Energia

Transmissão – Rede interligada tem planos para crescer e elevar tensão

Nelson Valencio
25 de junho de 2012
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    O Brasil é um país continental, com a maior parte de sua população e do seu parque industrial no Centro- Sul-Sudeste. É fácil perceber que a demanda de energia – ou carga – está concentrada principalmente no Sudeste. Ao mesmo tempo, o naco maior da geração de energia – majoritariamente hidrelétrica – se localiza na Região Norte, onde também estão em construção os maiores projetos de usinas de fonte hídrica. A equação é clara: desafio do país consiste em trazer a carga para a demanda, daí a necessidade de contar com um sistema de transmissão de energia elétrica como o nosso, que tem cerca de 100 mil km de linhas, extensão que deve aumentar em 50% nos próximos dez anos. Muito mais do que a integração, o chamado Sistema de Interligação Nacional (SIN) junta e mistura, de fato, várias regiões, formando uma espécie de teia de aranha complexa.

    Para o consultor João Carlos de Mello, presidente da consultoria Andrade & Canellas, a rede de transmissão elétrica de alta voltagem brasileira é única no mundo. Temos uma área quase similar à dos Estados Unidos, mas a rede americana é regionalizada. Na Europa, a teia de transmissão também é bastante dividida. China e Rússia, países maiores que o Brasil, e também a Índia, menor, porém mais populosa, têm seus próprios desafios de interligação; e a rede deles apresenta diferenças tecnológicas. Os chineses, por exemplo, já possuem infraestruturas de transmissão com tensão de 1.000 kV, quando nossa planta opera com, no máximo, 750 kV e vai adotar os 800 kV em projetos mais recentes entre as grandes usinas do Norte. A maior extensão (dados de 2010) compreendia redes com tensão de 230 kV (44,5%) e de 500 kV (34,5%). Pelas estimativas do Plano Decenal citado, as de 500 kV assumirão a liderança em 2020, quando terão 39% da extensão total prevista de 142,2 mil km (arredondada para os 150 mil km pelos especialistas). As de 230 kV, por sua vez, ficam num honroso segundo lugar, representando 38% do total.

    Com o aumento da rede de transmissão de alta voltagem, cresce também o papel do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), uma espécie de síndico do sistema, que monitora o desempenho dos condôminos, representados pelas empresas donas da infraestrutura de rede. Na avaliação de Mello, a participação estatal seria de 60% dos ativos de transmissão no país, número confirmado por César de Barros Pinto, diretor executivo da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate). Quem atua no setor, seja ou não associado à Abrate, precisa estar alinhado com os planos da Empresa de Planejamento Energético (EPE), começo de todo o processo de investimentos em geração, transmissão e, direta ou indiretamente, distribuição de energia.

    Enquanto a EPE “pensa” num horizonte de 20 anos, os outros atores envolvidos trabalham em períodos de cinco a dez anos. Ou menos. Alguns leilões para linhas de transmissão, por exemplo, trabalham com perspectivas de ativação em 24 meses. É claro que o planejamento é revisado, com atualizações, caso do Plano Decenal de Energia – 2020, lançado pela EPE em setembro do ano passado, que adotaremos como referência. Em termos de investimentos, o planejamento da EPE no período 2011-2020 indica que serão consumidos R$ 46,4 bilhões, sendo 64,5% em linhas de transmissão. O restante fica por conta da ativação de subestações. O Brasil teria 222 mil MVA instalados em transformadores de várias tensões (2010) e chegaria a 291,3 mil MVA em 2020.

    Se todos os cronogramas forem cumpridos e os desafios vencidos, o país reforçará o sistema integrado atual, uma realidade que começou a ser desenhada na década de 60. Naquela época, nem os estados de São Paulo e Rio de Janeiro eram interligados. Já em1998, aintegração começava a ser concretizada com o novo modelo do sistema elétrico, o qual criou os atores atuais, caso da EPE e do ONS, duas siglas realmente importantes num país que adora esse tipo de referência. “Novas linhas, como as que partem das usinas do Rio Madeira e totalizam 2.500 mil km, incorporam conceitos parecidos com as atuais, mas agregam tecnologias avançadas”, explica Mello. A usina de Belo Monte, por exemplo, vai ser integrada ao SIN com redes de transmissão de 800 kV de tensão, já adotadas na China, e com melhor relação de custo/ benefício.

    Os desafios também aumentam em termos de monitoramento à medida que o ONS precisa balancear a entrada de fontes intermitentes, caso das usinas hidrelétricas a fio de água e da geração eólica. “A resposta para a complexidade de linhas com grande extensão e mais fontes intermitentes no sistema é a flexibilidade”, reforça Mello. Para ele, se o smart grid ou rede inteligente avança na distribuição, com a adoção da medição remota e inteligente e subestações automatizadas, por sua vez, na transmissão, o cérebro mais ágil responde pela possibilidade de distribuir o balanço de produção entre vários tipos de fontes, em usinas localizadas em diversas regiões. Sem um sistema integrado que redirecione a carga existente para a demanda no momento certo, estaríamos sujeitos a apagões regionais.



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