundamental

importância para os processos de programação de despacho de geração do

228

230

232

234

236

238

240

242

244

246

Tensão no barramento da SE IGD x Limite de Tensão 20/10/2016 (kV)

Tensão 20/10/2016

Limite de Tensão

62

sistema, pois possibilita a minimização dos impactos da variação da geração no

sistema elétrico (ONS, 2014).

Relacionada também à problemática da variabilidade da geração das usinas

eólicas está a reserva de potência sincronizada do sistema.

O bom dimensionamento da reserva operativa permite o atendimento da

demanda e minimiza os impactos das variações de geração eólica. Essa reserva

pode ser utilizada para controlar as variações na previsão da demanda e situações

de indisponibilidades não programadas, bem como também para prevenir os desvios

na previsão da fonte eólica (TOLMASQUIM, 2016).

A curva do Gráfico 15 demonstra as grandes variações na geração coletada

na Subestação Igaporã II.

Gráfico 15 – Curva de Geração da SE Igaporã II – 20/10/2016.

Fonte: CHESF, 2016.

Essas rampas de geração, tanto ascendente quanto descendente, podem

ocorrer em horas ou até minutos. Normalmente, são provocadas por rajadas de

ventos e momentos de calmaria, respectivamente. Essas variações exigirão da

matriz elétrica uma resposta rápida através de fontes de energia controláveis e com

flexibilidade operativa. As fontes que se enquadram nessa situação são as usinas

hidrelétricas e parte das usinas térmicas. Porém, em períodos de baixa

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

Geração SE Igaporã II - 20/10/2016 (MW)

Rampa descendente de 376 MW

Rampa ascendente de 498 MW

63

disponibilidade hídrica, a participação das usinas hidrelétricas nesse controle será

discreta e será demandada uma maior geração de usinas com maiores custos

operacionais, as térmicas.

As ações dos Operadores de Sistema estão condicionadas ao valor de

geração a ser reprogramado. Podendo ser desde simples ajustes nas usinas em

operação, como utilização da reserva de potência sincronizada, até a partida e

sincronismo de unidades geradoras hidrelétricas e térmicas para recompor a matriz.

4.3 PROJEÇÃO DE CENÁRIOS

Para a projeção estimada de cenários foi considerada uma série de

premissas, levando em conta a dinâmica do sistema elétrico de potência, tais como:

• Projeção da demanda de energia elétrica dos próximos anos com

crescimento de 3,9 % ao ano, conforme Nota Técnica DEA 03/2015 da

EPE;

• Fator de capacidade médio dos últimos 12 meses, calculados mês a mês,

de acordo com o Boletim Mensal de Geração Eólica do ONS de

Setembro/2015 a Agosto/2016, como mostrado no Gráfico 16;

• Cumprimento do cronograma de implantação de obras com relação ao

início previsto para Operação Comercial, segundo Relatório de

Acompanhamento de Centrais Geradoras da ANEEL;

• Geração disponível a partir dos empreendimentos em operação de todas

as fontes de energia, conforme dados do Banco de Informações da

Geração da ANEEL;

• Geração a ser disponibilizada a partir dos empreendimentos de geração

em construção, conforme dados do Banco de Informações da Geração da

ANEEL;

• Geração a ser disponibilizada a partir dos empreendimentos de geração

com construção não iniciada, conforme dados do Banco de Informações

da Geração da ANEEL.

64

Gráfico 16 - Fator de Capacidade Médio das Centrais Eólicas - Set/2015 a Ago/2016.

Fonte: ONS, 2015 a 2016.

4.3.1 Cenário 1

O Cenário 1 estimado caracteriza-se pela conclusão dos empreendimentos de

geração eólica pendentes. Ou seja, empreendimentos que já deveriam estar em

operação.

O motivo principal para o impedimento destes empreendimentos entrarem em

operação é justamente o atraso nas obras. Logo em seguida vem os problemas com

fornecedores de equipamentos, atraso nas obras de transmissão e problemas com o

licenciamento ambiental (ANEEL, 2016c).

