UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA
KLEBER COSTA CORRÊA
INTEGRAÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA NA REDE ELÉTRICA:
DESAFIOS DO BRASIL
Palhoça
2013
KLEBER COSTA CORRÊA
INTEGRAÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA NA REDE ELÉTRICA:
DESAFIOS DO BRASIL
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso
de Graduação em Engenharia Elétrica Telemática da
Universidade do Sul de Santa Catarina, como requisito
parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. João Luiz Alkaim, Dr.
Palhoça
2013
KLEBER COSTA CORRÊA
INTEGRAÇÃO DE GERAÇÃO EÓLICA NA REDE ELÉTRICA:
DESAFIOS DO BRASIL
Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado
adequado à obtenção do título de Engenheiro Eletricista
e aprovado em sua forma final pelo Curso de Graduação
em Engenharia Elétrica Telemática da Universidade do
Sul de Santa Catarina.
Palhoça, 28 de junho de 2013.
______________________________________________________
Professor e orientador João Luiz Alkaim, Dr.
Universidade do Sul de Santa Catarina
______________________________________________________
Professor Paulo Roberto May, MSc.
Universidade do Sul de Santa Catarina
______________________________________________________
Rafael Takasaki Carvalho, M. Eng.
Eletrosul Centrais Elétricas S. A
Dedico este trabalho a minha família, em
especial aos meus pais, Kleber e Cristina,
minhas irmãs, Amanda e Liana, minha
sogra Roseli e a minha amada esposa
Bruna, pois sem eles tudo seria mais
difícil e nada faria sentido. Todo meu
esforço é, acima de tudo, por vocês.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a todos que de forma direta ou indireta tem contribuído para o meu
desenvolvimento profissional nestes intensos anos. A busca constante pela qualificação me
fez enfrentar uma segunda graduação, um grande desafio que neste momento estou em vias de
concluir.
AGRADEÇO:
A minha família: meu pai Arlindo Kleber, minha mãe Maria Cristina, minhas
irmãs Amanda e Liana e minha sogra Roseli, pelo exemplo, pelos ensinamentos e pelo
irrestrito suporte em todas as fases da minha vida.
Aos amigos do DES/Eletrosul, companheiros de jornada, que colaboraram
imensamente com meu desenvolvimento e me ajudam a enfrentar os desafios diários: Makely,
João, Mário, Vanderson, Celso, Ruy, Charles, Bruno e Adilson. Em especial agradeço a
Makely, pelo exemplo de dedicação, por ter me incentivado a ingressar e auxiliado no
decorrer do curso, ao João, por ter sido meu primeiro e mais importante mestre, quem me
apresentou o setor elétrico e que compartilha diariamente seu grande conhecimento, e ao
Adilson pela confiança, pelo exemplo, pelo irrestrito apoio e até mesmo pelas varias caronas
para a “sua terra”. Ao Rafael Boechat da Eólicas do Sul/Eletrosul, a quem também tenho
grande admiração, por ter auxiliado com informações dos parques.
Aos amigos do DPS/Eletrosul Luiz Fábio, Ariene, Miguel e ao Breno do
DOS/Eletrosul, que colaboraram diretamente com este trabalho, seja no intercambio de ideias
ou compartilhamento de materiais e, particularmente a Ariene (minha “co-orientadora”) e ao
Miguel, que colaboraram até mesmo na revisão deste trabalho. Ao Rafael Takasaki, grande
profissional do setor, meu muito obrigado por ter prontamente aceito fazer parte e
engrandecer ainda mais a banca deste TCC.
A todos os mestres da UNISUL, em especial ao professor João Luiz Alkaim pela
paciência, confiança, valiosos ensinamentos e empenho ao me orientar no desenvolvimento
deste trabalho, ao professor Paulo May pelos inúmeros e relevantes debates sobre o setor
elétrico, e a professora Sheila Travessa pela dedicação em nos auxiliar nesta fase importante
de conclusão da nossa vida acadêmica.
Aos amigos que fiz na UNISUL, entre eles: Piva, Ricardo, Jorge, Ederson, Nilto,
Kledir, Tanga e Robson, companheiros nas longas e cansativas jornadas diárias e também
eventualmente das “geladinhas” depois das aulas.
Aos amigos da “metrópole” Biguaçu. Aos amigos da Banda Kyron e Saga por
proporcionarem momentos de descontração e lazer, importantes para manter a mente no lugar.
Aos casais do dito “G8”, que não poderia deixar de lembrar pelos inúmeros encontros e pelo
mútuo apoio. Aos amigos Lilo, Bilu, Joninha, Du, Leonardo e tantos outros que procuram
lutar por uma cidade melhor. Aos “amarelos” da Equipe A_A, a quem personalizo nos amigos
Dudu, Oscar, Perera e Rafael, exemplos em suas profissões, na vida e, incansáveis em manter
vivo o que criamos a mais de dez anos atrás, e que hoje é uma verdadeira fábrica de talentos.
Por fim agradeço a minha esposa, companheira e melhor amiga Bruna, que
vivenciou comigo o desafio de encarar mais uma jornada, as inúmeras madrugadas acordado,
até mesmo suportando a eventual ausência. Agradeço imensamente pela compreensão, apoio e
contribuição, sem a qual certamente não teria forças para enfrentar mais este desafio. Meu
amor e admiração por você não cabem em palavras.
.
“Nunca desista de seus objetivos mesmo que
esses pareçam impossíveis, a próxima tentativa pode ser a vitoriosa.” (ALBERT EINSTEIN).
RESUMO
Neste trabalho busca-se fazer uma abordagem sobre os impactos da integração da geração
eólica na rede elétrica, e os desafios do Brasil sob aspectos técnicos e também sobre o ponto
de vista regulatório. Primeiramente, é apresentada a estrutura do Setor Elétrico Brasileiro e os
conceitos básicos da Energia Eólica e seus componentes. Em seguida, são apresentados os
desafios, técnicos e regulatórios, da integração da geração eólica no sistema elétrico
brasileiro. Ao final do trabalho é apresentado um estudo de caso, retratando a experiência da
Eletrosul neste tema, referente a integração dos parques eólicos Geribatu e Chuí, localizados
no estado do Rio Grande do Sul, que se encontram atualmente em implantação.
Palavras-chave: Energia Eólica, Sistema Elétrico Brasileiro, Política Energética do Brasil,
Integração de Parques Eólicos.
ABSTRACT
This work aims to make an approach on the impacts of integrating wind power in the power
grid, and the challenges of Brazil in technical aspects and also on the regulatory perspective.
First is presented the structure of the Brazilian Electricity Sector and the basics of wind
energy and its components. Then, is shown the challenges, technical and regulatory, about the
integration of wind generation in the Brazilian electric power grid. At the end of this work it
is presented a case study depicting the experience of Eletrosul on this topic, regarding the
integration of wind farms Geribatu and Chui, located in the state of Rio Grande do Sul, which
are currently under execution.
Keywords: Wind Energy, the Brazilian Electric Power Grid, Energy Policy in Brazil,
Integration of Wind Farms.
.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 – Empreendimentos eólicos habilitados pela EPE desde 2009, agregados por
município .................................................................................................................................. 21
Figura 2 – Fluxograma do desenvolvimento do trabalho ......................................................... 26
Figura 3 – Distribuição das empresas subsidiárias regionais da Eletrobras no território
brasileiro no final da década de 1980 ....................................................................................... 30
Figura 4 – Principais instituições do setor elétrico ................................................................... 41
Figura 5 – Mapa do SIN – Integração Eletroenergética no Brasil............................................ 44
Figura 6 – Relação dos Procedimentos de Rede com as macrofunções finalísticas do ONS e
com os resultados da operação ................................................................................................. 45
Figura 7 – Mapa do SIN - Sistema de Transmissão Brasileiro Horizonte 2013 ...................... 51
Figura 8 – Fluxograma das diretrizes para elaboração dos relatórios técnicos R1 referentes às
novas instalações de transmissão da Rede Básica .................................................................... 54
Figura 9 – Processo de consolidação de obras de transmissão ................................................. 58
Figura 10 – Prazos médios de elaboração dos editais de Leilão e Outorga de empreendimentos
de Transmissão ......................................................................................................................... 59
Figura 11 – Visão geral do modelo de contratação .................................................................. 60
Figura 12 – Eventos de contratação de energia no ACR .......................................................... 61
Figura 13 – Contratação de energia nova no ACR: etapas ....................................................... 62
Figura 14 – Possibilidade de contratação no ACR ................................................................... 64
Figura 15 – Visão sintética das partes do aerogerador ............................................................. 67
Figura 16 – Esquema geral de funcionamento de um aerogerador .......................................... 68
Figura 17 – Partes de um aerogerador ...................................................................................... 69
Figura 18 – Nacele em fábrica .................................................................................................. 71
Figura 19 – Topologias usuais de rotores eólicos: (a) Turbina de eixo vertical (b) Turbina de
eixo horizontal .......................................................................................................................... 72
Figura 20 – Rotor do tipo Savonius .......................................................................................... 73
Figura 21 – Rotor Darrieus ....................................................................................................... 73
Figura 22 – Aerogerador com rotor tripás ................................................................................ 74
Figura 23 – Esquema elétrico de um gerador com velocidade constante ................................. 77
Figura 24 – Esquema elétrico de um gerador com velocidade variável que usa uma conversora
de frequência para o controle da frequência da geração elétrica .............................................. 78
Figura 25 – Mapa de possibilidades da conversão de energia mecânica em energia elétrica .. 79
Figura 26 – Configuração do aerogerador com gerador de indução, rotor a gaiola ................. 80
Figura 27 – Configuração do aerogerador com gerador de indução com controle de resistência
externa de rotor ......................................................................................................................... 81
Figura 28 – Configuração do aerogerador com gerador de indução duplamente alimentado
(DFIG) ...................................................................................................................................... 82
Figura 29 – Configuração do aerogerador com gerador síncrono com conversor pleno (“Full
Converter”) ............................................................................................................................... 83
Figura 30 – Aerogeradores disponíveis comercialmente para geração de energia elétrica,
segundo nomenclatura da ANEEL ........................................................................................... 86
Figura 31 – Evolução dos aerogeradores desde 1985 até 2005 ................................................ 87
Figura 32 – Fases do projeto elétrico de parques eólicos ......................................................... 89
Figura 33 – Início Montagem Aerogerador 01/Parque 1 .......................................................... 90
Figura 34 – Detalhe montagem conjunto cubo e pás do aerogerador ...................................... 91
Figura 35 – Montagem Aerogerador 03/Parque I..................................................................... 91
Figura 36 – Subestação Coletora Cerro Chato 34,5/230 kV .................................................... 92
Figura 37 – Complexo eólico Cerro Chato – Eletrosul – localizado em Sant’Ana do
Livramento/RS ......................................................................................................................... 92
Figura 38 – Diagrama unifilar simplificado das diversas opções de conexão de um parque
eólico ........................................................................................................................................ 94
Figura 39 – Sistemas coletores e de conexão típicos ............................................................... 95
Figura 40 – Tipos de conexão na rede básica frente ao critério de avaliação do seu
desempenho quanto à qualidade de energia ............................................................................. 96
Figura 41 – Diagrama simplificado das atividades envolvidas no acesso de agente gerador 101
Figura 42 – Processamento das fontes alternativas no Brasil ................................................. 103
Figura 43 – Potencial eólico estimado para vento médio anual igual ou superior a 7,0 m/s.. 113
Figura 44 - Complementaridade entre a geração hidrelétrica e eólica ................................... 114
Figura 45 – Classificação dos diferentes fenômenos de qualidade de energia ....................... 117
Figura 46 – Oscilação da potência ativa de um aerogerador de velocidade fixa, tipo A, de 500
kW .......................................................................................................................................... 117
Figura 47 – Impacto da distribuição geográfica e da adição de aerogeradores na produção de
energia agregada ..................................................................................................................... 121
Figura 48 – Distorção de corrente causada por resistência não linear.................................... 124
Figura 49 – Representação da série de Fourier de uma onda distorcida ................................ 125
Figura 50 – Suportabilidade a subtensões - Tensões nos terminais dos aerogeradores ......... 132
Figura 51 – Interligações regionais de energia no Brasil ....................................................... 138
Figura 52 – Empreendimentos eólicos habilitados pela EPE desde 2009, agregados por
município ................................................................................................................................ 139
Figura 53 – Processo de cadastramento e habilitação de empreendimentos .......................... 142
Figura 54 – Diagrama ICG e IEG ........................................................................................... 144
Figura 55 – Principais marcos associados à implantação de instalações de geração e
transmissão – leilões A-3 e LER (prazos médios) .................................................................. 147
Figura 56 – Diferença entre as tarifas de uso do sistema de transmissão antes e depois do
leilão ....................................................................................................................................... 151
Figura 57 – Mapa do Estado do Rio Grande do Sul indicando a localização dos parques .... 155
Figura 58 – Planta de localização dos Parques Geribatu I à X ............................................... 157
Figura 59 – Aerogerador GAMESA ....................................................................................... 157
Figura 60 – Parque Eólico Geribatu VII – Acesso finalizado ................................................ 158
Figura 61 – Aerogerador IMPSA ........................................................................................... 159
Figura 62 – Diagrama do sistema do litoral sul do Rio Grande do Sul – configuração 2013 160
Figura 63 – Mapa eletrogeográfico da região em estudo ....................................................... 162
Figura 64 – Diagrama unifilar dos empreendimentos do Lote A – Leilão 005/2012 ............. 163
Figura 65 – Sistema de integração dos parques eólicos Geribatu e Chuí ............................... 164
Figura 66 – Esquemático do Complexo Eólico e ponto de conexão dos filtros passivos ...... 167
Figura 67 – Compensador síncrono rotativo ± 100 MVAr, fabricação WEG ........................ 171
Figura 68 – Esquema de conexão das SE S.V.Palmar e SE Marmeleiro – R.G. do Sul ........ 172
Figura 69 – Alternativa considerada nos estudos de integração da Eletrosul ........................ 174
Figura 70 – Cronograma para realização dos leilões de transmissão ..................................... 175
Figura 71 – Processo de Leilão da Rede Básica ..................................................................... 176
Figura 72 – Estação ecológica do Taim ................................................................................. 177
Figura 73 – Interface entre os cronogramas de transmissão e geração da integração dos
parques eólicos Geribatu e Chuí ............................................................................................. 177
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 – Valores de capacidade instalada em dezembro de 2011, incluindo as usinas já em
operação comercial nos sistemas isolados ................................................................................ 20
Gráfico 2 – Evolução da capacidade e do consumo de energia elétrica no SIN: 1974-2001 ... 34
Gráfico 3 – Evolução da capacidade e do consumo de energia elétrica no SIN: 1989-2011 ... 40
Gráfico 4 – Evolução da capacidade instalada hidrotérmica do SIN (MW) ............................ 48
Gráfico 5 – Brasil: distribuição capacidade instalada em geração por fonte............................ 50
Gráfico 6 – Evolução da participação regional na capacidade instalada do SIN ..................... 50
Gráfico 7 – Curva de potência típica de um aerogerador com controle tipo estol ................... 70
Gráfico 8 – Forma típica de uma curva de potência de um aerogerador com controle de passo
.................................................................................................................................................. 70
Gráfico 9 – Share mundial da energia eólica anual instalada, para diferentes tecnologias de
aerogeradores ............................................................................................................................ 85
Gráfico 10 – Ranking dos 10 maiores fabricantes de aerogeradores do mundo em 2012 ....... 87
Gráfico 11 – A complementaridade entre as principais fontes ................................................. 97
Gráfico 12 – Potencial hidráulico do Brasil ........................................................................... 102
Gráfico 13 – Preço médio de venda por fonte (com correção pelo IPCA de novembro/2012)
................................................................................................................................................ 107
Gráfico 14 – Capacidade eólica instalada até 2012 e contratada através de leilões até 2017 108
Gráfico 15 – Capacidade eólica instalada anualmente no mundo .......................................... 109
Gráfico 16 – Capacidade eólica instalada acumulada no mundo ........................................... 109
Gráfico 17 – Top 10 - Nova capacidade instalada mundial em 2012..................................... 110
Gráfico 18 – Top 10 - Capacidade instalada mundial em 2012 ............................................. 111
Gráfico 19 – Capacidade eólica instalada anualmente por região do mundo ......................... 112
Gráfico 20 – Evolução da capacidade instalada até 2021 por fonte ....................................... 114
Gráfico 21 – Variação da Rcc em função da Potência instalada em Santa Vitória do Palmar –
configuração 2014 .................................................................................................................. 169
Gráfico 22 – Variação da Rcc em função da Potência instalada em Santa Vitória do Palmar –
configuração 2015 .................................................................................................................. 169
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Empreendimentos Eólicos do Brasil ....................................................................... 22
Tabela 2 – Conclusões da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica
.................................................................................................................................................. 36
Tabela 3 – Comparativo dos Modelos do Setor Elétrico Brasileiro ......................................... 39
Tabela 4 – Módulos dos Procedimentos de Rede ..................................................................... 45
Tabela 5 – Brasil: capacidade instalada em geração por fonte ................................................. 49
Tabela 6 – Estudos de planejamento energético ....................................................................... 52
Tabela 7 – Interface EPE-ONS - Principais etapas no planejamento ....................................... 55
Tabela 8 – Comparativo das configurações de conexão a rede dos geradores geralmente
aplicados aos aerogeradores ..................................................................................................... 84
Tabela 9 – Classificação da tensão da rede pelo nível e pela função ....................................... 93
Tabela 10 – Contratos do PROINFA ...................................................................................... 105
Tabela 11 – Dados das centrais do PROINFA – Dezembro de 2011 ..................................... 105
Tabela 12 – Empreendimentos Eólicos do Brasil ................................................................... 112
Tabela 13 – Análises e classificação das redes em função de diferentes condições da potência
de curto-circuito ...................................................................................................................... 118
Tabela 14 – Principais distúrbios ocasionados por aerogeradores na rede elétrica e suas
principais causas ..................................................................................................................... 119
Tabela 15 – Requisitos técnicos gerais no Brasil para conexão ao sistema de potência ........ 128
Tabela 16 – Limites de desequilíbrio de tensão ..................................................................... 129
Tabela 17 – Limites de flutuação de tensão ........................................................................... 131
Tabela 18 – Fatores de Transferência (FT) ............................................................................ 131
Tabela 19 – Limites globais inferiores em porcentagem da tensão fundamental ................... 133
Tabela 20 – Limites individuais em porcentagem da tensão fundamental ............................. 133
Tabela 21 – Consequências dos efeitos da integração de uma usina eólica ao sistema elétrico
................................................................................................................................................ 136
Tabela 22 – Principais etapas de um empreendimento de transmissão .................................. 148
Tabela 23 – Cronograma simplificado empreendimento de transmissão ............................... 149
Tabela 24 – Localização e potência instalada dos empreendimentos eólicos em estudo ....... 153
Tabela 25 – Estudos elétricos para solicitação dos complexos eólicos Geribatu e Chuí ....... 165
Tabela 26 – Montantes de energia eólica considerados no estudo da EPE ............................ 168
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACL – Ambiente de Contratação Livre
ACR – Ambiente de Contratação Regulada
ANA – Agência Nacional de Águas
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
APE – Autoprodutor de Energia
AT – Alta Tensão
BIG – Banco de Informações de Geração
BNDES – Banco Nacional do Desenvolvimento
BT – Baixa Tensão
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCI – Contrato de Compartilhamento das Instalações
CCT – Conexão ao Sistema de Transmissão
CE – Compensador Estático
CEEE – Companhia Estadual de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul
CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética
CRESESB – Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
CS – Compensador Síncrono
CUST – Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
DFIG – Double Fed Induction Generator
DIT – Demais Instalações de Transmissão
DNAE – Departamento Nacional de Águas e Energia
DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
DNPM – Departamento Nacional de Produção Mineral
EAT – Extra–alta–tensão
EIA – Estudo de Impacto Ambiental
EOL – Central Eólica
EPC – Engineering – Procurement – Construction
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
EUA – Estados Unidos da América
FACTS – Flexible AC Transmission System
FAR – Fontes Alternativas de Energia
FEPAM – Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler – RS
FIESP – Federação das Indústrias do Estado de São Paulo
FND – Fundo Nacional de Desestatização
GCE – Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica
GCPS – Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos
GWEC – Global Wind Energy Council
IBAMA – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
ICG – Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada
ICMBIO – Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade
IEC – International Electrotechnical Commission
IEG – Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo e Caráter Individual
IPEA – Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada
IPHAN – Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional
LEN – Leilão de Energia Nova
LER – Leilão de Energia de Reserva
LI – Licença Ambiental de Instalação
LO – Licença Ambiental de Operação
LP – Licença Ambiental Prévia
LT – Linha de Transmissão
MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica
MME – Ministério de Minas e Energia
MT – Média Tensão
MUST – Montante de Uso do Sistema de Transmissão
O&M – Operação e Manutenção
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento
PAC – Ponto de Acoplamento Comum
PAR – Plano de Ampliações e Reforços
PCH – Pequenas Centrais Hidrelétricas
PDE – Plano Decenal de Energia
PDET – Plano Decenal de Expansão da Transmissão
PDRAE – Plano Diretor da Reforma do Aparelho do Estado
PEN – Planejamento Anual da Operação Energética
PET – Plano de Expansão da Transmissão
PIA – Potência Injetada
PIE – Produção Independente de Energia
PMO – Programas Mensais de Operação
PND – Programa Nacional de Desestatização
PNE – Plano Nacional de Energia
PR – Procedimentos de Rede
PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
RAP – Receita Anual Permitida
RB – Rede Básica
Rcc – Relação de Curto Circuito
REA – Resolução Autorizativa da ANEEL
RE-SEB – Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
REN21 – Renewable Energy Policy Network for the 21st Century
RIMA – Relatório de Impacto Ambiental
SE – Subestação de energia
SEB – Setor Elétrico Brasileiro
SIN – Sistema Interligado Nacional
SM – Submódulos dos Procedimentos de Rede
SPE – Sociedade de Propósito Específico
TCU – Tribunal de Contas da União
TSLE – Transmissora Sul Litorânea de Energia
TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
UAT – Ultra–alta-tensão
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................. 20
1.1 MOTIVAÇÃO ..............................................................................................................................23
1.2 JUSTIFICATIVA .........................................................................................................................24
1.3 OBJETIVOS .................................................................................................................................25
1.3.1 Objetivo Geral ..........................................................................................................................25
1.3.2 Objetivos Específicos ...............................................................................................................25
1.4 METODOLOGIA DA PESQUISA ..............................................................................................25
1.5 LIMITAÇÃO DO TRABALHO...................................................................................................26
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO .................................................................................................27
2 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ....................................................................................... 28
2.1 MODELOS ANTECESSORES ....................................................................................................28
2.1.1 A crise econômica e a reforma do setor de 1990 ...................................................................30
2.1.2 A crise de racionamento de 2001 ............................................................................................34
2.2 NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO ................................................................................37
2.3 AGENTES ECONÔMICOS E INSTITUCIONAIS DO SETOR ................................................40
2.3.1 Agentes Institucionais ..............................................................................................................41
2.3.1.1 Sistema Interligado Nacional (SIN) ....................................................................................... 43
2.3.1.2 Procedimentos de Rede .......................................................................................................... 44
2.3.2 Agentes Econômicos.................................................................................................................46
2.4 PLANEJAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO ..........................................................................47
2.4.1 Características do Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................48
2.4.1.1 Sistema de Geração ................................................................................................................ 48
2.4.1.2 Sistema de Transmissão ......................................................................................................... 51
2.4.2 Planejamento da Expansão .....................................................................................................52
2.4.2.1 Planejamento da Expansão da Transmissão ........................................................................... 53
2.4.2.2 Interfaces EPE-ONS ............................................................................................................... 55
2.5 PROCESSO DE EXPANSÃO DO SISTEMA E A COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA ............................................................................................................................................56
2.5.1 Processo de Outorga de Concessão de instalações de Transmissão ....................................56
2.5.2 Ambientes de Contratação ......................................................................................................59
2.5.2.1 Ambiente de Contratação Regulada ....................................................................................... 60
3 ENERGIA EÓLICA ..................................................................................................................... 65
3.1 AEROGERADORES....................................................................................................................66
3.1.1 Componentes de um Aerogerador ..........................................................................................68
3.1.2 Turbinas Eólicas ......................................................................................................................71
3.1.3 Geradores .................................................................................................................................74
3.1.3.1 Gerador de Indução (Assíncrono) .......................................................................................... 75
3.1.3.2 Gerador Síncrono ................................................................................................................... 75
3.1.4 Topologias dos Aerogeradores: Controle de Frequência .....................................................76
3.1.4.1 Aerogeradores de Velocidade Constante ............................................................................... 76
3.1.4.2 Aerogeradores de Velocidade Variável .................................................................................. 77
3.1.5 Estado da Arte dos Geradores: Conexão com a Rede ..........................................................78
3.1.5.1 Tipo A: Gerador de indução, rotor a gaiola ........................................................................... 79
3.1.5.2 Tipo B: Gerador de indução com controle de resistência externa de rotor ............................ 80
3.1.5.3 Tipo C: Gerador de indução duplamente alimentado (DFIG) ............................................... 81
3.1.5.4 Tipo D: Gerador síncrono com conversor pleno (“Full Converter”) ..................................... 82
3.1.5.5 Considerações gerais .............................................................................................................. 83
3.1.6 Aerogeradores Comerciais ......................................................................................................85
3.2 PARQUES EÓLICOS ..................................................................................................................88
3.3 CONEXÃO DA USINA EÓLICA ...............................................................................................93
3.3.1 Tipos de Conexões ....................................................................................................................93
3.3.2 Esquema Elétrico de um Parque Eólico.................................................................................95
3.3.3 Características da Produção de Energia de Fonte Eólica ....................................................97
3.3.4 Parecer de Acesso.....................................................................................................................98
3.4 A EXPANSÃO DA FONTE EÓLICA NO BRASIL .................................................................101
3.4.1 Energias Renováveis: Marcos Regulatórios do setor..........................................................102
3.4.1.1 PROINFA ............................................................................................................................. 104
3.4.1.2 Comercialização de Energia Incentivada ............................................................................. 106
3.4.1.3 Leilões para Fontes Alternativas de Energia ........................................................................ 106
3.4.2 Brasil: um dos grandes em energia eólica ............................................................................108
4 INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA – DESAFIOS DO SEB ....................................... 116
4.1 INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA: DESAFIOS SOB ASPECTOS TÉCNICOS.........116
4.1.1 Principais distúrbios causados por aerogeradores na rede elétrica ..................................119
4.1.1.1 Flutuação de Tensão ............................................................................................................. 120
4.1.1.2 Cintilações ou Flickers ......................................................................................................... 121
4.1.1.3 Harmônicos .......................................................................................................................... 123
4.1.1.4 Energia reativa...................................................................................................................... 127
4.1.2 Requisitos atuais exigidos pelo ONS.....................................................................................128
4.1.3 Conexão de aerogeradores ao sistema elétrico de potência – Desafios do Brasil .............135
4.2 INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA: DESAFIOS SOB ASPECTOS REGULATÓRIOS
140
4.2.1 Os Leilões de Energia e as ICGs ...........................................................................................140
4.2.2 Dificuldade de compatibilização entre os cronogramas de transmissão e geração para os
leilões A-3 e LER ................................................................................................................................146
4.2.3 Diferença entre o sistema de transmissão antes e depois do leilão ....................................150
4.2.4 Novas tendências do governo ................................................................................................151
5 ESTUDO DE CASO – INTEGRAÇÃO DOS COMPLEXOS EÓLICOS GERIBATU E
CHUÍ .................................................................................................................................................. 153
5.1 PARQUES EÓLICOS GERIBATU E CHUÍ .............................................................................154
5.1.1 Complexo Geribatu – 258 MW .............................................................................................156
5.1.2 Complexo Chuí – 144 MW ....................................................................................................158
5.2 SISTEMA DE TRANSMISSÃO ................................................................................................159
5.2.1 Rede Básica .............................................................................................................................160
5.2.2 Conexão dos Parques a Rede ................................................................................................163
5.3 INTEGRAÇÃO DOS PARQUES – ASPECTOS TÉCNICOS ..................................................165
5.3.1 Solicitação de Acesso..............................................................................................................165
5.3.2 Compensador Síncrono – SE Marmeleiro ...........................................................................167
5.4 INTEGRAÇÃO DOS PARQUES – ASPECTOS REGULATÓRIOS .......................................171
5.4.1 Diferença entre o sistema de transmissão antes e depois do leilão ....................................172
5.4.2 Dificuldade de compatibilização entre os cronogramas de transmissão e geração ..........174
6 CONCLUSÃO ............................................................................................................................. 180
6.1 TRABALHOS FUTUROS .........................................................................................................183
REFERÊNCIAS ................................................................................................................................ 184
ANEXOS ............................................................................................................................................ 190
ANEXO A - PROCEDIMENTOS DE REDE SUBMÓDULO 3.6 ................................................ 191
ANEXO B – PORTARIA MME NO 132, DE 25 DE ABRIL DE 2013 ........................................ 197
ANEXO C – RESULTADO DO 12O LEILÃO DE ENERGIA NOVA ........................................ 205
ANEXO D – FICHA TÉCNICA AEROGERADOR GAMESA G97 ........................................... 206
ANEXO E – FICHA TÉCNICA AEROGERADOR IMPSA IWP 100 ........................................ 207
ANEXO F – VOTO ANEEL ............................................................................................................ 208
20
1
INTRODUÇÃO
O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) passou por significativas transformações na
ultimas décadas, passando de um modelo puramente estatal para um modelo misto. Após os
“traumas” dos efeitos da crise do apagão de 2001, o governo federal entre 2003 e 2004 lançou
as bases de um novo modelo onde em termos institucionais foram criadas uma série de novas
entidades no setor, e entre seus objetivos principais estão: a garantia da segurança do
suprimento de energia elétrica e a promoção da modicidade tarifária através da convivência de
agentes privados e públicos no setor (ONS, 2013).
De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema (ONS), a capacidade
instalada total do sistema elétrico brasileiro em 31/12/2011 era de cerca de 117 mil MW. A
participação por fonte é apresentada no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Valores de capacidade instalada em dezembro de 2011, incluindo as
usinas já em operação comercial nos sistemas isolados
UTE;
17,2 GW; 15%
BIO;
7,8 GW; 7%
HIDRO;
83,6 GW; 72%
PCH;
4,6 GW; 4%
NUCLEAR;
2,0 GW; 2%
EOL;
1,4 GW; 1%
Fonte: ONS, 2011.
A capacidade instalada das energias renováveis na matriz brasileira totaliza
aproximadamente 84%, sendo que a capacidade instalada hidráulica representou 72% do total,
onde a geração hidráulica foi de 91% do total. Porém, devido à dificuldade por restrições
ambientais/sociais na concepção de novas Usinas Hidrelétricas com reservatórios, e também
aos incentivos do governo brasileiro como o Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de
Energia Elétrica (PROINFA), é cada vez maior a participação de novas fontes renováveis na
21
matriz brasileira, ainda que como fontes complementares e não estruturantes. Nestes bons
ventos do mercado, uma fonte tem se destacado: a Energia Eólica.
Dados do Plano Decenal de Energia (PDE) 2021 informam que a capacidade
instalada no Sistema Interligado Nacional entre 2012 e 2021 deverá crescer no período 56%,
saltando de 117 mil MW para 182 mil MW. Um dos destaques do novo ciclo de planejamento
é o forte crescimento da fonte eólica, cuja capacidade instalada chegará, pelas projeções, a 16
mil MW ao final do horizonte, o que representaria cerca de 8,5% da matriz brasileira, frente
aos 1,4 mil MW (1,2%) do ano de 2011 (EPE, 2012).
A instituição e estruturação dos Leilões de Energia tem contribuído
signitivamente para este crescimento, as tarifas em R$/MWh de venda das fontes de energia
eólica tem apresentado valores surpreendente baixos, atingindo a tarifa de R$ 88/MWh no
ultimo Leilão de Energia A-3 realizado em dezembro de 2012.
A perspectiva de expansão de Geração Eólica no Brasil possui uma
particularidade em função de sua distribuição espacial, a Figura 1 apresenta a localização dos
empreendimentos eólicos habilitados na EPE desde 2009.
Figura 1 – Empreendimentos eólicos habilitados pela EPE desde 2009, agregados
por município
Fonte: EPE, 2013.
22
Dados atualizados do Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL), apresentados na Tabela 1, representam a distribuição e a situação
da implantação dos empreendimentos eólicos no país por região (ANEEL, 2013).
Tabela 1 – Empreendimentos Eólicos do Brasil
Região
EOL em Operação
Qtde
PI (MW)
EOL em Construção
Qtde
PI (MW)
EOL Outorgadas
1998 - 2013 (*)
Qtde
PI (MW)
TOTAL
Qtde
PI (MW)
N/CO
NE
S
SE
0
60
30
2
0
1.317
699
28
0
72
14
0
0
1.797
334
0
0
170
29
0
0
4.662
632
0
0
302
73
2
0
7.776
1.665
28
TOTAL
92
2.044
86
2.131
199
5.294
377
9.469
Fonte: ANEEL, 2013.
(*) Não iniciaram sua construção
Porém acontecimentos recentes no mercado brasileiro acenderam um sinal
vermelho na expansão da energia eólica no Brasil: atrasos no sistema de transmissão
impediram 622 MW eólicos de gerar energia para o sistema elétrico brasileiro. Na avaliação
da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), estes atrasos são "a dor do sucesso" da fonte. Não
bastassem estes atrasos, em 2013 outros 1,4 mil MW de geração eólica devem ficar prontos e
impedidos de gerar energia ao sistema, agravando ainda mais essa situação. Isso porque os
sistemas de transmissão responsáveis por escoar a energia de 50 usinas apresentam atraso na
construção, que podem chegar a 17 meses. Esses projetos eólicos foram viabilizados em dois
leilões realizados em 2010, o de energia reserva e o de fontes alternativas. Portanto, dos 2,1
GW de potência licitados, cerca de 70% correm o risco de não injetar energia no sistema
ainda em 2013. Os parques estão localizados nos estados do Rio Grande do Norte, Ceará e
Bahia (FREIRE, 2013).
Este problema reflete a fragilidade regulatória do setor, as Centrais de Conexão
Compartilhada (ICGs), que funcionam como estações coletoras conectando os parques ao
Sistema Interligado Nacional (SIN), foram criadas com o objetivo de agilizar e possibilitar o
acesso à Rede Básica do SIN de centrais de geração a partir de fonte eólica, biomassa ou
pequenas centrais hidrelétricas, visando assegurar as condições para expansão racional das
instalações de transmissão (ANEEL, Resolução Normativa N° 320/2008). Dados aos
entraves, porém, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já fala em descartar o uso de ICGs
para novas usinas, ou optar por privilegiar os empreendimentos que já possuem estrutura de
23
transmissão (FREIRE, 2013). Desta forma é latente a necessidade de revisão nos aspectos
regulatórios pelas entidades do setor.
Além disso, a integração à rede elétrica destas novas tecnologias, como é o caso
da geração eólica, representa um grande desafio, visto que o requisito de operar os sistemas de
transmissão de forma confiável e segura é cada vez mais exigido. Investigações mostram que
para uma participação de até 20% de fonte eólica em um sistema, não deve haver dificuldade
na integração e operação, desde que esta geração esteja uniformemente distribuída
(HOLTTINEN, 2007).
Porém, a localização dos parques eólicos no Brasil, conforme apresentado
anteriormente, concentrados em sua maioria nas extremidades do sistema em pontos
considerados eletricamente fracos (com baixos valores de potência de curto circuito),
implicam na necessidade de reforços na rede, para mitigar os indesejados efeitos da fonte
eólica, entre eles: aspectos relacionados à qualidade de energia (Flicker, afundamento de
tensão, componentes harmônicas), estabilidade de tensão e estabilidade transitória.
Ao mesmo tempo, a avaliação dos impactos da inserção de geração eólica no
sistema elétrico sob os aspectos de regime permanente, dinâmico e qualidade de energia
envolve aspectos específicos em função de cada tipo de aerogerador e das características de
cada ponto de conexão. Desta forma, com a inserção de quantitativos expressivos de geração
eólica no sistema, como os que começam a acontecer no país, estima-se que esta influência
passe a produzir impactos no desempenho dinâmico global do SIN no que se refere às suas
interligações (RAMOS, 2012).
Estas questões, regulatórias e técnicas, representam grandes desafios para a
integração da Geração Eólica produzida no Brasil.
1.1
MOTIVAÇÃO
Existe uma grande euforia no mercado do Setor Elétrico Brasileiro frente à
expansão da energia eólica e, por outro lado, fortes criticas a outras fontes de geração. Porém
é preciso apresentar as consequências da integração da geração eólica no SIN para que o país
esteja preparado para enfrentar os desafios regulatórios e técnicos deste expressivo volume de
energia.
24
Adicionalmente, a Eletrosul Centrais Elétricas S.A., empresa em que o autor atua
na área de Transmissão, se consolidou como maior estatal em geração eólica em 2011. Além
dos parques já em operação comercial localizados em Sant’ana do Livramento – RS – com 90
MW de potência instalada, a empresa esta construindo mais 21 parques eólicos no Rio Grande
do Sul, com capacidade instalada de 480 MW, caminhando para sua visão de “Em 2020, ser o
maior sistema empresarial global de energia limpa, com rentabilidade comparável às das
melhores empresas do setor elétrico” (ELETROSUL, 2013).
Estas são as razões que motivam o autor a abordar o tema neste trabalho.
1.2
JUSTIFICATIVA
A conexão talvez seja um dos maiores desafios atuais para a energia eólica no
Brasil, segundo o secretário geral do Global Wind Energy Council (GWEC), Steve Sawyer.
De acordo com ele, a fonte teve um crescimento rápido no país e os parques ficam localizados
em regiões onde conexão é inexistente (SAWYER, 2012).
O avanço da fonte eólica no Brasil não tem sido acompanhada por um equivalente
planejamento e reforço no sistema de transmissão, os parques estão sendo instalados
conforme menor preço de venda, em locais onde há maior disponibilidade de vento,
incentivos fiscais ou políticos.
O PDE 2021 aponta a necessidade do estudo e acompanhamento das implicações
técnicas envolvidas na sua inserção na matriz elétrica, especialmente a partir da entrada em
operação dos blocos contratados nos leilões de energia.
Deste modo, a compreensão e discussão destes desafios são de fundamental
importância para que o setor possa enfrenta-los adequadamente.
25
1.3
OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo Geral
Apresentar o impacto, técnico e regulatório, da Geração Eólica no Sistema de
Transmissão Brasileiro, e como estes impactos podem ocasionar restrições e ameaças ao
crescimento da fonte no país.
1.3.2 Objetivos Específicos
- Compreender os impactos sob os aspectos técnicos da integração da Geração
Eólica: Qualidade de energia, estabilidade de tensão e estabilidade transitória.
- Compreender os desafios da integração da Geração Eólica sob o ponto de vista
regulatório: Dificuldade de compatibilização entre os cronogramas de Transmissão e Geração,
Diferença entre o sistema de transmissão antes e depois do leilão de Geração, e a experiência
com as Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada (ICG).
- Compreender como o Novo Modelo do Setor Elétrico contribuiu para expansão
da Geração Eólica no Brasil, e suas interfaces com os desafios do sistema na integração da
fonte.
1.4
METODOLOGIA DA PESQUISA
Neste trabalho será analisado o estado da arte referente a conexões de parques
eólicos no Brasil, também serão realizadas pesquisas em noticias da imprensa especializada e
agentes do mercado, dando caráter pratico ao trabalho.
26
Será apresentado ao final um Estudo de Caso que abordará parte das dificuldades
encontradas pela Eletrosul referentes ao tema, na implantação dos parques eólicos Chuí e
Geribatu.
Desta maneira o trabalho será desenvolvido conforme fluxograma apresentado na
Figura 2.
Figura 2 – Fluxograma do desenvolvimento do trabalho
Fonte: Autor.
1.5
LIMITAÇÃO DO TRABALHO
Este trabalho limita-se a apresentar e avaliar as dificuldades da integração dos
Parques Eólicos no Sistema Elétrico Brasileiro, sob aspectos técnicos e também sobre o ponto
de vista regulatório. Não serão abordados a conexão de outras fontes de geração de energias
renováveis.
Sob o ponto de vista técnico, não é objetivo detalhar o funcionamento de um
aerogerador, a forma de geração de energia ou a implantação de parques eólicos. Tampouco é
objetivo, face à complexidade de cada tema, se aprofundar em cada efeito da integração de
parques eólicos, tendo em vista que aprofundar-se em cada item deste já representaria um
trabalho em si.
27
Também não é enfoque deste trabalho realizar a modelagem, estudos dinâmicos e
de estabilidade do sistema.
1.6
ESTRUTURA DO TRABALHO
O trabalho está estruturado da seguinte forma:
• Capítulo 1: Introdução;
• Capítulo 2: O Setor Elétrico Brasileiro;
• Capítulo 3: Energia Eólica;
• Capítulo 4: Integração da Geração Eólica – Desafios do SEB
• Capítulo 5: Estudo de Caso – Integração dos Complexos Eólicos Geribatu e
Chuí;
• Capítulo 6: Conclusões.
28
2
O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
O ano era 2001, o Brasil vinha crescendo a taxas de 4% ao ano, a indústria
começava a consolidar-se no país e se confirmava que o Brasil era realmente um país em
desenvolvimento, porém um fato viria a frear este caminho, além de ser primordial no
resultado das eleições presidenciais vindouras: o APAGÃO. A crise energética estava ligada
principalmente à falta de planejamento no setor e à ausência de investimentos em geração e
distribuição de energia, e resultou num custo direto ao país de cerca de R$ 45 bilhões (TCU,
2009).
Este foi o principal acontecimento que culminou na concepção do Novo Modelo
do Setor Elétrico Brasileiro, vigente desde 2004. A constituição do modelo vigente do setor
pode ser mais bem compreendida sobre uma perspectiva histórica, da década de 1930 até a
crise de 2001, destacando-se (TOMALSQUIM, 2011):

