Novo documento do ONS apresenta riscos da geração distribuída
Estruturada para seguir em apenas uma direção, crescimento da geração distribuída exige planejamento do setor elétrico para garantir a segurança do abastecimento e das redes elétricas
(Imagem: Pexels)
Divulgado no fim de dezembro, o Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do Sistema Interligado Nacional (PAR/PEL 2024) estipula os principais investimentos que devem ser feitos pelo setor no horizonte entre 2025 e 2029. Estima-se o aporte de R$ 7,6 bilhões – sendo R$ 5,8 bilhões em empreendimentos novos –, além da ampliação de mais de 1200 quilômetros em linhas de transmissão, fundamentais para conectar o Sistema Integrado Nacional (SIN).
Mas um dos fatores que mais chamou a atenção do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) são as informações referentes aos riscos da geração distribuída. Este é, inclusive, um dos principais temas do documento, analisado de forma mais densa no capítulo 6: “Impactos da geração distribuída na segurança elétrica”.
Os riscos da geração distribuída
De acordo com o relatório, cerca de 22% da capacidade instalada do país são oriundos de Micro e Minigeração distribuída (MMGD). Em agosto de 2024, houve o recorde de geração de energia a partir do sol – com 41,4 MW e 28,7% de geração de MMGD. Na prática, trata-se atualmente da segunda maior fonte de geração do país.
De um lado, esta produção de energia é positiva, pois advém de uma fonte renovável. De outro, porém, ela ocasiona um menor carregamento do sistema de transmissão ao longo do período diurno a partir de outros modais. Com isso, gera-se uma dificuldade para controle de tensão. É justamente nesse momento que se acende o alerta para os riscos da geração distribuída.
No horizonte contemplado pelo relatório – entre 2025 e 2029 –, a projeção de aumento de demanda do SIN é inferior à expansão da produção de MMGD. Na prática, isso significa um crescimento da complexidade para gerenciar as diferenças de carga entre o período diurno – com a incidência da micro e minigeração – e noturno, dependente de outros modais.
O ONS aponta que um domingo típico de 2029 pode ter 46,5% do abastecimento diurno realizado via MMGD. Outros modais, como as hidrelétricas e as eólicas, precisariam suprir uma demanda de quase 40 GW para garantir a segurança energética.
E o que fazer?
Quais são as soluções mencionadas para mitigar os riscos da geração distribuída neste cenário:
– Ampliar a flexibilidade operacional do SIN, o que seria possível com usinas de maior capacidade e não intermitentes, como hidrelétricas e termelétricas;
– Modular a geração centralizada em função do volume da MMGD: ou seja, estabelecendo limites na discrepância da produção;
– Investir em recursos para controlar a tensão;
– Fazer uma gestão das restrições e gargalos existentes na rede de transmissão;
– Redefinir o papel das distribuidoras e rever questões tarifárias e técnicas da MMGD, hoje planejadas em uma potência unidimensional.
Ou seja, é possível que o tema entre no PDI de energia, especialmente na área de eficiência energética. A inteligência artificial também pode ganhar corpo, melhorando a previsão de geração e das condições de inversão de uso desses sistemas.
O risco do fluxo reverso
Um dos riscos neste cenário desenhado pelo ONS é o de gerar sobrecarga nos equipamentos da Rede Básica devido ao chamado “fluxo reverso”.
Ele acontece na geração distribuída quando a energia elétrica gerada por sistemas locais excede o consumo imediato e é enviada de volta para a rede elétrica. Em outras palavras, a energia fluiria da unidade geradora (como uma residência ou empresa com geração própria) para a rede de distribuição, em vez do fluxo tradicional da rede para o consumidor.
Por um lado, ele permite que o excedente energético seja aproveitado por outros consumidores conectados à rede, promovendo maior eficiência no uso da energia. No entanto, também apresenta desafios e aumenta os riscos da geração distribuída, especialmente a necessidade de adaptar a infraestrutura para lidar com a bidirecionalidade do fluxo e garantir a estabilidade do sistema.
Em alguns estados, este cenário é de risco, caso de Mato Grosso, Piauí, Minas Gerais e Rio Grande do Sul.
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