A Tabela 07 indica os motivos dos atrasos dos empreendimentos, bem como

a potência relacionada com cada item.

65

Tabela 07 – Motivos dos atrasos dos empreendimentos de energia eólica.

Motivos dos atrasos Potência em MW

Atraso nas obras dos parques 1.112,2

Obras de transmissão em atraso 345,7

Licenciamento ambiental pendente 140

Problema com fornecimento de equipamentos 711,2

Compatibilização energia negociada no ambiente regulado 26

Total 2.335,1 Fonte: ANEEL, 2016c (Adaptado).

Os motivos apresentados justificam o atraso nos empreendimentos, podendo,

em alguns casos, existir mais de um motivo relacionado à lentidão do andamento

das obras.

De acordo com a Tabela 07 a potência total dos empreendimentos pendentes

de energia eólica na Região Nordeste é de 2335,1 MW. A conclusão dessas obras

levaria a capacidade instalada de geração eólica para aproximadamente 11654 MW.

Porém, atrasos nas obras do sistema de transmissão ocasionariam restrições quanto

ao escoamento da geração eólica na região.

As obras do sistema de transmissão relacionadas aos parques eólicos em

questão, conforme ONS (2016g) e ANEEL (2016d), são:

� Seccionamento da LT 500kV Bom Jesus da Lapa II / Ibicoara na

Subestação Igaporã III, o qual permitiria a disponibilização de 757,4 MW

de capacidade instalada de geração eólica;

� Construção da LT 230kV Irecê / Morro do Chapéu e Subestação Morro do

Chapéu, por onde escoariam 147,7 MW de geração;

� Construção da Subestação Ibiapina no Ceará, que proporcionaria a

conexão de 143,1 MW de geração eólica;

� Construção da Subestação Touros no Rio Grande do Norte, a qual teria

uma geração relacionada de 179,3 MW;

� Seccionamento da LT 500kV São João do Piauí / Milagres na Subestação

Milagres II, a geração conectada a esta Subestação seria de 267,3 MW.

A análise desses dados permite concluir que, dos 2335,1 MW que poderiam

ser integrados ao sistema elétrico na Região Nordeste com a conclusão de todos os

66

empreendimentos de geração eólica pendentes, apenas 840,3 MW teriam

infraestrutura de transmissão disponível para escoamento da geração, enquanto

1494,8 MW ficariam dependendo ainda do término dessas obras de transmissão.

O incremento de 840,3 MW de geração eólica ao sistema Nordeste não

implicaria em grandes mudanças na programação eletroenergética da região.

Basicamente, essa geração estaria localizada nos estados do Ceará e Rio Grande

do Norte. O incremento no Ceará seria de 570,8 MW que corresponderia a uma

geração média de 226,55 MW, levando em conta o fator de capacidade médio anual

do estado de 39,69%. No Rio Grande do Norte a inserção ficaria na casa de 269,5

MW, onde aplicando o fator de capacidade médio de 41,45% chegaria aos 111,7

MW médios de geração efetiva.

Esses dados podem ser observados de uma melhor forma na Tabela 08, que

mostra o total de geração que poderia ser disponibilizado por estado, bem como, o

montante independente das obras de transmissão, e com aplicação do fator de

capacidade médio.

Tabela 08 - Incremento de geração, considerando a infraestrutura de transmissão disponível para conexão, com aplicação do Fator de Capacidade.

Estado FC Médio Potência Total Potência com

conexão disponível Potência FC

BA 41,14% 905,1 MW 0 0 MW

CE 39,69% 713,9 MW 570,8 226,55 MW

PI 43,94% 267,3 MW 0 0 MW

RN 41,45% 448,8 MW 269,5 111,70 MW

Total 2335,1 MW

338,25 MW

Fonte: ONS, 2016a; ANEEL, 2016a (Adaptado).