Domínio estatal do setor, no período de 1930 a 1990;

Abertura do setor a iniciativa privada, frente à crise financeira setorial e
contexto político-econômico mundial;

A reforma dos anos 1990 e a transição entre modelo estatal e misto. As
deficiências que culminaram na crise de abastecimento de 2001.
O Novo Modelo do setor elétrico proporcionou as bases para o desenvolvimento
da fonte eólica no Brasil.
2.1
MODELOS ANTECESSORES
Até meados da década de 1940, a indústria elétrica brasileira foi organizada
majoritariamente pelo capital privado e estrangeiro, sob a forma de sistemas independentes e
isolados. Formou-se no Brasil um verdadeiro arquipélago de “ilhas elétricas” com uma
regulação incipiente do governo brasileiro. Destacavam-se neste setor duas grandes
companhias: a canadense Light e a norte-americana Amforp (PINTO Jr, 2007).
Em 1934 foi publicada a Constituição e juntamente o Código de Águas. A União
passou a centralizar a outorga de todas as fases da indústria de energia elétrica: geração,
29
transmissão e distribuição. A partir deste momento o Estado passou a ser empreendedor, e o
setor foi organizado da seguinte maneira: basicamente a União se responsabilizou pela
construção das grandes usinas e pelos sistemas de transmissão e os estados-membros, com
algumas exceções, ficaram responsáveis pela distribuição.
Frente aos grandes desafios, em 1945 houve a criação da Companhia Hidro
Elétrica do São Francisco (CHESF), que representou a primeira intervenção do estado na
produção e transmissão de energia, posteriormente foram surgindo as primeiras companhias
estaduais, como em 1943 a CEEE pelo governo do Rio Grande do Sul e a CEMIG em 1952
pelo governo de Minas Gerais. Em 1957 o governo federal criou a Central Elétrica de Furnas.
A expansão do setor produtivo estatal favoreceu a criação do Ministério de Minas
e Energia (MME), em 1960, como órbita específica da administração federal, encarregada de
todos os estudos e assuntos relativos à energia e à produção mineral (GOMES, 2012).
A criação da Eletrobrás, em 1962, que centralizou o planejamento e o
financiamento do setor, consolidou o domínio do Estado na expansão da oferta no setor
elétrico. Esse modelo foi muito bem sucedido, aumentando a oferta de energia elétrica a taxas
de quase 9% ao ano no período 1955-1960 e acima de 8% ao ano no período 1960-1965
(LEITE, 2007).
Em 1965 foi promulgada a Lei no 4.904, que transformou a antiga Divisão de
Águas do Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM) no Departamento Nacional
de Águas e Energia (DNAE), que foi denominado três anos mais tarde pelo Decreto no
63.951, Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE).
Ainda em 1968 a Eletrobras passou a contar com uma terceira subsidiária de
âmbito regional, a Centrais Elétricas do Sul do Brasil (Eletrosul) e, em 1973 foi criada a
Centrais Elétricas do Norte do Brasil (Eletronorte). A lei no 5.899, conhecida como Lei de
Itaipu, sancionada em 5 de julho de 1973, reforçou consideravelmente as funções da
Eletrobras, como coordenadora do planejamento e operadora do sistema brasileiro, além disso
a lei estabeleceu que, em principio, somente a holding, por intermédio de suas subsidiárias,
poderia responder pela construção e respectiva operação de centrais elétricas de interesse
supraestadual e de sistemas de transmissão em alta e extra alta tensão destinados a integração
estadual
(TOMALSQUIM, 2011). A lei dividiu o país em quatro regiões geoelétricas,
correspondentes aos espaços de atuação da: Eletrosul – região Sul, Eletronorte – região Norte
e parte dos estados do Mato Grosso e Goiás, Chesf – região Nordeste e Furnas – região
Sudeste, Distrito Federal e parte dos estados do Mato Grosso e Goiás. Após a criação do
Estado do Tocantins, entre outras adequações do governo federal no decorrer dos anos, o
30
mapa da Figura 3 apresenta a divisão das áreas de atuação das subsidiárias do grupo
Eletrobras no final da década de 1980.
Figura 3 – Distribuição das empresas subsidiárias regionais da Eletrobras no território
brasileiro no final da década de 1980
Fonte: Autor (2013).
Assim ficaram estabelecidas as bases do modelo do setor que perdurou por três
décadas, de um lado o DNAEE como órgão regulador e fiscalizador e de outro a Eletrobras
como planejadora e executora da política federal de energia elétrica.
2.1.1 A crise econômica e a reforma do setor de 1990
As transformações ocorridas no mundo na década de 1970, como as crises do
petróleo em 1973 e 1979, e a posterior elevação das taxas de juros no mercado externo no
início de 1980, contribuíram para que o processo de crescimento econômico iniciado no
Brasil se revertesse (LORENZO, 2002).
O modelo estatal do setor elétrico começou a apresentar seus primeiros sinais de
fraqueza ainda no fim da década de 1970, quando a União passou a usar as tarifas de energia
como instrumento de política monetária, a fim de conter a inflação. Na década seguinte, de
1980, em função do agravamento da dívida externa brasileira surgiu a grande crise do setor
31
elétrico, que motivou o fim do Imposto Único e a manipulação das tarifas, que interromperam
o fluxo de financiamento do setor, e foi agravada pelas ineficiências oriundas da remuneração
garantida das concessionárias (TOMALSQUIM, 2011).
Houve ainda nesta época uma tendência global da revisão do papel do Estado na
economia, tratava-se do inicio da adoção em diversos países de uma política neoliberal, que
defende a absoluta liberdade de mercado e uma restrição à intervenção estatal sobre a
economia. Segundo esta concepção, o Estado passaria a ter uma função exclusiva de
regulador da atividade econômica, e a iniciativa privada assumiria as atividades empresariais.
Estes fatores culminaram na ampla reforma do setor elétrico realizada na década
de 1990, antes mesmo de estar definido um novo marco regulatório setorial o governo deu
início ao processo de desestatização de empresas de energia elétrica.
Através da Lei no 8.031 de 1990, o governo instituiu o Programa Nacional de
Desestatização (PND) e criou o Fundo Nacional de Desestatização (FND). Entre os objetivos
fundamentais descritos na lei estavam:
I - reordenar a posição estratégica do Estado na economia, transferindo à iniciativa
privada atividades indevidamente exploradas pelo setor público;
II - contribuir para a redução da dívida pública, concorrendo para o saneamento das
finanças do setor público;
III - permitir a retomada de investimentos nas empresas e atividades que vierem a
ser transferidas à iniciativa privada;
O PND foi a base para as privatizações no setor elétrico, que teriam inicio
somente em 1995. Antes das privatizações outras leis foram formuladas que veremos a seguir.
O setor público teve limitado os acessos a financiamentos, as empresas somente
poderiam obter financiamentos em empreendimentos realizados em parceria com a iniciativa
privada. A Lei no 8.631 de 1993, dispôs sobre a fixação dos níveis das tarifas para o serviço
público de energia elétrica e extinguiu o regime de remuneração garantida, ela também tornou
obrigatório os contratos de suprimento de energia entre geradores e distribuidores (MAY,
1999).
Em 1994 e 1995 foram elaboradas outras importantes leis para o setor elétrico,
entre elas a Lei no 8.987, a chamada Lei das Concessões, que regulamentou o regime de
concessão e permissão da prestação de serviços públicos através do serviço pelo preço, com
reajustes e revisões tarifárias, e a Lei no 9.074 que implantou a figura do Produtor
Independente de Energia (PIE) e do Consumidor Livre.
32
Ainda em 1995, através de um emblemático documento chamado de Plano Diretor
da Reforma do Aparelho do Estado (PDRAE), o governo lançou as bases do projeto
governamental brasileiro de reestruturação do aparato estatal. Na redação do item 6.5 do
documento, são listados os seguintes objetivos para as Empresas Estatais:
Objetivos para a Produção para o Mercado:
 Dar continuidade ao processo de privatização através do Conselho de
Desestatização.
 Reorganizar e fortalecer os órgãos de regulação dos monopólios
naturais que forem privatizados.
 Implantar contratos de gestão nas empresas que não puderem ser
privatizadas.
Em 1996, dando prosseguimento a reestruturação do setor, o governo criou a
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), uma autarquia sob regime especial vinculada
ao MME, com atribuição para regular e fiscalizar as atividades inerentes ao setor elétrico.
Antes mesmo de criar a ANEEL, o MME contratou o consórcio Coopers & Lybrand para
realização de estudos visando à reestruturação do setor elétrico brasileiro, dentro de um
projeto intitulado Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RE-SEB).
Paralelo a estas medidas, foram iniciadas as privatizações no setor elétrico, com a
privatização das distribuidoras estaduais de energia, tais como a Light, CEEE, CPFL, Cerj,
Enersul, etc.
Os estudos realizados pelo RE-SEB promoveram um novo desenho institucional
para o setor, e foram substanciados na Lei no 9.648 e no Decreto no 2.655, de 1998, sendo
introduzidos basicamente as seguintes modificações no setor:

Estabelecimento de “contratos iniciais” de compra e venda de energia para
transição de modelos.

Desverticalização, criando a independência dos negócios, dos segmentos
de geração, transmissão e distribuição das empresas. Separação do
segmento físico e comercial da energia elétrica, constituindo assim o
segmento da comercialização;

Estabelecimento de condições para o livre acesso a rede de transmissão,
proporcionando a livre comercialização da energia elétrica entre geradores
e distribuidores de diferentes pontos da rede;

Adotado o regime de concorrência nos segmentos de comercialização e
geração;
33

Criação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), responsável
por disciplinar e operacionalizar a compra e venda de energia livremente
negociada;

Criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável por
coordenar e controlar, de forma independente, a operação da geração e da
transmissão no âmbito do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Em meio a todas essas modificações a lei autorizou a reestruturação da Eletrobrás
e suas subsidiárias, esta reestruturação começou com a cisão da Eletrosul, em 23 de dezembro
de 1997, em duas empresas: a Gerasul (que continha os ativos de geração) e a Eletrosul (que
continha os ativos de transmissão). Em 15 de setembro de 1998, a Gerasul foi privatizada,
sendo adquirida pela Tractebel Energia (Grupo Suez). Foram privatizados assim os ativos de
geração da antiga Eletrosul que totalizavam 3.719 MW em operação e 2.800 MW em
construção. O valor recebido pelo governo brasileiro foi de aproximadamente R$ 900 milhões
(US$ 810 milhões). Segundo (ALKAIM, 2003):
Na estatal ocorreu a desestruturação dos quadros e nas privatizadas a tentativa de
recomposição do pessoal, inclusive com terceirização de serviços.
Mas em todas estas transformações houve perda de rico material humano, que
detinha parte do conhecimento da área, bem como mudança de padrão
comportamental.
Muitos profissionais que trabalhavam nas equipes de planejamento das estatais
foram forçados, ou aproveitaram, para integrar os Planos de Demissão incentivada que
ocorreram na época, e aproveitaram a oportunidade para compor os quadros do ONS. Isso de
certa forma enfraqueceu o planejamento setorial.
Iniciou-se assim a implantação do projeto RE-SEB, porém antes mesmo de
terminado o processo de transição, o setor passou por uma grave crise de racionamento.
A insegurança regulatória, aliada a decisão do Estado de reduzir a participação
estatal no setor, freou os investimentos na ampliação da capacidade instalada de geração de
energia do país, que não acompanhou o crescimento do consumo. No Gráfico 2 é possível
observar que a evolução da capacidade instalada a partir de 1993 (~3% a.a) não acompanha a
evolução do consumo de energia elétrica (~5% a.a) no mesmo período, graficamente é
possível observar a defasagem das curvas de crescimento.
34
Gráfico 2 – Evolução da capacidade e do consumo de energia elétrica no SIN: 1974-2001
Capacidade e Consumo no SIN (%) - Ano Base: 1989
180%
160%
140%
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Capacidade
Consumo
Fonte: (EPE, Balanço Energético Nacional 2006: Ano Base 1974 - 2005, 2006)
2.1.2 A crise de racionamento de 2001
Um grande blecaute atingiu onze unidades federativas do Brasil e o Paraguai na
noite de quinta-feira, 11 de março de 1999, estendendo-se pela madrugada do dia seguinte,
que também atingiu o Paraguai, este foi o segundo maior apagão da história do país, as causas
são incertas, mas podem ser atribuídas muito em função da falta de reforços na rede, este
“apagão” antecedeu o racionamento e aumentou a sensação do problema.
O mês era abril e o ano 2001, após um período de meteorologia desfavorável o
nível dos reservatórios era de aproximadamente 32% da capacidade de armazenamento, e o
risco de déficit superava 15%, dez pontos percentuais acima do nível de risco aceitável (5%),
desta forma, receoso que o cenário de 1999 se repetisse, era evidente a necessidade da adoção
de medidas preventivas urgentes para evitar uma crise de abastecimento.
Três foram as principais vertentes para esta crise (CANESIN, 2001):
35

Geração: Defasagem existente entre o aumento da demanda e o
incremento da oferta de energia;

Transmissão: Inexistência de boa rede de interligação entre os sistemas de
energia elétrica no Brasil, impedindo que o excedente de produção de
certas regiões, como a Sul, pudesse ser aproveitado por outras regiões;

Consumo: Intensificação do consumo de energia elétrica em todos os
setores da sociedade, embora o país ainda o fosse 82o em consumo de
energia elétrica por habitante e cerca de 20 milhões de domicílios
brasileiros não tivessem acesso à energia.
Desta forma foi criada pela Medida Provisória nº 2.147 de 15 de maio de 2001, a
Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE, responsável por “propor e
implementar medidas de natureza emergencial decorrentes da atual situação hidrológica
crítica para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar
interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica”, conforme
redação dada pela Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001.
A crise energética que assolava o Brasil, a imposição de um programa de
racionamento devido à redução da oferta de energia elétrica, aliada à probabilidade de
ocorrência de blecautes, gerava grande inquietação por parte da sociedade e do mercado. Em
1o de junho de 2001, o governo foi obrigado a decretar o racionamento de energia no país
(excetuando a região Sul).
A GCE conduziu, além da gestão do racionamento, as políticas e programas
setoriais, tais como (TOMALSQUIM, 2011):

Programa estrutural e emergencial de aumento da oferta de energia;

Programa de conservação e uso eficiente de energia;

Revitalização do modelo do setor elétrico;

Medidas para atenuar os efeitos econômicos e sociais do racionamento.
Dentre as medidas do racionamento, destacaram-se a fixação de cotas de consumo
pelo governo por grupo de consumidores, o aumento tarifário, os bônus para consumidores
com consumo abaixo da meta e os cortes programados de energia.
O racionamento de consumo de energia elétrica vigorou entre 01 de junho de
2001 e 28 de fevereiro de 2002, para os consumidores atendidos pelos Sistemas Interligados
das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste; e entre 01 de julho de 2001 e 31 de dezembro
36
de 2001, para os consumidores dos Estados do Pará e do Tocantins e da parte do Estado do
Maranhão atendida pelo Sistema Interligado Norte.
Através do Decreto Presidencial de 22 de maio de 2001, foi criado a Comissão de
Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica, cujo objetivo era avaliar a política de
produção energética, bem como identificar as causas estruturais e conjunturais do
desequilíbrio entre a demanda e a oferta de energia. As principais conclusões deste relatório
são elencadas a seguir (ANA, 2001):
Tabela 2 – Conclusões da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica
Fator Avaliado
Causa

Existiu desequilíbrio entre oferta e demanda na partida da
implementação do novo modelo para o Setor.

A não implementação de obras de geração correspondeu por quase
dois terços da energia não aportada, sendo o fator predominante
para a ocorrência da crise de suprimento.

As energias asseguradas que respaldaram os contratos iniciais foram
superdimensionadas, resultando numa sinalização equivocada para a
Fatores físicos e
regulatórios
contratação de nova geração.

Houve falhas no processo de transição do modelo anterior – que
identificou a necessidade de novos investimentos nos estudos de
planejamento de expansão – para o novo modelo setorial. No novo
ambiente, as Distribuidoras não tiveram razões para promover a
expansão porque os Contratos Iniciais cobriram 100% do consumo
previsto, sem que existisse respaldo físico adequado. Por sua vez, as
Geradoras, embora expostas a perdas financeiras, tampouco
investiram.

Nenhuma instituição esteve encarregada de verificar a “lógica”
global do processo e exercer a coordenação, entre as esferas de
Fatores
institucionais e
normativos
governo, na implementação da política energética, especialmente na
transição para o novo modelo e no enfrentamento de crises.

A regulação não se caracterizou por regras estáveis, claras e
concisas de forma a criar um ambiente de credibilidade que tivesse
propiciado o investimento contemplando, ao mesmo tempo, o
37
interesse do consumidor.

Faltou a percepção dos agentes, públicos e privados, de que os
contratos seriam honrados.

A legislação existente algumas vezes era vaga e conflitante. Nem
sempre definia com clareza as atribuições de cada instituição e nem
alocava responsabilidades específicas na gestão do Setor.
Fonte: (ANA, 2001).
Além disso, a privatização e a restrição ao investimento das Empresas Estatais fez
a reestruturação do setor anteceder a desregulamentação. Adicionalmente a escassez de oferta,
agravada pela ausência de investimentos na expansão da geração, inviabilizou a competição
nas atividades de geração e comercialização, ou seja, abalou os próprios fundamentos do
modelo estava sendo implantado (TOMALSQUIM, 2011).
As consequências da crise do racionamento, que ficou conhecida popularmente
como APAGÃO, foram muito além do prejuízo direto calculado em R$ 45 bilhões. A
atividade econômica teve redução significativa, a taxa de crescimento da economia caiu de
4,3% no ano de 2000 para 1,3% em 2001, e com ela vieram os problemas como desemprego,
redução da competitividade do produto nacional, diminuição do ritmo arrecadatório, entre
outros, a conclusão é que a população brasileira sofreu com o racionamento de energia (TCU,
2009). Após as motivações apresentadas ficou latente não só ao governo, mas a sociedade
brasileira, a necessidade de uma reestruturação do modelo setorial, que de fato veio a ocorrer
nos anos seguintes.
2.2
NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO
O racionamento de 2001 mostrou a necessidade da revisão do modelo
institucional do setor. Desta forma durante os anos de 2003 e 2004 o governo federal lançou
as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847
e 10.848, de 15 de março de 2004; e pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.
O novo modelo do setor elétrico visa atingir três objetivos principais:

Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica;

Promover a modicidade tarifária;
38

Promover a inserção social no Setor Elétrico Brasileiro, em particular
pelos programas de universalização de atendimento.
Modicidade da tarifa é uma tarifa acessível para todos os cidadãos, isto é, para que
com o salário mínimo consiga se pagar energia, água, telefone, alimentação. Coisas
fundamentais para o bem estar do indivíduo, ou seja, o menor custo possível para o
consumidor.
As bases do Novo Modelo são (MME, Modelo Institucional do Setor Elétrico,
2003):

A competição na geração com a licitação da energia pelo critério de menor
tarifa;

A coexistência de dois ambientes de contratação de energia, um regulado
(Ambiente de Contratação Regulada – ACR), protegendo o consumidor
cativo, e outro livre (Ambiente de Contratação Livre – ACL), estimulando
a iniciativa dos consumidores livres;

A instituição de um pool de contratação regulada de energia a ser
comprada pelos concessionários de distribuição;

Garantir o equilíbrio entre a oferta e a demanda por energia, de forma que
o consumidor não seja onerado pela falta ou pelo excesso de energia.

Recuperação da função de planejamento do Estado e sua capacidade de
formular a política de energia para o país;

A criação de novos agentes institucionais, além da alteração e reforços nos
papeis de alguns agentes existentes.
Entre os novos agentes institucionais foram criados a Empresa de Pesquisa
Energética (EPE), pelo Decreto no 5.184 de 2004, que representa a retomada do planejamento
setorial. A criação pelo Decreto no 5.177 de 2004 da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) que sucedeu ao Mercado Atacadista de Energia (MAE) que entre outras
atividades assumiu o papel de administrar os contratos de compra de energia para
atendimento aos consumidores regulados e livres. E finalmente, através do Decreto no 5.195
de 2004, a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) instituído no
âmbito do MME, com a função de avaliar permanentemente a segurança de suprimento.
A Tabela 3 apresenta um quadro comparativo contendo um resumo das principais
mudanças ocorridas nos Modelos do Setor Elétrico Brasileiro.
39
Tabela 3 – Comparativo dos Modelos do Setor Elétrico Brasileiro
Modelo de Livre Mercado (1995 a
Modelo Antigo (até 1995)
2003)
Novo Modelo (2004)
Financiamento através de recursos
públicos
Financiamento através de recursos
públicos e privados
Financiamento através de recursos
públicos e privados
Empresas verticalizadas
Empresas divididas por atividade:
geração, transmissão, distribuição e
comercialização
Empresas divididas por atividade:
geração, transmissão, distribuição,
comercialização, importação e
exportação.
Empresas predominantemente Estatais
Abertura e ênfase na privatização
das Empresas
Convivência entre Empresas Estatais e
Privadas
Competição na geração e
comercialização
Consumidores Livres e Cativos
Competição na geração e
comercialização
Consumidores Livres e Cativos
Tarifas reguladas em todos os
segmentos
Preços livremente negociados na
geração e comercialização
No ambiente livre: Preços livremente
negociados na geração e
comercialização. No ambiente
regulado: leilão e licitação pela menor
tarifa
Mercado Regulado
Mercado Livre
Convivência entre Mercados Livre e
Regulado
Planejamento Determinativo - Grupo
Coordenador do Planejamento dos
Sistemas Elétricos (GCPS)
Planejamento Indicativo pelo
Comitê Coordenador do
Planejamento da Expansão dos
Sistemas Eétricos (CCPE)
Planejamento pela Empresa de Pesquisa
Energética (EPE)
Contratação: 100% do Mercado
Contratação : 85% do mercado (até
agosto/2003) e 95% mercado (até
dez./2004)
Contratação: 100% do mercado +
reserva
Sobras/déficits do balanço energético
rateados entre compradores
Sobras/déficits do balanço
energético liquidados no MAE
Sobras/déficits do balanço energético
liquidados na CCEE. Mecanismo de
Compensação de Sobras e Déficits
(MCSD) para as Distribuidoras.
Monopólios - Competição inexistente
Consumidores Cativos
Fonte: (CCEE, Setor Elérico, 2013).
O Gráfico 3 apresenta a evolução da capacidade e do consumo de energia elétrica
no período 1989 até 2011, mostrando que o Novo Modelo proporcionou a retomada do
crescimento da capacidade instalada do setor, que acompanha desde então o crescimento do
consumo de energia.
40
Gráfico 3 – Evolução da capacidade e do consumo de energia elétrica no SIN: 1989-2011
Capacidade e Consumo no SIN (%) - Ano Base: 1989
250%
230%
210%
190%
170%
150%
130%
110%
90%
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Capacidade
Consumo
Fonte: (EPE, 2012).
Desta forma o Novo Modelo do setor elétrico buscou reforçar duas vertentes: a
reestruturação da competição na geração e a retomada do planejamento no setor, estes são
dois pontos cruciais no tocante a evolução da fonte eólica no Brasil, que será exposta em
capitulo específico.
O significado e o detalhamento das modificações trazidas pelo Novo Modelo
serão abordados mais profundamente nos tópicos a seguir.
2.3
AGENTES ECONÔMICOS E INSTITUCIONAIS DO SETOR
Atuam no setor elétrico brasileiro diversos agentes, com objetivos, prerrogativas e
atribuições distintos.
41
2.3.1 Agentes Institucionais
Os Agentes institucionais são os que detêm competências e atribuições
relacionadas às atividades políticas, regulatórias, fiscalizatórias, de planejamento e
viabilização do funcionamento setorial. A Figura 4 apresenta os agentes institucionais e suas
relações.
Figura 4 – Principais instituições do setor elétrico
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
De acordo com o Submódulo 1.1 dos Procedimentos de Rede (ONS, 2013), o
Conselho Nacional de Política Energética – CNPE é o órgão de assessoramento do Presidente
da República para a formulação de políticas nacionais e diretrizes de energia voltadas, entre
seus objetivos, para o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país, a revisão
periódica da matriz energética e o estabelecimento de diretrizes para programas específicos. É
órgão interministerial presidido pelo Ministro de Minas e Energia – MME.
O MME encarrega-se da formulação, do planejamento e da implementação de
ações do governo federal no âmbito da política energética nacional. Também é responsável
por monitorar a segurança do suprimento do setor elétrico brasileiro e por definir ações
42
preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios
conjunturais entre oferta e demanda de energia (MME, 2013).
A Empresa de Pesquisa Energética – EPE é uma empresa pública federal dotada
de personalidade jurídica de direito privado e vinculada ao MME. Tem por finalidade prestar
serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energético. Elabora os planos de expansão da geração e transmissão da energia elétrica.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE é constituído no âmbito
do MME e está sob sua coordenação direta, com a função precípua de acompanhar e avaliar
permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o
território nacional.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE é uma pessoa jurídica
de direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL, que tem a finalidade de viabilizar a comercialização de energia
elétrica no SIN e de administrar os contratos de compra e venda de energia elétrica, sua
contabilização e liquidação.
A ANEEL é uma autarquia sob regime especial, vinculada ao MME, que tem a
finalidade de regular e fiscalizar a produção, a transmissão, a distribuição e comercialização
de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. As
alterações promovidas em 2004 pelo atual modelo do setor estabeleceram como
responsabilidade da ANEEL, direta ou indiretamente, a promoção de licitações na modalidade
de leilão para a contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do Sistema
Interligado Nacional - SIN. Desde então, a ANEEL tem delegado a operacionalização desses
leilões à CCEE (CCEE, 2013).
O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por sua vez, é uma associação
civil de direito privado, sem fins lucrativos, autorizado a executar as atividades de
coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica, no
âmbito do SIN. O ONS tem como objetivos principais o atendimento dos requisitos de carga,
a otimização de custos e a garantia de confiabilidade do sistema. Outra responsabilidade da
instituição é a definição das condições de acesso à malha de transmissão em alta-tensão do
país (ONS, 2013).
Os agentes relacionados com a operação do SIN não constam na figura anterior,
porém se relacionam direta ou indiretamente com todas as instituições apresentadas.
Ao abordar o ONS e o setor elétrico, é importante a definição de dois importantes
tópicos: o Sistema Interligado Nacional – SIN e os Procedimentos de Rede.
43
2.3.1.1 Sistema Interligado Nacional (SIN)
O SIN é constituído pelas instalações responsáveis pelo suprimento de energia
elétrica a todos os sistemas regionais do país, interligados eletricamente. Este sistema é
composto de um sistema hidrotérmico, em sua maioria usinas hidrelétricas, normalmente
localizadas longe dos centros de carga, e por extensa malha de transmissão, que abrange as
empresas das regiões geoelétricas Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região
Norte.
Ao realizar as atividades de coordenação e controle da operação da geração e da
transmissão de energia elétrica do SIN, o ONS busca o ótimo sistêmico, compatibilizando a
otimização energética com a segurança elétrica e com a continuidade do suprimento
energético (ONS, 2013).
A Figura 5 apresenta o Mapa do SIN, onde pode ser notado seu tamanho e
características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial. Apenas 3,4% da
capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, em pequenos
sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica (ONS, 2013).
44
Figura 5 – Mapa do SIN – Integração Eletroenergética no Brasil
Fonte: (ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico, 2013).
2.3.1.2 Procedimentos de Rede
O ONS tem como atribuições legais o desempenho de atribuições com
neutralidade, transparência, integridade, representatividade, flexibilidade e razoabilidade, e os
resultados de seus estudos devem ser reprodutíveis pelos agentes.
Para atender estes quesitos, foram elaborados pelo ONS com a participação dos
agentes e aprovados pela ANEEL um conjunto de normas e regulamentos do setor, visando
45
orientar os requisitos básicos do sistema elétrico brasileiro. Este conjunto de documentos é
intitulado Procedimentos de Rede (PR).
A Figura 6 ilustra a conjugação dos Procedimentos de Rede com as macrofunções
finalísticas e com os resultados da operação. Também apresenta o funcionamento das
atualizações dos Procedimentos de Rede decorrentes dos resultados da operação, da
regulamentação vigente e da melhoria dos produtos e processos do ONS.
Figura 6 – Relação dos Procedimentos de Rede com as macrofunções finalísticas do ONS e
com os resultados da operação
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
Os Procedimentos de Rede são divididos em módulos, cada um abrangendo um
tema específico, cada módulo contendo seus submódulos, desta forma os 26 módulos dos
Procedimentos de Rede englobam os seguintes temas:
Tabela 4 – Módulos dos Procedimentos de Rede
Módulo
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Descrição
Módulos funcionais dos Procedimentos de Rede
Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores de desempenho da
rede básica e de seus componentes
Acesso aos sistemas de transmissão
Ampliações e reforços
Consolidação da previsão de carga
Planejamento e programação da operação elétrica
Planejamento da operação energética
Programação diária da operação eletroenergética
Recursos hídricos e meteorologia
Manual de Procedimentos da Operação
Proteção e controle
46
12
13
14
15
16
21
22
25
26
24
1
18
19
20
23
Medição para faturamento
Telecomunicações
Administração dos serviços ancilares
Administração de serviços e encargos de transmissão
Acompanhamento de manutenção
Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração
de instalações
Análise de ocorrências e perturbações
Apuração dos dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e
indicadores de desempenho
Modalidade de operação de usinas
Módulo multifuncional dos Procedimentos de Rede
Processo de integração de instalações
Módulos complementares dos Procedimentos de Rede
O Operador Nacional do Sistema Elétrico e os Procedimentos de Rede
Sistemas e modelos computacionais
Identificação, tratamento e penalidades para as não-conformidades
Glossário de termos técnicos
Critérios para estudos
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
Os submódulos de principal interesse nesse trabalho são os submódulos 3.6, que
entre outros temas apresenta os requisitos técnicos mínimos para a conexão de Parques
Eólicos à Rede Básica, e o submódulo 23.3, que aborda as diretrizes e critérios para estudos
elétricos. Os requisitos destes submódulos serão apresentados e debatidos posteriormente, no
Capitulo 4.
2.3.2 Agentes Econômicos
Os agentes econômicos são os que detêm concessão, permissão ou autorização
para a exploração de atividade econômica de geração, transmissão, distribuição ou
comercialização de energia elétrica e aqueles que são consumidores de energia. Desse modo
estes agentes atuam com título da União, sob constante regulação e fiscalização do Estado.
Neste trabalho serão abordados os Agentes de Geração e Transmissão.
A atividade de geração é considerada competitiva, para o consumidor não importa
necessariamente saber se a energia consumida veio do sudeste ou se veio de poucos
47
quilômetros do ponto de consumo. Os Agentes de Geração podem vender energia tanto no
Ambiente de Contratação Regulada (ACR) quanto no Ambiente de Contratação Livre (ACL).
Existem três regimes aplicados a geração: Serviço Público, Autoprodução ou
Produtor Independente de Energia. Basicamente o Regime de Serviço Público aplica-se às
concessões e aos demais atos de outorga do Poder Concedente, o Regime de Autoprodução
refere-se aos geradores de energia que recebem concessão ou autorização para produzirem
para consumo próprio. O Regime de Produção Independente trata dos geradores que possuem
concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou
parte dela por sua conta e risco.
A atividade de transmissão, em contraponto a geração, é considerada um
monopólio natural, desta forma é uma atividade fortemente regulada pela ANEEL. Os
Agentes de Transmissão são agentes concessionários, que celebram contratos de concessão de
serviço público com o Estado. A receita é proveniente basicamente de encargos de uso do
sistema pagos pelos usuários (distribuidores, consumidores livre, geradores, etc), este
conjunto de encargos é calculado pela ANEEL e forma a Receita Anual Permitida (RAP) dos
transmissores.
2.4
PLANEJAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO
O planejamento no setor elétrico envolve a determinação da estratégia de
expansão que permita atender futuras demandas de energia elétrica. Esta expansão deve
minimizar os custos da ampliação do sistema, mantendo a segurança da operação.
Os órgãos responsáveis pela atividade de planejamento do setor são a EPE e o
ONS, embora cada órgão tenha suas atividades bem delimitadas no novo modelo, existe uma
complementaridade de atividades que motivam a troca de informações entre estes órgãos. A
ANEEL, após a consolidação do MME, cabe a implementação e operacionalização do
planejamento do setor elétrico.
48
2.4.1 Características do Sistema Elétrico Brasileiro
Nesta seção serão apresentadas e discutidas no âmbito do SIN, a estrutural atual e
as perspectivas de expansão planejada, para os sistemas de geração e transmissão.
2.4.1.1 Sistema de Geração
Dados do Plano Decenal de Energia 2021, publicado pela EPE, informam que a
capacidade instalada no SIN entre 2012 e 2021 deverá crescer 56% no período, passando de
116,5 GW para 182,4 GW. Um dos destaques deste ciclo de planejamento é o forte
crescimento da fonte eólica, cuja capacidade instalada chegará, pelas projeções, a 16 mil MW
ao final do horizonte, ultrapassando a capacidade da geração à biomassa, que terá 13 mil MW
(EPE, 2013). O Gráfico 4 apresenta a evolução por fonte até 2021, com destaque para a
manutenção do perfil fortemente renovável da matriz elétrica brasileira.
Gráfico 4 – Evolução da capacidade instalada hidrotérmica do SIN (MW)
Fonte: (EPE, Plano Decenal de Energia - PDE 2021, 2013).
49
A Tabela 5 resume a matriz elétrica brasileira em junho de 2013, e no Gráfico 5 é
possível observar a predominância da geração hidrelétrica no sistema brasileiro.
Tabela 5 – Brasil: capacidade instalada em geração por fonte
Capacidade Instalada
Tipo
Total
%
N.° de
Usinas
1.066
84.902.641
64,48
Natural
110
11.664.349
8,86
Processo
39
1.683.663
1,28
1.018
3.460.418
2,63
34
3.968.647
3,01
369
8.922.312
6,78
Licor Negro
14
1.257.182
0,95
Madeira
46
411.435
0,31
Biogás
19
74.388
0,06
Casca de
Arroz
9
36.433
0,03
2
1.990.000
12
95
%
N.° de
Usinas
1.066
84.902.641
64,48
149
13.348.012
10,14
1.052
7.429.065
5,64
457
10.701.750
8,13
1,51
2
1.990.000
1,51
3.024.465
2,3
12
3.024.465
2,3
2.092.541
1,59
95
2.092.541
1,59
Paraguai
5.650.000
5,46
Argentina
2.250.000
2,17
Venezuela
200.000
0,19
8.170.000
6,2
Uruguai
70.000
0,07
Total
2.848 131.670.434
Fonte: (ANEEL, Banco de Informações Gerenciais, 2013).
100
2.848 131.670.434
10
Hidro
Gás
Óleo Diesel
Petróleo
Biomassa
Nuclear
Carvão
Mineral
Eólica
Importação
Óleo
Residual
Bagaço de
Cana
Carvão
Mineral
(kW)
(kW)
50
Gráfico 5 – Brasil: distribuição capacidade instalada em geração por fonte
2,3% 1,6%
1,5%
6,2%
8,1%
5,6%
10,1%
64,5%
Hidro
Gás
Petróleo
Biomassa
Nuclear
Carvão Mineral
Eólica
Importação
Fonte: (ANEEL, Banco de Informações Gerenciais, 2013).
O país contará com um acréscimo de 31,7 mil MW de geração hidrelétrica. A
região Norte é onde ocorrerá a maior expansão hidrelétrica, devido à entrada em operação de
grandes empreendimentos, com destaque para a usina hidrelétrica de Belo Monte.
Gráfico 6 – Evolução da participação regional na capacidade instalada do SIN
Fonte: (EPE, Plano Decenal de Energia - PDE 2021, 2013).
Dos 65.910 MW a serem acrescentados ao parque de geração até 2021, 61% já se
encontra contratado através dos Leilões de Energia realizados pelo governo até 2011. A
51
parcela ainda a ser contratada, de acordo com o planejamento, virá principalmente de fontes
renováveis (como hídrica e eólica).
2.4.1.2 Sistema de Transmissão
A estrutura do SIN, conforme apresentado em capitulo anterior, é extensa e
complexa. A Figura 7 apresenta a rede de transmissão horizonte 2013, em tensão acima de
230 kV, que em dezembro de 2011 totalizavam 101.237 km de extensão.
Figura 7 – Mapa do SIN - Sistema de Transmissão Brasileiro Horizonte 2013
Fonte: (ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico, 2013).
52
A malha de transmissão de energia do país deverá se expandir em 47,7 mil km nos
próximos 10 anos, atingindo uma extensão de 150,5 mil km em 2021. O maior acréscimo
ocorrerá na rede de 500 kV, cuja extensão, ao final da década, será de 61,7 mil km.
O modelo do segmento de transmissão propiciou um aumento significativo do
sistema físico de transmissão, que apresentou um crescimento de aproximadamente 40 mil km
de extensão das linhas da rede básica, representando um crescimento de cerca de 65% no
período, desta forma a extensão das LTs da rede básica, de aproximadamente 65 mil km em
1999, atingiu a marca de 100 mil km em junho de 2011 (GOMES, 2012).
2.4.2 Planejamento da Expansão
O planejamento da expansão tem por objetivo prever os comportamentos da
demanda no longo prazo para poder adequar o crescimento da capacidade instalada em vista a
manutenção da segurança do sistema elétrico.
Pela concepção da matriz elétrica brasileira, com forte presença da matriz
hidrelétrica, a metodologia envolve compromissos entre o uso imediato ou futuro do estoque
da água. Desta forma o processo de planejamento envolve um processo de alta complexidade
processual e computacional.
O planejamento da expansão é capitaneado pela EPE, através das diretrizes do
MME, e conta com forte interface com o ONS, responsável pelo planejamento da operação.
Este processo de planejamento consiste essencialmente na concepção dos seguintes estudos
resumidos na Tabela 6:
Tabela 6 – Estudos de planejamento energético
Tipo
Horizonte
Estudos Principais
Longo prazo
Plano Nacional de Energia
Planejamento da
(N + 30 anos)
(PNE)
Expansão
Médio prazo
Plano Decenal de Energia
(N + 10 anos)
(PDE)
Planejamento da
Médio prazo
Operação
(N + 5 anos)
Planejamento Anual da
Operação Energética
(PEN)
Periodicidade
Aperiódico
Anual
Anual com
revisões
quadrimestrais
Estudos de Apoio
 Critérios e metodologias
 Avaliação de recursos energéticos
 Estudos de prospecção tecnológica
 Estudos de inventário e viabilidade
 Critérios e metodologias
 Plano de ampliações e reforços (PAR)
53
Curto prazo
Programas Mensais de
(N + 1 ano)
Operação (PMO)
Semanal
 Estudos de séries hidrológicas
 Análise de desempenho operacional
Fonte: (EPE, Empresa de Pesquisa Energética, 2013)
As diretrizes do planejamento da expansão alimentam os planejamentos da
operação, dando um caráter cíclico ao processo de planejamento.
No PNE, com horizonte de 30 anos, a EPE realiza estudos de estratégias de
expansão de fontes de energia e da rede elétrica, bem como prospecção tecnológica de
geração e transmissão, esta em grandes distâncias. Considerando estratégias de longo prazo
do PNE, no PDE, com horizonte de 10 anos, são estabelecidas alternativas de expansão ao
parque gerador e das interligações regionais, incluindo reforços nos sistemas receptores.
Todos estes documentos são públicos e estão disponíveis no portal da EPE
www.epe.gov.br e do ONS www.ons.org.br.
2.4.2.1 Planejamento da Expansão da Transmissão
O planejamento do sistema de transmissão consiste na busca das melhores
alternativas de expansão da rede, com foco na modicidade tarifária, que possibilitem o
escoamento da geração, o atendimento à carga e o livre acesso dos agentes do mercado à rede.
Com base nas diretrizes do PNE e do PDE, são elaborados uma série de estudos
pela EPE de alternativas e detalhamento de expansão do sistema de transmissão. Estes
documentos são concebidos normalmente de forma regional e são intitulados de relatórios R1
– Estudos de viabilidade técnico-econômicos, que incluem analise técnica, socioambiental e
econômica dos empreendimentos em expansão no setor.
54
Figura 8 – Fluxograma das diretrizes para elaboração dos relatórios técnicos R1 referentes às novas instalações
de transmissão da Rede Básica
Confirmar Empreendimento no PET
Fonte: (EPE, 2005).
Entre os empreendimentos contidos neste plano, os que estão no horizonte de
cinco anos compõe o Programa de Expansão da Transmissão (PET), publicado anualmente
pela EPE, contemplando o programa de obras elaborado a partir de estudos desenvolvidos
pela EPE, em conjunto com os agentes do setor, através de Grupos de Estudos de
Transmissão Regionais. Neste documento são apresentados todos os reforços e melhorias
necessários ao sistema de transmissão para atendimento a expansão da rede básica do sistema
elétrico brasileiro (EPE, 2013).
Paralelamente, ONS em conjunto dos agentes, elabora o Plano de Ampliações e
Reforços (PAR), com horizonte de três anos, onde são indicadas as adequações necessárias
nas instalações de transmissão existentes com vistas a manter a operação do sistema elétrico
segura e confiável, utilizando como referência as obras recomendadas nos estudos de
planejamento.
Estes dois documentos, PET e PAR, são as bases para o planejamento da
expansão do sistema de transmissão do país.
55
2.4.2.2 Interfaces EPE-ONS
As interfaces EPE-ONS nas etapas do processo de planejamento estão resumidas
na Tabela 7.
Tabela 7 – Interface EPE-ONS - Principais etapas no planejamento
Planejamento da Expansão (EPE)
Planejamento da Operação (ONS)
Projeção do Mercado e Previsão da Carga Própria
Projeções de mercado e carga no curto, Elaboração conjunta com a EPE das
médio e longo prazos
projeções de carga no primeiro quinquênio
Planejamento da Geração
Planejamento Anual da Operação Energética
Plano Nacional de Energia (PNE): Horizonte
(PEN): com revisões quadrimestrais, analisa
de 30 anos, define as linhas mestras de
as condições de atendimento do sistema no
desenvolvimento do sistema
horizonte quinquenal
Plano Decenal de Energia (PDE): plano
Programas Mensais de Operação (PMO):
indicativo da geração para os próximos dez
revisões semanais determina condições de
anos, considera diretrizes do PNE e define
atendimento, riscos de déficit, custos
empreendimentos hidrelétricos e outros para
marginais de operação no horizonte de curto
os leilões de energia nova
prazo
Planejamento da Transmissão
Plano Nacional de Energia (PNE): Horizonte
de 30 anos, define as linhas mestras de
desenvolvimento do sistema
Plano Decenal de Energia (PDE): plano de Plano de Ampliações e Reforços (PAR):
expansão da transmissão para próximos dez propões ajustes nas especificações das
anos
instalações de transmissão, a partir de
Plano de Expansão da Transmissão (PET): aspectos conjunturais e de requisitos
especifica com detalhes, num horizonte de específicos da operação do sistema, de modo
cinco anos, as instalações de transmissão a reforçar e dar maior segurança operativa
(linhas e subestações) a serem incluídas no
programa de licitação da transmissão
Restrições Ambientais e de Uso Múltiplo da água
Articulação institucional com ANA (Lei no
Projeto de hidrelétricas: considera restrições
9.984): define condições de operação de
de uso múltiplo (SNGRH), regras operativas
reservatórios; fornece regras operativas de
de reservatórios e bacias (estabelecidas pela
reservatórios e bacias hidrográficas com uso
ANA e ONS)
múltiplo de água
Determinação e Revisão das Energias Asseguradas
O MME, via EPE, define a energia
Fornece informações sobre restrições de
assegurada de novos aproveitamentos e
transmissão e uso múltiplo da água,
revisa a energia assegurada das usinas
essenciais para o cálculo e a revisão dos
existentes. Os valores de energia assegurada
certificados de energia assegurada
são usados pela CCEE na contabilização
56
comercial e pela EPE na análise das
condições de suprimento
Fonte: (TOMALSQUIM, 2011).
2.5
PROCESSO DE EXPANSÃO DO SISTEMA E A COMERCIALIZAÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Concomitantemente as funções de planejamento e a partir da consolidação dos
documentos apresentados, são adotadas as providências para execução das contratações que
viabilizarão as obras de expansão do sistema elétrico. Estas atividades são de
responsabilidade do MME e da ANEEL, que no âmbito da geração delegou a CCEE a
execução dos leilões de energia.
2.5.1 Processo de Outorga de Concessão de instalações de Transmissão
De acordo com o estabelecido na Lei no 9.074 de 1995, é atribuição do MME a
responsabilidade de definir as instalações de transmissão que compõe a Rede Básica. A
Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004, emitida pela ANEEL estabeleceu critério
para a composição de Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão (DITs):
Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as Instalações
de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que atendam aos
seguintes critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos
de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e
tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas
conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de
2004.
Art. 3°-A Não integram a Rede Básica e são classificadas como instalações de
transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais aquelas
definidas conforme art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010.
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de
Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios:
57
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos
de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter
exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo;
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso
exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos como
instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais; e
III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em
subestações integrantes da Rede Básica.
Na prática compete ao MME a responsabilidade pela definição das novas obras de
transmissão que comporão a expansão do sistema de transmissão. Isto acontece através da
consolidação das obras indicadas pelo planejamento (EPE), através do PET, e pela operação
(ONS), através do PAR.
Desta consolidação resulta o Relatório de Consolidação de Obras, que é composto
por três documentos:

Consolidação de Obras dos Reforços de Pequeno Porte;

Consolidação de Obras das Demais Instalações de Transmissão;

Consolidação de Obras de Rede Básica.
Deste modo, o setor elétrico brasileiro tem uma referência comum, com caráter
determinativo, onde constam os empreendimentos que serão licitados, na modalidade de
leilão, e do conjunto das obras que serão objetos de Resoluções Autorizativas (REAs)
emitidas pela ANEEL. A Figura 9 apresenta resumidamente o processo de consolidação de
obras de transmissão.
58
Figura 9 – Processo de consolidação de obras de transmissão
Fonte: Autor.
Para realização dos leilões das instalações de transmissão necessárias para
expansão do sistema são elaborados em complemento aos relatórios “R1” anteriormente
abordados, os seguintes relatórios:

Relatório “R2” - Estudos de detalhamento da alternativa de referência;

Relatório “R3” - Caracterização e análise socioambiental do corredor ou
área selecionado para o empreendimento;

Relatório “R4” - Caracterização da Rede Existente.
A estruturação destes documentos é regulamentada pelo documento “Diretrizes
para elaboração dos relatórios técnicos referentes às novas instalações da rede básica”
publicado pela EPE (EPE, 2005). Estes documentos irão compor o edital do Leilão de
Transmissão, vence o leilão a transmissora que oferecer a menor RAP para execução do
empreendimento e assina um contrato de concessão por 30 anos. A Figura 10 apresenta o
prazo médio de elaboração destes documentos e do processo de outorga de empreendimentos
de Transmissão.
59
Figura 10 – Prazos médios de elaboração dos editais de Leilão e Outorga de empreendimentos de
Transmissão
Fonte: (MME, Consolidação de Obras 2013, 2013).
Quando se trata de uma ampliação ou reforço em uma linha ou subestação com
concessão definida, procede-se a autorização, onde compete a ANEEL, em interação com os
agentes proprietários, o estabelecimento da RAP com base em seus custos modulares e do
prazo para execução do empreendimento.
2.5.2 Ambientes de Contratação
Para garantir a expansão da oferta, o governo instituiu a contratação obrigatória,
antecipada e integral da demanda projetada dos distribuidores, e segmentou o mercado de
demanda em dois ambientes: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) que compreende a
contratação de energia para o atendimento aos consumidores regulados (consumo cativo dos
distribuidores) por meio de contratos regulados com o objetivo de assegurar a modicidade
tarifária e, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) que compreende a contratação de energia
para o atendimento aos consumidores livres, por intermédio de contratos livremente
negociados. A Figura 11 apresenta uma visão geral do modelo de contratação.
60
Figura 11 – Visão geral do modelo de contratação
Fonte: (MME, Modelo Institucional do Setor Elétrico, 2003).
Ao permitir a efetiva competição no segmento de geração, o novo modelo
possibilita que, por meio das licitações, sejam estabelecidos, no mercado, contratos de longo
prazo entre quaisquer geradores e quaisquer distribuidores. Com isso, é fortalecido o mercado
de energia elétrica, que passou a funcionar de forma mais aberta.
Referente à viabilização de empreendimentos eólicos, este trabalho irá abordar os
empreendimentos contratados através dos leilões de energia do ambiente regulado.
2.5.2.1 Ambiente de Contratação Regulada
O novo modelo estabeleceu que as concessionárias (responsáveis pelo
atendimento de mais de 60 milhões de unidades consumidoras), as permissionárias, e as
autorizadas do serviço público de distribuição de energia do SIN devem garantir, por meio de
licitação na modalidade de leilões, o atendimento à totalidade de seu mercado no ACR. À
ANEEL cabe a regulação das licitações para contratação de energia elétrica e a realização do
61
leilão diretamente ou por intermédio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE).
Os leilões de energia ocorrem com periodicidade anual e são subdivididos em
duas categorias principais: os leilões de energia existente e os leilões de energia nova. Esta
distinção existe principalmente com relação à expectativa quanto à diferença de preços, pois
empreendimentos novos precisam amortizar os investimentos da construção da usina,
enquanto de empreendimentos existentes em geral se limitam a custos de operação e
manutenção. Desta forma caso estas fontes competissem num mesmo leilão poderia haver
desigualdade na competição e ser comprometida a expansão do sistema.
O Novo Modelo instituiu também um critério pelo ano de inicio de entrega de
energia, cinco a três anos antes (A-5 e A-3) são realizados os leilões para contratar energia
nova, essa escolha de formatação leva em consideração os prazos médios de construção de
usinas hidrelétricas de grande porte (5 anos) e de usinas termelétricas (3 anos).
A Figura 12 resume os eventos de contratação e o prazo de realização dos
certames.
Figura 12 – Eventos de contratação de energia no ACR
Fonte: Autor (2013).
Antes da realização dos leilões, as distribuidoras registram inicialmente a
quantidade de energia que necessitam contratar. As demandas individuais são agregadas
constituindo-se o pool comprador de energia elétrica. Desta forma, todas as distribuidoras são
representadas por esse pool de energia que irá, por sua vez, adquirir em leilão o somatório das
quantidades solicitadas de energia por cada distribuidora. Os custos advindos da compra de
energia elétrica em leilão são representados por um único custo médio ponderado de aquisição
62
que é único para cada participante do pool. Desta maneira, as distribuidoras desembolsarão
uma quantia equivalente à quantidade de energia solicitada, multiplicada pelo preço médio de
aquisição do pool de energia (MARTINS, 2008).
Este mecanismo socializa os ganhos de comercialização entre as distribuidoras
garantindo, por exemplo, que todas as distribuidoras, independentemente da região de atuação
ou da escala, se deparem exatamente com os mesmos custos de contratação por unidade de
energia. Sendo assim, todo o processo competitivo do leilão é transferido para o lado da
oferta. Os empreendedores com seus respectivos projetos de geração são classificados em
ordem crescente de acordo com o preço a que estão dispostos a fornecer energia no futuro.
Cabe ressaltar que normalmente este procedimento é feito separadamente, de acordo com a
fonte de energia do empreendimento (MARTINS, 2008).
Os estudos do PDE são a principal referencia para potenciais investidores em
projetos de geração, nele são ordenados os aproveitamentos hidrelétricos disponíveis no país,
no caso das demais fontes, cabe ao investidor preparar e submeter sua proposta de
investimento à EPE, que cadastra e habilita tecnicamente os projetos para participar em cada
leilão.
Figura 13 – Contratação de energia nova no ACR: etapas
Fonte: (TOMALSQUIM, 2011).
63
Em termos metodológicos, o Brasil adotou os leilões com o critério de menor
preço, ou seja, as empresas vencedoras são as que oferecem energia pelo menor valor. Esta
sistemática vem sendo bem-sucedida durante anos, sendo marcada pela concorrência.
O fator que distingue a quantidade de energia a ser demandada a partir da fonte é
um parâmetro estabelecido pelo MME, que fixa uma fração de energia elétrica mínima a ser
demandada de fontes de geração termelétrica e em fontes advindas de energia alternativa
(solar, eólica, dentre outras), com o intuito de diversificar a matriz energética nacional no
longo prazo de tal maneira a atingir os objetivos de diversificação estabelecidos no PDE.
Para os geradores, os leilões de energia nova representam uma oportunidade de
venda garantida de energia, assegurada pelos contratos futuros de longo prazo, antes mesmo
que o empreendimento tenha saído do papel. Isto implica em uma redução dos riscos e
incertezas associadas ao projeto e, contribui, consequentemente, para a redução dos custos de
geração de energia elétrica, uma vez que os investidores exigirão uma taxa interna de retorno
proporcionalmente mais baixa para a construção do projeto (MARTINS, 2008).
Desta maneira, as distribuidoras, via o pool comprador, podem cobrir a maior
parte de suas necessidades de contratação de energia nova. Adicionalmente o governo adota
modalidades de leilões específicas como os Leilões de Fontes Alternativas onde são
negociados empreendimentos exclusivamente de fontes alternativas, sendo estes de energia
eólica, PCHs, bagaço de cana, etc, e os Leilões de Energia de Reserva, um mecanismo de
contratação da energia criado para aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica
do SIN, com energia proveniente de usinas especialmente contratadas para esta finalidade,
neste caso as fontes e a demanda a serem contratadas são definidas pelo próprio
governo(CCEE, Setor Elérico, 2013). A Figura 14 resume as possibilidades de contratação no
ACR.
64
Figura 14 – Possibilidade de contratação no ACR
Fonte: ANEEL.
65
3
ENERGIA EÓLICA
No mundo prevalece a utilização das fontes convencionais de energia, de origem
não renovável, que possuem tecnologia e aplicação difundida. Porém frente às políticas
globais de desenvolvimento sustentável, é crescente o movimento global pela maior
participação na matriz de geração de fontes renováveis de energia. Energia renovável é a
originada de recursos naturalmente reabastecidos como sol, vento, chuva, marés e energia
geotérmica.
Estimativas do Renewable Energy Policy Network for the 21st Century – REN21
dão conta que aproximadamente 20,3% da energia consumida no mundo no ano de 2011
foram oriundas de fontes renováveis. As energias renováveis representaram neste mesmo ano
cerca de metade da nova potência instalada no mundo, estimada em 208 GW, sendo que
dentre as renováveis as eólicas representaram 30%. No final de 2011 a potência total de
renováveis no mundo excedeu os 1.360 GW, um crescimento de 8% em relação a 2010
(REN21, 2012).
Dentre as fontes de energia renovável destaca-se nos últimos anos no Brasil a
Energia Eólica, que é aquela gerada pelo vento. Esta energia já era utilizada na antiguidade,
para mover moinhos, bombeamento de águas, movimentar embarcações, etc, porém sua
aplicação na geração de energia foi iniciada somente no final do século XIX e com maior
dedicação e escala comercial posterior à crise de petróleo na década de 1970 (SHEPHERD,
1990). Atualmente a fonte vem crescendo face sua concepção limpa, valores atrativos e a
relativa facilidade de implantação frente, por exemplo, aos grandes impactos sociais e
ambientais dos reservatórios das usinas hidrelétricas.
A energia eólica deriva da conversão da energia cinética do vento em energia
mecânica através de um rotor e posteriormente em energia elétrica através de um gerador. O
vento é uma variável aleatória, desta forma seu emprego como energia exige a utilização de
uma analise probabilística. Assim, em função do vento não ter um caráter determinístico e da
impossibilidade do seu armazenamento, esta fonte deve ser encarada como complementar as
demais que compõe a matriz de energia (CUSTÓDIO, 2009).
Segundo o Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo
Brito, os componentes de um sistema eólico são fundamentalmente os seguintes (CEPEL,
2013):
66

Vento: Disponibilidade energética do local destinado à instalação do sistema
eólico.

Rotor: Responsável por transformar a energia cinética do vento em energia
mecânica de rotação.

Transmissão e Caixa Multiplicadora: Responsável por transmitir a energia
mecânica entregue pelo eixo do rotor até a carga. Alguns geradores não utilizam este
componente; neste caso, o eixo do rotor é acoplado diretamente à carga.

Gerador Elétrico: Responsável pela conversão da energia mecânica em
energia elétrica.

Mecanismo de Controle: Responsável pela orientação do rotor, controle de
velocidade, controle da carga, etc.

Torre: Responsável por sustentar e posicionar o rotor na altura conveniente.

Sistema de Armazenamento: Responsável por armazenar a energia para
produção de energia firme a partir de uma fonte intermitente.

Transformador: Responsável pelo acoplamento elétrico entre o aerogerador
e a rede elétrica.
É importante observar que o rendimento global do sistema eólico relaciona a
potência disponível do vento com a gerada pelo sistema, esta relação é dada pelo Máximo de
Betz ou Coeficiente de Betz, onde se calcula que teoricamente no máximo 59,3% da potência
disponível do vento pode ser transformada em energia pela turbina eólica. Na prática, o
rendimento aerodinâmico das pás e as perdas de cada componente, impactam e reduzem ainda
mais este percentual (CEPEL, 2013).
Neste capítulo serão abordadas principalmente as tecnologias utilizadas nos
aerogeradores, já que sua concepção quando da integração a rede impacta diretamente nos
efeitos da energia eólica no sistema elétrico.
3.1
AEROGERADORES
Os aerogeradores são os principais componentes de um sistema eólico. O
aerogerador é um conversor de energia, sendo o equipamento responsável pela produção de
energia elétrica a partir da energia cinética do vento. Os seus principais componentes são a
turbina eólica e o gerador elétrico, a Figura 15 apresenta uma visão sintética das partes do
aerogerador.
67
Figura 15 – Visão sintética das partes do aerogerador
Fonte: (WOBBEN, 2013).
A turbina eólica, acionada pelo vento produz uma rotação, em torno do eixo do
rotor da turbina eólica, convertendo a energia cinética do vento em energia mecânica, em
alguns modelos de aerogeradores existe um multiplicador mecânico que compatibiliza a
rotação da turbina eólica com a rotação do gerador.
Posteriormente a turbina eólica ao girar o eixo do gerador elétrico, converte a
energia mecânica em energia elétrica por eletromagnetismo. Existem dois tipos de geradores,
os síncronos e os assíncronos.
A tensão trifásica fornecida por um aerogerador com potência inferior a 1 MW
situa-se entre 400 e 690 V, as máquinas com potências maiores geram tensões aproximadas
de 2.400 V. Em ambos os casos um transformador elevador compatibiliza a tensão com a rede
de distribuição do parque, normalmente operando em 34,5 kV (PAVINATTO, 2005). A
Figura 16 apresenta um esquema geral do funcionamento de um aerogerador.
68
Figura 16 – Esquema geral de funcionamento de um aerogerador
Fonte: (PAVINATTO, 2005).
A seguir serão detalhados os demais componentes de um aerogerador e os seus
princípios de funcionamento elétrico.
3.1.1 Componentes de um Aerogerador
Um aerogerador é composto por diversos componentes e sistemas, os
componentes mais usuais de um aerogerador com turbina de eixo horizontal conforme
apresentados na Figura 17 são: (1) pás do rotor; (2) cubo do rotor; (3) estrutura que suporta os
principais componentes do aerogerador; (4) rolamento do eixo de baixa velocidade; (5) eixo
de baixa velocidade; (6) caixa de velocidade; (7) disco de travão, que assegura a imobilização
do equipamento quando vento sopra fora do vento de operação da turbina; (8) acoplamento
mecânico; (9) gerador; (10) permuta de calor para arrefecimento da caixa de velocidade; (11)
ventiladores para arrefecimento do gerador; (12) anemômetros e cata-ventos para medir
velocidade e direção do vento para fins de controle; (13) sistema de supervisão e controle;
(14) sistema hidráulico que controla a pressão do sistema de travamento do rotor e o
69
mecanismo de rotação da turbina; (15) mecanismo de rotação da turbina; (16) rolamento do
mecanismo de rotação; (17) nacele; (18) torre; (19) sistema de controle e ajuste das pás.
Figura 17 – Partes de um aerogerador
Fonte: (NORDEX, 2009).
As pás são perfis aerodinâmicos responsáveis pela interação com o vento, são
feitas de fibra de vidro reforçadas com epóxi e/ou madeira. Em função da velocidade do vento
que atua na turbina, quando a velocidade da turbina excede a nominal, uma importante função
das pás é atuar no controle de potência e velocidade. Existem três tipos de controle utilizados:
controle por estol (stall control) ativo e passivo e, controle de passo (pitch control)
(CUSTÓDIO, 2009).
O controle por estol passivo reage à velocidade do vento, as pás do rotor são fixas
e não podem ser reguladas no seu sentido longitudinal. Já o controle por passo as pás podem
ser reguladas para cima em ângulos que variam de 0o a 90o limitando a potência capturada do
vento, o controle por estol ativo atua da mesma forma, porém as pás são reguladas para baixo
(ACKERMANN, 2005).
70
Gráfico 7 – Curva de potência típica de um aerogerador com
controle tipo estol
Fonte: (CEPEL, 2013).
Gráfico 8 – Forma típica de uma curva de potência de um aerogerador
com controle de passo
Fonte: (CEPEL, 2013).
A Nacele é a carcaça montada sobre a torre, onde se situam o gerador, caixa de
acoplamento, sistemas de controle e demais equipamentos que ficam posicionados no alto da
torre. Seu tamanho e desenho variam conforme modelo, fabricante, concepção, disposição dos
equipamentos, etc.
71
Figura 18 – Nacele em fábrica
Fonte: (GAMESA, 2013).
A torre tem a função de posicionar a turbina na altura conveniente em função do
vento e da determinação do projeto, pode ser construída em anéis tubulares de concreto ou,
em estrutura metálica cônica ou treliçada. As alturas podem ser superiores a 100 metros em
alguns casos.
A seguir são detalhados dois importantes componentes do aerogerador: a turbina
eólica e o gerador.
3.1.2 Turbinas Eólicas
A turbina eólica é composta pelo cubo do rotor (“hub”) e pás, conforme
informado anteriormente é o componente que converte a energia cinética em energia
mecânica.
Existem dois tipos básicos de rotores: os de eixo vertical e os de eixo horizontal
(Figura 19). Diferindo em seu custo relativo de produção, eficiência, e na velocidade do vento
em que têm sua maior eficiência.
72
Figura 19 – Topologias usuais de rotores eólicos: (a) Turbina de eixo vertical (b) Turbina de eixo horizontal
Fonte: (BIANCHI, 2007).
Os rotores de eixo vertical não possuem mecanismos direcionais e são geralmente
mais baratos que os de eixo horizontal, têm a vantagem de o gerador ficar no solo, mas seu
desempenho é inferior. As turbinas Savonius e Darrieus são exemplos deste tipo de concepção
(CUSTÓDIO, 2009).
O rotor do tipo Savonius é movido principalmente pela força de arrasto do ar,
sendo usado em bombeamento e moagem.
73
Figura 20 – Rotor do tipo Savonius
Fonte: Flickr, Toshihiro Oimatsu, 2006.
O rotor do tipo Darrieus é utilizado na geração de energia elétrica, funciona
através de força de sustentação tendo assim uma eficiência melhor que a do rotor savonius,
nesta maquina o gerador é instalado no solo facilitando sua manutenção (CUSTÓDIO, 2009).
Figura 21 – Rotor Darrieus
Fonte: (HEMAMI, 2012).
Os rotores de eixo horizontal são os mais conhecidos e mais utilizados, devido sua
maior eficiência que compensam seu maior custo. Nestes rotores o aerogerador fica
74
perpendicular à direção do vento capturando assim o máximo de sua energia. Os rotores de
eixo horizontal possuem configurações com diferentes tipos e quantidades de pás, sendo os
rotores tripás tradicionalmente utilizados para geração de energia em grande escala. Os
rotores com duas pás são mais eficientes, porém são instáveis e sujeitos a turbulências,
diferente dos rotores de 3 pás que apresentam comportamento mais estável, possibilitando a
construção de aerogeradores com mais de 100 metros de altura e capacidade de geração de
energia que podem ser superiores a 6 MW. Nestes equipamentos o gerador fica localizado
dentro da nacele, no alto da torre.
Figura 22 – Aerogerador com rotor tripás
Fonte: (ELETROSUL, 2013).
3.1.3 Geradores
Geradores são equipamentos que convertem a energia mecânica de rotação em
energia elétrica, através dos princípios do eletromagnetismo. Este é um problema
tecnologicamente dominado e existem diversos fabricantes de geradores elétricos no mercado.
75
Porém em função principalmente das variações de velocidade do vento e
exigências de frequência e tensão constantes na energia a ser integrada a rede, os geradores
utilizados no sistema de conversão eólica são um problema a ser observado (CEPEL, 2008).
Existem diversos tipos de geradores, porém os comumente aplicados em
aerogeradores são os geradores de indução (ou assíncrono) ou os geradores síncronos.
3.1.3.1 Gerador de Indução (Assíncrono)
Aerogeradores tradicionalmente utilizavam geradores assíncronos em sua
concepção, eles têm construção simples e barata e dispensam dispositivos de sincronismo
(CEPEL, 2008). Esta máquina de indução opera como gerador quando ligada a rede de
alimentação e operada a uma velocidade superior a velocidade síncrona, desta forma a tensão
gerada tem a mesma amplitude e frequência da tensão da rede que o gerador está ligado.
Portanto a frequência da rede determina a rotação do gerador e, assim da turbina.
Sua desvantagem são as altas correntes de partida e sua demanda por potência reativa
(CUSTÓDIO, 2009).
3.1.3.2 Gerador Síncrono
Os geradores síncronos são utilizados em usinas elétricas em geral, o nome
síncrono se deve ao fato da máquina operar com uma velocidade de rotação constante
sincronizada com a frequência da tensão elétrica alternada aplicada aos seus terminais, ou
seja, devido ao movimento igual de rotação, entre o campo girante e o rotor é chamado de
máquina síncrona. Desta forma o gerador produz energia elétrica a uma frequência constante.
No caso de aerogeradores, a turbina tem a rotação variável em função da
velocidade do vento, o que exige alternativas tecnológicas como o uso de conversores para
adequação da energia gerada.
76
Tradicionalmente se utilizavam geradores de indução em maquinas eólicas, mais
baratos e de concepção simplificada. Porém a medida que a energia eólica tem se
desenvolvido, a utilização de geradores síncronos tem se ampliado e é uma tendência em
aerogeradores de grande porte, já que produzem uma energia elétrica de melhor qualidade,
permitindo controle da frequência, da tensão e das potências ativa e reativa (CUSTÓDIO,
2009).
3.1.4 Topologias dos Aerogeradores: Controle de Frequência
A energia elétrica gerada por um aerogerador deve ser na frequência padronizada
da rede, no caso brasileiro a frequência padronizada é de 60 Hz. Como a frequência de
geração varia com a rotação do gerador, e esta varia com relação à rotação da turbina afetada
por uma variável sem controle: o vento, o controle de frequência exige soluções complexas
(CUSTÓDIO, 2009).
Os aerogeradores podem ser divididos em dois tipos quanto a sua topologia: os
operados com velocidade constante e os operados com velocidade variável.
3.1.4.1 Aerogeradores de Velocidade Constante
No inicio dos anos 1990 o padrão de aerogeradores instalados no mundo eram os
de velocidade constante, em conjunto com o controle por estol eles possuem uma longa e bem
sucedida história na geração eólica.
Trata-se da maneira mais simples de operar um aerogerador, utiliza-se um gerador
assíncrono conectado diretamente a rede, com o sincronismo do motor de indução, o rotor
opera com velocidade praticamente constante porque o sistema elétrico mais forte, mantém a
frequência do gerador, e assim a velocidade do rotor. Devido a esta operação em velocidade
constante, as variações no torque da turbina (vento) são transformadas em variações de
potencia entregues a rede elétrica (ACKERMANN, 2005).
77
Este aerogeradores tem vantagem de serem simples, baratos, confiáveis e terem
sua tecnologia comprovada. Devido a esta rígida vinculação a rede elétrica, as flutuações de
potência atingem valores maiores que os aerogeradores com velocidade variável e acabam por
restringir a potência máxima que pode ser injetada em pontos da rede.
Figura 23 – Esquema elétrico de um gerador com velocidade constante
Fonte: (CEPEL, 2008).
3.1.4.2 Aerogeradores de Velocidade Variável
Atualmente os aerogeradores de velocidade variável são os dominantes no
aerogeradores da classe megawatt (acima de 1 MW). Estes aerogeradores são projetos para
aproveitar a maior aerodinâmica possível do vento, através do controle por passo, estas
maquinas mantém assim o torque constante e as flutuações do vento são absorvidas pela
variação da velocidade do gerador.
Esta concepção pode utilizar geradores síncronos ou assíncronos, e utilizam
conversores de frequência na sua conexão a rede. O conversor controla a velocidade do
gerador, assim as variações do vento são absorvidas por mudanças na velocidade do rotor do
gerador.
78
Os aerogeradores de velocidade variável são mais complexos que os de
velocidade constante, porém apresentam uma série de vantagens como uma maior extração de
energia do vento, melhor qualidade de energia, flutuações de potência pequenas, menor nível
de emissão de ruído.
Figura 24 – Esquema elétrico de um gerador com velocidade variável que usa uma
conversora de frequência para o controle da frequência da geração elétrica
Fonte: (CEPEL, 2008).
3.1.5
Estado da Arte dos Geradores: Conexão com a Rede
Conforme visto anteriormente, enquanto as turbinas guardam semelhanças entre
si: basicamente todas operam com controle de alinhamento da nacele com a direção do vento
e dispõe de controle do ângulo das pás por controle de passo (pitch control), os geradores
podem ser de tipos relativamente diferentes em sua concepção, desempenho e controle
(RAMOS, 2011). A Figura 25 apresenta um mapa de possibilidades de conversão da energia
mecânica em energia elétrica.
79
Figura 25 – Mapa de possibilidades da conversão de energia mecânica em energia elétrica
Fonte : (HANSEN L. H., 2001).
As principais concepções de aerogeradores em operação ou em instalação no
sistema brasileiro serão apresentados nos próximos tópicos.
3.1.5.1 Tipo A: Gerador de indução, rotor a gaiola
Esta é a concepção tradicional dos aerogeradores aplicado por muitos fabricantes
na década de 1980 e 1990, a turbina eólica é conectada através de um gerador de indução
(assíncrono) diretamente a rede, com regulação de potência mecânica por estol, eles são
operados em velocidade constante.
Neste tipo de gerador as flutuações do vento são convertidas em flutuações de
potência fornecidas a rede, no caso de redes fracas isto pode produzir flutuações de tensão no
ponto de conexão. Em função destas flutuações esta máquina consome reativos do sistema.
80
Posteriormente foi adicionado um banco de capacitores para compensação da
potência reativa e um soft-starter para suavização da corrente de in-rush na conexão do
aerogerador a rede elétrica. Sem o soft-starter as altas correntes de in-rush poderiam causar
graves distúrbios de tensão em redes fracas (ACKERMANN, 2005).
Esta concepção não possui controle das principais grandezas elétricas.
Figura 26 – Configuração do aerogerador com gerador de indução, rotor a gaiola
Fonte: (ACKERMANN, 2005).
3.1.5.2 Tipo B: Gerador de indução com controle de resistência externa de rotor
Esta configuração utiliza gerador de indução com rotor bobinado e possui
velocidade variável limitada com a resistência do rotor variável (tecnologia OptiSlip), o
gerador é conectado diretamente a rede.
Na concepção adotada pela fabricante Vestas em meados dos anos 1990, o
gerador bobinado é ligado diretamente a rede e utiliza um banco de capacitores para
compensação de reativos. A tecnologia OptiSlip permite que o gerador tenha um
escorregamento variável numa faixa estreita, resultando em menores flutuações de torques e
na potência de saída (CUSTÓDIO, 2009).
Esta alternativa permite uma melhoria do desempenho do gerador para diferentes
velocidades da turbina, contudo tem uma faixa estreita de variação de velocidade, entre 0 a
10% acima da velocidade síncrona dependendo do valor da resistência externa, e o controle de
potência ativa e reativa é deficiente (ACKERMANN, 2005).
Esta concepção não possui controle das principais grandezas elétricas.
81
Figura 27 – Configuração do aerogerador com gerador de indução com controle de resistência externa de rotor
Fonte: (ACKERMANN, 2005).
3.1.5.3 Tipo C: Gerador de indução duplamente alimentado (DFIG)
Esta alternativa utiliza um gerador de indução duplamente alimentado (DFIG), ou
seja, com dois enrolamentos que apresentam velocidades síncronas diferentes. Corresponde a
um aerogerador de velocidade variável limitada com um gerador de indução com rotor
bobinado e um conversor de frequência conectado entre o circuito do rotor e a rede elétrica. O
enrolamento do estator é conectado diretamente a rede (ACKERMANN, 2005).
Esta concepção proporciona uma ampla faixa de controle de velocidade, em
comparação as alternativas anteriores. O conversor de frequência realiza a compensação de
potência reativa, produzindo ou consumindo reativos, proporcionando controle de potência
ativa e reativa.
Estes geradores apresentam maior dificuldade técnica de integração à rede porque,
durante situações de falta, o conversor de potência é submetido a grandes sobrecorrentes e o
elo CC do conversor a elevada sobretensão, necessitando de avançados sistemas de proteção
(LEÃO, 2009).
Esta configuração é atrativa do ponto de vista econômico e técnico, considerando
a produção de harmônicos, pois o conversor de frequência tem somente por volta de 30% da
potência do gerador e o estator, que supre a maior parte da potência está ligado diretamente à
rede (ACKERMANN, 2005). Sua operação é similar a de um gerador síncrono.
82
Figura 28 – Configuração do aerogerador com gerador de indução duplamente alimentado (DFIG)
Fonte: (ACKERMANN, 2005).
3.1.5.4 Tipo D: Gerador síncrono com conversor pleno (“Full Converter”)
Esta concepção corresponde a um aerogerador com velocidade variável que utiliza
geradores síncronos associados com conversores de frequência que fazem a conexão do
gerador com a rede elétrica. Este conversor de frequência eletrônica é formado por um
conjunto de retificar e inversor.
Os geradores síncronos produzem uma energia elétrica de melhor qualidade,
permitindo controle da frequência, da tensão e das potências ativa e reativa, além de
possibilitarem ao uso de aerogeradores sem caixa de engrenagem pois é possível construir
geradores síncronos com maior numero de polos, resultando numa máquina de baixa rotação
compatível com as baixas velocidades das turbinas eólicas.
Esta é uma tendência tecnologia adotada atualmente em aerogeradores de grande
porte, porém esta alternativa apresenta um custo inicial elevado e necessita de filtros para
filtrar as correntes harmônicas produzidas pelo seu conversor, assim como aerogeradores
DFIG (CUSTÓDIO, 2009).
83
Figura 29 – Configuração do aerogerador com gerador síncrono com conversor pleno (“Full Converter”)
Fonte: (ACKERMANN, 2005).
3.1.5.5 Considerações gerais
Nos aerogeradores do tipo A e B, como em qualquer gerador de indução, o
processo transitório de remagnetização deste tipo de aerogerador, após a eliminação de curtoscircuitos no sistema, demanda elevados montantes de potência reativa. Em sistemas fracos,
com baixa potência de curto-circuito, esta solicitação de reativos pode comprometer o
restabelecimento das tensões podendo até mesmo levar o sistema ao colapso (RAMOS, 2011).
Devido aos baixos valores de escorregamento, geradores assíncronos conectados
diretamente à rede elétrica, operando com velocidade quase constante, geram flutuações mais
significativas do que geradores síncronos em velocidade variável, conectados à rede via
conversores de frequência (CEPEL, 2008).
Os aerogeradores Tipo C (DFIG) são capazes de controlar a potência ativa e
reativa através do controle da excitação de campo realizado pelo conversor conectado ao
rotor, assim não consomem potência reativa. Desta forma, estes aerogeradores apresentam
recursos de controle capazes de garantir um desempenho satisfatório durante e pós-defeitos e
atender com facilidade aos requisitos de suportabilidade a afundamentos momentâneos de
tensão (RAMOS, 2011), denominado pelo ONS como “fault ride-through” cujo requisito é
apresentado no capítulo 4.1.2 deste trabalho.
Nos aerogeradores tipo D, a máquina síncrona física é isolada da rede através do
conversor/inversor, reduzindo a influência do seu desempenho sobre o aerogerador conectado
a rede. Os aerogeradores Tipo D também são capazes de gerar/absorver potência reativa, além
de dispor de grandes recursos de controle o que garante um desempenho adequado nas
84
condições de defeitos da rede atendendo facilmente os requisitos “fault ride-through”
(RAMOS, 2011). Porém os aerogeradores tipo C e D, por utilizarem de eletrônica de potencia
geram harmônicos na rede, implicando na possível utilização de filtros no sistema.
Estas configurações cobrem boa parte dos modelos de aerogeradores encontrados
no mercado brasileiro, a Tabela 8 por fim apresenta um quadro comparativo resumindo os
aspectos apresentados neste capítulo.
Tabela 8 – Comparativo das configurações de conexão a rede dos geradores geralmente aplicados aos
aerogeradores
Item
Tipo A
Tipo B
Tipo C
Tipo D
Gerador
Indução, rotor a
gaiola
Indução, rotor
bobinado com
controle de
resistência externa
de rotor
Indução,
duplamente
alimentado
(DFIG)
Síncrono com
conversor
pleno
Conversor
Eletrônico
Soft-starter
Componentes
passivos
Conversor de
Frequência
Retificador e
conversor de
frequência
Transmissão
Mecânica
Multiplicador de
velocidades
Multiplicador de
velocidades
Multiplicador de
velocidades
Direta caso
gerador
multipolar
Controle de
Potência Mecânica
Estol
Passo
Passo
Passo
Velocidade de
Rotação
Constante
Variável com
limitações
Variável
Variável
Principais grandezas
elétricas
controladas
Nenhuma
Nenhuma
Potência ativa e
reativa
Potência ativa e
reativa
Desvantagens
Consumo de
reativos; Maior
Flutuação na
potência (Flicker)
Consumo de
reativos; Maior
Flutuação na
potência (Flicker)
Harmônicos
Harmônicos
Fonte: (HANSEN L. H., 2001).
O Gráfico 9 apresenta a incidência de cada tipo de aerogerador vendido no mundo
no período 1995 a 2009, graficamente é possível observar como o conceito DFIG (tipo C)
passou a ser mais comercializado em detrimento as tecnologias tradicionais e antigas (tipo A e
B), que vem ano a ano sendo menos instaladas frente à evolução global dos requisitos de
qualidade e desempenho.
85
Gráfico 9 – Share mundial da energia eólica anual instalada, para diferentes tecnologias de aerogeradores
80,0%
70,0%
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
tipo A
Tipo B
Tipo C
Tipo D
Fonte: (HANSEN A. D., 2012).
3.1.6 Aerogeradores Comerciais
A equação que permite calcular a potência extraída de um aerogerador é (ABB,
2011):
Onde:
P é a potência disponível no vento [W].
ρ é a densidade do ar [kg/m3].
A é área de secção transversal que as pás varrem [m2].
V é a velocidade do vento livre antes da turbina [m/s].
Cp é o coeficiente de potência.
ηmec é o rendimento das peças mecânicas.
ηg é o rendimento do gerador.
86
A faixa de potência de aerogeradores comercial é bastante vasta, em função da
diversidade do seu uso. Os aerogeradores utilizados em parques eólicos possuem
normalmente potência da ordem de megawatts.
Figura 30 – Aerogeradores disponíveis comercialmente para geração de energia
elétrica, segundo nomenclatura da ANEEL
Fonte: (CEPEL, 2008).
A Figura 31 apresenta a evolução dos tamanhos e potências dos aerogeradores, a
sua utilização varia basicamente pela evolução tecnológica da fabricação e da disponibilidade
de infraestrutura para montagem e o transporte do aerogerador (CUSTÓDIO, 2009).
87
Figura 31 – Evolução dos aerogeradores desde 1985 até 2005
Fonte: (CEPEL, 2008).
O Gráfico 10 apresenta o ranking elaborado pela BTM Consult, que lista os 10
maiores fabricantes de aerogeradores, no ano de 2012.
Gráfico 10 – Ranking dos 10 maiores fabricantes de aerogeradores do mundo em 2012
Fonte: (BTM, 2013).
88
3.2
PARQUES EÓLICOS
Parques eólicos são usinas eólicas destinadas a produção de energia a partir dos
ventos. Trata-se de um conjunto de aerogeradores associados em paralelo, através de linhas de
conexão subterrâneas ou aéreas e conectadas ao sistema elétrico para fins de transmissão da
energia gerada pelo parque.
Esta integração do parque pode ocorrer em diferentes níveis de tensão, caso a
potência do parque seja pequena este pode conectar-se diretamente ao sistema de distribuição,
parques maiores podem exigir a construção de subestações coletoras e linhas de transmissão
para conexão ao sistema elétrico de potência.
A concepção de um parque eólico basicamente se inicia com a obtenção de dados
e elaboração do projeto elétrico. A Figura 32 apresenta as principais fases de um projeto
elétrico de um parque eólico.
89
Figura 32 – Fases do projeto elétrico de parques eólicos
Fonte: (ROSAS, 2003).
Posteriormente, apresentando de forma resumida, terão sequência as demais
etapas do empreendimento, como: o licenciamento ambiental, construção dos acessos,
construção das fundações dos aerogeradores, transporte e instalação dos aerogeradores,
construção do sistema de transmissão, operação e manutenção do parque eólico.
Na sequência é apresentado relatório fotográfico da implantação dos parques do
Complexo Eólico Cerro Chato, de propriedade da Eletrosul Centrais Elétricas em parceria
com a empresa Wobben. O complexo é localizado em Sant'Ana do Livramento, Rio Grande
do Sul, na divisa com Rivera, no Uruguai. O empreendimento foi classificado no leilão de
90
geração de energia eólica, em dezembro de 2009, para a exploração comercial de três usinas,
totalizando 90 MW, tendo o ultimo aerogerador entrado em operação comercial em
janeiro/2012. Este foi o primeiro empreendimento eólico da Eletrosul e o primeiro concluído
após a retomada da geração comercial pela empresa.
Figura 33 – Início Montagem Aerogerador 01/Parque 1
Fonte: Eletrosul, 2011.
91
Figura 34 – Detalhe montagem conjunto cubo e pás do aerogerador
Fonte: Eletrosul, 2011.
Figura 35 – Montagem Aerogerador 03/Parque I
Fonte: Eletrosul, 2011.
92
Figura 36 – Subestação Coletora Cerro Chato 34,5/230 kV
Fonte: Autor, 2012.
Figura 37 – Complexo eólico Cerro Chato – Eletrosul – localizado em Sant’Ana do Livramento/RS
Fonte: Eletrosul, 2011.
93
3.3
CONEXÃO DA USINA EÓLICA
A conexão da usina eólica é um dos principais parâmetros em um projeto de um
parque eólico. A depender da forma e do ponto de conexão ao sistema de transmissão, o
projeto pode ser inviabilizado, já que a construção de subestações, grandes extensões de linha
de transmissão ou ainda a eventual necessidade de grandes reforços na rede podem encarecer
o projeto demasiadamente.
Na concepção do projeto devem ser analisadas as alternativas de conexão e
possíveis restrições elétricas, desta forma deve-se conhecer profundamente o sistema elétrico
a qual o parque será conectado (CUSTÓDIO, 2009).
3.3.1 Tipos de Conexões
Os parques eólicos podem ser conectados em diferentes níveis de tensões, e as
conexões são realizadas a principio em função da rede disponível na região de localização do
parque.
A rede elétrica pode ser classificada pelo seu nível de tensão e pela sua função na
rede, conforme apresentado na Tabela 9.
Tabela 9 – Classificação da tensão da rede pelo nível e pela função
Tensão
Nível de Tensão
Função da Rede
Distribuição: Responsáveis pelo
Menor que 1 kV
Baixa Tensão (BT)
transporte de energia em distâncias e
potências pequenas (alguns MW), no
Brasil atendem diretamente
Entre 1 kV e 34,5 kV
Média Tensão (MT)
consumidores ou transportam energia
para pequenas cidades e comunidades.
Subtransmissão: Responsáveis pelo
Entre 34,5 kV e 138 kV
Alta Tensão (AT)
transporte de energia em distâncias e
potências menores (dezenas de MW),
94
no Brasil realizam transporte regional
para atendimento de cidades de médio
porte.
Transmissão: Responsáveis pelo
Entre 230 kV e 750 kV
Extra-alta-tensão (EAT) transporte de energia em longas
distâncias e potências maiores
(geralmente 200 MW ou mais), no
Acima de 750 kV
Ultra-alta-tensão (UAT) Brasil realizam as interligações
regionais.
Fonte: (CUSTÓDIO, 2009).
Em função destas classificações a Figura 38 apresenta um diagrama unifilar
simplificado das diversas opções de conexão de um parque eólico.
Figura 38 – Diagrama unifilar simplificado das diversas opções de conexão de um
parque eólico
>= 230 kV
Transmissão
Rede
Parque Eólico
34,5 kV – 69 kV – 138 kV Subtransmissão
Parque Eólico
13,8 kV - 23,1 kV
Carga
Parque Eólico
Fonte: (CUSTÓDIO, 2009).
Distribuição
Rede
95
Este trabalho abordará os impactos de parques eólicos conectados ao sistema de
transmissão, na fronteira com a rede básica brasileira. Os sistemas interligados à rede
utilizam um grande número de aerogeradores e não necessitam de sistemas de armazenamento
de energia, pois toda a geração é entregue diretamente à rede.
3.3.2 Esquema Elétrico de um Parque Eólico
O diagrama apresentado na Figura 39 mostra um sistema coletor típico de
conexão de um parque eólico. Os aerogeradores (E) geram energia em tensões inferiores a 1
kV (LV), e através de um transformador elevador localizado na saída do aerogerador elevam a
tensão para média tensão (MV), em geral 34,5 kV, se conectando ao sistema coletor composto
por um circuito subterrâneo ou aéreo interligando diversos aerogeradores. Posteriormente
estes circuitos em MT são conectados a um barramento dedicado localizado numa subestação
coletora, que através de um transformador eleva a tensão para a tensão de transmissão (alta
tensão) e conexão ao sistema elétrico, usualmente 138 kV ou 230 kV (HV) quando este ponto
for a fronteira com a Rede Básica.
Figura 39 – Sistemas coletores e de conexão típicos
Fonte: (RAMOS, 2011).
Desta forma existem basicamente duas configurações possíveis de conexão a
Rede Básica no Brasil, ilustrados na Figura 40. No Caso 1 um conjunto de parques
compartilha instalações particulares (subestação coletora) ou se conectam diretamente a rede
básica, e no Caso 2 os parques eólicos se conectam a uma instalação de transmissão de
96
Interesse Exclusivo de Centrais de Conexão Compartilhada (ICGs) que são instalações não
integrantes da Rede Básica, destinadas ao acesso de centrais de geração em caráter
compartilhado à Rede Básica.
No caso em que centrais de geração eólica, tenham obtido junto a ANEEL
autorização para compartilhamento de suas instalações de interesse restrito com outras
centrais geradoras eólicas, estas centrais serão caracterizadas como uma única instalação
individual no que diz respeito à avaliação do seu desempenho quanto à qualidade de energia,
e deverão atender ao Critério de Agregação contido no Submódulo 2.8 dos procedimentos de
rede.
Figura 40 – Tipos de conexão na rede básica frente ao critério de avaliação do seu desempenho quanto à
qualidade de energia
Fonte: (MEDEIROS, 2012).
Ponto de Conexão e Ponto de Acoplamento Comum (PAC) são instalações
dedicadas ao atendimento de um ou mais usuários, com a finalidade de interligar seu sistema
ao sistema da transmissora ou à Rede Básica. Sendo assim, são caracterizados pelos pontos de
conexão do sistema de transmissão com os agentes geradores, distribuidores e consumidores
livres.
97
3.3.3 Características da Produção de Energia de Fonte Eólica
Conforme já visto anteriormente a potência elétrica gerada por um parque eólico
varia em função da velocidade do vento, que não é constante e é uma variável aleatória. Estas
variações ocasionam dificuldades no controle de tensão e frequência, e desta forma ao sistema
interligado. As usinas podem inclusive não produzir energia em períodos de pouco vento, por
isso elas não tem energia garantida, devendo ser despachadas quando há disponibilidade. No
Brasil, em função da maior disponibilidade de vento no período seco (Gráfico 11), pode-se
aproveitar da geração eólica para economizar a água dos reservatórios mantendo estes num
nível adequado.
SIN - Complementaridade entre as fontes
2015 (Base
Gráfico 11 – A complementaridade entre Ano
as principais
fontesPEN 2011)
1,80
Safra da cana-de-açucar
1,60
p.u. (MWmês/MWano)
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
Período seco do SIN
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
PCT
JUN
EOL
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
UHEs
Fonte: (CHIPP, 2011).
Estas características impõem a energia eólica um caráter de complementaridade
energética, não sendo possível um sistema abastecido somente por essa fonte. O nível de
participação da geração eólica na matriz energética é alvo de constantes discussões
acadêmicas, o nível de potência de curto-circuito da rede é determinante no patamar de
participação da fonte eólica, já existem aplicações de 30% da matriz no norte da Alemanha,
portanto este nível de participação se mostra possível em redes bem malhadas (CUSTÓDIO,
2009).
98
3.3.4 Parecer de Acesso
Conforme apresentado no capitulo anterior, compete ao ONS a definição das
condições do livre acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país.
No processo de acesso à Rede Básica ou às DIT se envolvem, o ONS, a
transmissora proprietária das instalações de transmissão a serem fisicamente acessadas e o
acessante, neste caso o empreendedor do parque eólico (agente de geração). O processo de
acesso é detalhado no Submódulo 3.1 dos Procedimentos de Rede, e é composto basicamente
pela (GOMES, 2012):

