Validação do modelo para resposta de usinas ao SIN não avançou, afirma ONS

A validação da base de dados utilizada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico para resposta dinâmica das usinas em caso de perturbações no Sistema Interligado Nacional (SIN) não avançou desde o último apagão de grandes proporções no país, em 15 de agosto do ano passado. Segundo o diretor de Planejamento do ONS, Alexandre Zucarato, nenhuma das 40 providências solicitadas pela Aneel foram cumpridas pelos agentes de operação.

“Por uma série de questões não conseguimos avançar em nenhum dos 40 pontos. Alguns agentes argumentam que não é possível fazer, mas sempre foi um requisito para declaração da DAPR/P (atendimento aos procedimentos de rede definitivo)”, disse Zucarato em entrevista ao CanalEnergia no último dia do Brazil Windpower, na última quinta-feira (24).

Ele explicou que desde a investigação do blecaute de 15 de agosto foi flagrada a discrepância das informações com a realidade, com o evento e a resposta a ele servindo como uma espécie de gabarito ao ONS para empreender as adaptações necessárias. Como quando o “sistema balança porque uma linha abre ou uma usina sai de operação”, com os ativos reagindo a isso.

“O modelo dessa reação que é o ponto crítico”, aponta, referindo-se a modelagem matemática dos controles das usinas e ponderando não haver mais espaço atualmente na matriz para geração inflexível, o que também agravaria os problemas de curtailment no longo prazo. O desafio é melhorar a capacidade de previsão da geração, como no caso da eólica para o dia seguinte, lidando também com a pulverização que trazem desafios para gestão do sistema em tempo real, como na solar distribuída.

“Falamos para os agentes que sempre foi uma obrigação a entregar, só não havia consequência econômica”, ressalta Zucarato, reforçando que ideia do Operador foi sempre acertar a responsabilidade conforme o porte das fontes, propondo agora a antecipação de requisitos para operação comercial.

Último painel do Brazil Windpower 2024 colocou ONS em debate com geradores como Serena, EDF Renewables, Rio Energy e Renova Energia (Tulio Thome/BWP)

Um dos casos refere-se ao Sistemas Especiais de Proteção (SEP), esquema projetado para detectar condições predeterminadas, definidas pelos estudos elétricos, e executar ações operativas automáticas e em tempo inferior às ações humanas. Como no corte de geração, carga, abertura automática de LTs, visando diminuir o impacto causado por contingências no SIN. E que necessitam de dados a serem validados junto aos fabricantes de equipamentos, como inversores de tensão.

“Estamos flexibilizando que seja uma validação de modelo contra modelo. Se validar contra o modelo oficial do fabricante, já é um alento para nós, não precisa nem ser em campo”, indica o diretor de Planejamento do ONS, lembrando que essa entrega é para 30 de novembro.

Zucarato disse que o que o Operador tem feito é assinar alguns NDAs (Termo de Confidencialidade), com a abordagem acontecendo através da procura primeiro nos grandes fabricantes, resolvendo a questão do atacado para o varejo. Citou ainda tratativas avançadas, como envolvendo 9 GW por parte da Vestas.

Sobre eventuais punições aos agentes, o especialista aponta que a Aneel está com a nota técnica do ONS, organizada por tempo e ordem de importância, e que isso consta no processo de fiscalização da Agência, que encaminhou um ofício aos agentes ressaltando o vencimento das providências e apresentando as novas datas como um ultimato.

Outra questão colocada é o retrofit do controle de inversores, que tem custo mas por vezes é mais em conta fazer na forma de melhoria do que administrar uma rede subutilizada por problemas dinâmicos. “Tudo agora é afundamento de tensão e não vamos nos conformar em ter uma rede de transmissão subutilizada”, pontua Zucarato, informando que no próximo Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL) contará com um estudo dedicado a inserção da compensação síncrona no Nordeste, no intuito de minimizar os problemas dinâmicos de tensão.

Melhorias para resiliência

Outro foco da área de planejamento do Operador é resolver os corredores de transmissão à esquerda de Tucuruí, o que necessita também de uma base de dados mais fidedigna e com argumentação técnica. Assim como para mostrar que a modernização dos inversores mencionada acima é o caminho mais viável para o colapso de tensão.