Em resumo, com a aplicação do fator de capacidade médio dos estados,

restaria um incremento de geração eólica efetiva de apenas 338,25 MW. Os quais

podem operar como reforno energético local.

67

4.3.2 Cenário 2

O Cenário 2 estimado é caracterizado pela conclusão de todos os

empreendimentos de geração eólica pendentes, bem como das obras de

transmissão associadas.

Os dados compilados no estudo do Cenário 1 permitem concluir rapidamente

que, com a conclusão das obras de geração eólica em atraso e respectivas

infraestruturas de transmissão associadas, o incremento de geração eólica no

sistema Nordeste seria de 2335,1 MW.

A análise do acréscimo de geração por estado levando em consideração o

Fator de Capacidade médio anual por unidade federativa contribui para a construção

da Tabela 09.

Tabela 09 - Incremento de geração com aplicação do Fator de Capacidade.

Estado FC Médio Potência Total Potência FC

BA 41,14% 905,1 MW 372,36 MW

CE 39,69% 713,9 MW 283,35 MW

PI 43,94% 267,3 MW 117,45 MW

RN 41,45% 448,8 MW 186,03 MW

Total 2335,1 MW 959,19 MW

Fonte: ONS, 2016a; ANEEL, 2016a (Adaptado).

Os resultados encontrados no Cenário 1 mostram que, apesar de ter um

incremento de Energia Eólica no Nordeste de 2335,1 MW de potência instalada,

somente 959,19 MW médios anuais estariam disponíveis ao sistema, de acordo com

a aplicação do Fator de Capacidade médio.

Devido à manutenção do período de estiagem, a queda da energia

armazenada na Região Nordeste, em torno de 14,8% ao final de setembro de 2016,

bem como à importação de 1640 MW de energia de outras regiões, a inserção de

959,19 MW de geração eólica na rede significaria um grande reforço energético para

região, principalmente por se tratar de geração proveniente de áreas diferentes da

Região Nordeste (ONS, 2016h).

68

4.3.3 Cenário 3

O Cenário 3 estimado considera a conclusão de todos os empreendimentos

de geração eólica previstos em todos os leilões já realizados, como também de toda

a infraestrutura de transmissão relacionada. Ou seja, os empreendimentos em

operação, empreendimentos em construção, empreendimentos já leiloados a serem

construídos e todo conjunto de instalações e linhas de transmissão necessárias para

conexão e escoamento da energia das centrais geradoras eólicas.

A conclusão destes empreendimentos está prevista para o ano de 2019

(ANEEL, 2016c).

Para esta análise será considerado a hipótese do crescimento da demanda

da Região Nordeste de acordo com as projeções dos estudos da EPE até o ano de

2019, cujo índice adotado foi de 3,9% ao ano. O valor de demanda adotado será o

registrado no dia 30/09/2016, que foi de 10.284 MW. Portanto, a projeção da

demanda do Nordeste para 2019 seria de 11.534,76 MW.

A Tabela 10 sintetiza o conjunto de todos os empreendimentos de geração

eólica por estado do Nordeste nas condições: em operação, em construção e com

obras ainda não iniciadas, de acordo com Banco de Informações da Geração da

ANEEL, Agosto/2016.

Tabela 10 - Resumo empreendimentos em operação, em construção e a construir.

EOL EM OPERAÇÃO OBRAS NÃO INICIADAS EOL EM CONSTRUÇÃO EOL TOTAIS (kW)

BA 1.750.140 BA 2.740.450 BA 901.500 BA 5.392.090

CE 1.353.230 CE 722.400 CE 563.130 CE 2.638.760

MA 23 MA 238.800 MA 30.000 MA 268.823

PB 69.000 PB 94.500 PB 0 PB 163.500

PE 595.385 PE 134.000 PE 138.000 PE 867.385

PI 786.400 PI 434.600 PI 629.400 PI 1.850.400

RN 2.957.756 RN 1.068.400 RN 670.600 RN 4.696.756

TOTAL 7.511.934 TOTAL 5.433.150 TOTAL 2.932.630 TOTAL NE 15.877.714

Fonte: ANEEL, 2016a.