Consulta de Acesso: etapa obrigatória somente em leilões, onde o ONS
esclarece ao acessante todos os procedimentos para solicitação de acesso e
informações da rede elétrica existente;

Solicitação de Acesso: etapa obrigatória, mediante a qual é feita pelo ONS
a análise técnica do acesso frente ao desempenho elétrico do sistema
considerando nele inserida a instalação do acessante (parque eólico) e os
atendimentos aos requisitos mínimos do item 8 do Submódulo 3.6 dos
Procedimentos de Rede (a serem detalhados no capitulo 4);

Parecer de Acesso: documento emitido pelo ONS que detalha as condições
do acesso.

Celebração dos Contratos: Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
(CUST) com o ONS, e de Conexão ao Sistema de Transmissão (CCT)
com a concessionária proprietária das instalações a serem acessadas.
Abordaremos neste trabalho as informações necessárias para a Solicitação de
Acesso, documento a ser elaborado pelo empreendedor para o ONS, referente ao interesse em
acesso as instalações de transmissão da Rede Básica ou DITs.
Ao ONS podem solicitar acesso ao sistema de transmissão os acessantes de
central geradora eólica, desde que atendido o estabelecido nos submódulos 3.3, 3.4 e 3.6 dos
PR e desde que tenham estejam devidamente autorizados pelo Poder Concedente,
representado pelo MME e/ou ANEEL, através de autorização via Portaria do MME ou
Resolução Autorizativa ANEEL, dela constando as informações básicas tais como,
localização geográfica, número de unidades geradoras, capacidade instalada total, instalações
99
de transmissão de interesse restrito (incluindo subestação elevadora e linhas de transmissão),
forma de conexão no sistema elétrico e ponto de conexão no sistema (ONS, 2013).
Para solicitação de acesso permanente a rede, caso este implique a necessidade de
ampliações e reforços sistêmicos, a solicitação deve ser feita com antecedência mínima de três
anos em relação à data de entrada em operação do empreendimento. O Parecer de Acesso é
emitido em até um ano contado da data do protocolo caso envolva ampliação do sistema de
transmissão e 120 dias no caso de serem necessários somente reforços. Para os demais casos a
solicitação deve ser feita ao ONS com antecedência de um ano e o Parecer de Acesso é
emitido em até 30 dias.
Devem integrar a solicitação de acesso todos os dados/informações sobre o
empreendimento, e os estudos de interação ao sistema elétrico. Não existe um padrão para
este documento, porém no caso de parques eólicos os principais estudos de integração ao
sistema elétrico são:

Estudos de Regime Permanente: Avaliar o desempenho do sistema antes
e após a implantação dos parques, com base no critério N-1 (perda de um
elemento da rede), sendo observados principalmente os níveis de tensão
das subestações, bem como os carregamentos nas linhas e transformadores
da área de influência destes parques.

Estudos de Curto-Circuito: Avaliar se a contribuição de corrente dos
aerogeradores impactam as correntes de curto-circuito trifásicas e
monofásicas máximas nos barramentos das subestações da região de
interesse;

Estudos de Variação de Tensão: Avaliar as variações de tensão no
barramento de conexão provocadas pela desconexão total de todos os
parques eólicos. É avaliado também o montante de potência reativa
fornecida pelos parques.

Estudos de Estabilidade Eletromecânica: Avaliar o comportamento das
usinas diante da ocorrência de perturbações no sistema, onde o principal
ponto a ser verificado é a manutenção do sincronismo das máquinas.

Estudos de Qualidade de Energia: Avaliar a qualidade de energia
injetada na rede, sob aspecto de comportamento harmônico e de efeitos de
flutuação de tensão (flicker).
100
Estes estudos devem seguir as diretrizes do Submódulo 3.6, “Requisitos Técnicos
Mínimos para a Conexão à Rede Básica” e do Submódulo 23.3, “Diretrizes e Critérios para
Estudos Elétricos”, dos Procedimentos de Rede do ONS.
Formalizada a solicitação de acesso, inicia-se o processo de análise da
documentação. Nesta etapa compete ao ONS, conforme estabelecido no Submódulo 3.3
(ONS, 2013):
(a) avaliar a viabilidade técnica da solicitação de acesso, fornecendo ao interessado
todas as informações pertinentes;
(b) identificar a necessidade de ampliações, reforços e melhorias para a viabilização
técnica do acesso;
(c) identificar a necessidade de realização de estudos específicos de qualidade de
energia elétrica – QEE
(d) fornecer ao acessante, quando for o caso, as orientações para realização dos
estudos específicos de qualidade de energia elétrica – QEE;
(e) identificar a necessidade de realização de estudos específicos ao acesso; e
(f) informar os agentes potencialmente afetados pelo acesso.
Concluída esta etapa é emitido o Parecer de Acesso pelo ONS e o agente
acessante pode proceder com a assinatura de contratos para consolidar o processo de acesso
ao sistema de transmissão. No caso de geradores este documento estabelecerá a modalidade
de operação da usina (Centralmente despachada e programada pelo ONS; Centralmente
programada pelo ONS; Sem relacionamento operacional com o ONS) em conformidade ao
estabelecido no módulo 26 dos PR.
A Figura 41 apresenta um diagrama simplificado das atividades envolvidas no
acesso de agente gerador.
101
Figura 41 – Diagrama simplificado das atividades envolvidas no acesso de agente gerador
Fonte: (GOMES, 2012).
3.4
A EXPANSÃO DA FONTE EÓLICA NO BRASIL
Conforme apresentado no capitulo 2 deste trabalho, na ultima década o setor
elétrico brasileiro passou por grandes reformas, com a criação de um Novo Modelo, com a
criação de novas instituições e revisão de atribuição de outras. Entre os objetivos deste
modelo estavam a garantia da segurança do suprimento de energia, a modicidade tarifária e a
recuperação da função de planejamento no setor.
Esta seção abordará o desenvolvimento e a adoção de políticas econômicas para
incentivar o uso de fontes alternativas no setor. Desta forma, para entendermos a razão da
expansão da fonte eólica no Brasil nos últimos anos, é necessário compreender as evoluções
do Novo Modelo do setor elétrico, principalmente referente aos marcos regulatórios do setor,
102
a institucionalização dos leilões de energia para fontes alternativas, além dos aspectos
conjunturais da economia global.
3.4.1 Energias Renováveis: Marcos Regulatórios do setor
Marco regulatório é um conjunto de normas, leis e diretrizes que regulam o
funcionamento dos setores nos quais agentes privados prestam serviços de utilidade pública.
A regulação é sempre feita por um organismo independente com condições de defender os
interesses dos cidadãos, do governo e das empresas concessionárias que obtiveram o direito
de explorar o setor (IPEA, 2013).
O marco regulatório é responsável pela criação de um ambiente que concilie a
saúde econômico-financeira das empresas com as exigências e as expectativas do mercado
consumidor. Além de estabelecer as regras para o funcionamento do setor, o marco
regulatório contempla a fiscalização do cumprimento das normas, e o estabelecimento de
indicadores de qualidade. A criação de um marco regulatório claro e bem concebido é
fundamental para estimular a confiança de investidores e consumidores e para o bom
andamento de um setor. No caso de Energia Elétrica o organismo responsável por estas
atividades é a ANEEL.
Dados da EPE (Gráfico 12) indicam que o potencial hidroelétrico restante no
Brasil é de 174 GW, porém estas usinas estão localizadas distantes dos centros de carga, além
do grande impacto social e ambiental que enfrentarão para sua implantação.
Gráfico 12 – Potencial hidráulico do Brasil
Fonte: (EPE, 2007).
103
A matriz elétrica brasileira, abordada em outro capitulo, é uma matriz tipicamente
renovável, baseada em usina hidrelétricas de grandes reservatórios. Desta forma o país faz
uma distinção entre fontes renováveis tradicionais e fontes alternativas de energia, vide Figura
42. São classificadas como fontes alternativas de energia no Brasil: centrais eólicas, biomassa,
fotovoltaica, e as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) (MELO E. S., 2012).
Figura 42 – Processamento das fontes alternativas no Brasil
Fonte: (MELO E. S., 2012).
O Brasil tem um grande potencial para as energias alternativas, porém a exemplo
de países como a Alemanha, China e Estados Unidos, para desenvolver estas fontes é
necessário criar programas de incentivo e regulamentação especifica para o setor. Algumas
das principais Leis e Decretos vinculadas as Energias Alternativas são listadas abaixo:

Decreto 6.460 (Regulamenta as ICGs) - Maio/2008;

Decreto 6048 (Leilão exclusivo para FAR) - Fev/2007.

Lei 11.488 (Potência Injetada; PIA) - Jun/2007;

Lei 10.848 (Geração Distribuída como opção para distribuição de energia)
- Mar/2004;

Lei 10.762 (Alterações no PROINFA e demais incentivos) - Nov/2003;

Lei 10.438 (Principais incentivos às FAR - PROINFA) - Abr/2002;

Lei 9.991 (Dispõe sobre realização de investimentos em P&D; Isenção
FAR) - Jul/2000;

Lei 9.648 (Outros incentivos para PCHs) - Mai/1998;
104

Decreto 2.335 (Constitui a ANEEL) - Out/1997;

Lei 9.427 (Institui a ANEEL; 1º Incentivo: AHE de PIE de 1-10 MW) Dez/1996;

Lei 9.074 (Concessão de Serviços de Energia Elétrica) - Jul/1995;

Lei 8.987 (Concessão de Serviços Públicos) - Fev/1995;

Constituição Federal (art. 175) - Out/1988;
Desta forma, uma decisão importante e pioneira para a introdução das fontes
alternativas no Brasil foi a implantação em 2003 do Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). Outras iniciativas estabeleceram grupos de
regras específicas para a comercialização de energia incentivada e a realização de leilões para
fontes alternativas de energia (MELO E. S., 2012). A seguir abordaremos com mais detalhes
estas iniciativas.
3.4.1.1 PROINFA
Considerado o maior programa do mundo de incentivo às fontes alternativas de
energia elétrica, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA) foi
criado pelo governo federal e é administrado pela Eletrobras (ELETROBRAS, 2013).
Segundo o MME o intuito do programa é “promover a diversificação da Matriz
Energética Brasileira, buscando alternativas para aumentar a segurança no abastecimento de
energia elétrica, além de permitir a valorização das características e potencialidades regionais
e locais”.
Para comercializar a energia do PROINFA, foi estipulada uma tarifa para cada
fonte, para contratos com 20 anos de duração. Os valores ofertados e efetivamente contratados
estão resumidos na Tabela 10. No momento da contratação havia mais ofertas de eólica que
biomassa, a pouca oferta da biomassa foi consequência do baixo preço teto do governo
(MELO E. S., 2012).
105
Tabela 10 – Contratos do PROINFA
Fonte: (MELO E. S., 2012).
O programa enfrentou diversos problemas durante sua implantação que
provocaram atrasos em seu cronograma, apesar disso o programa já tinha em dezembro/2011
119 usinas em operação comercial. O status dos projetos, em dezembro/2011, é apresentado
na Tabela 11.
Tabela 11 – Dados das centrais do PROINFA – Dezembro de 2011
Fonte: (MELO E. S., 2012).
A inserção da energia eólica na matriz energética brasileira teve inicio
praticamente com a partir do ano de 2005 com o PROINFA. Até então, não havia na
engenharia brasileira experiência de projetos, estudos e de operação de usinas eólicas à
exceção de alguns parques de pequeno porte já em operação (RAMOS, 2011).
O ineditismo do programa e o cenário da época explicam as tarifas acima dos 250
R$/MWh, bem superiores aos valores contratados nos últimos leilões de fontes alternativas
como veremos na sequência.
106
3.4.1.2 Comercialização de Energia Incentivada
A Lei no 9.427, de 1996, instituiu descontos em tarifas de transmissão para fontes
não convencionais de energia, as chamadas fontes incentivadas, para torná-las competitivas
com relação às fontes tradicionais de energia elétrica. A pequena central hidrelétrica, a
geração de energia solar fotovoltaica, a biomassa e a energia eólica são classificadas como
fontes incentivadas de energia, caso o potencial para o sistema elétrico não exceder 30 MW.
O incentivo ao parque eólico se caracteriza com um desconto de 50% na Tarifa de
Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
para empreendimentos de geração de até 30 MW, normatizado pela Resolução Normativa da
ANEEL n° 77, de 2004.
É pratica comum no mercado o fracionamento de projetos com grandes potências
em parques modulados de até 30 MW, para fazer jus a este e outros benefícios, como o
enquadramento das empresas na apuração pelo regime de lucro presumido, que só é facultado
a pessoa jurídica cujo faturamento anual não ultrapasse R$ 78 milhões. A preferência pelo
lucro presumido se dá em virtude da sua forma de apuração, uma vez que as alíquotas de IRPJ
(25%) e CSLL (9%) incidem sobre receitas com base em percentual de presunção variável
(1,6%
a
32%
do
faturamento,
dependendo
da
atividade
da
pessoa
jurídica)
(FECOMÉRCIOMG, 2013). No caso específico do setor de energia, em razão na natureza do
negócio é extremamente vantajosa essa forma de apuração.
3.4.1.3 Leilões para Fontes Alternativas de Energia
Os leilões de energia são o ponto principal da expansão da geração de energia no
setor elétrico do Brasil. Neste sentido a União promove leilões abertos para todos os tipos de
centrais e outros específicos para as fontes alternativas, sobretudo as pequenas hidrelétricas,
de biomassa e eólicas (MELO E. S., 2012).
Desde a implantação do atual modelo do setor, os leilões têm se consolidado de
forma eficiente para promover a expansão da geração, com foco na inclusão de fontes
alternativas e renováveis na matriz elétrica brasileira, viabilizando especialmente a geração de
107
energia eólica. Os primeiros passos da fonte foram através do PROINFA, onde vendiam a
produção para a Eletrobras por preços subsidiados, que hoje superam os 300 R$/MWh
(VIANA, 2013).
Em 2009, foi promovido um leilão de reserva para contratar a produção e permitir
a construção de novos empreendimentos eólicos, objetivando impulsionar o setor. O resultado
foi um preço médio de venda de 148,39 R$/MWh, à época, o que representou deságio de
21,49% frente ao preço teto de 189 por R$/MWh.
Nos anos seguintes, as eólicas passaram a competir tanto na modalidade
“reserva”, onde o governo contrata um estoque de geração de energia elétrica além do
montante necessário para atender à demanda dos consumidores, quanto nos leilões A-3 e A-5.
As tarifas oferecidas pelos empreendimentos da fonte caíram sucessivamente, até o recorde
estabelecido no final de 2012. As tarifas das usinas eólicas ficaram entre 87,50 e 88,68
R$/MWh, e superaram de longe o menor preço já registrado até então, de 99,54 R$/MWh no
leilão de reserva de 2011. Assim, por meio dos leilões, a fonte se inseriu de forma competitiva
na expansão da geração (VIANA, 2013).
Porém o mercado sinalizou que os patamares de preços do leilão de 2012 não
refletem a realidade da fonte, segundo a presidente da Associação Brasileira de Energia
Eólica (ABEEólica) Elbia Melo “a forte competição nos últimos certames, e especialmente
em 2011, levou os preços a patamares mínimos, com remuneração bem reduzida, de modo
que preços inferiores a R$ 100,00 por MWh não podem ser capazes de remunerar
adequadamente a indústria” (MELO E. , 2013).
O Gráfico 13 apresenta um quadro comparativo das tarifas de energia, mostrando
que a energia eólica apresenta uma das tarifas mais competitivas do setor.
Gráfico 13 – Preço médio de venda por fonte (com correção pelo IPCA de novembro/2012)
108
Fonte: (CCEE, 2012).
Em entrevista coletiva concedida ao final dos Leilões de Fontes Alternativas de
Energia Elétrica de 2010 (A-3 e Reserva), realizados em agosto de 2010, o presidente da EPE,
Mauricio Tolmasquim, afirmou que os resultados dos certames propiciaram uma quebra de
paradigmas no setor elétrico brasileiro. Primeiro, em função de a fonte eólica ter se
constituído na mais barata entre as negociadas. Segundo, pelo preço competitivo da grande
quantidade de energia contratada proveniente de fontes alternativas. A observação do
presidente da EPE viria a se reforçar nos anos seguintes, o Gráfico 14 apresenta a evolução
capacidade eólica instalada até 2012 e contratada através dos leilões até 2017.
Gráfico 14 – Capacidade eólica instalada até 2012 e contratada através de leilões até 2017
Fonte: (GWEC, 2013).
3.4.2 Brasil: um dos grandes em energia eólica
A energia eólica é uma das que mais crescem no mundo, dados apresentados no
Gráfico 15 e no Gráfico 16 demonstram a velocidade de crescimento da fonte que
praticamente duplicou de tamanho em capacidade instalada no mundo num horizonte de
quatro anos (2009 – 2012) (GWEC, 2013).
109
Gráfico 15 – Capacidade eólica instalada anualmente no mundo
Fonte: (GWEC, 2013).
Gráfico 16 – Capacidade eólica instalada acumulada no mundo
Fonte: (GWEC, 2013).
O Brasil está entre os dez países que mais expandiram a capacidade instalada de
energia eólica em 2012, segundo levantamento do Conselho Global de Energia Eólica
(GWEC) apresentado no Gráfico 17 o país atingiu a 8a posição no ranking global do ano
passado. Países que tradicionalmente investem na política de incentivos e na forte
regulamentação, como China, EUA e Alemanha, seguem ampliando seus parques geradores.
110
Gráfico 17 – Top 10 - Nova capacidade instalada mundial em 2012
Fonte: (GWEC, 2013).
Os empreendimentos que entraram em operação em 2012 agregaram mais 1.077
MW ao parque gerador brasileiro, um crescimento superior a 75% em relação a 2011 e
posicionando o Brasil na 15a posição mundial. Os dez países com as maiores capacidades são
apresentados no Gráfico 18. A expectativa em função da energia já contratada (cerca de 7,5
GW devem entrar em operação em 2013) é que no próximo ano o Brasil já deva figurar entre
os dez países com maior capacidade instalada mundial.
111
Gráfico 18 – Top 10 - Capacidade instalada mundial em 2012
Fonte: (GWEC, 2013).
O país é disparado o maior mercado eólico da America Latina, que conforme
apresenta o Gráfico 19 ainda é pequeno em relação às demais regiões do mundo, mas vem
apresentando crescimentos significativos. O Brasil responde por mais de 70% da geração da
América Latina, cuja capacidade instalada é de cerca de 3,5 GW. Para se ter ideia o segundo
país latino americano que mais investiu na energia eólica foi a Argentina, com 167 MW de
potência instalada até 2012, o que corresponde a cerca de 7% da potência instalada no Brasil.
112
Gráfico 19 – Capacidade eólica instalada anualmente por região do mundo
Fonte: (GWEC, 2013).
Dados atualizados do Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL), apresentados na Tabela 12, representam a distribuição e a situação
da implantação dos empreendimentos eólicos no país por região (ANEEL, 2013).
Tabela 12 – Empreendimentos Eólicos do Brasil
Região
EOL em Operação
Qtde
PI (MW)
EOL em Construção
Qtde
PI (MW)
EOL Outorgadas
1998 - 2013 (*)
Qtde
PI (MW)
TOTAL
Qtde
PI (MW)
N/CO
NE
S
SE
0
60
30
2
0
1.317
699
28
0
72
14
0
0
1.797
334
0
0
170
29
0
0
4.662
632
0
0
302
73
2
0
7.776
1.665
28
TOTAL
92
2.044
86
2.131
199
5.294
377
9.469
Fonte: ANEEL, 2013.
(*) Não iniciaram sua construção
De acordo com as estimativas do governo, o potencial de energia eólica do Brasil
é de 143,5 GW, estimado para 50 metros de altura do rotor, como ilustrado na Figura 43, cabe
ressaltar que esta estimativa é bastante conservadora e precisa ser revista (MELO E. S., 2012).
Um novo inventário indica potencial superior a 300 GW (CHIPP, 2012).
113
Figura 43 – Potencial eólico estimado para vento médio anual igual ou superior a 7,0 m/s
Fonte: (CEPEL, 2001).
Como já observado, no Brasil, a energia eólica pode ser utilizada como
complemento da fonte hidrelétrica. Na verdade, os períodos de maior disponibilidade dessa
fonte coincidem com uma menor geração de energia hidrelétrica e vice versa, conforme
apresentado na Figura 44.
114
Figura 44 - Complementaridade entre a geração hidrelétrica e eólica
Fonte: (ANEEL, 2005).
Dados do Plano Decenal de Energia (PDE) 2021 informam que a capacidade
instalada no Sistema Interligado Nacional entre 2012 e 2021 deverá crescer 56% no período,
saltando de 117 GW para 182 GW. Um dos destaques do novo ciclo de planejamento é o forte
crescimento da fonte eólica, cuja capacidade instalada chegará, pelas projeções, a 16 GW ao
final do horizonte, o que representaria cerca de 8,5% da matriz brasileira, frente aos 1,4 GW
(1,2%) do ano de 2011 (EPE, 2012).
Gráfico 20 – Evolução da capacidade instalada até 2021 por fonte
.Fonte: (EPE, 2013).
.
Frente aos resultados apresentados é possível afirmar que o Brasil está envidando
esforços no desenvolvimento da matriz através de fontes renováveis de energia. O
desenvolvimento da fonte no país ainda deriva de outras razões como a crise financeira na
Europa, taxa de cambio favorável, acesso a linhas de financiamento do BNDES e até mesmo
o acidente nuclear na usina de Fukushima no Japão que fez os países repensarem suas
115
matrizes energéticas. Desta forma a indústria eólica no país começa a se consolidar, tornando
o Brasil o país líder na America Latina em energia eólica.
Porém acontecimentos recentes no mercado brasileiro acenderam um sinal
vermelho na expansão da energia eólica no Brasil: Atrasos no sistema de transmissão
impediram 622 MW eólicos de gerar energia para o sistema elétrico brasileiro. Na avaliação
da EPE, estes atrasos são "a dor do sucesso" da fonte.
Além disso, com o crescimento da participação da energia eólica na matriz
Brasileira os efeitos da qualidade de energia eólica gerada na rede começam a levantar o
debate no setor elétrico nacional, aliado ao fato dos parques estarem sendo instalados em
pontos onde o sistema elétrico é considerado fraco, com baixa potência de curto circuito.
Estes são alguns dos desafios da integração da geração eólica no sistema elétrico
brasileiro, que serão debatidos nos próximos capítulos.
116
4
INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA – DESAFIOS DO SEB
O crescimento da fonte eólica no Brasil veio acompanhado de outras questões.
Seria necessário criar um ambiente adequado para o expressivo aumento de potencia eólica
conectado ao sistema elétrico brasileiro, já que a geração eólica traz consigo desafios em
função da qualidade da energia, boa parte em função da característica intermitente do vento e
dos pontos de conexão dos parques, além dos desafios regulatórios para proporcionar o
adequado crescimento e integração da fonte no país.
A discussão sobre as fontes eólicas ganharam ainda mais fôlego no início do ano
de 2013, quando diante de baixos níveis de reservatórios nas hidrelétricas, o país passou pelo
risco de novos racionamentos e diversos parques eólicos no nordeste estavam prontos para
gerar 622 MW no sistema, porém a linha de transmissão que escoaria a energia dos parques
não ficou pronta no prazo contratual, seguindo ainda atrasada.
Desta forma, as questões técnicas e regulatórias representam grandes desafios
para a expansão e integração da geração eólica produzida no Brasil e serão abordadas neste
capitulo.
4.1
INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO EÓLICA: DESAFIOS SOB ASPECTOS TÉCNICOS
Na teoria, nos sistemas elétricos de potência, a forma de onda da tensão e da
corrente são uma senoide com magnitude constante e com frequência de 60 Hz (Brasil).
Porém, na prática, em qualquer sistema elétrico, produção, transporte e o consumo de energia
elétrica apresentam desvios no nível de tensão e na forma de onda. O tamanho destes desvios
que determinam a qualidade da energia produzida, estando no Brasil os limites normatizados
pelo ONS (CUSTÓDIO, 2009).
Podem haver diferentes interpretações do conceito de qualidade de energia, a
depender da perspectiva: fabricantes, agencias reguladoras, consumidores, etc (DUGAN,
2004). Segundo (LARSSON, 2005) os fenômenos de qualidade de energia podem ser
classificados segundo o apresentado na Figura 45.
117
Figura 45 – Classificação dos diferentes fenômenos de qualidade de energia
Qualidade de
Energia
Tensão
Frequência
Interrupções
Variações de
Tensão
Flicker
Harmônicos
Transitórios
Fonte: (LARSSON, 2005)
No caso da energia eólica, estes efeitos são mais severos devido à característica
variável da velocidade do vento. A produção de potência nos aerogeradores é variável,
conforme apresentado na Figura 46, podendo causar variações de tensão, especialmente em
redes fracas. A concepção dos aerogeradores, quando ao seu tipo de conexão do gerador a
rede (apresentado na seção 3.1.5), também tem influência direta nos distúrbios na rede
elétrica.
Figura 46 – Oscilação da potência ativa de um aerogerador de
velocidade fixa, tipo A, de 500 kW
Fonte: (ACKERMANN, 2005).
118
A relação de curto-circuito rcc é a razão entre a potência de curto-circuito mínima
no ponto de interconexão e a potência entregue pela central eólica à rede receptora nesse
ponto. Esta relação de curto-circuito é calculada pela seguinte equação:
Onde:
rcc = relação de curto circuito [adimensional];
Scc = potência de curto-circuito no ponto de interligação [MVA];
Scentraleolica = potência da central eólica [MVA].
Através da relação de curto-circuito rcc é possível indicar as análises relevantes
para integração das centrais eólicas, conforme apresentado na Tabela 13.
Tabela 13 – Análises e classificação das redes em função de diferentes condições da potência de curto-circuito
Relação de
curto-circuito
Análises fundamentais
Classificação da rede
(*)
rcc ≥ 20
Perfil da tensão do ramal
Obs: não deverão existir problemas de
conexão elétrica
Forte
10 ≥ rcc < 20
Análises estáticas do nível de tensão no ramal
de ligação e no ramal que serve a central
eólica
Moderada
rcc < 10
Analises dinâmicas da tensão nos ramais
Fraca
Fonte: (ROSAS, 2003).
(*) Classificação de referência inferida pelo Autor, pois não há definição numérica do conceito de rede forte ou
fraca.
Desta forma, redes elétricas chamadas de fracas, são redes com baixa potência de
curto-circuito Scc, e consequentemente baixas relações de curto circuito rcc. Este conceito será
importante para compreender os desafios do Brasil na integração de geração eólica.
119
4.1.1 Principais distúrbios causados por aerogeradores na rede elétrica
Os principais distúrbios ocasionados por aerogeradores na rede elétrica e as suas
principais causas, são resumidas na Tabela 14. Estas interferências definem a qualidade de
energia produzida pelo aerogerador (CEPEL, 2008).
Tabela 14 – Principais distúrbios ocasionados por aerogeradores na rede elétrica e suas principais causas
Distúrbios
Causa
Sobretensão