Subestação da Eletrobras ficou fora de operação por quase um mês após a última inundação no Rio Grande do Sul (CGT Eletrosul)

Sobre as melhorias para resiliência da rede, ele indica que o assunto está ainda incipiente no ONS, que começa a tatear o tema no âmbito da sua diretoria do planejamento. O case é a subestação de Nova Santa Rita (RS), que passou por todos os ritos de implementação e foi alagada duas vezes em seis meses, indicando que algo não está funcionando bem no processo. “Tem que ver se é possível fazer drenagem, barricada, se tem que trocar subestação de lugar”, salienta Zucarato, reforçando que a questão é como financiar “algo para trás” em função das mudanças climáticas.

Ele pondera que ao trocar a SE de lugar não há um aumento do nível de serviço no setor elétrico, mas que é possível pensar no incremento do nível resiliência climática como uma porta de entrada para uma avaliação de quantos ativos no sistema estão em uma área que funcionava bem mas que passou a ser alvo de inundação, assim como no padrão de vento que mudou para as torres de transmissão. “É preciso encontrar um caminho para algum tipo de retrofit nos ativos para maior resiliência climática, por isso a ideia de tentar utilizar o que já é feito como reforços e melhorias”, conclui.

O que dizem os agentes

A especialista da Serena Energia, Elibia Colaço, admite a necessidade de o setor evoluir nos requisitos técnicos para cuidados com a rede elétrica, mas aponta dificuldades para os players avançarem na entrega dos modelos com todas as exigências, “por conta de uma vontade de celeridade” envolvendo os projetos. “São aspectos técnicos de propriedade intelectual que precisamos do apoio do ONS junto aos fabricantes”, aponta a executiva, citando que alguns fabricantes não trabalham com o SEP, o que exige novos desenvolvimentos para a validação dos modelos.

Outro desafio reportado é com o modelo PSCAD, um conjunto de ferramentas e padrões para análise de sistemas elétricos de potência desenvolvido pelo software Power Systems Computer-Aided Design. “Queremos entregar as modelagens mas estamos com desafios e projetos estarão prontos em 2025, mas não poderão entrar em operação por conta dessas questões”, analisa Elibia.

Além dos SEPs, outra preocupação de geradores, principalmente eólicos, é de que a entrada dos projetos é faseada, levando 12 meses para “rampeamento” de um parque. Sobre o tema, Zucarato, do ONS, disse que nunca foi intenção inviabilizar essa entrada por etapas. O modelo é entregue na primeira e última PRAP, e caso seja identificado algo no meio do caminho são feitas as as alterações. “Alguns terão a virada de chave mais complexa no meio do caminho, mas aí é cada caso”, pontua.

Players citam que obrigações para entrega de garantias de Cust para usinas associadas estão trazendo impacto aos modelos de negócios e novos projetos (Shutterstock) 

O diretor de Novos Negócios da EDF Renewables, Alexandre Azevedo, destacou em sua fala que as exigências dos relatórios de condicionamento SEP terminam impedindo um ramp-up de máquinas no plano de negócio da companhia ou ao atendimento a um contrato de longo prazo de compra e venda de energia específico, trazendo prejuízos ao negócio.

E que apesar de entender ser papel do ONS buscar soluções para problemas do setor a conjuntura atual é crucial para os requisitos técnicos de entrada em operação comercial, para além do já citado curtailment, sendo preciso um ambiente previsível e controlado para não colocar risco aos investimentos e dar suporte a caminhos controversos.

“Barreiras de entrada são necessárias mas precisa-se calibrar mais, pensando em mecanismos que de fato funcionem e não inibam novos investimentos e a flexibilidade do sistema”, afirma, adicionando a questão que envolve novas obrigações para entrega de garantias de Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (Cust) para usinas associadas, trazendo impactos financeiros para um ativo que entra no sistema com outro existente. “É algo que nos choca e cria uma barreira de entrada para usinas que tendem a trazer mais flexibilidade para o uso da rede”, complementa.

O Gerente de Assuntos Regulatórios da Rio Energy, Rodrigo Soares, trouxe o caso da aquisição de um projeto eólico greenfield pela Equinor no Brasil incluindo uma usina associada. Uma ficou com a própria empresa e outra com outro grupo econômico, entre 150 MWp de solar conectado a 370 MW de eólicas. “Com o despacho (1.768) tivemos que aportar uma garantia referente a quase 500 MW de eólica e solar, tendo que explicar para os investidores que no meio da assinatura do Cust havia uma garantia, em carta fiança, referente a uma eólica que não era nossa”, lembra o executivo.

Para Elibia Colaço, da Serena, esse ponto é um remédio inadequado e que infere custos de garantia num tempo de projeto que adentram no valor do modelo financeiro e da energia, sendo incabível a diluição entre os outros parques. “Temos um projeto associado que conseguimos antes da mudança e que não teria acontecido se fosse nesse momento”, finaliza.