69

Com a realização de todo o cronograma de obras referentes às centrais de

geração eólica no ano 2019, a capacidade instalada dessa fonte de energia

alcançaria 15.877,71 MW somente na Região Nordeste (ANEEL, 2016a). Esse valor

é 111,37% maior que a capacidade instalada hoje. Considerando um Fator de

Capacidade médio anual do Nordeste de 41,85%, essa potência instalada produziria

uma geração média de 6.644,82 MW. Porém, se for considerado o Fator de

Capacidade médio recorde do Nordeste de 70%, a geração média chegaria a

11.114,4 MW. Esse valor é bem próximo do valor da demanda projetada para a

região em 2019.

Devido à dinâmica do sistema elétrico ainda não é possível suprir toda a

carga apenas com geração eólica, pois a mesma possui alta variabilidade e

dependência de condições climáticas. Ou seja, essa conjectura aumentaria os riscos

de uma falha de grandes proporções na rede devido às alterações não previsíveis

da energia eólica injetada.

Estudos recentes realizados pela MWH Global4 para o U.S. Corps of

Engineers na região do Pacífico Noroeste dos Estados Unidos recomendaram como

limite máximo para integração de energia eólica naquele sistema cerca de 15 a 20%

da geração total (ABAQUE, 2016).

Em contrapartida o Sistema Nordeste é parte integrante do Sistema

Interligado Nacional, que através das interligações entre regiões é capaz de importar

ou exportar energia. Isto é, as interligações entre regiões permitem realizar a

transferência de energia elétrica entre submercados.

O Sistema Interligado Nacional é atualmente dividido em quatro submercados

- Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Cada um desses submercados

concentra regiões do país onde a energia circula livremente. A linha que divide cada

submercado é determinada por limites de intercâmbio presentes no sistema de

transmissão, ou seja, restrições elétricas no fluxo de energia entre as diversas

regiões do país (CCEE, 2016d).

Observa-se no Boletim Mensal de Geração Eólica de Agosto 2016 que o

recorde de participação da geração eólica no SIN atualmente é de 12,41% no dia

28/08/2016 (ONS, 2016a).

4 MWH Global é uma empresa de engenharia, construção e gestão avançada da água, hidrelétricas, mineração e transporte, sediada nos Estados Unidos.

70

A análise do sistema como um todo permite afirmar que em 2019 com uma

demanda média projetada do SIN de 70.444 MW, a participação da fonte eólica seria

de 15,82%, considerando o Fator de Capacidade médio recorde do SIN. O valor da

participação da geração eólica está dentro dos estudos realizados pela MWH Global.

Para efeito do Submercado Nordeste a solução para o incremento de energia seria a

exportação para os submercados adjacentes, bem como a redução de geração

proveniente de térmicas.

71

5 CONSIDERAÇÕES FINAIS

A produção de energia elétrica a partir da fonte eólica tem crescido de forma

substancial no Brasil nos últimos anos. A exemplo de outros países, o Brasil se

enquadra numa tendência de fortalecimento da Matriz Elétrica a partir de fontes

renováveis de energia.

O crescimento rápido da participação da fonte eólica na Matriz Elétrica

Brasileira gera uma série de dúvidas e incertezas sobre a segurança do Sistema

Interligado Nacional. Isso porque sua capacidade de produção está diretamente

ligada à presença e velocidade dos ventos. A variabilidade e previsibilidade dos

ventos são aspectos importantes a serem estudados mais detalhadamente com o

objetivo de trazer mais competitividade para essa fonte de energia, bem como seu

fortalecimento na Matriz Elétrica do país.

É cada vez maior o número de empreendimentos de geração eólica no Brasil,

e de acordo com dados da ANEEL já foram realizados leilões de energia eólica até o

ano de 2019. Em 2001 já se estimava que o potencial brasileiro fosse de 143 GW

para produção de energia eólica, porém, já se fala em números bem acima dos 300

GW em estudos ainda não finalizados, com os maiores potenciais na Região

Nordeste.