Valor médio da potência entregue
Flutuações
(flicker)






Operações de chaveamento
Efeito de sombra da torre
Erro no passo da pá
Erro de direcionamento
Rajada de vento
Flutuações da velocidade do vento
Picos e afundamentos de tensão

Operações de chaveamento
Harmônicos


Conversores de frequência
Controladores tiristorizados
Consumo de potência reativa


Componentes indutivos
Gerador assíncrono
de
tensão
e
cintilação
Fonte: (CUSTÓDIO, 2009).
A seguir serão descritos resumidamente os principais parâmetros da qualidade da
energia elétrica gerada por um aerogerador, para posteriormente serem identificados suas
consequências quando conectados ao sistema de transmissão.
120
4.1.1.1 Flutuação de Tensão
Flutuação de tensão é a variação aleatória, repetitiva ou esporádica do valor eficaz
da tensão. Variações lentas do vento, cíclicas diárias, causam mudanças no fluxo de potência
em regime permanente.
A variabilidade da velocidade dos ventos causa variações na potência gerada e
consequentemente variação da tensão, podendo impactar no carregamento do sistema. Tais
problemas podem ser relevantes, principalmente nos casos de parques de grande porte
conectados em sistemas fracos.
Em redes fracas ainda pode ocorrer um grande afundamento de tensão, causado
por longas linhas sobrecarregadas, demanda de energia reativa por consumidores ou demanda
de energia reativa por aerogeradores (CUSTÓDIO, 2009).
Quanto mais o carregamento do sistema se aproxima do limite, mais sensíveis
estarão as tensões do sistema para variações de potência, e se agravam à medida que o
carregamento do sistema se eleva até o ponto de colapso total, o que pode ser crítico
principalmente para usinas com aerogeradores do tipo A e B (RAMOS, 2011).
Flutuações de tensão são amenizadas em função da distribuição geográfica e da
adição de aerogeradores na produção de energia agregada, conforme apresentado na Figura
47.
121
Figura 47 – Impacto da distribuição geográfica e da adição de aerogeradores na produção de energia agregada
Fonte: (ACKERMANN, 2005).
4.1.1.2 Cintilações ou Flickers
Flicker é um termo de origem inglesa que é usado para indicar flutuações de
tensão visíveis a olho nu (ROSAS, 2003). Flickers, ou cintilação de tensão, são variações
rápidas de tensão em frequências baixas, menores que 35 Hz, devendo ser considerada crítica
quando atingir valores de oscilações da ordem de 8,8 Hz (CUSTÓDIO, 2009).
Trata-se da avaliação dos níveis de perturbação causados na tensão que se
refletem em variação de luminosidade das lâmpadas, seus valores podem ser medidos através
de um equipamento chamado flickmeter. No Brasil, os limites são normatizados pelos
Procedimentos de Rede (RAMOS, 2011).
A ocorrência deste fenômeno pode ter origem em diversas causas, as principais
são: sombreamento de torre, gradiente de vento, controle de velocidade por passo e estol,
variação natural do vento incidente e operações de chaveamento.
122
Os fatores de distúrbio flicker são separados em valores médios de curto tempo,
Pst (intervalos de dez minutos) e valores médios de longa duração Plt (intervalo de duas
horas), o flicker diminui a medida que os valores tendem a 1. A fórmula para calculo do
flicker produzido por um aerogerador em operação continua é:
e
Onde:
Pst = flicker de curta duração [adimensional];
Plt = flicker de longa duração [adimensional];
c = coeficiente de flicker [adimensional];
Sref = potência aparente do aerogerador [MVA];
Sk = potência de curto-circuito no ponto de conexão [MVA].
O coeficiente de flicker c é característico da máquina e informado pelo fabricante
do aerogerador. Este coeficiente fornece a relação entre a Sk e Sref necessária para que Pst seja
1.
Para avaliação do flicker produzido por um parque eólico, utilizam-se as
expressões abaixo:
e
Onde:
Pst = flicker de curta duração do parque eólico [adimensional];
Plt = flicker de longa duração do parque eólico [adimensional];
Pst,i = flicker de curta duração do aerogerador [adimensional];
Plt,i = flicker de longa duração do aerogerador [adimensional];
n = número de aerogeradores no parque eólico [adimensional].
123
Os impactos são medidos pelos níveis de flicker na região de influência da usina
resultantes das variações de tensão decorrentes da operação em regime permanente das usinas
eólicas, das correntes de “inrush” e de manobras internas dos aerogeradores.
Para mitigar os efeitos do flicker pode-se conectar a usina num ponto de conexão
forte, utilizar um aerogerador com velocidade variável ou utilizar aerogeradores conectados à
rede por meio de conversores de frequência. Aerogeradores ligados diretamente à rede, como
os do tipo A e B, em principio são mais propensos a apresentar este fenômeno (RAMOS,
2011).
4.1.1.3 Harmônicos
Os harmônicos são distorções de tensão ou corrente com frequências que são
múltiplos inteiros da onda fundamental. A distorção harmônica é causada por equipamentos
não lineares no sistema de potência, no caso dos parques eólicos os harmônicos de tensão são
causados pelos sistemas inversores eletrônicos, unidades de controle dos tiristores e
capacitores.
Em um equipamento não linear a corrente não é proporcional à tensão aplicada. A
Figura 48 apresenta o gráfico da corrente distorcida resultado do efeito da aplicação de uma
tensão perfeitamente senoidal em um resistor não linear (DUGAN, 2004).
124
Figura 48 – Distorção de corrente causada por resistência não linear
Fonte: (DUGAN, 2004).
Conforme o postulado de Fourier, qualquer função contínua e periódica pode ser
representada pela soma de uma componente contínua de uma senóide principal na frequência
elementar (no caso da rede elétrica brasileira 60 Hz), e senóides nas frequências que são
múltiplos inteiros da fundamental (h = 1, 2, 3...). Desta forma quando uma forma de onda
distorcida apresenta comportamento igual durante pelo menos dois ciclos pode ser representa
por ondas senoidais puras (DUGAN, 2004).
A Série de Fourier, utilizada em sistemas físicos lineares, permite representar e
analisar as componentes harmônicas separadamente de uma onda distorcida (DE CARLI,
2012). A Figura 49 apresenta a representação da Série de Fourier de uma onda distorcida.
125
Figura 49 – Representação da série de Fourier de uma onda distorcida
Fonte: (DUGAN, 2004).
Os aerogeradores equipados com conversores eletrônicos de frequência (ou
potência), devido à sua não linearidade, ocasionam emissão de componentes harmônicas de
corrente, que podem em algumas condições, implicar em tensões harmônicas elevadas, pois
sempre que existirem harmônicos de corrente, haverá harmônicos de tensão em função da
impedância do sistema. Quanto maior a impedância, maior a tensão harmônica em função da
corrente harmônica, quando uma rede é dita fraca, significa que ela é de baixa potencia,
portanto de alta impedância (ROCHA, 2006).
A distorção harmônica total de corrente deve ser calculada de acordo com a
equação:
Onde, Ih é a corrente harmônica eficaz da ordem harmônica h e In é a corrente
nominal do aerogerador.
A distorção de tensão harmônica individual é dada por:
[%]
126
Já distorção de tensão harmônica total procura quantificar o conteúdo harmônico
total e é dado por:
[%]
Onde:
Vh : tensão harmônica da ordem h [V];
V1: tensão à frequência fundamental [V].
De acordo com a norma IEC, a distorção harmônica total de tensão, incluindo
todos os harmônicos até a 50ª ordem, deve ser inferior a 5%.
Harmônicos causam uma série de efeitos indesejados, como por exemplo perdas
adicionais, sobrecarga de capacitores para compensação de potencia reativa e distorções nas
medições de energia elétrica (CUSTÓDIO, 2009).
Aerogeradores tipos A e B são conectados diretamente a rede, portanto não
injetam correntes harmônicas no sistema. Nos aerogeradores tipo C (DFIG), as correntes do
conversor conectado ao estator apresentam conteúdo harmônico, da mesma forma nos
aerogeradores tipo D (“Full Converter”), a corrente total do aerogerador é resultado dos
chaveamentos dos conversores e apresenta conteúdo harmônico (RAMOS, 2011).
Os impactos da injeção de harmônico dependem não apenas do perfil de injeção
informados pelo fabricante, mas também das impedâncias do sistema vista dos pontos de
injeção em diversas configurações e condições operativas do sistema.
Quando verificado através de estudos que um parque eólico provoca distorções
acima dos limites permitidos, para mitigar os efeitos dos harmônicos, são aplicadas as
instalações de filtros junto ao parque (DE CARLI, 2012).
127
4.1.1.4 Energia reativa
Nos aerogeradores tipo A e B, cuja turbina é acoplada a um gerador assíncrono, a
demanda de energia reativa do gerador é parcialmente compensado pelo banco capacitores de
auto-exitação, neste caso o fator de potência é, em geral, superior a 0,96 (CUSTÓDIO, 2009).
Nos aerogeradores de velocidade variável, tipo C e D, conectados a rede através
de conversores de frequência, têm a energia reativa controlada pelo inversor, assim o fator de
potencia é próximo a 1, logo não consumindo energia reativa do sistema (CUSTÓDIO, 2009).
A estabilidade transitória (ou estabilidade angular do rotor) refere-se à capacidade
da máquina síncrona, conectada a um sistema de potência, permanecer em sincronismo após
ter sido submetida a um distúrbio. Este conceito não está bem definido para máquinas
assíncronas, amplamente utilizadas em concepções tradicionais de aerogeradores. Neste caso,
uma variável capaz de refletir o desempenho dinâmico destes geradores é a velocidade do
rotor, a qual sofre consideráveis aumentos durante faltas, podendo não retornar a valores
permissíveis (PAVAN, 2006).
Portanto, os aerogeradores que consomem energia reativa podem afetar os níveis
de tensão em regime permanente do sistema, o que eventualmente pode causar colapso no
sistema durante perturbações na rede.
Na prática, estes aerogeradores são desconectados antes que isto ocorra, porém
com o aumento da inserção de geradores eólicos em sistemas elétricos, é importante mantêlos em operação durante determinadas faltas, de forma a fornecer suporte à rede durante um
período energético crítico (PAVAN, 2006).
Desta forma, os procedimentos de rede limitam as faixas de fator de potência no
ponto de conexão, afim de que a interligação da usina não degrade o perfil de tensão da rede
além de estabelecerem que os aerogeradores devam continuar operando para determinados
limites de afundamento de tensão.
128
4.1.2 Requisitos atuais exigidos pelo ONS
No Brasil os requisitos técnicos mínimos para conexão de centrais eólicas no
sistema de transmissão (Rede Básica), são estabelecidos pelo ONS, através dos
Procedimentos de Rede.
A Tabela 15 apresenta os requisitos técnicos gerais do país para conexão ao
sistema de potência, conforme o item 8 do Submódulo 3.6 “Requisitos técnicos mínimos para
conexão de centrais eólicas na Rede Básica” dos Procedimentos de Rede (ANEXO A).
Tabela 15 – Requisitos técnicos gerais no Brasil para conexão ao sistema de potência
Requisito
1. Operação em regime de
frequência não nominal
2. Geração/absorção de
reativos
3. Operação em regime de
tensão não nominal
Descrição
(a) Operação entre 56,5 e 63 Hz sem
atuação dos relés de subfrequência e
sobrefrequência instantâneos.
(b) Operação abaixo de 58,5 Hz por até
10 segundos.
(c) Operação entre 58,5 e 61,5 Hz sem
atuação dos relés de subfrequência e
sobrefrequência temporizados.
(d) Operação acima de 61,5 Hz por até
10 segundos (1).
No ponto de conexão, a central geradora
eólica deve propiciar os recursos
necessários para, em potência ativa
nominal e quando solicitado pelo ONS,
operar com fator de potência indutivo
ou capacitivo dentro da faixa
especificada abaixo:
(a) mínimo de 0,95 capacitivo;
(b) mínimo de 0,95 indutivo.
No ponto de conexão da central
geradora:
(a) Operação entre 0,90 e 1,10 p.u. da
tensão nominal sem atuação dos relés de
subtensão e sobretensão temporizados.
(b) Operação entre 0,85 e 0,90 p.u. da
tensão nominal por até 5 segundos.
Benefício
Evitar o desligamento dos
geradores quando de déficit de
geração, antes que o esquema de
alívio de carga atue completamente
ou em condições de
sobrefrequência controláveis.
Participação efetiva no controle da
tensão, aumentando as margens de
estabilidade de tensão.
Evitar o desligamento da usina
quando há variações de tensão no
sistema.
4. Participação em SEP
Possibilidade de desconexão automática
ou de redução de geração mediante
controle de passo e/ou de stall das pás.
Minimizar consequências de
perturbações no sistema, incluindo
sobrefrequência no caso de
ilhamento.
5. Potência ativa de saída
Para tensões no ponto de conexão entre
0,90 e 1,10 pu, para a central geradora
eólica não será admitida redução na sua
potência de saída, na faixa de
frequências entre 58,5 e 60,0 Hz.
Para frequências na faixa entre 57 e 58,5
Hz é admitida redução na potência de
saída de até 10%. Esses requisitos
Garantir a disponibilidade de
potência das centrais de geração
eólica em situações de
subfrequência de modo a
evitar/minimizar os cortes de carga
por atuação do ERAC.
129
aplicam-se em condições de operação de
regime permanente, quase estáticas (2).
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
Notas:
(1) A temporização da proteção de desligamento por sobrefrequência é definida com base em avaliação do
desempenho dinâmico, para garantir a segurança operativa do SIN.
(2) As condições de operação quase-estáticas são caracterizadas por gradientes de frequência ≤ 0,5% /min e de
tensão ≤ 5% /min.
Adicionalmente os procedimentos de rede normatizam outros requisitos mínimos,
tais como (ONS, Procedimentos de Rede, 2013):
Variações de tensão em regime permanente: As centrais de geração eólica não
devem produzir variação de tensão superior a 5% no ponto de conexão no caso de manobra
parcial ou total, tempestiva ou não, do parque gerador.
Desequilibro de tensão: O acessante deve manter suas cargas balanceadas de tal
forma que o desequilíbrio da tensão decorrente da operação de seus equipamentos, bem como
outros efeitos internos às suas instalações, não provoque no ponto de conexão à rede básica ou
ao barramento de transformador de fronteira a superação do limite individual para o indicador
Fator de Desequilíbrio de Tensão k, que exprime a relação entre as componentes de sequência
negativa (V2) e sequência positiva (V1) da tensão, expresso em termos percentuais da
componente de sequência positiva:
O valor do indicador a ser comparado com o valor limite, identificado como
KS95%, é assim obtido:
(a) determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no
período de 1 dia (24 horas), considerando os valores dos indicadores integralizados em
intervalos de 10 (dez) minutos, ao longo de 7 (sete) dias consecutivos; e
(b) o valor do indicador corresponde ao maior entre os sete valores obtidos
anteriormente, em base diária.
Os limites são estabelecidos conforme apresentado na Tabela 16.
Tabela 16 – Limites de desequilíbrio de tensão
Indicador
Limite Global
Limite Individual
KS95%
2%
1,5%
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
130
Flutuação de tensão (flicker): O acessante deve adotar todas as medidas
necessárias para que a flutuação de tensão decorrente da operação de seus equipamentos, bem
como outros efeitos em suas instalações, não provoque no respectivo ponto de conexão à rede
básica ou ao barramento de transformador de fronteira, superação dos limites individuais para
os indicadores de severidade de cintilação PstD95% - Indicador de Severidade de Cintilação
de Curta Duração Diário e PltS95% - Indicador de Severidade de Cintilação de Longa
Duração Semanal, conforme determinação da norma IEC 61000-4-15.
O indicador Pst representa a severidade dos níveis de cintilação associados à
flutuação de tensão verificada num período contínuo de 10 (dez) minutos e é calculado a
partir dos níveis instantâneos de sensação de cintilação, medidos conforme a seguinte
expressão:
Onde:
Pi = nível de sensação de cintilação que foi ultrapassado durante i% do tempo,
resultante do histograma de classificação por níveis, calculado conforme estabelecido na
Publicação IEC-61000-4-15.
O indicador Plt () representa a severidade dos níveis de cintilação causados pela
flutuação de tensão verificada num período contínuo de 2 (duas) horas e é calculado a partir
dos registros de Pst conforme a seguinte expressão:
Os indicadores de severidade de cintilação, aqui adotados como representativos da
flutuação de tensão em barramentos da rede básica e em barramentos dos transformadores de
fronteira, são:
(a) PstD95%: valor do indicador Pst que foi superado em apenas 5% dos registros
obtidos no período de 1 (um) dia (24 horas);
(b) PltS95%: valor do indicador Plt que foi superado em apenas 5% dos registros
obtidos no período de uma semana, ou seja, de 7 (sete) dias completos e consecutivos.
131
Os limites para estes indicadores são estabelecidos pela Tabela 17. A Tabela 18
define os valores dos Fatores de Transferência (FT).
Tabela 17 – Limites de flutuação de tensão
Indicador
PstD95%
PltS95%
Limite global
inferior FT
Limite global
superior FT
Limite
individual
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013)
Tabela 18 – Fatores de Transferência (FT)
Tensão
FT
Barramento de tensão nominal ≥ 230 kV
0,65
69 kV ≤ Barramento de tensão nominal < 230 kV
Barramento de tensão nominal < 69 kV
0,8
1,0
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
Suportabilidade a subtensões decorrentes de faltas na rede básica (fault ridethrough): Os aerogeradores não devem se desconectar em casos de afundamentos de tensão.
Caso haja afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão da central de
geração eólica na rede básica, a central deve continuar operando se a tensão nos seus
terminais permanecer acima da curva indicada na Figura 50.
Isso é um fator importante para aumentar a margem de segurança de operação do
sistema, minimizando o risco de colapso, tendo em vista que o aerogerador conectado e
sincronizado será benéfico a recuperação da tensão.
132
Figura 50 – Suportabilidade a subtensões - Tensões nos terminais dos aerogeradores
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
Distorção harmônica: O acessante deve assegurar que a operação de seus
equipamentos, bem como outros efeitos em suas instalações, não causem distorções
harmônicas no ponto de conexão à rede básica ou ao barramento de transformador de
fronteira em níveis superiores aos limites individuais estabelecidos para os indicadores de
distorção de tensão harmônica individual e total definidos.
Os valores dos indicadores – tanto o indicador total (DTHTS95%) quanto os
indicadores por harmônicos – a serem comparados com os valores limites são assim obtidos:
(a) determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no
período de 1 dia (24 horas), considerando os valores dos indicadores integralizados em
intervalos de 10 (dez) minutos, ao longo de 7 (sete) dias consecutivos; e
(b) o valor do indicador corresponde ao maior entre os sete valores obtidos,
anteriormente, em base diária.
Os limites globais inferiores correspondentes aos indicadores de tensão harmônica
individuais de ordem 2 a 50, bem como o indicador DTHTS95% são apresentados na Tabela
19.
133
Tabela 19 – Limites globais inferiores em porcentagem da tensão fundamental
V ≥ 69 kV
V < 69 kV
Ímpares
Valor
Ordem
(%)
3, 5, 7
Pares
Valor
Ordem
(%)
5%
3, 5, 7
2, 4, 6
9, 11, 13
Ímpares
Valor
Ordem
(%)
9, 11, 13
≥8
2%
2%
3%
2, 4, 6
1%
≥8
0,5%
1,5%
1%
15 a 25
2%
15 a 25
1%
≥ 27
1%
≥ 27
0,5%
DTHTS95% = 6%
Pares
Valor
Ordem
(%)
DTHTS95% = 3%
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
Os limites globais superiores são determinados pela multiplicação dos limites
globais inferiores por um fator igual a 4/3. Por exemplo, os limites globais superiores
relativos aos indicadores DTHTS95% para V < 69 kV e V ≥ 69 kV são, respectivamente, 8%
e 4%.
Os limites globais inferiores e superiores são utilizados no gerenciamento do
desempenho da rede básica com relação às distorções de tensão. Quando uma barra apresenta
distorção abaixo do limite global inferior, ela é considerada adequada, quando este valor esta
entre os limites globais inferiores e superiores, a barra é considerada em observação,
finalmente, quando a distorção da barra supera os limites globais superiores, medidas
corretivas devem ser adotadas (DE CARLI, 2012).
Os limites individuais de tensões harmônicas de ordem 2 a 50, bem como o
indicador DTHTS95% são apresentados na Tabela 20.
Tabela 20 – Limites individuais em porcentagem da tensão fundamental
13,8 kV ≤ V < 69 kV
Ímpares
Pares
Valor
Valor
Ordem
Ordem
(%)
(%)
3 a 25
1,5%
todos
0,6%
≥ 27
0,7%
DTHTS95% = 3%
Fonte: (ONS, Procedimentos de Rede, 2013).
V ≥ 69 kV
Ímpares
Valor
Ordem
(%)
3 a 25
0,6%
Pares
Valor
Ordem
(%)
todos
≥ 27
0,4%
DTHTS95% = 1,5%
0,3%
134
Os limites individuais representam os limites que são impostos a cada usina eólica
ou conjunto de usinas em caso de conexão compartilhada de interesse restrito.
As definições de distorção harmônica é um requisito que necessita de
amadurecimento, já que em outros países este é um requisito pouco exigido, e tem implicado
na necessidade de instalação de filtros de harmônicas em muitos parques eólicos no país.
Através das definições do Submódulo 3.6 dos Procedimentos de Rede, a
qualidade de energia elétrica eólica produzida e fornecida no Brasil apresenta padrões de
qualidade adequados (CUSTÓDIO, 2009).
Adicionalmente, frente ao crescimento da fonte eólica na matriz brasileira, o ONS
já vem adotando medidas para integração da geração eólica tais como (CHIPP, 2012):

Desenvolver modelos de previsão de geração (até 72 horas antes) a partir
do acompanhamento dos dados históricos, das previsões das condições
climáticas e dos dados topográficos;

Estabelecer estratégias de reserva de potência, para fazer frente ao caráter
intermitente do vento e as imprecisões da previsão (particularmente para
variações bruscas de vento);

Acompanhamento de desempenho dinâmico do conjunto de parques
eólicos conectados a um mesmo barramento da rede elétrica, em função do
eventual valor baixo de relação de curto-circuito;

Estabelecimento de requisitos de supervisão de forma a “enxergar” a
geração eólica em montante adequado;

Avaliação de centros de despacho regionais para concentrar a operação e
relacionamento de um conjunto destas fontes com o operador do sistema;

Monitoração de valores de indicadores de qualidade de energia elétrica,
principalmente os indicadores de distorção harmônica e flutuação de
tensão.
135
4.1.3 Conexão de aerogeradores ao sistema elétrico de potência – Desafios do Brasil
Para uma bem sucedida integração da energia eólica, agentes de geração,
fabricantes de aerogeradores, agentes de regulação e operadores do sistema enfrentam
desafios para mitigar os impactos na rede (LEÃO, 2009).
Conforme observado nas seções 4.1.1 e 4.1.2, na conexão de aerogeradores ao
sistema elétrico devem-se observar os efeitos da injeção dessa potência, alguns importantes
fenômenos são o colapso de tensão e problemas na qualidade de tensão, perdas elétricas na
rede, regulação de tensão e despacho de potência (CUSTÓDIO, 2009).
Estes problemas somente são preocupantes se o sistema elétrico da região de
conexão da usina apresentar baixa potência de curto circuito, se comparado ao acréscimo de
potência dos aerogeradores.
Para solucionar o problema de estabilidade de tensão podem ser adotadas algumas
medidas como:

Reforço no sistema com instalação de linhas de transmissão e cabos;

Instalação de compensação reativa: compensadores síncronos, capacitores,
e compensadores estáticos;

Conexão ao sistema usando corrente continua.
A regulação de tensão depende da capacidade do sistema, a compensação reativa
pode ser uma solução neste caso.
A escolha da solução leva em consideração os custos da alternativa. A construção
de novas linhas de transmissão, por exemplo, além de aumentarem o nível de curto circuito
diminuem as perdas elétricas.
Já o despacho de potência é dificultado pela característica aleatória do vento,
porém este problema só é critico em níveis de penetração acima de 20% da capacidade de
geração do sistema elétrico, conforme visto na seção 3.4, apesar da expansão da fonte eólica
no Brasil ela é considerada uma fonte complementar, o controle de frequência e a regulação
de frequência são feitas pelas usinas convencionais, despachadas pelo ONS (CUSTÓDIO,
2009).
Em função dos efeitos da integração da energia eólica ao sistema elétrico, dos
requisitos do ONS e das diferentes topologias de aerogeradores, a Tabela 21 resume as
136
principais consequências que devem nortear as ações do agente de geração (proprietário do
parque eólico), e dos demais agentes do sistema como a ANEEL, ONS e EPE.
Tabela 21 – Consequências dos efeitos da integração de uma usina eólica ao sistema elétrico
Efeito
Tipo A
Aerogerador
Tipo B
Tipo C
Tipo D
Flutuações de
Potencia gerada
Pior
Pior
Melhor
Melhor
Harmônicos
Não
Não
Sim
Sim
Flicker
Consumo de
Energia Reativa
Consequência
Carregamento do
sistema. Conexão da
usina em ponto forte
Instalação de Filtros, se
necessário.
Cintilação luminosa.
Maior
Maior
Menor
Menor
Conexão da usina em
incidência incidência incidência Incidência
ponto forte
Podem levar ao colapso
da rede. Eventual
Sim
Sim
Não
Não
necessidade de
compensação. Conexão
da usina em ponto forte
Fator de potencia
no ponto de
conexão 0,95
capacitivo e 0,95
indutivo
Pior
Pior
Melhor
Melhor
Se necessário instalação
de compensação, através
de Banco de Capacitores,
Reatores, etc.
Suportabilidade a
subtensões
durante faltas
Pior
Pior
Melhor
Melhor
Desconexão dos
aerogeradores
Fonte: Autor.
Analisando as particularidades do Brasil, a participação eólica na matriz
energética prevista para 2015 é de cerca de 6,6% (EPE, Plano Decenal de Energia - PDE
2021, 2013), o que é relativamente pequeno. Por se tratarem de parques novos, a tecnologia
empregada nos aerogeradores é moderna. Os ventos no Brasil são mais constantes, com
poucas ocorrências de rajadas e existe uma complementaridade com a energia hidrelétrica.
Desta forma, referente ao efeito flicker, ele não representa atualmente problema
nas conexões de parques eólicos. Em geral o efeito é local, ou seja, não há propagação para
outros barramentos do SIN (MEDEIROS, 2012).
É de responsabilidade dos acessantes a mitigação de problemas relacionados com
a penetração de harmônicos e com o fator de potência, que devem atender aos requisitos dos
137
procedimentos de rede e prever equipamentos adicionais no seu projeto quando identificado
nos estudos elétricos de conexão do parque eólico.
Alusivo ao comportamento dinâmico das unidades geradoras em situações de
perturbações no sistema elétrico reflete a importância do dispositivo “Ride Through the
Fault”, para evitar que os aerogeradores se desconectem do sistema na ocorrência de uma
falta. Este é um requisito do procedimento de rede, e é uma concepção que depende
basicamente do tipo de aerogerador utilizado no parque eólico e dos seus mecanismos de
controle.
Portanto avaliando os aspectos levantados, o grande desafio sob ponto de vista
técnico para a integração da geração eólica no Brasil é a localização geográfica dos parques
eólicos, pois em sua grande maioria eles estão localizados em pontos onde a rede elétrica é
fraca, com baixa potência de curto circuito, o que implica na necessidade de implantação de
reforços na rede (CHIPP, 2011).
No caso especifico do Brasil, os órgãos de planejamento e operação do sistema
elétrico (EPE e ONS) adotaram à época do PROINFA, quando não se conhecia muito dos
aerogeradores, que a potência da usina eólica não ultrapassasse a 8% da potência de curto
circuito à rede, o que equivalia a uma rcc limite de 12,5 (CUSTÓDIO, 2009). Apesar deste
valor ainda não estar oficializado em nenhum documento de critérios de expansão do sistema,
a EPE vem adotando atualmente valores bem menos conservadores em seus estudos, rcc de
2,5, ou seja, 40% da potência de curto circuito.
A Figura 51 apresenta um diagrama simplificado, contendo as interligações
regionais, as principais usinas em construção no Brasil e a incidência da geração eólica no
SIN.
138
Figura 51 – Interligações regionais de energia no Brasil
Fonte: (ONS, 2013).
Atualmente, há um portfólio de projetos eólicos habilitados tecnicamente pela
EPE de cerca de 600 empreendimentos, cuja potência total é superior a 16 GW. Destes 450
projetos são localizados na região nordeste (cerca de 12 GW) e 150 na região sul (cerca de 4,3
GW), isto indica que a expansão no país tem espaço e continuará acontecendo nestas regiões.
A Figura 52 ilustra a distribuição destes projetos.
139
Figura 52 – Empreendimentos eólicos habilitados pela EPE desde 2009, agregados por município
Fonte: (EPE, 2013).
Comparando o mapa da Figura 52, com o mapa do Sistema de Transmissão
Brasileiro, (apresentado neste trabalho na Figura 7 localizada na página 51), nitidamente é
possível observar que os projetos eólicos brasileiros estão localizados em locais onde a rede
elétrica é fraca, com baixa potência de curto circuito (por ser pouco malhada e estar nas
extremidades do sistema), ou em locais onde até mesmo a rede é inexistente.
Por fim, atualmente muitas das usinas eólicas em operação no sistema são de
porte tal que seu impacto sobre o sistema se limita à área do sistema em que ele se conecta.
Com a instalação de usinas de grande porte e em quantitativos expressivos, como previstos a
partir de 2014, estima-se que esta influência passe a produzir impactos no desempenho
dinâmico global do SIN no que se refere às suas interligações (RAMOS, 2011).
Questões como estas representam certamente grandes desafios técnicos para o
futuro próximo do Brasil, que terá de investir no reforço do sistema de transmissão,
principalmente na construção de novas linhas ou recapacitação de existentes, além da inclusão
140
de equipamentos para compensação de reativos e/ou aumento da potência de curto-circuito,
como compensadores síncronos, estáticos, reatores e capacitores.
4.2
INTEGRAÇÃO
DA
GERAÇÃO
EÓLICA:
DESAFIOS
SOB
ASPECTOS
REGULATÓRIOS
O debate referente ao problema regulatório para conexão da geração eólica no
Brasil se intensificou depois dos atrasos no sistema de transmissão dos parques no nordeste
constatados no ultimo ano, segundo a ANEEL o atraso na entrada em operação de linhas de
transmissão destinadas a escoar energia de 28 parques eólicos que estão prontos no Rio
Grande do Norte, Ceará e Bahia, com potência instalada de 622 MW, tem gerado prejuízo
mensal de R$ 33 milhões (ANEEL, 2013).
O desafio da integração da energia eólica ao sistema de transmissão Brasileiro,
sob o ponto de vista regulatório, é composto hoje basicamente por três temas (CHIPP, 2011):

Os Leilões de Energia e as Instalações de Transmissão de Interesse
Exclusivo de Centras de Geração para Conexão Compartilhada (ICGs);

Dificuldade de compatibilização entre os cronogramas de transmissão e
geração para os leilões A-3 e LER;

Diferença entre o sistema de transmissão antes e depois do leilão de
geração.
Na sequência serão conceituados e discutidos o panorama atual destes temas.
4.2.1 Os Leilões de Energia e as ICGs
A portaria do MME no 328, de 29 de julho de 2005, posteriormente atualizada
pela portaria no 21, de 18 de janeiro de 2008, instituiu o processo de Registro na ANEEL e
posterior Habilitação Técnica pela EPE de projetos de novos empreendimentos de geração de
energia elétrica e de ampliação ou repotenciação, restrita ao acréscimo da capacidade
141
instalada, com relação à promoção dos leilões de energia proveniente de novos
empreendimentos.
Esta portaria condiciona que todos os projetos e novos empreendimentos de
geração, inclusive ampliação e repotenciação de empreendimentos existentes e importação de
energia elétrica, deverão estar registrados na ANEEL para que possam posteriormente se
habilitar tecnicamente para participar dos leilões de energia nova do ACR.
Os empreendedores que pretenderem propor a inclusão destes projetos registrados
na ANEEL nos leilões de compra de energia proveniente de novos empreendimentos de
geração devem requerer o cadastro para obtenção da Habilitação Técnica dos respectivos
empreendimentos à EPE.
Este processo de habilitação técnica é realizado sempre quando da divulgação de
um edital de leilão de contratação de geração, sendo a entrega dos documentos de habilitação
com um prazo de três meses de antecedência a data de realização do certame. Com esse
propósito, os empreendedores deverão protocolar na EPE, dentre outros documentos, o
parecer ou documento equivalente referente a consulta de acesso das centrais geradoras à
Rede Básica, às DIT, ou às redes de distribuição, para os casos de conexão no sistema de
transmissão da Rede Básica ou das DIT, com entrada em operação do empreendimento de
geração em prazo inferior ou igual a 03 (três) anos, o referido parecer ou documento
equivalente deverá ser emitido pelo ONS.
A emissão destes documentos tem sido feita de forma individual, empreendimento
por empreendimento, já que não se sabe quem será efetivamente vencedor do leilão, vendendo
energia. Cabe resaltar que os aerogeradores que vem sendo utilizados no Brasil têm potencia
nominal de 2 MW, e eles são agrupados em conjuntos que constituem uma central geradora
eólica com capacidade instalada ligeiramente inferior a 30 MW, para fins de usufruir de
benefícios tarifários. Desta forma, um parque, por exemplo, de 150 MW localizado num
único sitio é dividido em cinco ou seis centrais, e para cada parque é emitido um documento
de acesso, sempre considerando o mesmo ponto de conexão no sistema de transmissão
(GOMES, 2012).
Caso o empreendimento venha a ser contratado no leilão de energia, após a
emissão do ato de outorga, deve ser dado inicio a seu efetivo processo de acesso no ONS,
conforme já explanado no item 3.3.4 deste trabalho. No referido parecer de acesso, deve ser
ratificado ou não o ponto de conexão solicitado antes da realização do leilão e definidas as
instalações de conexão definitivas.
142
Quando mais de um empreendimento de geração se sagra vencedor do leilão com
conexão no mesmo ponto, os referidos estudos de integração devem ser feitos de forma
conjunta, tendo em vista a influência entre eles e o impacto no sistema de transmissão. Isto
pode inclusive impactar na mudança do ponto de conexão solicitado. Quando a conexão é
feita através de ICG, estas avaliações são realizadas pelo ONS.
Vale observar que, referente à divisão das centrais anteriormente mencionadas,
elas não são conectadas no ponto de conexão individualmente, elas se conectam a uma única
subestação coletora que compartilha esta transformação e a linha de transmissão até o ponto
de conexão, o que implica na necessidade de atualização e regularização da autorização pela
ANEEL.
O fluxograma deste processo de cadastramento e habilitação é ilustrado na Figura
53.
Figura 53 – Processo de cadastramento e habilitação de empreendimentos
Fonte: (EPE, 2009).
143
Posteriormente houve uma mudança no ciclo deste processo, referente ao
momento da realização da chamada pública para ICG, que será abordado posteriormente nesta
seção. Antes será apresentado o conceito de ICG.
As incertezas que antecederam as análises da conexão de usinas a biomassa no
estado do Mato Grosso do Sul fizeram com que o MME e a ANEEL procedessem ao
aprimoramento da regulamentação do setor elétrico com o Decreto nº 6.460/2008, que
instituiu a Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada (ICG).
As ICG são instalações de conexão para acesso de centrais de geração, mas de
propriedade da concessionária de transmissão. A ANEEL publicou a Resolução Normativa nº
320/2008, que estabeleceu os critérios para classificação das ICG, e regulamentou a
realização de Chamada Pública, com vistas a subsidiar o planejamento setorial, ao apurar
compromissos firmes dos empreendedores de geração interessados em participar de uma ICG,
caracterizados por intermédio do aporte de garantias financeiras.
A modalidade de ICG é uma importante alternativa de acesso ao sistema elétrico
quando se verifica cumulativamente a demanda por conexão de um número expressivo de
geradores em regiões geográficas atendidas por malhas de transmissão com baixa capilaridade
e/ou por sistemas de distribuição sem capacidade para incorporar volumes significativos de
potência e energia.
O conceito de ICG está relacionado às instalações de transmissão não integrantes
da Rede Básica destinadas ao acesso de centrais de geração em caráter compartilhado à Rede
Básica. As ICGs são definidas por Chamada Pública realizada pela ANEEL e são licitadas em
conjunto com as instalações de Rede Básica para duas ou mais centrais geradoras. Uma
subestação Coletora é uma instalação de Rede Básica vinculada à conexão de centrais
geradoras em caráter compartilhado. Esse tipo de conexão permite minimizar o custo total dos
investimentos no sistema de transmissão incentivando a expansão das fontes alternativas na
matriz energética brasileira. Outra definição importante estabelecida pela ANEEL são as
instalações de transmissão de Interesse Exclusivo e Caráter Individual (IEG). Essa definição
refere-se às instalações de uso individual das usinas destinadas à interligação do
empreendimento às ICGs.
A Figura 54 apresenta os conceitos anteriormente definidos para as ICGs, IEGs e
Subestações coletoras.
144
Figura 54 – Diagrama ICG e IEG
Fonte: (EPE, 2013).
O custo de uma ICG deve ser arrecadado pelos geradores usuários de forma
proporcional à potência injetada. Nesse exemplo, cada gerador conectado ao terminal de baixa
tensão do transformador paga uma parcela da receita desse equipamento proporcional ao seu
Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST).
A partir do diagrama mostrado na Figura 54 é possível exemplificar a arrecadação
de cada um dos geradores conectados à subestação coletora, onde:
Gerador G1 = TUST + Encargo de Conexão, relativo à parcela de uso do TR
(transformador).
Geradores G3 e G4 = TUST + Encargo de Conexão, relativo à parcela de uso
do TR (transformador) e à parcela de uso da LT (linha de transmissão).
Importante observar que o custo das instalações de transmissão de Interesse
Exclusivo e Caráter Individual (IEG) deverá ser assumido pelos empreendedores agentes de
geração, não estando incluído nos Encargos de Conexão, conforme o exemplificado
anteriormente.
Para os agentes geradores, esta forma de pagamento é um atrativo, visto que o
agente deixa de fazer o investimento no curto prazo, cuja responsabilidade passa a ser da
transmissora vencedora da licitação da ICG.
Em 14 de agosto de 2008 foi realizado o leilão de energia de reserva n o 001/2008,
para contratação de usinas termelétricas de biomassa e PCHs, cujo fluxo seguiu o apresentado
anteriormente na Figura 53, ou seja, a Chamada Pública de ICG, para cadastramento para fins
de inscrições de potenciais interessados em compartilhar as ICGs, aconteceram antes da
145
realização do leilão de energia. Desta forma as ICGs foram dimensionadas pela EPE e
implantadas mediante licitação (leilão de transmissão).
Definidos os geradores interessados, a licitação para as ICG de Mato Grosso do
Sul e do sul de Goiás foi realizada em 24 de novembro de 2008, por meio do Leilão de
Transmissão no 008/2008. Neste caso surgiram problemas associados principalmente à
desistência de alguns agentes geradores quanto à efetiva implantação e conexão de suas
usinas, deixando ociosas as instalações de transmissão previamente licitadas. Também houve
problemas de atrasos e dificuldades das implantações dos sistemas de transmissão, pelos mais
diversos motivos. Este não casamento de cronogramas geram diversos transtornos,
envolvendo inclusive prejuízos para ambas às partes.
Desta forma, o estabelecimento de ICGs ou das instalações de rede básica
necessárias para integração da usina licitada, associados aos leilões de energia subsequentes
ao citado, foi feito na ordem inversa, ou seja, foram realizados os leilões de energia
precedendo os correspondentes leilões de transmissão, desta forma a chamada pública para
interessados em compartilhar as instalações de ICG passou a ocorrer em até sessenta dias após
a realização do leilão de energia, prazo suficiente para a EPE realizar os estudos e simulações
para dimensionamento das ICGs.
Este processo aconteceu de 2009 a 2012, e as ICGs dimensionadas pela EPE
foram destinadas especificamente para o acesso de centrais geradoras eólicas no Nordeste do
país e se restringiram a subestações transformadoras 230/69 kV.
Porém, os mesmos problemas ocorridos anteriormente voltaram a acontecer.
Como consequência notou-se novamente um descompasso entre a entrega para operação das
ICGs e as usinas que delas farão uso. Por exemplo, em 2009, no primeiro leilão exclusivo
para a energia eólica, foram contratados 1.841 MW de potência instalada. Deste montante,
622 MW estão entregues para operação, todavia impossibilitados de gerar devido às
respectivas ICGs ainda não estarem concluídas, os prejuízos foram apontados durante
audiência da Comissão de Minas e Energia, em 12 de junho na Câmara, quando os
parlamentares acusaram o governo e a cúpula do setor energético de causarem um prejuízo de
R$ 770 milhões aos cofres públicos, pelo pagamento feito a usinas eólicas que ficaram
prontas no prazo, mas não têm linhas de transmissão para despachar energia (FOLHA DE
SÃO PAULO, 2013).
Estes atrasos tiveram ampla repercussão em todos os veículos da imprensa e do
setor elétrico, e o problema tende a se agravar, pois ainda existem discrepâncias entre os
cronogramas de conclusão de novas usinas e suas respectivas ICGs.
146
Estes fatos foram resultado de uma visão segmentada no processo de
planejamento da expansão e que repercutirão de forma negativa na operação do SIN, seja nos
aspectos econômicos, seja naquelas relacionados à segurança, confiabilidade e ao meio
ambiente (DESTER, 2013).
Desta forma ficou latente para o governo e para o setor elétrico brasileiro o
necessário aprimoramento do processo de tratamento das ICGs.
Em sequência serão um pouco mais exploradas a incompatibilidade de
cronogramas e as diferenças dos sistemas de transmissão anteriores e posteriores ao leilão de
geração.
4.2.2 Dificuldade de compatibilização entre os cronogramas de transmissão e geração
para os leilões A-3 e LER
Conforme apresentado anteriormente, houve um descompasso entre os
cronogramas de transmissão e de geração, referente as ICGs que atenderiam os parques
eólicos do nordeste, e mais atrasos deverão se confirmar referente ao sistema de transmissão
de outros parques eólicos, que não necessariamente foram classificados como ICGs.
A compreensão deste problema esta relacionada basicamente com o período de
tempo entre a data do leilão de geração e data da entrega da energia, que é insuficiente para a
adequação do sistema de transmissão. Lembrando que estes leilões A-3 e de energia de
reserva tipicamente tem três anos de prazo para que as usinas entrem em operação comercial,
e ultimamente ocorrendo inclusive com prazos inferiores a três anos, o que tem sido um
agravante.
As principais etapas a serem cumpridas para possibilitar a implantação do sistema
de transmissão, posterior a realização do leilão de geração, estão listadas abaixo:

Chamada pública para candidatos a ICG (eólicas e biomassa);

Planejamento do sistema de transmissão para escoamento da geração
vencedora do leilão;

Preparação do edital de licitação da transmissão;

Realização do leilão de transmissão;

Assinatura do contrato de concessão da transmissão;
147

Licenciamento ambiental;

Implantação das obras;

Comissionamento e entrada em operação comercial.
A Figura 55 de autoria do ONS apresenta os principais marcos, e seus respectivos
prazos médios, associados à implantação de instalações de geração e transmissão, referente
aos leilões A-3 e de energia de reserva.
Figura 55 – Principais marcos associados à implantação de instalações de geração e transmissão – leilões A-3 e
LER (prazos médios)
Fonte: (CHIPP, Energia Eólica e a Operação do Sistema Elétrico - Experiências do Brasil e Portugal no Setor
Elétrico, 2011).
Sendo assim, com base nos prazos elencados na Figura 55, teremos apenas 20 e
24 meses, respectivamente, para implantação das ampliações e reforços necessários para que
o sistema de transmissão esteja pronto juntamente com o inicio da operação comercial dos
parques (D + 3 anos). Levando em conta os prazos médios atuais de licenciamento ambiental
(17 meses para obtenção da Licença de Instalação que autoriza a mobilização para inicio das
obras) dificilmente estes prazos serão atingidos.
As etapas referentes aos leilões de transmissão já foram detalhados na seção 2.5.1
(página 56), explorando um pouco mais estas datas, o cronograma e o prazo de implantação
um empreendimento de transmissão inicia com a assinatura do contrato de concessão. O prazo
148
de execução do empreendimento varia de acordo com uma série de variáveis, seja pelo nível
de tensão e consequente complexidade do empreendimento, restrições ambientais e/ou
fundiárias, por condições climáticas desfavoráveis, variáveis geológicas desconhecidas
previamente, etc. As principais etapas de um empreendimento de transmissão são descritas na
Tabela 22.
Tabela 22 – Principais etapas de um empreendimento de transmissão
ETAPA
PROJETO BÁSICO
ASSINATURA DE
CONTRATOS
REGULARIZAÇÃO
FUNDIÁRIA
LICENCIAMENTO
AMBIENTAL
PROJETO
EXECUTIVO
MATERIAIS
EQUIPAMENTOS
PRINCIPAIS
DEMAIS
EQUIPAMENTOS
PAINES DE
PROTEÇÃO,
CONTROLE E
AUTOMAÇÃO
DESCRIÇÃO/PRINCIPAIS ATIVIDADES
PRAZO
MÉDIO
(*)
(meses)
Elaboração e análise dos projetos básicos do empreendimento, a
serem entregues para aprovação do ONS/ANEEL
Assinatura dos contratos de EPC - Estudos, projetos e construção,
CCT - Acordo Operativo, CCI - Acordo Operativo e CPST, quando
aplicáveis.
Aquisições, desapropriações, indenizações ou recomposições de
propriedades e de serviços públicos que interfiram com a área das
instalações, declaração de utilidade pública quando necessário.
Engloba as atividades de Termo de Referência, Estudo de Impacto
Ambiental, Licença Prévia, Licença de Instalação, Autorização de
Supressão de Vegetação e Licença de Operação (ao final). Interação
com diversas entidades, como IBAMA, órgãos estaduais, IPHAN,
ICMbio, etc.
Elaboração e análise dos projetos executivos civis, eletromecânicos,
elétricos e "como construído".
Compreende a aquisição, fabricação, inspeção, ensaios e transporte
das estruturas, cabos condutores, ferragens, isoladores, e demais
materiais eletromecânicos.
Compreende a aquisição, fabricação, inspeção, ensaios e transporte
referente aos autotransformadores, transformadores, reatores,
capacitores, compensadores, válvulas tiristorizadas, filtros CA/CC.
Compreende a aquisição, fabricação, inspeção, ensaios e transporte
dos equipamentos de manobra como: disjuntores, chaves
seccionadoras, transformadores de instrumentos, para raios,
cubículos blindados, etc.
Compreende as aquisições, fabricação, inspeção e ensaios do
Sistema de Proteção, Controle e Supervisão e de Telecomunicações.
Compreende a mão de obra, equipamentos e materiais de consumo
referente ao canteiro de obras, terraplanagens, fundações, drenagem,
edificações e demais obras de infraestrutura.
Compreende a mão de obra, equipamentos e materiais de instalação
MONTAGEM
e consumo necessárias à montagem e completa instalação dos
ELETROMECÂNICA
equipamentos.
Compreende a aceitação, incluindo ensaios e inspeções dos
ENSAIOS DE
equipamentos e instalações no campo, que permitirão a sua operação
COMISSIONAMENTO
comercial.
OPERAÇÃO
Energização e entrega para operação comercial do empreendimento.
COMERCIAL
Fonte: Autor.
(*) Cronograma estimado considerando uma Linha de Transmissão genérica de 230 kV de 100
respectivos terminais de linhas, em região de relativa complexidade ambiental (caso comum das ICGs).
OBRAS CIVIS
2
3
6
18
6
10
12
8
10
8
6
2
0
km com
149
Ao englobarmos estas etapas em um cronograma simplificado, com as respectivas
correlações das atividades é possível determinar o prazo total estimado do empreendimento,
neste caso de 30 meses após a assinatura do contrato de concessão.
Tabela 23 – Cronograma simplificado empreendimento de transmissão
Fonte: Autor.
No caso das linhas em atraso no nordeste (Lotes A e C do Leilão de Transmissão
o
n 006/2010), o prazo para conclusão das obras estipulados pela ANEEL no edital do Leilão
eram de 18 meses, a partir da assinatura do contrato de concessão.
A empresa vencedora do certame, que ocorreu em 03 de setembro de 2010
referente aos lotes A e C, foi a Companhia Hidrelétrica do São Francisco – CHESF, sendo o
contrato de concessão assinado em 23 de novembro de 2010. Desta forma as instalações
deveriam entrar em operação comercial em 23 de maio de 2012, o que atenderia o prazo das
usinas, que tinham prazo até julho de 2012 para entrar em operação comercial, embora seja
comum em obras de usinas eólicas a antecipação do prazo de três anos.
Na prática, o atraso para a operação do Lote A já chega a 15 meses, já que a
previsão para a conclusão da obra é 31 de novembro deste ano, segundo informações
fornecidas pela própria CHESF à ANEEL. Em relação ao lote C, o projeto tem um
cronograma atraso em 14 meses, com conclusão prevista para 31 de outubro próximo. A
CHESF alega para todos os projetos demora na liberação de licença e a falta de informação
dos projetos licitados, que a obrigaram a realizar mais estudos (FOLHA DE SÃO PAULO,
2013).
Independente das motivações e responsabilidades, fica latente pelos atrasos que o
prazo estipulado pela ANEEL no edital do leilão de ICGs era inexequível, prazos de 18 meses
não são comuns na implantação de linhas de transmissão, e a agencia certamente utilizou este
150
prazo para tentar viabilizar, pelo menos em papel, o cumprimento do cronograma das usinas
eólicas.
4.2.3 Diferença entre o sistema de transmissão antes e depois do leilão
Cabe à EPE, em um primeiro momento, especificar apenas os reforços
referenciais de Rede Básica para a viabilização dos montantes cadastrados no leilão de
geração, que estarão condicionados aos resultados do referido certame.
Estas informações servem de subsídio à ANEEL para o cálculo das tarifas de
transmissão de cada empreendimento habilitado pela EPE para participar do leilão. Estes
valores são então publicados concomitantemente com o edital do leilão de compra de energia,
e subsidiam o lance dos empreendedores de geração no certame.
A dificuldade dos agentes geradores é que existe uma diferença da quantidade de
usinas habilitadas e vencedoras, e certamente ocorrerão adequações nos projetos no momento
da implantação dos parques. Portanto os agentes geradores não têm como prever com a
exatidão necessária antecipadamente a sua configuração de conexão, uma vez que a chamada
pública de ICGs é realizada após o leilão.
Esta incerteza que influencia no preço da energia a ser ofertado, e acarreta em
riscos ao empreendedor, pois a rede de transmissão de uso exclusivo precisa ser
dimensionada, e é normal ocorrerem após a chamada publica a alteração da localização
geográfica da ICG, configurações das subestações e até mesmo alteração na tensão de
conexão.
Isto pode ocasionar posteriormente ao agente gerador um acréscimo de trechos de
linha de transmissão, equipamentos de pátio adicionais, obras civis, etc.
Outro ponto é o tratamento dado à TUST, que utiliza da tarifa referida à conexão
no sistema existente pré–leilão fixa durante 10 anos.
Isto minimiza risco do empreendedor, mas onera os demais usuários da
transmissão, conforme ilustra a Figura 56, pois podem acontecer reforços na rede básica no
decorrer do período pós-leilão de geração, e desta forma o empreendedor continuaria pagando
a TUSTa que é menor que o valor que deveria ser efetivamente pago (TUSTb), sendo a
diferença paga pelo demais usuários do SIN. O efeito contrário também acontece, ou seja, a
151
alteração de premissas na rede calculada a época do leilão pode prejudicar o empreendedor,
que pagará uma tarifa mais cara.
Figura 56 – Diferença entre as tarifas de uso do sistema de transmissão antes e depois do leilão
Fonte: (CHIPP, Energia Eólica e a Operação do Sistema Elétrico - Experiências do Brasil e Portugal no Setor
Elétrico, 2011)
4.2.4 Novas tendências do governo
Face às consequências apresentadas nas seções anteriores e a grande repercussão
destes, o governo já iniciou no primeiro semestre de 2013 algumas modificações
significativas nos leilões de energia.
O governo continua a estudar soluções para os gargalos na transmissão que têm
prejudicado a expansão da geração no país. Entre eles, as centrais de conexão responsáveis
pela ligação parques eólicos ao sistema interligado (ICGs), vão deixar de existir nos próximos
leilões A-3. Assim se resolveriam parte dos problemas de atraso do sistema de transmissão, e
eventuais alternativas com ICG seriam utilizadas somente nos leilões A-5.
Foram divulgadas em meados de maio deste ano as regras do Leilão de Reserva
2013, que ocorrerá em 23 de agosto de 2013, e será exclusivo para a fonte eólica. Este
certame introduz a consideração da capacidade de escoamento da Rede Básica e de fronteira a
regra que atrela a contratação de parques eólicos à garantia de conexão na rede de transmissão
152
eliminando o risco de os empreendimentos ficarem prontos e não terem como escoar a
produção.
Conforme Portaria MME nº 132, de 25 de abril de 2013, em seu art.5º, §4º
(ANEXO B):
Na configuração do sistema de que trata o §2º será considerada a expansão da
Rede Básica e de fronteira já contratada, com entrada em operação até 1º de
janeiro de 2015, conforme homologado pelo Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico – CMSE na reunião ordinária do mês de março de 2013.
O governo está fazendo também ajustes para aprimorar o planejamento da
transmissão, como por exemplo, a detecção das regiões que têm potencial para energia eólica,
biomassa ou de PCH, por meio dos empreendimentos que foram habilitados para leilões
passados, mas que não venderam energia, e que devem estar presentes nos próximos leilões.
A ideia é identificar as regiões que tem mais potencial e prover maior capacidade de
transmissão antecipadamente para que as usinas se conectem.
A EPE encaminhou em junho deste ano ao MME os estudos de expansão da Rede
Básica de transmissão que permitirão a contratação de parques eólicos nos próximos leilões
de comercialização de energia elétrica. Os estados que receberão as obras de reforço são o
Ceará, Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul.
Elaborados com base no cadastro de projetos eólicos que participaram dos antigos
certames, esses estudos de expansão contemplam cerca de R$ 2,5 bilhões em novos
investimentos. Está prevista, nos quatro estados, a construção de 1.765 quilômetros de linhas
de transmissão em 500 kV, além de quatro novas subestações. Essa expansão na malha
permitirá viabilizar a contratação de aproximadamente 6.000 MW de parques eólicos (EPE,
2013).
A expectativa da EPE é que as linhas de transmissão e subestações reunidas
nesses estudos de expansão sejam licitadas ainda este ano, entrando em operação a partir de
2016.
Desta forma o país parece estar dando a devida atenção para mitigar os desafios
regulatórios que o Brasil tem enfrentado nos últimos anos na integração da geração eólica.
Segundo o governo os novos ajustes poderão ser percebidos em menor em escala já nos
leilões deste ano, sendo intensificados até 2015.
Porém, em face da experiência ainda recente do país na área, ainda existirão
muitos desafios a serem enfrentados na consolidação do setor, como a realização de leilões
regionais de emergia, revisão do critério de leilão em menor preço por critério associado ao
ponto de conexão, entre outros.
153
5
ESTUDO DE CASO – INTEGRAÇÃO DOS COMPLEXOS EÓLICOS GERIBATU
E CHUÍ
O leilão de energia 002/2011 (A-3), realizado em 17 de agosto de 2011 contratou
energia das novas centrais geradoras eólicas a se instalarem na região de Santa Vitória do
Palmar e Chuí, no extremo litoral sul do Rio Grande do Sul. O montante total previsto é de
402 MW distribuídos em 16 centrais geradoras, sendo 1o de março de 2014 a data contratual
para entrada em operação destes empreendimentos.
Na Tabela 24 é apresentada a localização geográfica e a potência instalada para
cada central geradora eólica.
Tabela 24 – Localização e potência instalada dos empreendimentos eólicos em estudo
Fonte: (ELETROSUL, 2013).
154
Estes parques eólicos são de propriedade da holding Eólicas do Sul, Sociedade de
Propósito Especifico (SPE) cuja composição acionária é formada pelo fundo de investimentos
FIP Rio Bravo (51%) e pela Eletrosul Centrais Elétricas (49%).
É interessante observar nas informações da Tabela 24, que se optou pela divisão
dos complexos eólicos em diversos parques com potência instalada de até 30 MW, além da
composição de uma SPE para implantação dos empreendimentos, em função dos benefícios
fiscais e tributários abordados na seção 3.4.1.2.
Este estudo de caso objetiva apresentar alguns aspectos na implantação destes
empreendimentos que ilustram os desafios técnicos e regulatórios enfrentados atualmente na
integração dos parques eólicos no Brasil, e apresentados anteriormente no capitulo 4.
5.1
PARQUES EÓLICOS GERIBATU E CHUÍ
Os parques eólicos Geribatu e Chuí formam juntos potencia instalada de 402 MW,
sendo que o complexo de Geribatu é o maior complexo eólico em implantação na América
Latina, o que consolida a Eletrosul como maior estatal no segmento eólico do Brasil. O
conjunto dos parques tem um investimento total previsto de R$ 1,55 bilhões de reais.
Estes empreendimentos foram classificados no 12o Leilão de Energia Nova (A-3)
002/2011, realizado em 17 de agosto de 2011, e representam parcela significativa (38%) do
total de empreendimentos eólicos contratados naquele certame, que totalizaram 1.067,7 MW
(ANEXO C).
Os parques estão localizados no extremo sul do Rio Grande do Sul, conforme
apresentado pelo mapa da Figura 57.
155
Figura 57 – Mapa do Estado do Rio Grande do Sul indicando a
localização dos parques
Fonte: Eólicas do Sul/Eletrosul.
Para a fase de implantação dos parques eólicos estão previstas sucintamente as
seguintes atividades:

Instalação e utilização do canteiro de obras;

Abertura de estradas e caminhos (limpeza do terreno, remoção da
vegetação herbácea, remoção e depósito de terra, escavação, aterros e
compactação), construção do sistema de drenagem (construção de valetas
de drenagem) e em algumas situações execução das bases dos acessos com
materiais de jazidas naturais (saibro);

Readequação das estradas e acessos (alargamento da faixa de rodagem
para 6,00 m, retificação, regularização e reforços de pavimentos e obras de
drenagem quando necessário);

Transporte de materiais diversos para construção (concreto, saibro, entre
outros);

Depósito temporário de materiais resultantes de escavações (saibro, rocha,
solo orgânico);

Abertura de valas para instalação dos cabos elétricos de interligação entre
os aerogeradores e a subestação e prédio de comando;
156

Escavação para a construção das fundações das torres dos aerogeradores;

Concretagem das fundações das torres dos aerogeradores;

Construção de plataformas provisórias para montagem dos aerogeradores;

Transporte e montagem dos aerogeradores;

Construção da subestação e da casa de comando;

Transporte e montagem dos equipamentos da subestação e da casa de
comando;

Instalação de linha elétrica para entrega da energia produzida pelo Parque
Eólico na rede receptora;

Recuperação paisagística das zonas afetadas
Na sequência serão abordados detalhes técnicos de cada parque individualmente.
5.1.1 Complexo Geribatu – 258 MW
O Complexo Eólico Geribatu é localizado em Santa Vitória do Palmar (RS). No
total serão instalados 129 aerogeradores, com potência de 2 MW cada, totalizando 258 MW
de capacidade instalada e garantia física de 108,9 MW médios. Com investimento total
previsto de R$ 983,8 milhões o Complexo Eólico Geribatu é formado por 10 usinas eólicas
(Geribatu I a Geribatu X), apresentados na Figura 58.
157
Figura 58 – Planta de localização dos Parques Geribatu I à X
Fonte: Eólicas do Sul.
Os aerogeradores a serem implantados nos parques eólicos de Geribatu são de
tecnologia de velocidade variável e gerador de indução duplamente alimentado (DFIG), assim
conforme classificação apresentada no item 3.1.5 (pagina 78) do TIPO C, com potência de
2,0 MW, fornecidas pela fabricante espanhola GAMESA (modelo G97 – ANEXO D). Este
aerogerador possui controle de potência de passo (pitch). As torres dos aerogeradores serão
concebidas em aço cilíndrico.
Figura 59 – Aerogerador GAMESA
Fonte: (GAMESA, 2013).
Ao longo de 2012 foram realizadas atividades como processos de atendimento às
condicionantes de validade da licença ambiental, negociações fundiárias com os proprietários
das áreas onde os parques serão implantados, sondagens e levantamento topográfico nos
158
parques e implantação inicial do canteiro de obras. As obras civis com os serviços de acessos
tiveram início no mês de dezembro.
Figura 60 – Parque Eólico Geribatu VII – Acesso finalizado
Fonte: Eólicas do Sul.
5.1.2 Complexo Chuí – 144 MW
O Complexo Eólico Chuí, é formado pelas Centrais Geradoras Eólicas Chuí I,
Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I e Minuano II. Parar atingir potência total de 144 MW,
com garantia física de 59,85 MW médios, serão instalados 72 aerogeradores com potência de
2 MW cada. O empreendimento está localizado na cidade de Chuí (RS), com investimento
total previsto de R$ 565,3 milhões.
Os aerogeradores a serem implantados nos parques eólicos de Chuí são de
tecnologia de velocidade variável e gerador síncrono atrás de conversores (“Full Converter”),
assim conforme classificação apresentada no item 3.1.5 do TIPO D, com potência de 2,0
MW, fornecidas pela fabricante argentina IMPSA (modelo IWP-100 – ANEXO E). Este
aerogerador possui controle de potência de passo (pitch). As torres dos aerogeradores serão
concebidas em aço cilíndrico.
159
Figura 61 – Aerogerador IMPSA
Fonte: (IMPSA, 2013).
Durante o ano de 2012, as atividades realizadas para iniciar a implantação se
resumem as de licenciamento ambiental e negociações fundiárias com os proprietários das
áreas onde os parques serão implantados.
5.2
SISTEMA DE TRANSMISSÃO
O sistema de transmissão que fará a integração dos complexos eólicos de Geribatu
e Chuí pode ser subdividido em dois elementos principais.
O primeiro é composto pelo sistema de transmissão da Rede Básica, inexistente
atualmente na região, que foi licitado pela ANEEL posteriormente a venda da energia dos
parques para possibilitar o escoamento do potencial eólico da região, sendo de
responsabilidade da Transmissora Sul Litorânea de Energia (TSLE), SPE constituída pela
Eletrosul (51%) e a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica
(CEEE-GT) (49%).
O segundo é o sistema de conexão dos parques, que se interligará a Rede Básica,
sendo este de responsabilidade do empreendedor proprietário dos complexos, no caso as
Eólicas do Sul.
Na sequencia serão detalhados estes dois elementos do sistema de transmissão.
160
5.2.1 Rede Básica
Após os resultados dos leilões de energia de energia de 2011, iniciaram-se pela
EPE os estudos para avaliar a conexão das usinas eólicas do Estado do Rio Grande do Sul
contratados nos leilões de energia realizados até 2011, e validar os estudos realizados antes do
leilão. Este estudo deu origem ao documento Nº EPE-DEE-RE-117/2011-rev0, relatório R1,
que também teve como segundo objetivo uma análise prospectiva para integração do
potencial eólico até o ano de 2020 frente aos projetos cadastrados até então na EPE (EPE,
2012).
O litoral sul do estado do Rio Grande do Sul apresenta um potencial eólico
significativo, e grande potencial de geração dessa região encontra-se nos municípios de Santa
Vitória do Palmar e Chuí. O atendimento atual a essa região é efetuado por meio de linhas de
distribuição em 138 kV, que apresentam capacidade de transmissão incompatível com o
potencial eólico local e até mesmo com os montantes já comercializados nos últimos leilões.
A Figura 62 apresenta o diagrama do sistema na configuração atual.
Figura 62 – Diagrama do sistema do litoral sul do Rio Grande do Sul – configuração 2013
Fonte: (EPE, 2012).
161
Para agravar a situação, a região envolve ainda grandes dificuldades relacionadas
à obtenção de licenças ambientais para a travessia de novas linhas devido à presença de
ecossistemas de grande expressão, como é o caso da Reserva do Taim. O órgão licenciador do
Rio Grande do Sul, a FEPAM, deixou claro nas negociações com a ANEEL e com a EPE que
só haveria liberação de faixa de passagem para a implantação de uma única torre na área da
Estação Ecológica do Taim (EPE, 2012).
Nesse sentido, foi definido que a nova linha, que conectaria os municípios de
Santa Vitória do Palmar e Rio Grande, seria em 525 kV e que as atuais linhas de 138 kV que
suprem a região seriam desmobilizadas. Além disso, no sentido de garantir a travessia de uma
nova linha de transmissão na região no futuro, foi solicitado que a nova linha fosse executada
em torre de circuito duplo, na região da Estação Ecológica do Taim, condicionando a
implantação do segundo circuito à entrada de novas usinas eólicas da região.
Essa linha constitui um novo elemento de Rede Básica, pois envolve não só o
escoamento da energia das usinas eólicas locais, mas também atender ao mercado da
distribuidora CEEE-D. Cabe notar então que as subestações previstas, Santa Vitória do
Palmar e Marmeleiro, não se enquadram como ICG pelo fato de envolverem a conexão
simultânea dos geradores eólicos e da distribuidora em função da desmobilização da sua linha
de distribuição.
Com base nas análises efetuadas neste estudo, recomendou-se a implantação dos
empreendimentos que compuseram o Lote A do Leilão de Transmissão da ANEEL n
o
005/2012, realizado em 06 de junho de 2012, quase 10 meses após o leilão A-3. Este lote era
composto por três novas subestações em 525 kV e por 487 quilômetros de novas linhas de
transmissão nesta mesma tensão, conforme empreendimentos listados abaixo:

Ampliação da SE Nova Santa Rita 525 kV;

Implantação da SE Povo Novo 525/230 kV, 672 MVA (4 unidades
monofásicas de 224 MVA);

Implantação da SE Marmeleiro 525 kV - Compensador Síncrono ±200
MVAr

Implantação da SE Santa Vitória do Palmar 525/138 kV, 75 MVA (1
unidade trifásica);

Implantação da LT Nova Santa Rita - Povo Novo, Circuito Simples, em
525 kV, com 281 km;
162

Implantação da LT Povo Novo - Marmeleiro, Circuito Simples, em 525
kV, com 154 km;

Implantação da LT Marmeleiro - Santa Vitória do Palmar, Circuito
Simples, em 525 kV, com 52 km;

Seccionamento da LT 230 kV Camaquã 3 - Quinta na SE Povo Novo em
Circuito Duplo.
A Figura 63 e a Figura 64 apresentam respectivamente o mapa eletrogeográfica da
região com a configuração proposta, e o diagrama unifilar simplificado destes
empreendimentos.
Figura 63 – Mapa eletrogeográfico da região em estudo
Fonte: (ANEEL, Edital do Leilão de Transmissão 005/2012 - Lote A, 2012).
163
Figura 64 – Diagrama unifilar dos empreendimentos do Lote A – Leilão 005/2012
Fonte: (ANEEL, Edital do Leilão de Transmissão 005/2012 - Lote A, 2012).
O
prazo
estipulado
no
edital
da
ANEEL
para
implantação
destes
empreendimentos era de 24 meses a partir da assinatura do contrato de concessão que ocorreu
em 27 de agosto de 2012, quase 6 meses depois do compromisso de entrega de energia pelos
parques.
A Eletrosul ciente da importância estratégica destes empreendimentos para
possibilitar o escoamento da energia produzida pelos seus parques que estavam em
implantação, da elevada complexidade do sistema e principalmente da dificuldade para
execução do empreendimento no prazo estipulado pela ANEEL, envidou todos os esforços e,
em parceria com a Companhia Estadual de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul (CEEE),
através do Consórcio BAL arremataram o Lote A. Os empreendimentos totalizam R$ 710
milhões em investimentos.
Posteriormente foi constituída a SPE Transmissora Sul Litorânea de Energia
(TSLE), detentora do Contrato de Concessão ANEEL 020/2012, responsável pela
implantação dos empreendimentos.
5.2.2 Conexão dos Parques a Rede
A conexão dos complexos eólicos Geribatu e Chuí a Rede Básica se dará através
de duas subcoletoras 138/34,5 kV denominadas de SE Subcoletora Geribatu e SE Subcoletora
Chuí.
A rede de média tensão é subterrânea e interliga os circuitos dos aerogeradores em
34,5 kV, posteriormente a tensão é elevada pelos transformadores das Subcoletoras, a SE
164
Subcoletora Geribatu terá uma capacidade de transformação de 300 MVA, através de dois
transformadores elevadores 34,5/138 kV. Já a SE Subcoletora Chuí terá capacidade de
transformação 34,5/138 kV de 190 MVA, além de abrigar uma unidade reserva de 190 MVA
que atenderá ambas subcoletoras.
A Subcoletora Geribatu irá se conectar na nova SE Santa Vitória do Palmar
através de uma linha de 138 kV (com dois condutores por fase) de 12,7 km, enquanto que a
Subcoletora Chuí se conectará na SE Santa Vitória do Palmar através de uma linha de 138 kV
(um condutor por fase) de 23,4 km. Na SE Santa Vitória do Palmar haverá uma transformação
525/138 kV com capacidade de 495 MVA, a qual será compartilhada entre todos os
empreendimentos.
O diagrama da Figura 65 ilustra a configuração de conexão dos parques eólicos de
Geribatu e Chuí.
Figura 65 – Sistema de integração dos parques eólicos Geribatu e Chuí
Fonte: (ELETROSUL, 2013)
165
5.3
INTEGRAÇÃO DOS PARQUES – ASPECTOS TÉCNICOS
Nesta seção serão abordados os aspectos técnicos, levantados na seção 4.1, na
integração dos parques eólicos de Geribatu e Chuí.
5.3.1 Solicitação de Acesso
Em 28/01/2013, foi encaminhada a solicitação de acesso das centrais geradoras
eólicas dos complexos Chuí e Geribatu ao Sistema Interligado Nacional – SIN para o ONS. O
horizonte de estudo abrangido foi até o verão de 2015/2016. Tais estudos contemplam as
análises de regime permanente, curto-circuito, variação de tensão, estabilidade eletromecânica
e qualidade de energia e têm o intuito de verificar os impactos da conexão destes novos
parques eólicos na rede elétrica.
As principais conclusões dos estudos elétricos são apresentadas na Tabela 25
(ELETROSUL, 2013):
Tabela 25 – Estudos elétricos para solicitação dos complexos eólicos Geribatu e Chuí
ESTUDO
Regime Permanente
Curto-Circuito
CONCLUSÃO
CONSEQUÊNCIA
As análises foram desenvolvidas para duas
situações:
- Sem os parques eólicos: despacho nulo nos
parques de Geribatu e Chuí, e também despacho nulo
nos parques de Cassino e C. Senandes.
- Com os parques eólicos: despacho máximo nos
parques de Geribatu e Chuí, e também despacho
Não se aplica
máximo nos parques de Cassino e C. Senandes.
Para o período abrangido, não foram encontradas
violações nos níveis de tensão das subestações, bem
como nos carregamentos de linhas e transformadores,
considerando ou não a presença dos parques eólicos a
serem implantados na região de estudo, em todos os
cenários analisados.
As solicitações de curto-circuito nos barramentos
Não se aplica
das subestações da região, após a conexão dos parques
166
eólicos de Geribatu e Chuí, são inferiores a capacidade
de interrupção dos disjuntores de menor capacidade
das subestações, e portanto, não foram verificados
indicativos de superação de equipamentos nas
subestações da área em estudo.
A desconexão total e simultânea de todos os
parques eólicos conectados no barramento de 525 kV
da SE Santa Vitória do Palmar (Complexo Geribatu +
Complexo Chuí = 402 MW) não provoca variações de
tensão superiores a 5% na Rede Básica, quando os
parques estão operando com fator de potência unitário
no ponto de conexão
O sistema apresenta-se estável diante de todas as
contingências simuladas, bem como apresenta bom
comportamento com relação ao amortecimento nas
respostas sustentadas, para todos os cenários
analisados.
Verificou-se ainda que todos critérios relativos às
tensões nas barras (sobretensões dinâmicas, tensão
pós-distúrbio e oscilações de tensão), bem como os
critérios referentes à variação de frequência nas
máquinas, foram atendidos.
Os estudos estão em andamento, análises
preliminares indicam que os índices de emissão de
cintilação (flicker) em operação contínua atendem aos
requisitos dos Procedimentos de Rede.
Referente a distorção harmônica, a operação
conjunta dos empreendimento causa a principio
distorções de tensão no ponto de conexão superiores
aos limites exigidos em algumas faixas de frequência.
Variação de Tensão
Estabilidade
Eletromecânica
Qualidade de
Energia
Não se aplica
Não se aplica
Possível necessidade
de instalação de
filtros.
Fonte: (ELETROSUL, 2013).
As análises preliminares do nível de distorção harmônica apontam a necessidade
da instalação de filtros para a integração dos complexos eólicos Chuí e Geribatu. Estes podem
ser filtros passivos a serem instalados no setor de 138 kV da SE Santa Vitória do Palmar
(conforme indicado na Figura 66) ou, ativos a serem instalados nas barras de baixa tensão dos
aerogeradores.
O projeto visa manter as distorções harmônicas de tensão no Ponto de
Acoplamento Comum (PAC) dos parques dentro dos limites individuais de tensões
harmônicas
definidos
nos
Procedimentos
de Rede
considerando as
informações
disponibilizadas pelos fabricantes dos aerogeradores até o momento. Observa-se que a
instalação de filtros tem sido comum na conexão de parques eólicos no Brasil. Estão sendo
estudadas três alternativas:
167
Configuração 1: 3 Filtros passivos de sintonia simples para a 2ª, 3ª e 4ª ordens e 1
Filtro amortecido (passa-alta) sintonizado na 5ª harmônica;
Configuração 2: 1 Filtro passivo Tipo C sintonizado na 2ª ordem harmônica e 1
Filtro de sintonia simples sintonizado na 4ª ordem harmônica;
Configuração 3: Filtros ativos instalados nas barras de baixa tensão dos
aerogeradores, entre os inversores e o transformador elevador.
Figura 66 – Esquemático do Complexo Eólico e ponto de conexão dos filtros passivos
Fonte: (ELETROSUL, 2013).
Os demais estudos de integração no sistema elétrico dos parques eólicos de
Geribatu e Chuí apresentaram resultados satisfatórios.
5.3.2 Compensador Síncrono – SE Marmeleiro
A EPE quando realizou os estudos para avaliar a conexão das usinas eólicas do
estado do Rio Grande do Sul, citados anteriormente (Nº EPE-DEE-RE-117/2011-rev0,
relatório R1), no ano de 2014, já composto pela LT 525 kV Povo Novo – Nova Santa Rita,
foram observados problemas de flutuação de tensão na região sul do estado. Essa flutuação
ocorria tanto devido aos cenários de geração eólica considerados quanto às contingências nos
sistemas de 230 kV e 525 kV, as análises evidenciaram a necessidade de uma compensação
variável no sistema, sendo escolhida a SE Marmeleiro para localização deste equipamento.
168
Restava a dúvida se esta compensação seria através de um Compensador Estático
ou Compensador Síncrono, ambos equipamentos geram ou absorvem reativos do sistema,
mantendo a tensão em níveis aceitáveis.
Segundo o estudo, tem sido crescente a utilização de conversoras de potência nas
novas centrais eólicas. E para que haja um desempenho adequado desses equipamentos e,
consequentemente, do controle das máquinas, é importante avaliar a Relação de Curto
Circuito no ponto de conexão das novas usinas.
A EPE definiu a Relação de Curto Circuito (Rcc) como “a razão entre a Potência
de Curto Circuito Trifásico e a Potência Total das centrais eólicas”. Há condições favoráveis
ao desempenho do sistema de controle das conversoras, quando esta relação apresentar
valores superiores a 2,5 (EPE, 2012).
Assim foram realizadas análises da Rcc comparativas entre a instalação de um
Compensador Estático (que não eleva a potência de curto circuito) e a instalação de um
Compensador Síncrono, em relação às potências de parque eólicos já contratados na região do
Litoral Sul (402 MW), e enxergando horizonte e projetos já cadastrados na EPE até 2020,
apresentados na Tabela 26, representando uma potência no ano de 2020 de 1724 MW.
Tabela 26 – Montantes de energia eólica considerados no estudo da EPE
Fonte: (EPE, 2012).
Foi realizada então uma análise de sensibilidade da variação da Rcc na SE Santa
Vitória do Palmar, em função da potência instalada das usinas eólicas na região, demonstrada
no Gráfico 21.
169
Gráfico 21 – Variação da Rcc em função da Potência instalada em Santa Vitória do Palmar – configuração 2014
Fonte: (EPE, 2012).
Observa-se que para o caso de 2014, a Rcc na SE Santa Vitória do Palmar
encontra-se acima do recomendável em ambos os casos. No entanto, com o aumento da
geração eólica local nos anos de 2015 e 2020, a presença do Compensador Síncrono torna-se
importante para garantir a manutenção da Rcc acima do valor recomendado.
Para o ano de 2015, considerando um reforço no sistema com o lançamento do
segundo circuito da LT 525 kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro – Povo Novo – Nova
Santa Rita, foi realizada uma nova análise de sensibilidade do sistema.
Gráfico 22 – Variação da Rcc em função da Potência instalada em Santa Vitória do Palmar – configuração 2015
Fonte: (EPE, 2012).
170
Portanto conclui-se que a utilização do compensador síncrono na região em
estudo tornava-se mais interessante, uma vez que este ajuda a melhorar o nível de curtocircuito da região, que originalmente é baixo, e não é adequado para a conexão das usinas
eólicas. Conforme as simulações do Gráfico 22, ao alcançar cerca de 1500 MW de potência
instalada sem comprometer o valor da Rcc, é possível atender aos cenários previstos para a
expansão da geração eólica nessa região até o ano de 2020.
Desta forma as análises de regime permanente, de dinâmica e de curto circuito
indicaram a necessidade de implantação de um compensador síncrono (-200/+200 MVAr) na
SE Marmeleiro para o atendimento aos critérios de desempenho e de Relação de Curto
Circuito mínima admissível. O custo estimado, após consultas a fabricantes, foi de R$ 155
milhões, que é cerca de 2,5 vezes o valor de um estático de mesmo porte (EPE, 2012).
No entanto a inclusão deste equipamento no Lote A do Leilão de Transmissão
trouxe uma complexidade adicional ao processo, os compensadores síncronos são máquinas
em desuso no sistema elétrico brasileiro, os últimos fornecimentos aconteceram a mais de 20
anos, portanto havia pouca experiência com a engenharia de projeto das transmissoras ou a
engenharia dos fabricantes tradicionais de FACTS instalados no Brasil (Siemens, ABB,
Alstom, Toshiba, etc).
A alternativa encontrada, que viabilizou uma proposta financeira para participação
no leilão veio através da empresa brasileira WEG, que conta em seu portfólio com geradores
síncronos para usinas. A WEG apresentou proposta técnica comercial a Eletrosul, em
atendimento ao Edital e procedimentos de rede, através do fornecimento de dois
compensadores síncronos de ± 100 MVAr interligados em paralelo.
Desta forma, a WEG esta fabricando o primeiro compensador síncrono rotativo de
grande porte do país, tornando-se uma alternativa nacional para este tipo de fornecimento.
Com 11 metros de comprimento, 7 de altura e 310 toneladas, é a maior máquina engenheirada
já desenvolvida pela companhia. O equipamento passou a fazer parte do catálogo da WEG e é
ilustrado na Figura 67.
171
Figura 67 – Compensador síncrono rotativo ± 100 MVAr, fabricação WEG
Fonte: (WEG, 2013).
Portanto, a aplicação dos compensadores síncronos representou um grande desafio
técnico a engenharia da Eletrosul e a integração dos complexos eólicos de Geribatu e Chuí.
5.4
INTEGRAÇÃO DOS PARQUES – ASPECTOS REGULATÓRIOS
Nesta seção serão abordados os aspectos técnicos, levantados na seção 4.2, na
integração dos parques eólicos de Geribatu e Chuí.
172
5.4.1 Diferença entre o sistema de transmissão antes e depois do leilão
Conforme já informado, o leilão de energia 002/2011 (A-3) ocorreu em 17 de
agosto de 2011, praticamente um ano antes do leilão de transmissão 005/2012. Ou seja,
quando da elaboração dos estudos que subsidiaram a venda de energia dos parques Geribatu
(a época ainda com o nome de Verace) e Chuí o ponto exato de conexão dos parques com a
rede básica era uma incógnita para a engenharia da Eletrosul.
Era anexo ao edital do leilão A-3, documento da EPE que realizava a análise de
integração das usinas cadastradas no leilão A-3 e no leilão de energia de reserva. Este
relatório apontava algumas informações para a integração do expressivo potencial eólico do
litoral sul do Rio Grande do Sul, ilustrado pela Figura 68 (EPE, 2011).
A região sudeste do estado do Rio Grande do Sul apresenta um potencial eólico
de grande magnitude notadamente nos municípios de Chuí, Santa Vitória do Palmar
e Rio Grande. Essa região é sensível do ponto de vista ambiental e apresenta
desafios para a integração dos potenciais eólicos ali existentes por ser detentora de
ecossistemas de grande expressão no contexto ambiental do extremo sul do Brasil.
(...)
Dessa forma, em função dos resultados dos leilões, a EPE analisará a
possibilidade de implantação de uma nova linha de transmissão, em 500kV, para
atender ao mercado local e as usinas eólicas. O traçado deverá ser o mesmo da linha
de 138 kV existente com o seu desmonte após a entrada em operação da nova linha
de transmissão.
Figura 68 – Esquema de conexão das SE S.V.Palmar e SE Marmeleiro – R.G. do Sul
Fonte: (EPE, 2011).
173
Desta forma havia o indicativo de um sistema em 525 kV para aquela região, que
seria confirmado em função do potencial que fosse comercializado nos leilões de energia.
Com base nestas informações, a engenharia da Eletrosul adotou as seguintes premissas nos
estudos de integração dos parques:

O sistema atual não comporta o escoamento do potencial eólico previsto
para a região;

Após leilão, a EPE irá avaliar a implantação de uma nova linha de
transmissão em 525 kV para atender ao mercado local e as usinas eólicas;

O traçado da linha de 525 kV deverá ser o mesmo da linha de 138 kV
existente, com o seu desmonte após a entrada em operação da nova LT;

A subestação prevista para Santa Vitória do Palmar não se enquadra como
ICG, pelo fato de envolver a conexão simultânea dos geradores eólicos e
da distribuidora;

Ponto de conexão estabelecido: SE Santa Vitória do Palmar 525 kV.
Haviam outras questões importantes que impactariam na solução, como a
localização geográfica da SE Santa Vitória do Palmar 525 kV, já que esta distância teria
impacto no comprimento das linhas de transmissão que conectariam as SEs Subcoletoras
Geribatu e Chuí a SE Santa Vitoria do Palmar, e a depender das análises de perdas /
econômicas poderiam inclusive alterar a tensão de alta dos transformadores das SEs
Subcoletoras, basicamente as alternativas estudadas eram: 34,5/138 kV ou 34,5/230 kV.
Após interação com os técnicos da EPE foi obtida uma localização de referência,
e desta forma foi estudas diversas soluções para integração do parque, entre elas a apresentada
na Figura 69.
174
Figura 69 – Alternativa considerada nos estudos de integração da Eletrosul
Fonte: Autor.
Evidente, que em função das incertezas, havia um componente de risco que
impactava no preço da energia a ser comercializada, que não era possível de ser mitigada. Ao
comparar o diagrama estudado com o efetivamente implantado, ilustrado na Figura 65 (página
164), não houve diferenças significativas, que consistiram na necessidade da implantação de
um disjuntor central no arranjo em disjuntor e meio na conexão de alta do banco de
transformador 525 kV da SE Santa Vitória do Palmar, que foi compensado pela redução do
comprimento das linhas de conexão em 138 kV.
Esta situação ilustra o risco e a fragilidade regulatória da questão, caso apenas três
parques fossem vendidos, a ANEEL implantaria o sistema em 525 kV? Havia uma certa
segurança naquele leilão de que seria comercializado um volume expressivo de usinas, o que
mitigava o risco.
Estas incertezas certamente contaminam os preços da energia ofertada pelos
agentes nos leilões de geração.
5.4.2 Dificuldade de compatibilização entre os cronogramas de transmissão e geração
Os complexos eólicos Geribatu e Chuí foram outorgados em 2011 em decorrência
da comercialização da energia delas proveniente no Leilão A-3 nº 02/2011-ANEEL, realizado
175
em 17 de agosto de 2011, com início de suprimento previsto para 1º de março de 2014. Ou
seja, havia um prazo aproximado de 31 meses para que os parques estivessem conectados ao
sistema e iniciassem a produção de energia.
A partir deste momento iniciava-se o trâmite para viabilizar o leilão de
transmissão para contratação do sistema de 525 kV que interligaria a região do litoral Sul do
Rio Grande do sul a rede básica. Porém existe um fluxo a ser seguido no planejamento e
concepção de um leilão de transmissão, este processo é explicado em detalhes na seção
2.4.2.1 - Planejamento da Expansão da Transmissão, este fluxo de planejamento em sua etapa
finalística é padronizado e ocorre semestralmente, conforme apresentado na Figura 70.
Figura 70 – Cronograma para realização dos leilões de transmissão
.
Fonte: (MME, Consolidação de Obras 2013, 2013).
Ou seja, interpretando o fluxo acima, seria necessário que a EPE consolidasse os
estudos R1 que subsidiariam o documento de consolidação de obras do MME, a partir desta
data, iniciaria outro fluxo, apresentado na Figura 71, para que a ANEEL solicitasse as
empresas envolvidas que elaborassem os demais estudos: R2, R3 e R4 e posteriormente o
edital do leilão.
176
Figura 71 – Processo de Leilão da Rede Básica
Fonte: (MME, Consolidação de Obras 2013, 2013).
Este processo da concepção e publicação do estudo de planejamento, até a
realização do leilão tipicamente leva 12 meses. Adicionalmente um prazo típico para um
empreendimento de 525 kV adotado pela ANEEL aquele tempo, era de 24 meses para
operação comercial do empreendimento a partir do contrato de concessão. Devido aos
constantes atrasos, principalmente em função das dificuldades no licenciamento ambiental das
linhas de transmissão, estes cronogramas foram revistos, e no leilão de transmissão 001/2013,
por exemplo, os prazos médios da ANEEL eram mais realistas, de 36 meses.
O cenário estava lançado já antes mesmo do leilão de geração: seria muito difícil a
ANEEL viabilizar o leilão de transmissão para acontecer num prazo de até 5 meses depois do
leilão de geração, para que então os cronogramas de conclusão do sistema de transmissão e de
suprimento do parque eólico ficassem “casados”.
Além disso haveria um outro problema, o prazo de 24 meses para execução de
aproximadamente 500 quilômetros de linha de transmissão em 525 kV, com a implantação de
três subestações novas, incluindo o fornecimento de um equipamento especial e “novo” no
setor, um compensador síncrono de ± 200 MVAr, numa região onde esta localizada uma das
maiores unidades de conservação da América do Sul, e onde as constantes chuvas
praticamente inviabilizam obras no verão.
177
Figura 72 – Estação ecológica do Taim
Fonte: (ELETROSUL, 2013).
Na prática, a Figura 73, apresenta os principais marcos que ocorreram na interface
entre os cronogramas de transmissão (Rede Básica) e geração, dos parques eólicos Geribatu e
Chuí.
Figura 73 – Interface entre os cronogramas de transmissão e geração da integração dos parques eólicos Geribatu
e Chuí
Fonte: Autor.
178
Estava desenhada assim a mesma situação que tem ocorrido no nordeste brasileiro
neste momento, existe contratualmente uma defasem de aproximadamente 6 meses no
cronograma, ou seja, os parques estariam prontos antes do sistema de transmissão. Esta
defasagem poderia na prática ser ainda maior, conforme apresentado o prazo de 24 meses para
implantação deste sistema é extremamente agressivo, e a depender da Transmissora que
houvesse ganhado o Leilão de Transmissão ele certamente estaria comprometido.
A Eletrosul é a empresa referencia em cumprimento de cronogramas na ANEEL,
e é famosa no setor por sua agilidade. Nesta situação não foi diferente, visualizando estes
problemas, antecipou as tratativas e atividades de licenciamento ambiental, antes mesmo da
publicação do Relatório R1 pela EPE, e fez todos os esforços para sagrar-se vencedora do
Leilão de Transmissão 005/2012, de forma assim a mitigar os atrasos no sistema de
transmissão.
Ainda assim, em 22/01/13, foi enviada a carta da Holding Eólicas do Sul, à
ANEEL requerendo a postergação da entrada em operação comercial dos dezesseis (16)
Parques eólicos dos complexos Geribatu e Chuí, e da data de início de suprimento
estabelecida nos respectivos CCEAR, concatenando os citados eventos com a data prevista
para a entrada em operação dos reforços de transmissão (Contrato de Concessão 020/12). Foi
requerida, ainda, a concessão de prazo adicional de dois meses para entrada em operação
comercial das centrais eólicas, a contar da data de disponibilização das instalações de
transmissão (27/08/14), e a manutenção do prazo de suprimento previsto nos CCEAR,
contado a partir de 27/08/14, ou da entrada em operação das centrais, o que ocorrer primeiro
Este processo já foi analisado pela ANEEL, e encontra-se agora pautado para
aprovação na reunião de diretoria do dia 22 de junho, na análise do processo pela ANEEL
constam as seguintes observações (ANEEL, 2013) (ANEXO F):
7. A SCG avaliou que, conforme já ocorrido em outros casos, o Leilão de
Transmissão ocorreu em data incompatível com a necessidade de início de operação
comercial das centrais geradoras eólicas em questão. Ainda que a data de início de
suprimento estabelecida nos respectivos CCEARs seja 1º/03/2014, o sistema de
transmissão associado aos empreendimentos de geração não estará disponível antes
de 27/8/2014, nos termos do Contrato de Concessão de Transmissão n° 20/2012,
celebrado em 27 de agosto de 2012.
8. Assim, no melhor dos cenários, em que as centrais geradoras e a transmissora
honrem os prazos estabelecidos em seus respectivos contratos, as geradoras não
terão como escoar a sua energia no período que compreende 1º de março de 2014 e
27 de agosto de 2014, razão pela qual as geradoras requerem a concatenação das
datas de suprimento de seus CCEAR com a data de início de operação comercial da
SE Santa Vitória do Palmar.
9. Em vista disso, a SCG, com a avaliação também favorável da SFG, recomenda
que a alteração solicitada seja aprovada, uma vez haver precedentes aprovados por
179
esta Diretoria Colegiada, notadamente as alterações promovidas por meio dos
Despachos nº 2.832, nº 2.834, nº 2.833, de 11 de julho de 2011, e com a Resolução
Autorizativa nº 3.094, de 30 de agosto de 2011, referentes aos casos da EOL Asa
Branca I, da EOL Asa Branca II, da EOL Asa Branca III e da EOL Eurus IV.
Desta forma, em função da defasagem do cronograma de geração das centrais
eólicas, o prazo para inicio do suprimento de energia dos complexos Geribatu e Chuí foi
postergado pela ANEEL para 26/10/2014.
180
6
CONCLUSÃO
O país busca uma matriz energética cada vez mais limpa. A defesa pelas fontes
alternativas não prevê exatamente uma competição com as hidrelétricas, mas um
complemento à matriz energética do país. O objetivo é que os períodos de baixa nos
reservatórios das hidrelétricas sejam compensados com a safra da cana na região Sudeste e os
ventos fortes do Nordeste e do Sul.
Estes fatores necessitam de um setor organizado e bem regulamentado, e o novo
modelo do setor elétrico, apresentado no capitulo 2, trouxe a segurança necessária para a
expansão e desenvolvimento das energias renováveis no Brasil. Este modelo teve como
principais transformações a implementação da legítima competição na geração, através da
instituição dos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação Livre
(ACL), e a retomada da função de planejamento pelo Estado, através da criação da Empresa
de Pesquisa energética – EPE. Os leilões de energia e a visão de longo prazo viabilizaram a
expansão da fonte eólica no país.
A implementação de parques eólicos envolvem uma série de fatores a serem
estudados e considerados, entre eles destaca-se a concepção de aerogeradores utilizados.
Foram apresentadas quatro configurações típicas, com aerogeradores de velocidade constante
e variável, utilizando geradores assíncronos ou síncronos. A opção pela configuração tem
influencia direta nos efeitos na rede elétrica.
O Brasil tem enfrentado diversos desafios na integração da geração eólica, em
função principalmente da precocidade da fonte no país. As experiências do setor começaram a
crescer somente com o PROINFA que é datado de 2004, ou seja, a menos de dez anos.
Podemos caracterizar este período como de maturação e aprendizado, muitos ainda são os
pontos que devem ser enfrentados conjuntamente por todos os agentes do Setor Elétrico
Brasileiro.
Neste trabalho foram abordados alguns dos principais desafios do Brasil na
integração da geração eólica, sejam sobre aspectos técnicos, onde se constatou que os parques
eólicos estão sendo instalados em pontos onde a rede elétrica é fraca, conforme apresentado
na Figura 52, e desta forma mais sujeita as intermitências do vento e das características dos
equipamentos instalados, e, sob aspectos regulatórios, onde foram abordados os problemas
ocorridos com as ICGs, o descasamento dos cronogramas de transmissão e geração que fazem
com que parques eólicos já concluídos no país não tenham rede disponível para injetar sua
181
potência na rede, além das diferenças entre os sistemas de transmissão antes e depois dos
leilões de geração.
Em função dos efeitos da integração da energia eólica ao sistema elétrico, dos
requisitos do ONS e das diferentes topologias de aerogeradores, a Tabela 21 resumiu as
principais consequências que devem nortear as ações do agente de geração (proprietário do
parque eólico), e dos demais agentes do sistema como a ANEEL, ONS e EPE.
Dentre os aspectos regulatórios, destaca-se o descompasso entre os cronogramas
de transmissão e de geração, a Figura 55 apresentou os principais marcos, e seus respectivos
prazos médios, associados à implantação de instalações de geração e transmissão, referente
aos leilões A-3 e de energia de reserva. Observando estes prazos constata-se um atraso médio
de 7 meses entre a conclusão do parque eólico e a conclusão do sistema de transmissão. Este
descasamento tem sido observado na prática em parques eólicos que foram concluídos no
nordeste em 2012 e os sistemas de transmissão até esta data ainda não estão concluídos, uma
situação que deve se agravar ainda mais em 2013.
Estas ocorrências foram evidenciadas no Estudo de Caso, onde foi relatada a
experiência do autor e da Eletrosul, na implantação do maior complexo eólico da America
Latina - Geribatu e Chuí, dos impactos destes temas. Dentre diversos pontos foram
necessárias a implementação de reforços na rede, através da instalação de um Compensador
Síncrono na nova SE Marmeleiro e, a ocorrência de uma defasagem contratual nos
cronogramas de transmissão e geração de aproximadamente 6 meses.
Adicionalmente, entre os novos desafios do país podemos citar a avaliação dos
impactos decorrentes das intermitências relacionadas à operação em regime normal de
grandes montantes de geração eólica regionalizada, principalmente em função dos parques
estarem localizados em pontos onde a rede é fraca. Outro fator são que as novas usinas
hidráulicas são a fio d’água, portanto os reservatórios das usinas hidráulicas existentes podem
ser preservados com backup das usinas eólicas de característica intermitente. Devido às
características sazonais e de intermitência, o governo deveria avaliar oportunidade de leilões
por fonte e, em casos especiais, por região.
Em 2013, aparentemente os ventos do governo não sopram na direção da energia
eólica, em nome da garantia de abastecimento de eletricidade, o governo federal decidiu, por
ora, abrir mão da expansão da matriz energética com base apenas em fontes limpas. A crise
dos reservatórios no início do ano evidenciou a necessidade de ampliar a participação das
térmicas na matriz. Sem gás natural barato disponível, a solução foi recorrer ao carvão, uma
182
das mais poluentes fontes de geração. Esse movimento diminuirá o espaço para as eólicas,
que há quatro anos vêm dominando os leilões do setor.
Recentemente, a EPE excluiu o setor eólico do leilão para contratação de energia
A-5, e, em função dos problemas recentes com os atrasos do sistema de transmissão,
restringiu a participação nos leilões A-3 e de reserva a apenas projetos com garantia de
interligação à malha de transmissão. Este movimento assustou o mercado eólico do país, que
expandiu 75% no ano de 2012, além da vinda de diversos fabricantes para instalar fábricas no
país.
Por outro lado, a EPE finalizou o processo de cadastramento de novas unidades de
geração de energia eólica para o Leilão de Reserva de 2013, que o Governo Federal
promoverá no dia 23 de agosto. Foram inscritos 655 projetos de parques eólicos, somando
capacidade instalada de 16.040 MW. O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, considerou
o processo um sucesso, pois os números de projetos interessados em participar do certame e a
capacidade instalada somada é recorde no país e no mundo em concorrências envolvendo a
fonte eólica.
Adicionalmente a EPE encaminhou recentemente ao MME os estudos de
expansão da Rede Básica de transmissão que permitirão a contratação de parques eólicos nos
próximos leilões de comercialização de energia elétrica. Os estados que receberão as obras de
reforço são o Ceará, Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul.
Elaborados com base no cadastro de projetos eólicos que participaram dos antigos
leilões, esses estudos de expansão contemplam cerca de R$ 2,5 bilhões em novos
investimentos. Está prevista, nos quatro estados, a construção de 1.765 quilômetros de linhas
de transmissão em 500 kV, além de quatro novas subestações. Essa expansão na malha
permitirá viabilizar a contratação de aproximadamente 6.000 MW de parques eólicos.
A expectativa é que estes empreendimentos sejam licitados ainda este ano, com
prazo de entrada em operação a partir de 2016. Desta forma o governo está tentando se
antecipar na etapa do leilão de transmissão, para evitar os insucessos recentes.
O setor elétrico vem se adequando constantemente, e o governo promete um
pacote de novidades até 2015. Existe uma grande expectativa de que o Brasil cresça e se torne
um dos maiores players globais da energia eólica. Em um país com potencial estimado de 300
GW e de dimensões continentais como o Brasil, algo pode ser afirmado: só depende dele.
183
6.1
TRABALHOS FUTUROS
O horizonte das energias renováveis é promissor no país, embora em função dos
acontecimentos recentes como a crise europeia e um principio de crise de abastecimento, haja
um certo grau de preocupação na expansão do setor.
Em função dos desafios apresentados neste trabalho, podem ser sugeridos estudos
como a modelagem de aerogeradores e a simulação do comportamento deles quando
interligados na rede elétrica, podem ser estudadas diferentes tecnologias para verificação da
influencia de cada tipo de aerogerador no comportamento do sistema.
Pode-se ainda aprofundar na análise dos efeitos da geração eólica na rede como,
por exemplo, um estudo específico sobre distorção harmônica e aplicação de filtros,
flutuações de tensão, consumo de reativos, etc.
Além disso, pode-se fazer uma análise comparativa dos requisitos dos
procedimentos de rede do ONS no Brasil para a integração da geração eólica com os
requisitos de outros países do mundo que possuem uma matriz mais consolidada, como
Portugal, Espanha, Alemanha e até expoentes recentes como Estados Unidos e China, alguns
acadêmicos sugerem que os requisitos brasileiros são, em alguns casos, demasiadamente
conservadores.
Desta mesma forma esta análise pode ser do ponto de vista regulatório, comparar
como funciona a expansão da geração eólica nestes países e quais foram as dificuldades
enfrentadas. Em Portugal, por exemplo, os leilões de geração eólica ocorrem para um ponto
de conexão especifico, ou seja, uma espécie de leilão regional.
Por fim, o setor elétrico brasileiro é representado por diversos agentes e
oportunidades, e um estudo elaborando um plano de negócio da implantação de um parque
eólico, contemplando todas as fases e principalmente a avaliação de custos, poderia ser um
grande incentivo para futuros e necessários empreendedores.
184
REFERÊNCIAS
ABB. (2011). Technical Application Papers - Wind power plants. Bergamo: ABB.
ACKERMANN, T. (2005). Wind power in power systems. Estocolmo: John Wiley & Sons.
ALKAIM, J. L. (2003). Metodologia para incorporar conhecimento intensivo às tarefas
de manutenção centrada na confiabilidade aplicada em ativos de sistemas elétricos.
Florianópolis: UFSC.
ANA, C. d. (2001). O desequilíbrio entre oferta e demanda de energia elétrica. Brasília:
Agência Nacional de Águas (ANA).
ANEEL (2013) – Agência Nacional de Energia Elétrica. Acesso em 20 de junho de 2013,
disponível em http://www.aneel.gov.br
ANEEL. (2005). Atlas de Energia Elétrica - 2ª Edição. Brasília.
ANEEL. (12 de junho de 2013). Atrasos em linhas de transmissão para eólicas tem gerado
prejuízo mensal de R$ 33 milhões. (A. CanalEnergia, Entrevistador)
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Estabelece critérios para classificação de
instalação de transmissão como de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada – ICG para o acesso à Rede Básica do Sistema Interligado
Nacional de centrais de geração a partir de fonte eólica, biomassa ou pequenas centrais
hidrelétricas. Resolução Normativa n° 320 de 10 de junho de 2008.
ANEEL. (2013). BIG - Banco de Informações de Geração. Acesso em 15 de Abril de 2013,
disponível em : http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm
ANEEL. (2012). Edital do Leilão de Transmissão 005/2012 - Lote A. Brasília: ANEEL.
ANEEL. (2013). Voto - Alteração dos cronogramas de implantação e do início de
suprimento de energia elétrica das Centrais Geradoras Eólicas Geribatu e Chuí. Brasília:
SCG.
BIANCHI, F. D. (2007). Wind turbine control systems : principles, modelling and gain
scheduling design. Glasgow: Springer.
BLOOMBERG. (18 de abril de 2013). Vestas and GE were neck-and-neck for lead in
wind’s record year. Acesso: em 16 de junho de 2013, disponível em Bloomberg New Energy
Finance: http://about.bnef.com/press-releases/vestas-and-ge-were-neck-and-neck-for-lead-inwinds-record-year/
BTM. (2013). BTM Wind Report - World Market Update 2012. Chicago: Navigant.
CANESIN, C. A. (2001). Razões da ineficiência do sistema energético. Gazeta Mercantil.
185
CCEE. (2013) – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, Acesso em: 20 de junho
de 2013, disponível em: http://www.ccee.org.br
CCEE. (2012). InfoLeilão Nº 001 - 15º Leilão de Energia Nova (A-5), Acesso em: 20 de
junho de 2013, disponível em http://www.ccee.org.br
CEPEL. (2001). Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. Brasília: Eletrobras.
CEPEL. (2013). Energia Eólica - Princípios e Aplicações. Acesso em 10 de junho de 2013,
disponível em http://paje.fe.usp.br/~mef-pietro/mef2/app.upload/7/_mefmi_003-05.pdf
CEPEL. (2008). Tutorial de energia eólica. Acesso em 11 de junho de 2013, disponível em
http://www.cresesb.cepel.br/content.php?catid=3
CHIPP, H. (2011). Energia Eólica e a Operação do Sistema Elétrico - Experiências do
Brasil e Portugal no Setor Elétrico. Rio de Janeiro: ONS.
CHIPP, H. (2012). Perspectivas e Oportunidades da Energia Solar e Eólica - 13º
Encontro Internacional de Energia FIESP. São Paulo: ONS.
CUSTÓDIO, R. S. (2009). Energia Eólica para produção de Energia Elétrica. Rio de
Janeiro: Eletrobrás.
DE CARLI, M. P. (2012). Estudo do problema e metodologias para a análise de
harmônicos em parques eólicos com a proposição de um estudo de caso para a
especificação de filtros. Florianópolis: UFSC.
DESTER, M. (29 de janeiro de 2013). Uma alternativa para a questão das ICGs. Acesso
em
16
de
junho
de
2013,
disponível
em
Jornal
da
Energia:
http://www.jornaldaenergia.com.br/artigo_ler.php?id_artigo=74
DUGAN, R. C. (2004). Electrical Power Systems Quality – Second Edition. ISBN:
9780070264625: The McGraw-Hill Companies.
ELETROBRAS. (2013). PROINFA. Acesso em 12 de junho de 2013, disponível em
http://www.eletrobras.com/
ELETROSUL. (2013). Eletrosul Centrais Elétricas S.A. Acesso em 11 de junho de 2013,
disponível em Eletrosul: www.eletrosul.gov.br
ELETROSUL. (2013). Missão, Visão e Valores. Acesso em 15 de Abril de 2013, disponível
em http://www.eletrosul.gov.br/home/conteudo.php?cd=163
ELETROSUL. (2013). Estudos Elétricos para solicitação de acesso dos parques eólicos
GERIBATU I A X E CHUÍ I, II, IV A VII ao sistema interligado - Estudos de Regime
Permanente, Estabilidade Transitória e Curto-Circuito. Florianópolis: NT DPS/DVPT
018.2012.
186
EPE. (29 de maio de 2013). Expansão da rede de transmissão permitirá contratar 6.000
MW de eólicas. Acesso em 16 de junho de 2013, disponível em http://www.epe.gov.br/
EPE. (2011). Análise de integração das usinas cadastradas no leilão de compra de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração - “A-3” e no leilão
para contratação de energia de reserva - “LER-2011”. Rio de Janeiro: EPE-DEE-RE047/2011-r0.
EPE. (2013). Análise de integração das usinas cadastradas no leilão de compra de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração - “A-5” 2012.
Brasília: EPE-DEE-RE-072-rev0/2012.
EPE. (2013). Análise de integração das usinas cadastradas no leilão de compra de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração - “A-5” 2012.
Brasília: EPE-DEE-RE-072-rev0/2012.
EPE. (2006). Balanço Energético Nacional 2006: Ano Base 1974 - 2005. Rio de Janeiro.
EPE. (2012). Balanço Energético Nacional 2012: Ano Base 2011. Rio de Janeiro.
EPE. (2005). Diretrizes para elaboração dos relatórios técnicos referentes às novas
instalações da rede básica. Brasília: EPE.
EPE. (2013). Empresa de Pesquisa Energética. Acesso em 7 de junho de 2013, disponível
em www.epe.gov.br
EPE. (2013). Plano Decenal de Energia - PDE 2021. Brasília: Empresa de Pesquisa
Energética e Ministério de Minas e Energia.
EPE. (2007). Plano Nacional de Energia 2030 - PNE. Rio de Janeiro.
EPE. (2013). Programa de Expansão da Transmissão 2013-2017. Brasília: EPE.
EPE. (2009). Proposta para a expansão da geração eólica no Brasil - NT PRE 01/2009 r0.
Rio de Janeiro.
EPE. (2012). RELATÓRIO R1 - Análise Técnica da Integração das Usinas Eólicas no
Sul do Rio Grande do Sul. Rio de Janeiro: Nº EPE-DEE-RE-117/2011-rev0.
FECOMÉRCIOMG. (2013). Simples nacional, lucro real ou lucro presumido? Acesso em
12
de
junho
de
2013,
disponível
em
http://www.fecomerciomg.org.br/pdfs/mcepp_vantagens_opcoes.pdf
FOLHA DE SÃO PAULO. (29 de abril de 2013). Leilão de parques eólicos terá exigência
de conexão ao sistema nacional.
FOLHA DE SÃO PAULO. (12 de junho de 2013). Leilões de eólicas vão focar em projetos
sem linha de transmissão.
187
FREIRE, W. (17 de janeiro de 2013). Situação de eólicas sem transmissão deve se agravar
em 2013. São Paulo, SP.
GAMESA. (2013). GAMESA Corp. Acesso em 16 de junho de 2013, disponível em
http://www.gamesacorp.com/es/
GOMES, R. (2012). A Gestão do Sistema de Transmissão do Brasil. Rio de Janeiro: FGV.
GWEC. (2013). Global Wind Report: Annual Market Update 2012. GWEC.
HANSEN, A. D. (2012). Generators and power electronics for wind turbines. In: T.
ACKERMANN, Wind Power in Power Systems - Second Edition. John Wiley & Sons.
HANSEN, L. H. (2001). Conceptual survey of Generators and Power Electronics for
Wind Turbines. Roskilde, Denmark: Riso.
HEMAMI, A. (2012). Wind Turbine Technology. Nova Iorque: Cengage Learning.
HOLTTINEN, H. L. (Outubro de 2007). Design and operation of power systems with large
amounts of wind power. VTT, Finlandia.
IMPSA. (2013). IMPSA wind. Acesso em 16 de junho de 2013, disponível em
http://www.impsa.com/pt
IPEA. (2013). O que é? - Marco regulatório. Acesso em 9 de junho de 2013, disponível em
http://www.ipea.gov.br/desafios/index.php?option=com_content&view=article&id=2093:cati
d=28&Itemid=23
LARSSON, A. (2005). Practical Experience with Power Quality and Wind Power. [A. do
livro] Ackermann, T. Wind Power and Power Systems. Chichester: John Wiley & Sons.
LEÃO, R. P. (2009). Comprehensive Overview on Wind Power Integration to the Power
Grid. Revista IEEE América Latina , p. São Paulo.
LEITE, A. D. (2007). A energia do Brasil. Rio de Janeiro: Elsevier.
LORENZO, H. C. (2002). O setor elétrico brasileiro: reavaliando o passado e discutindo
o futuro. Araraquara: UNIARA.
MARTINS, D. M. (2008). Setor Elétrico Brasileiro: Análise do Investimento de Capital
em Usinas Termelétricas. Rio de Janeiro: PUC.
MAY, P. R. (1999). A implantação de modelos de gestão em uma empresa pública: o
modelo de gestão participativa e o modelo de controle da qualidade total na Centrais
Elétricas de Santa Catarina - CELESC. Florianópolis: UFSC.
MEDEIROS, J. R. (2012). Indicadores de Qualidade do SIN. Rio de Janeiro: ONS.
MELO, E. (25 de abril de 2013). Fonte eólica de energia: aspectos de inserção, tecnologia
e competitividade. Acesso em 13 de junho de 2013, disponível em
188
http://www.ecodebate.com.br/2013/04/25/fonte-eolica-de-energia-aspectos-de-insercaotecnologia-e-competitividade-por-elbia-melo/
MELO, E. S. (2012). As políticas energéticas e a regulamentação do marco legal do
mercado brasileiro de energia renovável. Fórum Nacional (Sessão Especial): Novos
Caminhos do Desenvolvimento. Rio de Janeiro.
MME. (2013). Consolidação de Obras 2013. Brasília: MME.
MME. (2013). Ministério de Minas e Energia. Acesso em 7 de junho de 2013, disponível
em http://www.mme.gov.br
MME. (2003). Modelo Institucional do Setor Elétrico. Brasília.
NORDEX. (2009). Technical Report N80/2500 N90/2300. NORDEX.
ONS. (2013). Operador Nacional do Sistema Elétrico. Acesso em 7 de junho de 2013,
disponível em www.ons.org.br
ONS. (2013). O Setor Elétrico. Acesso em 15 de Abril de 2013, disponível em ONS:
http://www.ons.org.br/institucional/modelo_setorial.aspx
ONS. (2013). Procedimentos de Rede. Acesso em junho de 2013, disponível em
www.ons.org.br
PAVAN, A. P. (2006). Impacto da geração eólica no desempenho dinâmico sistema
elétrico. Florianopolis: UFSC.
PAVINATTO, E. F. (2005). Ferramenta para auxílio à análise de viabilidade técnica da
conexão de parques eólicos à rede elétrica. Rio de Janeiro: COPPE/UFRJ.
PINTO Jr, H. Q. (2007). Economia da energia: fundamentos econômicos, evolução
histórica e organização industrial. Rio de janeiro: Campus.
RAMOS, A. C. (Outubro de 2011). Impacto da geração distribuída eólica nos sistemas de
distribuição e transmissão. Florianópolis: XXI SNPTEE.
RAMOS, A.,TAVARES, C. SENA, D. Impacto da geração distribuída eólica nos sistemas
de distribuição e transmissão. Revista O SETOR ELETRICO, ed 75, abril/2012, pg 50 – 59.
REN21. (2012). Renewables Global Status Report 2012. Paris: REN21.
ROCHA, J. E. (2006). Arquiteturas elétricas adotadas nos aerogeradores - Discussão
sobre harmônicos. UTFPR: Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos.
ROSAS, P. E. (2003). Guia de Projeto Elétrico de Centrais Eólicas - Volume I. Recife:
CBEE.
SANTOS A. A., R. D. (2006). Projeto de Geração de Energia Eólica. Santos: Universidade
de Santa Cecilia.
189
SAWYER, S. (30 de Agosto de 2012). Conexão é desafio para eólicas no Brasil, diz
GWEC. (d. A. Carolina Medeiros, Entrevistador).
SHEPHERD, D. G. (1990). The Historical Development of the Windmill. New York:
NASA.
TCU. (2009). TC 006.734/2003-9 - Verificação do custo do apagão energético 2001.
Brasilia.
TOMALSQUIM, M. T. (2011). Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro. EPE: Brasília:
Synergia.
UFPE. (2011). Aerogeradores - o Estado da Arte. Recife.
VIANA, A. (17 de maio de 2013). Eficiência dos leilões sustenta evolução do mercado
brasileiro de energia. Acesso em 13 de junho de 2013, disponível em
http://www.ccee.org.br/
WEG. (2013). Compensadores Síncronos Rotativos. Acesso em 16 de junho de 2013,
disponível em http://www.weg.net/br
WOBBEN. (2013). WOBBEN Windpower. Acesso em 18 de junho de 2013, disponível em
http://www.wobben.com.br/
190
ANEXOS
191
ANEXO A - PROCEDIMENTOS DE REDE SUBMÓDULO 3.6
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA CONEXÃO DE CENTRAIS EÓLICAS
NA REDEBÁSICA
.
Submódulo 3.6
Requisitos técnicos mínimos para a
conexão às instalações de
transmissão
Rev.
Nº.
Motivo da revisão
Data de
aprovação
pelo ONS
Data e instrumento
de aprovação pela
ANEEL
____
0.0
Este documento foi motivado pela criação do
Operador Nacional do Sistema Elétrico.
12/04/1999
0.1
Adequação à Resolução ANEEL nº 281, de 01 de
outubro de 1999.
17/01/2000
31/10/2000
Resolução nº 420/00
0.2
Compatibilização com os demais módulos
aprovados pelo Conselho de Administração (CA).
27/04/2001
25/03/2002
Resolução nº 140/02
0.3
Adequação à Lei 10.848/2004, compatibilização
com a Revisão 1 do Submódulo 2.5, inclusão de
requisitos técnicos mínimos para geradores eólicos
e aperfeiçoamentos decorrentes do exercício do
processo com os agentes.
26/03/2004
0.4
Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº
115, de 29 de novembro de 2004.
01/09/2005
0.5
Remissão dos requisitos técnicos para arranjos de
barramentos para o Submódulo 2.3, Revisão 3
30/05/2008
1.0
Versão decorrente da Audiência Pública nº
049/2008, submetida para aprovação em caráter
definitivo pela ANEEL.
1.1
Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº
312/08, de 06 de maio de 2008.
Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
____
17/06/2009
18/06/2010
25/09/2007
Resolução Autorizativa
nº 1051/07
07/07/2008
Resolução Autorizativa
nº 1436/08
05/08/2009
Resolução Normativa
nº 372/09
15/09/2010
Despacho SRT/ANEEL
nº 2744/10
Procedimentos de Rede
Assunto
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA A
CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
Submódulo
Revisão
Data de Vigência
3.6
1.1
16/09/2010
8 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA CONEXÃO DE CENTRAIS EÓLICAS NA REDE
BÁSICA
8.1 Aspectos gerais
8.1.1 Os requisitos técnicos mínimos estabelecidos neste item 8 são aplicáveis às centrais eólicas
conectadas na rede básica.
8.1.2 As centrais geradoras eólicas classificadas na modalidade de operação Tipo I e conectadas
nas DIT ou nas instalações de distribuição também devem atender ao estabelecido no item 8.1.1
deste submódulo.
8.1.3 As centrais eólicas classificadas nas modalidades de operação Tipo II ou Tipo III conectadas
nas instalações de transmissão ou de distribuição em tensão superior a 69 kV, devem
obrigatoriamente atender os requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência
não nominal indicados no item 1 do Quadro 6 do item 8.2.1, e os requisitos de suportabilidade a
subtensões decorrentes de faltas na rede de transmissão indicados no item 8.10 (fault ridethrough) deste submódulo. A necessidade de atendimento aos demais requisitos gerais por usinas
com capacidade instalada superior a 30 MW ou por grupos de usinas, em uma mesma área geoelétrica, com capacidade instalada total superior a 50 MW, será analisada caso a caso pelo ONS.
8.1.4 O acesso de centrais de geração eólicas às instalações de transmissão e às redes de
distribuição em tensão superior a 69 kV devem atender os limites individuais dos indicadores de
desempenho da rede básica e dos barramentos dos transformadores de fronteira definidos no
Submódulo 2.8.
8.1.5 As centrais de geração eólicas não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede
elétrica, seja em função de limitações dos equipamentos, seja em função do tempo de
recomposição.
8.1.6 O acessante é responsável por avaliar qualquer efeito que o SIN possa provocar sobre suas
instalações e por tomar as ações corretivas que lhe são cabíveis.
8.1.7 Da mesma forma, todos os estudos necessários à avaliação do impacto do gerador no SIN
devem ser realizados pelo acessante.
8.1.8 Com a presença da central geradora, devem ser feitas avaliações para verificar se há
superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de
proteção e controle. Essas avaliações devem abranger o ponto de conexão e a área de influência
da central de geração eólica e são as seguintes:
(a) curto-circuito;
(b) capacidades de disjuntores, barramentos, equipamentos terminais (por exemplo,
transformadores de corrente, bobinas de bloqueio) e malhas de terra;
(c) adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da central
geradora e revisão dos ajustes relativos à central geradora.
8.1.9 As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos
técnicos mínimos relacionados no item 8 deste submódulo são de responsabilidade do agente de
geração.
8.2 Requisitos técnicos gerais
8.2.1 No Quadro 6 são relacionados os requisitos técnicos gerais para as centrais de geração
eólica.
Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
Página 22/34
Procedimentos de Rede
Assunto
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA A
CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
Submódulo
Revisão
Data de Vigência
3.6
1.1
16/09/2010
Quadro 6 - Requisitos técnicos gerais
Descrição
Requisito técnico mínimo
Benefício
1.
Operação em regime de
frequência não nominal
(a) Operação entre 56,5 e 63 Hz sem
atuação dos relés de subfrequência e
sobrefrequência instantâneos.
(b) Operação abaixo de 58,5 Hz por até 10
segundos.
(c) Operação entre 58,5 e 61,5 Hz sem
atuação dos relés de subfrequência e
sobrefrequência temporizados.
(d) Operação acima de 61,5 Hz por até 10
segundos (1).
Evitar o desligamento dos
geradores quando de déficit de
geração, antes que o esquema
de alívio de carga atue
completamente ou em
condições de sobrefrequência
controláveis.
2.
Geração/absorção de
reativos
No ponto de conexão, a central geradora
eólica deve propiciar os recursos
necessários para, em potência ativa
nominal (2) e quando solicitado pelo ONS,
operar com fator de potência indutivo ou
capacitivo dentro da faixa especificada
abaixo:
(a) mínimo de 0,95 capacitivo;
(b) mínimo de 0,95 indutivo.
Participação efetiva no controle
da tensão, aumentando as
margens de estabilidade de
tensão.
3.
Operação em regime de
tensão não nominal
No ponto de conexão da central geradora:
(a) Operação entre 0,90 e 1,10 p.u. da
tensão nominal sem atuação dos relés
de subtensão e sobretensão
temporizados.
Evitar o desligamento da usina
quando há variações de tensão
no sistema.
(b) Operação entre 0,85 e 0,90 p.u. da
tensão nominal por até 5 segundos.
4.
Participação em SEP
5.
Potência ativa de saída
Nota:
Possibilidade de desconexão automática ou Minimizar conseqüências de
perturbações no sistema,
de redução de geração mediante controle
incluindo sobrefrequência no
de passo e/ou de stall das pás.
caso de ilhamento.
Para tensões no ponto de conexão entre