A indústria da geração eólica tem evoluído bastante com os avanços

tecnológicos, reduzindo os custos de fabricação, operação e manutenção dos

equipamentos, bem como melhorando o desempenho e confiabilidade dos mesmos,

culminando assim com uma maior competitividade dessa fonte de produção de

energia.

O incremento de geração eólica no SIN tem contribuído para o reforço

energético do sistema e redução dos riscos de desabastecimento de energia.

Contudo, essa disponibilidade de energia na rede implica em impactos a serem

estudados e discutidos. Retomam-se aqui os questionamentos de pesquisa: O

Sistema Interligado Nacional está preparado para absorver o incremento de geração

eólica atual? Qual o comportamento da curva de carga do sistema elétrico com a

chegada forte da fonte eólica? Quais os desafios da Operação em Tempo Real no

controle da energia eólica?

72

Logo a geração eólica surge como uma fonte renovável de energia com

ótimas perspectivas de integração ao sistema elétrico. Uma fonte limpa, competitiva,

de custo intermediário com tendência a cair e de baixo impacto ambiental na fase de

operação. De acordo com os estudos realizados, é correto afirmar que a energia

eólica hoje tem papel fundamental na Matriz Elétrica do Nordeste, contribuindo para

a economia de água dos principais reservatórios da região e auxiliando na

segurança operativa do sistema.

O Sistema Interligado Nacional é um sistema de produção e transmissão de

energia elétrica de grande porte, de característica hidrotérmica com predominância

de usinas hidrelétricas. É composto pelos subsistemas das regiões Centro-Oeste,

Nordeste, Sudeste, Sul e parte da região Norte (ONS, 2016j). É um sistema robusto

com grande capacidade de diversificação em sua matriz elétrica. De acordo com os

dados coletados no estudo, fica evidente a capacidade do Sistema Interligado em

absorver o incremento de Energia Eólica atual, inclusive como parcela de geração

indispensável à segurança energética do sistema.

Em relação aos desafios para a Operação em Tempo Real, o estudo revela

pelo menos três situações em que a decisões operacionais são de extrema

importância para manter a integridade do sistema elétrico. São elas: o controle de

carregamento; o controle de tensão; e a variabilidade da geração eólica.

Com relação à contribuição da geração eólica na alteração da curva de carga

do sistema Nordeste, foi constatado que realmente a curva sofre os impactos do

incremento dessa geração como efeito de carga negativa a partir da geração das

usinas que não mantém relacionamento com o ONS. Não foi possível construir a

curva de carga real do Nordeste, devido à ausência de medições de geração das

usinas Tipo III. Porém, foi possível visualizar a influência de todas as fontes de

energia que não são supervisionadas na alteração da curva de carga.

No decorrer do estudo foram verificados os instrumentos normativos que

regulam a geração eólica no Brasil, como também as formas de conexão à rede e os

tipos de aproveitamento mais utilizados. Foi analisada e confirmada através de

dados de demanda a possibilidade da substituição de usinas térmicas por geração

eólica. Evidenciaram-se os efeitos na inserção de geração eólica no SIN, bem como

os impactos na Operação em Tempo Real. Para isso foi realizado ainda um Estudo

de Caso relacionado à Operação da Subestação Igaporã II / Chesf. Por fim foram

73

projetados cenários considerando a conclusão de empreendimentos de geração

eólica, onde foram coletados empiricamente resultados satisfatórios.

Devido às perspectivas de um crescimento ainda maior da produção de

energia a advinda da fonte eólica, principalmente a partir do ano 2020, como

trabalhos futuros, poderiam ser realizados estudos acerca do percentual máximo de

participação da geração eólica na demanda do país como também a avaliação da

possibilidade e viabilidade de implantação no Brasil de usinas reversíveis, com o

objetivo de aproveitar um possível excesso de energia eólica.

74

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