0,90 e 1,10 pu, para a central geradora
eólica não será admitida redução na sua
potência de saída, na faixa de frequências
entre 58,5 e 60,0 Hz. Para frequências na
faixa entre 57 e 58,5 Hz é admitida redução
na potência de saída de até 10%. Esses
requisitos aplicam-se em condições de
operação de regime permanente, quaseestáticas (3).
Garantir a disponibilidade de
potência das centrais de
geração eólica em situações de
subfrequência de modo a
evitar/minimizar os cortes de
carga por atuação do ERAC.
(1) A temporização da proteção de desligamento por sobrefrequência é definida com base em
avaliação do desempenho dinâmico, para garantir a segurança operativa do SIN.
(2) Conforme definição do art. 2º, da Resolução ANEEL nº 407/2000 [1].
(3) As condições de operação quase-estáticas são caracterizadas por gradientes de frequência ≤
0,5% /min e de tensão ≤ 5% /min.
Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
Página 23/34
Procedimentos de Rede
Assunto
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA A
CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
Submódulo
Revisão
Data de Vigência
3.6
1.1
16/09/2010
8.3 Variação de tensão em regime permanente
8.3.1 As centrais de geração eólica não devem produzir variação de tensão superior a 5% no
ponto de conexão no caso de manobra parcial ou total, tempestiva ou não, do parque gerador.
8.4 Instabilidade de tensão
8.4.1 As centrais de geração eólica devem dispor de dispositivos de controle que evitem o seu
desligamento por instabilidade de tensão, conforme estabelecido no item 8.10 deste submódulo.
8.5 Desequilíbrio de tensão
8.5.1 Para os pontos de conexão das centrais de geração eólica na rede básica e nos
barramentos dos transformadores de fronteira aplicam-se os requisitos estabelecidos no item 9.4
deste submódulo.
8.6 Flutuação de tensão
8.6.1 Para os pontos de conexão das centrais de geração eólica na rede básica e nos
barramentos dos transformadores de fronteira aplicam-se os requisitos estabelecidos no item 9.5
deste submódulo.
8.6.2 Todas as condições inerentes à operação de centrais de geração eólica  operação em
regime permanente, desligamento, conexão e transição (turbina com dois aerogeradores para
dupla velocidade, ou mudança do número de pólos)  que impliquem flutuação de tensão (flicker),
devem ser consideradas na avaliação do seu desempenho. Para avaliações preliminares, a norma
IEC 61.400-21 oferece subsídios quanto à combinação dos efeitos do conjunto de aerogeradores
integrantes da central eólica.
8.7 Distorção harmônica
8.7.1 Para os pontos de conexão das centrais de geração eólica na rede básica e nos
barramentos dos transformadores de fronteira aplicam-se os requisitos estabelecidos no item 9.6
deste submódulo.
8.8 Requisitos específicos para o sistema de proteção do gerador
8.8.1 Aplicam-se às centrais de geração eólica os requisitos estabelecidos no item 7.6 deste
submódulo.
8.9 Requisitos específicos para o sistema de registro de perturbação dos geradores
8.9.1 Aplicam-se às centrais de geração eólica os requisitos estabelecidos no item 7.7 deste
submódulo.
8.10 Requisitos de suportabilidade a subtensões decorrentes de faltas na rede básica (fault
ride-through).
8.10.1 Caso haja afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão da central
de geração eólica na rede básica, a central deve continuar operando se a tensão nos seus
terminais permanecer acima da curva indicada na Figura 1.
Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
Página 24/34
Procedimentos de Rede
Assunto
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA A
CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
Submódulo
Revisão
Data de Vigência
3.6
1.1
16/09/2010
Tensão
(pu)
1
0,9
0,85
0,2
Duração da falta
Tempo (s)
0
0,5
1
5
Figura 1 - Tensão nos terminais dos aerogeradores
8.11 Requisitos para tomada de carga
8.11.1 A central de geração eólica deve ser dotada de recursos que permitam ajustar a taxa de
tomada de carga dos aerogeradores. Os ajustes serão definidos pelo ONS.
9 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA CONEXÃO DE CARGA NA REDE BÁSICA E NOS
BARRAMENTOS DE TRANSFORMADORES DE FRONTEIRA
9.1 Aspectos gerais
9.1.1 Neste item são estabelecidos os requisitos técnicos mínimos que os consumidores livres e
os agentes de distribuição devem atender para se conectar à rede básica.
9.1.2 Mediante avaliação técnica do ONS, podem ser admitidas condições particulares do
comportamento da carga, desde que não prejudiquem, sob qualquer hipótese, a operação dos
outros agentes conectados à rede.
9.2 Condições de conexão
9.2.1 Os agentes de distribuição e os consumidores livres, para se conectarem à rede básica ou
aos barramentos de transformadores de fronteira devem assegurar que:
(a) suas instalações atendam às normas técnicas da ABNT no que for aplicável e, na sua
falta, às normas técnicas da IEC e ANSI, nessa ordem de preferência;
(b) os seus disjuntores de fronteira sejam capazes de interromper, sem risco para o sistema,
as correntes de curto-circuito no ponto de conexão;
Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
Página 25/34
197
ANEXO B – PORTARIA MME No 132, DE 25 DE ABRIL DE 2013
Ministério de Minas e Energia
Gabinete do Ministro
PORTARIA No 132, DE 25 DE ABRIL DE 2013.
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe
confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no art. 1o do
Decreto no 6.353, de 16 de janeiro de 2008, e nos arts. 19 e 20 do Decreto no 5.163, de 30 de julho de
2004, e o que consta do Processo no 48000.000660/2013-41, resolve:
Art. 1o A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL deverá promover, direta ou
indiretamente, no dia 23 de agosto de 2013, o Leilão para Contratação de Energia de Reserva,
denominado Leilão de Energia de Reserva, de 2013, para início de suprimento de energia elétrica a partir
de 1o de setembro de 2015.
Art. 2o Caberá à ANEEL elaborar os respectivos Editais, seus Anexos e os correspondentes
Contratos de Energia de Reserva - CER, bem como adotar as medidas necessárias para a realização do
Leilão de que trata o art. 1o, em conformidade com as diretrizes indicadas a seguir, aquelas de que trata a
Portaria MME no 29, de 28 de janeiro de 2011, além de outras que vierem a ser definidas pelo Ministério
de Minas e Energia.
§ 1o No Leilão de Energia de Reserva, de 2013, serão negociados CER na modalidade por
quantidade de energia, com prazo de suprimento de vinte anos, para empreendimentos de geração a partir
de fonte eólica.
§ 2o O preço da energia contratada será o valor do lance final do vendedor, expresso em
R$/MWh, e reajustado anualmente pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA,
publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE.
Art. 3o O CER referente à contratação de energia proveniente de empreendimentos de
geração de fonte eólica deverá atender às seguintes diretrizes:
I - para mitigar a incerteza sobre a produção de energia elétrica de fonte eólica, o CER
deverá prever a existência de períodos quadrienais além de permitir desvios da produção média anual
efetiva de até dez por cento a menor, denominada margem inferior, e de até trinta por cento a maior,
denominada margem superior, em relação à obrigação contratual de suprimento anual;
II - os desvios anuais positivos da produção efetiva de energia elétrica, em relação ao
montante contratado, que ultrapassem a margem superior deverão ser reembolsados ao gerador pelo valor
de setenta por cento do preço do contrato, em doze parcelas mensais uniformes no ano contratual
seguinte;
III - os desvios anuais negativos da produção efetiva de energia elétrica, em relação ao
limite da margem inferior, deverão ser valorados pelo preço do contrato acrescido de penalidade de
quinze por cento e ressarcidos à Conta de Energia de Reserva – CONER, em doze parcelas mensais
uniformes no ano contratual seguinte;
IV - ao início de cada quadriênio, a partir do segundo, a critério do vendedor de energia de
reserva de fonte eólica, o desvio residual positivo acumulado, em relação ao montante contratado, poderá
ser:
Portaria MME no 132, de 25 de abril de 2013 - fl. 2
a) repassado como crédito de energia para o quadriênio seguinte;
b) cedido para outros empreendimentos de geração de energia elétrica de reserva de fonte
eólica, com saldo acumulado negativo, desde que contratados no mesmo Leilão; ou
c) reembolsado em vinte e quatro parcelas mensais nos dois primeiros anos contratuais do
quadriênio em curso ao preço vigente do CER nesses anos;
V - ao início de cada quadriênio, a partir do segundo, a critério do vendedor de energia de
reserva de fonte eólica, o desvio residual negativo acumulado, em relação ao montante de energia
contratado, poderá ser:
a) coberto por meio do mecanismo de cessão previsto na alínea b do inciso IV; ou
b) ressarcido à CONER em doze parcelas mensais no primeiro ano contratual do
quadriênio em curso, valorado ao preço vigente do CER, acrescido de seis por cento;
VI - para efeito do disposto nos incisos I a V, os desvios anuais e quadrienais e os desvios
acumulados de produção efetiva de energia elétrica serão definidos conforme a metodologia descrita na
Nota Técnica EPE DEE-NT-020/2013;
VII - em decorrência do mecanismo de mitigação das incertezas sobre a produção de
energia elétrica, previsto neste artigo, o CER conterá cláusula na qual o vendedor que não tenha
comercializado a totalidade de sua Garantia Física, no Leilão, se comprometa a não comercializar o
restante da energia elétrica;
VIII - os empreendedores poderão modificar as características técnicas do empreendimento
após a outorga, observado o disposto no art. 17, desde que não implique redução da garantia física que
comprometa o quantitativo de lotes negociados;
IX - nas alterações de características técnicas do empreendimento que resultem em
ampliação do parque gerador deverão ser respeitadas as seguintes condições, observado o disposto no
inciso VIII:
a) antes da entrada em operação comercial do empreendimento, a ampliação estará
limitada a dez por cento da capacidade instalada para fazer face a redução de garantia física que leve a
exposição contratual; e
b) após a total entrada em operação comercial do empreendimento e decorrido ao menos o
primeiro quadriênio, a ampliação estará limitada ao incremento do montante de garantia física necessário
para compensar a exposição contratual decorrente de desvios negativos de geração verificados, em
relação à quantidade contratada.
Art. 4o A energia de reserva contratada será contabilizada e liquidada exclusivamente no
Mercado de Curto Prazo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, considerando-se o
Preço de Liquidação de Diferenças - PLD do Submercado onde se conecta o empreendimento de geração.
Parágrafo único. Os riscos financeiros associados à diferença entre a energia elétrica
gerada e a energia elétrica contratada, quando da verificação de desvios negativos ou positivos de geração
acima dos limites estabelecidos no CER, serão assumidos pelo vendedor, observado o disposto no art. 3o.
Portaria MME no 132, de 25 de abril de 2013 - fl. 3
Art. 5o Para o resultado final do Leilão de Energia de Reserva, de 2013, será utilizado
como critério de classificação o preço do lance, considerando a capacidade de escoamento da Rede
Básica e de fronteira.
§ 1o O Leilão será realizado em duas fases subsequentes, conforme estabelecido em
Sistemática a ser definida pelo Ministério de Minas e Energia:
I - primeira fase, com classificação por ordem de preço considerando a capacidade de
escoamento da Rede Básica e de fronteira e de cada instalação para conexão dos empreendimentos de
geração ao sistema de transmissão; e
II - segunda fase, com negociação da energia proveniente das usinas associadas aos lances
vencedores da primeira fase de que trata o inciso I.
§ 2o A configuração do sistema para a fase de que trata o inciso I do § 1o considerará a
capacidade de escoamento de energia elétrica nas transformações e nas linhas de transmissão da Rede
Básica e de fronteira, conforme detalhado na Nota Técnica Conjunta do Operador Nacional do
Sistema - ONS e da Empresa de Pesquisa Energética - EPE, anexa ao Edital do Leilão.
§ 3o A EPE subsidiará o Operador Nacional do Sistema - ONS na definição da capacidade
de escoamento de energia elétrica nas transformações e nas linhas de transmissão, para a configuração do
sistema de que trata o § 2o, no prazo de quinze dias contados da Habilitação Técnica.
§ 4o Na configuração do sistema de que trata o § 2o será considerada a expansão da Rede
Básica e de fronteira já contratada, com entrada em operação até 1o de janeiro de 2015, conforme
homologado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE na reunião ordinária do mês de
março de 2013.
§ 5o Na configuração do sistema de que trata o § 2o não será considerada para acesso à
Rede Básica, a opção por nova Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração
para Conexão Compartilhada - ICG, de que trata o Decreto no 2.655, de 2 de julho de 1998.
§ 6o Na subestação em que houver limitação física para a conexão de empreendimentos de
geração, os vencedores do Leilão deverão, por sua conta e risco, utilizar conexão compartilhada.
§ 7o Fica garantido aos vencedores do Leilão o acesso ao Sistema Interligado
Nacional - SIN mediante conexão à instalação considerada no inciso I do § 1o, observado o disposto
no § 6o.
Art. 6o O Ponto de Entrega da energia de reserva contratada será no Centro de Gravidade
do Submercado onde se conectar o parque gerador, devendo o vendedor se responsabilizar pelos tributos,
tarifas e Encargos de Conexão, Uso dos Sistemas de Transmissão e de Distribuição, perdas elétricas
devidas e/ou verificadas correspondentes à entrega de sua geração no referido Centro de Gravidade.
Parágrafo único. Para os empreendimentos de geração que serão conectados à Rede Básica,
na definição do montante de energia associado a um determinado lance, deverão ser consideradas as
perdas elétricas do ponto de conexão até o centro de gravidade do submercado do empreendimento, nos
termos da Sistemática do Leilão de Energia de Reserva, de 2013, a ser definida pelo Ministério de Minas
e Energia.
Portaria MME no 132, de 25 de abril de 2013 - fl. 4
Art. 7o Os empreendedores que pretenderem propor a inclusão de projetos de geração no
Leilão de Energia de Reserva, de 2013, deverão requerer, até às 12 horas, horário de Brasília - DF, do dia
27 de maio de 2013, o Cadastramento e a Habilitação Técnica dos respectivos projetos à Empresa de
Pesquisa Energética - EPE, encaminhando a Ficha de Dados constante do Sistema de Acompanhamento
de Empreendimentos Geradores de Energia - AEGE da Empresa e demais documentos, conforme
instruções disponíveis no seu sítio na internet, www.epe.gov.br, bem como a documentação referida na
Portaria MME no 21, de 18 de janeiro de 2008.
§ 1o Não será habilitado tecnicamente, pela EPE, o empreendimento de geração cujo Custo
Variável Unitário - CVU seja superior a zero.
§ 2o Os empreendedores cujos projetos de fonte eólica tenham sido habilitados
tecnicamente pela EPE para participação no Leilão “A-5”, de 2012, de que trata o art. 1o da Portaria
MME no 136, de 15 de março de 2012, poderão requerer o cadastramento dos respectivos
empreendimentos, estando dispensados da reapresentação de documentos ainda válidos e vigentes na data
do cadastramento, conforme disposto no caput, para o Leilão de que trata o art. 1o, desde que mantidos
inalterados os parâmetros e as características técnicas dos referidos projetos, e atualizados seus
cronogramas e orçamentos.
§ 3o Os empreendimentos de fonte eólica que já tenham sido objeto de outorga de
autorização, para os quais tenham sido publicados seus montantes de garantia física, poderão ser
habilitados tecnicamente para participação no Leilão desde que a garantia física seja estabelecida nos
termos do art. 10.
Art. 8o No Leilão de Energia de Reserva, de 2013, além das condições para Cadastramento
e Habilitação Técnica estabelecidas na Portaria MME no 21, de 2008, os empreendedores deverão atender
aos seguintes requisitos:
I - apresentação, no ato do cadastramento, de declaração do empreendedor de que os
aerogeradores a serem instalados são máquinas novas, sem nenhuma utilização anterior, seja para fins de
teste de protótipo ou para produção comercial; e
II - no caso de importação de aerogeradores, estes deverão ter potência nominal igual ou
superior a 1.500 kW (um mil e quinhentos quilowatts).
Parágrafo único. O não cumprimento do disposto nos incisos I e II implica desclassificação
dos empreendimentos e rescisão dos CER que tenham sido assinados em decorrência do Leilão.
Art. 9o Os vendedores do Leilão de Energia de Reserva, de 2013, não farão jus à receita de
venda antes da entrada em operação comercial da usina, ressalvado o disposto no art. 16.
Parágrafo único. Os vendedores poderão antecipar a entrada em operação comercial de
seus empreendimentos de geração, desde que os Sistemas de Transmissão ou de Distribuição associados
estejam disponíveis para operação comercial na data antecipada, sendo a energia de reserva produzida
remunerada pelo preço contratual vigente no ano em que ocorrer a antecipação do suprimento, atualizado
pelo IPCA.
Portaria MME no 132, de 25 de abril de 2013 - fl. 5
Art. 10. Nos Leilões de Energia de Reserva de que trata o Decreto no 6.353, de 16 de
janeiro de 2008, a garantia física de energia dos empreendimentos eólicos será definida, nos termos da
Portaria MME no 258, de 28 de julho de 2008, considerando o valor de energia anual com uma
probabilidade de ocorrência igual ou maior a noventa por cento, denominada P90, para um período de
variabilidade futuro de vinte anos, conforme instruções disponíveis no sítio da EPE na internet,
www.epe.gov.br.
Art. 11. Os Editais dos Leilões previstos no art. 1o do Decreto no 6.353, de 2008,
elaborados pela ANEEL, deverão estabelecer as seguintes condições para a participação e habilitação de
agentes vendedores e para a assinatura de CER:
I - aporte de Garantia de Participação;
II - aporte de Garantia de Fiel Cumprimento; e
III - requisitos mínimos de Qualificação Econômico-Financeira.
Art. 12. As garantias referidas no art. 11 terão a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE como destinatária e o agente vendedor como tomador e, além disto, tais garantias não
poderão conter cláusula excludente de quaisquer responsabilidades contraídas pelo tomador em
decorrência de sua participação no Leilão.
§ 1o As receitas resultantes da execução da Garantia de Participação e de Fiel
Cumprimento serão revertidas para a Conta de Energia de Reserva - CONER e destinadas à redução do
Encargo de Energia de Reserva - EER.
§ 2o Na ocorrência da execução das garantias, de que trata o art. 11, o agente vendedor
deverá reconstituir o valor aportado, observada a substituição prevista no § 2o do art. 14, sem prejuízo da
obrigação de indenização de perdas e danos causados à Administração Pública, bem como da aplicação
das penalidades previstas no Edital do Leilão e demais sanções cominadas na legislação pertinente.
Art. 13. A Garantia de Participação de que trata o art. 11 será executada por determinação
expressa da ANEEL quando, entre outras possibilidades definidas no Edital, o agente vendedor:
I - deixar de ratificar sua proposta de lance, no prazo determinado e em conformidade com
o Edital do Leilão;
II - não apresentar, no prazo determinado e em conformidade com o Edital do Leilão, a
documentação necessária para sua habilitação, para a Adjudicação e Homologação do Leilão e, quando
couber, para o recebimento da outorga de geração;
III - não apresentar a Garantia de Fiel Cumprimento, no prazo determinado e em
conformidade com o Edital do Leilão;
IV - não assinar o CER no prazo e nas condições estabelecidas no Edital do Leilão; ou
V - desistir de outras obrigações e compromissos decorrentes de sua participação no Leilão
previstos no Edital do Leilão.
Portaria MME no 132, de 25 de abril de 2013 - fl. 6
Art. 14. A execução da Garantia de Fiel Cumprimento de que trata o art. 11 dar-se-á pela
inobservância total ou parcial das obrigações definidas no Edital e na outorga de geração, e será
executada por determinação expressa da ANEEL, entre outras hipóteses definidas no Edital, quando o
agente vendedor:
I - atrasar, em relação aos prazos definidos no Edital do Leilão, qualquer um dos marcos de
implantação do empreendimento constantes do cronograma estabelecido no ato de outorga, conforme
habilitação técnica da Empresa de Pesquisa Energética - EPE;
II - desistir da outorga de geração a ser emitida em decorrência da comercialização de
energia no Leilão;
III - deixar de aportar, mesmo que parcialmente, as Garantias Financeiras para a
Liquidação do Mercado de Curto Prazo decorrentes da outorga de geração;
IV - restar inadimplente com suas obrigações na Liquidação Financeira das Operações do
Mercado de Curto Prazo da CCEE decorrentes da outorga de geração; ou
V - descumprir outros compromissos e obrigações decorrentes de sua participação no
Leilão, previstos no respectivo Edital.
§ 1o A execução da Garantia de Fiel Cumprimento, em razão do disposto no inciso I, será
progressiva, aumentando à medida que, de acordo com a fiscalização da ANEEL, não forem alcançados
os marcos específicos do cronograma de implantação do empreendimento.
§ 2o A Garantia de Fiel Cumprimento poderá ser substituída por novas garantias, de valor
progressivamente inferior, à medida que, de acordo com a fiscalização da ANEEL, forem alcançados
marcos específicos do cronograma de implantação do empreendimento, observada a mesma proporção
estabelecida para sua execução.
Art. 15. Além das condições estabelecidas nos arts. 11 a 14, os Editais dos Leilões
previstos no art. 1o do Decreto no 6.353, de 2008, deverão estabelecer que, sem prejuízo do estabelecido
no próprio Edital e na legislação pertinente, constituem hipótese de resolução do CER e, quando for o
caso, extinção da outorga:
I - atraso por mais de trinta dias no adimplemento da obrigação de reconstituição dos
valores originalmente aportados para as Garantias de Participação e de Fiel Cumprimento, conforme
disposto no § 2o do art. 12; e
II - atraso superior a cento e vinte dias em qualquer um dos marcos de implantação
constantes do ato de outorga do empreendimento contratado por meio de Leilões de Energia de Reserva.
Parágrafo único. A ocorrência do disposto no inciso II ensejará a revogação da garantia
física do empreendimento.
Art. 16. Os CER decorrentes dos Leilões de que trata o art. 1o do Decreto no 6.353, de
2008, deverão estabelecer que, na ocorrência de indisponibilidade, na data de início de suprimento
contratual de energia elétrica, das instalações para acesso ao sistema de transmissão, que não estejam sob
responsabilidade do agente vendedor, necessárias para o escoamento da energia a ser produzida por
empreendimento de geração apto a entrar em operação comercial, o agente vendedor fica isento da
obrigação contratual de entrega de energia elétrica, sendo-lhe assegurado o recebimento da receita de
venda.
Portaria MME no 132, de 25 de abril de 2013 - fl. 7
§ 1o Para que o empreendimento de geração seja considerado apto a entrar em operação
comercial, o agente vendedor deverá comprovar a conclusão das instalações de geração e da instalação de
rede de interesse restrito do empreendimento, inclusive mediante a realização de quaisquer testes
determinados pela ANEEL.
§ 2o O disposto neste artigo não se aplica no caso de alteração, solicitada ou causada pelo
agente vendedor, das informações de acesso vigentes quando da realização do Leilão.
Art. 17. Os empreendedores cujos projetos tenham sido habilitados tecnicamente pela EPE
e que venderam energia em leilões de energia de reserva poderão solicitar alterações nas características
técnicas de suas usinas à ANEEL, após a emissão da outorga, mantido o prazo contratual de entrega da
energia.
§ 1o Para efeito do previsto no caput, a ANEEL deverá instruir os processos e encaminhálos ao Ministério de Minas e Energia, que poderá autorizar as modificações de características técnicas que
impliquem alterações de garantia física, de capacidade instalada e de localização da central geradora.
§ 2o Para fins do disposto no § 1o, o Ministério de Minas e Energia poderá consultar a EPE.
Art. 18. O art. 8o-A da Portaria MME no 514, de 2 de setembro de 2011, passa a vigorar
com a seguinte redação:
“Art. 8o-A. Os empreendedores cujos projetos tenham sido habilitados tecnicamente pela
EPE e que venderam energia em leilões de energia nova ou de fontes alternativas poderão solicitar
alterações nas características técnicas de suas usinas à ANEEL, após a emissão da outorga, mantido
o prazo contratual de entrega da energia.
§ 1o Para efeito do previsto no caput, a ANEEL deverá instruir os processos e encaminhálos ao Ministério de Minas e Energia, que poderá autorizar as modificações de características
técnicas que impliquem alterações de garantia física, de capacidade instalada e de localização da
central geradora.
§ 2o Para fins do disposto no § 1o, o Ministério de Minas e Energia poderá consultar a
EPE.” (NR)
Art. 19. O art. 7o da Portaria MME no 21, de 18 de janeiro de 2008, passa a vigorar
acrescido dos seguintes parágrafos:
“§ 1o Após a etapa de Cadastramento e no decorrer do processo de Habilitação Técnica,
caso se verifique que as informações contidas nos documentos encaminhados estejam incompletas
ou insuficientes, a EPE notificará o agente para que promova os atos necessários a sua
regularização.
§ 2o O não atendimento ao disposto no termo de notificação, de que trata o § 1o, implicará
inabilitação do empreendimento correspondente por razões de ordem formal.” (NR)
Art. 20. Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
EDISON LOBÃO
Este texto não substitui o publicado no D.O.U. de 26.4.2013.
205
ANEXO C – RESULTADO DO 12O LEILÃO DE ENERGIA NOVA
Fonte: (ANEEL, 2013)
206
ANEXO D – FICHA TÉCNICA AEROGERADOR GAMESA G97
Fonte: (GAMESA, 2013).
207
ANEXO E – FICHA TÉCNICA AEROGERADOR IMPSA IWP 100
Fonte: (IMPSA, 2013).
208
ANEXO F – VOTO ANEEL
ASSUNTO: Alteração dos cronogramas de implantação e do início de suprimento de energia
elétrica das Centrais Geradoras Eólicas Chuí I, Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I, Minuano
II e Verace I a X, outorgadas, respectivamente, por meio das Portarias MME nº 106, 165, 79,
89, 231, 166, 63, 58, 64, 57, 202, 56, 65, 80, 66 e 67/2012, localizadas nos municípios de
Chuí e Santa Vitória do Palmar, no estado do Rio Grande do Sul
VOTO
PROCESSOS: 48500.007058/2010-50, 48500.007057/2010-13, 48500.007056/2010-61,
48500.007055/2010-16, 48500.007054/2010-71, 48500.007053/2010-27, 48500.007052/201082,
48500.007051/2010-38,
48500.007050/2010-93,
48500.007065/2010-51,
48500.007064/2010-15, 48500.007062/2010-18, 48500.007061/2010-73, 48500.007060/201029, 48500.007059/2010-02 e 48500.007116/2010-45.
INTERESSADOS: Eólica Chuí I S.A., Eólica Chuí II S.A., Eólica Chuí IV S.A., Eólica Chuí V
S.A., Eólica Chuí VI S.A., Eólica Chuí VII S.A., Eólica Geribatu I S.A., Eólica Geribatu II S.A.,
Eólica Geribatu III S.A., Eólica Geribatu IV S.A., Eólica Geribatu V S.A., Eólica Geribatu VI
S.A., Eólica Geribatu VII S.A., Eólica Geribatu VIII S.A., Eólica Geribatu IX S.A. e Eólica
Geribatu X S.A..
RELATOR: Diretor Edvaldo Alves de Santana
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE
GERAÇÃO – SCG.
ASSUNTO: Alteração dos cronogramas de implantação e do início de suprimento de energia
elétrica das Centrais Geradoras Eólicas Chuí I, Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I, Minuano II
e Verace I a X, outorgadas, respectivamente, por meio das Portarias MME nº 106, 165, 79,
89, 231, 166, 63, 58, 64, 57, 202, 56, 65, 80, 66 e 67/2012, localizadas nos municípios de
Chuí e Santa Vitória do Palmar, no estado do Rio Grande do Sul.
I - RELATÓRIO
1.
Os empreendimentos em tela foram outorgados em 2011 em decorrência da
comercialização da energia delas proveniente no Leilão A-3 nº 02/2011-ANEEL, realizado em
17 de agosto de 2011, com início de suprimento previsto para 1º de março de 2014.
2.
Em 22 de janeiro de 2013, as interessadas solicitaram a alteração dos
cronogramas de implantação desses empreendimentos bem como da data de início de
suprimento previsto nos CCEAR, mantendo-se o prazo de suas vigências.
3.
Em 22 de maio de 2013, mediante Nota Técnica nº 192/2013-SCG/ANEEL, a
SCG fez a análise do assunto, encaminhando o Processo para deliberação da Diretoria
Colegiada.
4.
Geral.
As minutas das Resoluções foram analisadas e chanceladas pela Procuradoria
5.
É o relatório.
II - FUNDAMENTAÇÃO
6.
Tratam-se das solicitações formuladas pelas autorizadas para alteração dos
cronogramas de implantação, de modo a fazer coincidir as datas de inicio da operação
comercial das centrais geradoras apresentadas na Tabela 1 e da SE Santa Vitória do Palmar,
onde serão conectadas ao SIN. Essa subestação foi objeto do Leilão de Transmissão n°
05/2012-ANEEL, realizado em 6 de junho de 2012 e tem seu início de operação comercial
previsto para 27 de agosto de 2014. Com a alteração as interessadas pretendem que as
datas de início de suprimento previstas nos respectivos CCEARs, inicialmente estabelecidas
para 1º de março de 2014, sejam deslocadas para a mesma data prevista para inicio da
operação comercial das unidades geradoras.
EOL
Tabela 1 - Características das Usinas
Ato de Outorga
Empresa
Outorgada
Chuí I
Portaria MME n° 106/, de 08/03/2012
Chuí II
Portaria MME n° 165, 21/03/2012
Chuí IV
Portaria MME n° 79, de 24/02/2012
Chuí V
Portaria MME n° 89, de 02/03/2012
Minuano I
Portaria MME n° 231, de 13/04/2012
Minuano II
Portaria MME n° 166, de 21/03/2012
Verace I
Portaria MME n° 63, de 22/02/2012
Verace II
Portaria MME n° 58, de 15/02/2012
Verace III
Portaria MME n° 64, de 22/02/2012
Eólica Chuí I
S.A.
Eólica Chuí II
S.A.
Eólica Chuí IV
S.A.
Eólica Chuí V
S.A.
Eólica Chuí VI
S.A.
Eólica Chuí VII
S.A.
Eólica Geribatu I
S.A.
Eólica Geribatu II
S.A.
Eólica Geribatu
III S.A.
Potência
Instalada
(kW)
24.000
22.000
22.000
30.000
22.000
24.000
20.000
20.000
20.000
Verace IV
Portaria MME n° 57, de 15/02/2012
Eólica Geribatu
30.000
IV S.A.
Verace V Portaria MME n° 202, de 05/04/2012 Eólica Geribatu V
30.000
S.A.
Verace VI
Portaria MME n° 56, de 15/02/2012
Eólica Geribatu
18.000
VI S.A.
Verace VII Portaria MME n° 65, de 22/02/2012
Eólica Geribatu
30.000
VII S.A.
Verace VIII Portaria MME n° 80, de 24/02/2012
Eólica Geribatu
26.000
VIII S.A.
Verace IX
Portaria MME n° 66, de 22/02/2012
Eólica Geribatu
30.000
IX S.A.
Verace X
Portaria MME n° 67, de 22/02/2012 Eólica Geribatu X
28.000
S.A.
 Todas constituídas sob a forma de Sociedades de Propósito Específico (SPE) e
controladas pelas empresas
Eólicas do Sul Santa Vitória do Palmar S.A. e Eólicas do Sul Chuí Holding S.A..
7.
A SCG avaliou que, conforme já ocorrido em outros casos, o Leilão de
Transmissão ocorreu em data incompatível com a necessidade de início de operação
comercial das centrais geradoras eólicas em questão. Ainda que a data de início de
suprimento estabelecida nos respectivos CCEARs seja 1º/03/2014, o sistema de transmissão
associado aos empreendimentos de geração não estará disponível antes de 27/8/2014, nos
termos do Contrato de Concessão de Transmissão n° 20/2012, celebrado em 27 de agosto de
2012.
8.
Assim, no melhor dos cenários, em que as centrais geradoras e a transmissora
honrem os prazos estabelecidos em seus respectivos contratos, as geradoras não terão como
escoar a sua energia no período que compreende 1º de março de 2014 e 27 de agosto de
2014, razão pela qual as geradoras requerem a concatenação das datas de suprimento de
seus CCEAR com a data de início de operação comercial da SE Santa Vitória do Palmar.
9.
Em vista disso, a SCG, com a avaliação também favorável da SFG, recomenda
que a alteração solicitada seja aprovada, uma vez haver precedentes aprovados por esta
Diretoria Colegiada, notadamente as alterações promovidas por meio dos Despachos nº
2.832, nº 2.834, nº 2.833, de 11 de julho de 2011, e com a Resolução Autorizativa nº 3.094,
de 30 de agosto de 2011, referentes aos casos da EOL Asa Branca I, da EOL Asa Branca II,
da EOL Asa Branca III e da EOL Eurus IV.
10.
Os novos cronogramas propostos encontram-se discriminados nas Tabelas 2, 3
e 4, já considerando o prazo de comissionamento das unidades geradoras.
Tabela 2 - Novo cronograma de implantação das centrais geradoras eólicas Verace I a
V:
Verace Verace Verace
Marco Alterado
Verace I
Verace V
II
III
IV
Obtenção da Licença de
07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/201
Instalação
12
12
12
12
2
Início da Montagem do
07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/201
Canteiro de Obras
12
12
12
12
2
Início das Obras Civis das 23/08/20 24/07/20 24/06/20 25/05/20 24/02/201
Estruturas
13
13
13
13
3
Início da Concretagem
07/03/20 05/02/20 06/01/20 07/12/20 08/09/201
das Bases das Unidades
14
14
14
13
3
Geradoras
Início das Obras do
01/07/20 01/07/20 01/07/20 01/07/20 01/07/201
Sistema de Transmissão
13
13
13
13
3
de interesse restrito
Início da Operação em
11/10/20 11/10/20 11/10/20 11/10/20 16/09/201
Teste das Unidades
14
14
14
14
4
Geradoras
Início da Operação
26/10/20 26/10/20 26/10/20 26/10/20 26/10/201
Comercial das Unidades
14
14
14
14
4
Geradoras
Tabela 3 - Novo cronograma de implantação das centrais geradoras eólicas Verace VI a
X:
Verace Verace Verace Verace
Marco Alterado
Verace X
VI
VII
VIII
IX
Obtenção da Licença de
07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/201
Instalação
12
12
12
12
2
Início da Montagem do
07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/20 07/08/201
Canteiro de Obras
12
12
12
12
2
Início das Obras Civis das 25/04/20 26/03/20 25/01/20 26/12/20 26/11/201
Estruturas
13
13
13
12
3
Início da Concretagem
07/11/20 08/10/20 09/08/20 10/07/20 10/06/201
das Bases das Unidades
13
13
13
13
3
Geradoras
Marco Alterado
Início das Obras do
Sistema de Transmissão
de interesse restrito
Início da Operação em
Teste das Unidades
Geradoras
Início da Operação
Comercial das Unidades
Geradoras
Verace
VI
Verace
VII
Verace
VIII
Verace
IX
Verace X
01/07/20 01/07/20 01/07/20 01/07/20 01/07/201
13
13
13
13
3
11/10/20 11/10/20 16/09/20 27/08/20 27/08/201
14
14
14
14
4
26/10/20 26/10/20 26/10/20 14/10/20 23/09/201
14
14
14
14
4
Tabela 4 - Novo cronograma de implantação das centrais geradoras eólicas Chuí I, II, IV,
V, Minuano I e II
Chuí I Chuí I Chuí I Chuí I Minuan Minuan
Marco Alterado
oI
o II
Obtenção da Licença de
15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2
Instalação
013
013
013
013
013
013
Início da Montagem do
15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2
Canteiro de Obras
013
013
013
013
013
013
Início das Obras Civis das 15/03/2 15/02/2 18/01/2 07/12/2 18/10/2 29/08/2
Estruturas
014
014
014
013
013
013
Início da Concretagem
14/04/2 17/03/2 17/02/2 20/01/2 23/12/2 26/11/2
das Bases das Unidades
014
013
014
014
013
013
Geradoras
Início das Obras do
15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2 15/08/2
Sistema de Transmissão
013
013
013
013
013
013
de interesse restrito
Início da Operação em
11/10/2 11/10/2 11/10/2 11/10/2 11/10/2 11/10/2
Teste das Unidades
014
014
014
014
014
014
Geradoras
Início da Operação
26/10/2 26/10/2 26/10/2 26/10/2 26/10/2 26/10/2
Comercial das Unidades
014
014
014
014
014
014
Geradoras
11.
Deve ser observado que o início do suprimento deverá ser contado a partir da
entrada em operação comercial das usinas, que se dará pela entrada em operação comercial
da primeira unidade geradora, o que está previsto para ocorrer em 27 de agosto de 2014
(originalmente estabelecida em 1° de marco de 2014). Portanto, esta deverá ser a data de
início do suprimento a ser considerada nos respectivos CCEARs, alterando-se o termo final
destes contratos para 28 de junho de 2034 (cento e setenta e nove dias após 31 de dezembro
de 2033, data estabelecida nos CCEAR originais).
III - DIREITO
12.
O presente voto tem amparo legal, considerando:
a) Inciso II, do art. 3°-A, da Lei nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996; e
b) Resolução Normativa nº 391, de 15 de dezembro de 2009;
IV – DISPOSITIVO
13.
Diante do exposto e do que consta dos Processos nos 48500.007058/2010-50,
48500.007057/2010-13, 48500.007056/2010-61, 48500.007055/2010-16, 48500.007054/201071,
48500.007053/2010-27,
48500.007052/2010-82,
48500.007051/2010-38,
48500.007050/2010-93, 48500.007065/2010-51, 48500.007064/2010-15, 48500.007062/201018,
48500.007061/2010-73,
48500.007060/2010-29,
48500.007059/2010-02
e
48500.007116/2010-45, voto pela emissão de Resoluções Autorizativas, conforme minutas
em anexo, que visam:
(i) Alterar os cronogramas de implantação das Centrais Geradoras Eólicas Chuí
I, Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I, Minuano II e Verace I a X, conforme
Tabelas 2 a 4; e
(ii) Alterar o início de suprimento dos respectivos CCEAR, mantido o prazo
original.
Brasília, 18 de junho de 2013.
EDVALDO ALVES DE SANTANA
Diretor