Transmissão assume protagonismo no setor elétrico

Estratégico para a expansão do sistema, com 6 mil MW de nova potência renovável prevista, segmento se prepara para os maiores leilões dos últimos 20 anos com soluções tecnológicas para melhorar a gestão operacional e reduzir o impacto ambiental

Segmento com a menor exposição do setor de energia elétrica, a transmissão está em um dos seus momentos mais estratégicos.  Compete a ela levar os quase 6 mil MW de energia renovável nova dos centros de produção para os de consumo. Essa energia, resultado de investimento de R$ 34 bilhões, virá das 241 usinas fotovoltaicas e parques eólicos que, até 2026, devem ser inauguradas, na projeção da CCEE, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. O protagonismo será ainda maior quando for realidade a produção eólica offshore.

Nos curto e médio prazos, a importância da transmissão já aparece agraciada com emoji de sorriso: nos cenários do Programa de Expansão da Transmissão (PET) e do Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP) da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que contemplam, respectivamente, o segmento de julho de 2022 até 2028, e a partir de 2029, espera-se um investimento de R$ 103,4 bilhões. O Operador Nacional do Sistema (ONS) projeta, até 2026, uma rede transmissora que pula dos atuais 169.914 km para 201.942 km. E isso para opções que vão de 240 kV (extra-alta tensão) até 800 kV.

O sistema que interliga as redes de transmissão do país considera, nesse cenário, as expansões e o escoamento das fontes de geração renovável, eólica e solar, do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) de 2026. Também considera a expansão da geração, incluindo as contratadas em futuros leilões, e os prazos de implantação das instalações de transmissão. Estudos da EPE recomendam ao MME, como estratégia para uma próxima expansão de maior porte da rede interligada, a implantação de dois sistemas de bipolos de transmissão até o fim da década, o que poderá dobrar a capacidade de exportação do Nordeste para outras regiões – o que pode permitir o avanço da eólica offshore no Nordeste, já que essa tecnologia deve avançar mais para o fim da década.

No primeiro leilão de transmissão de 2022, realizado dia 30 de junho, foram ofertados – e negociados – 13 lotes, que contemplam 58 novos empreendimentos, e investimentos totais estimados em R$15,3 bilhões para 5.289 Km de linhas de transmissão e 6.180 MVA em capacidade de transformação para subestações. A expectativa é a de que sejam criados 31.419 empregos durante as fases de implantação dos empreendimentos em 13 estados. Está previsto novo leilão para ser realizado em dezembro de 2022. Este deve ofertar 705 Km de linhas de transmissão e 2.600 MVA de capacidade de transformação, com investimentos esperados de R$ 1,3 bilhão nos estados de Rondônia, Minas Gerais, Espírito Santo, Pará, Maranhão e Rio de Janeiro.

Entretanto, parte considerável dos projetos deverá mesmo ir a leilão em 2023 e poderá marcar os maiores certames em 20 anos. O reforço na transmissão de energia já indica uma demanda da ordem de R$ 50 bilhões em novos investimentos apenas nos leilões de 2023. É quase o valor nominal contratado em todos os leilões realizados entre 2018 e 2022, que somaram R$ 53 bilhões.

As linhas precisarão ficar prontas entre 2028 e 2030. A previsão é que sejam feitos dois leilões por ano até 2024. E mais: com o objetivo de ampliar a oferta de geração de energia elétrica e evitar gargalos, a EPE prevê um novo bipolo, com capacidade de 4.000 MW interligando as novas subestações (SE) de 500 kV Graça Aranha (no estado do Maranhão, próxima da SE Presidente Dutra) e Silvânia (no estado de Goiás, próxima da SE Samambaia), com extensão de 1.460 km. Esse sistema libera espaço para inserção de novas renováveis nas regiões Nordeste e Centro-Oeste, possibilitando flexibilidade para a decisão estratégica de expansão da geração prevista.

Integração e viabilização das fontes intermitentes

Entretanto, para que tudo possa acontecer, é necessário que sejam observadas uma série de condicionantes que passam por vários questionamentos: desde a obsolescência de parte da rede, aporte de novas tecnologias, sustentabilidade. Enfim, desafios e mais desafios.

Martha Carvalho, gerente de Estudos de Transmissão e Distribuição da PSR

Sem contar que, com o crescimento das fontes intermitentes na matriz elétrica, a rede de transmissão tem um papel importantíssimo na integração e viabilização dessas fontes, mesmo porque elas geralmente estão concentradas em uma região. Nesse contexto, segundo Martha Rosa Carvalho, gerente de Estudos de Transmissão e Distribuição da consultoria PSR, “a rede de transmissão, além do objetivo de integração, tem os objetivos de otimizar a operação do parque gerador e a expansão do sistema deve evitar gargalos e sobrecargas nos circuitos e possibilitar que recursos de geração mais baratos sejam utilizados”.

Essa integração, segundo Martha, envolve a América Latina. Ela lembra que o Brasil tem sua integração com a Argentina, Uruguai – além da binacional Itaipu com o Paraguai – que ajudaram bastante na importação de energia em momentos de escassez. Em contrapartida o Brasil, em situações normais de operação, é capaz de exportar energia para esses países. “Acredito que a criação de um mercado de energia unificado, como na União Europeia, é um desafio a ser perseguido”, afirma.

Internamente, entretanto, Martha chama a atenção sobre o fato de que a expansão da transmissão está atrelada à de renováveis no Nordeste. “A EPE tem feito seu papel na tentativa da coordenação da expansão de geração e transmissão. É um desafio coordenar sistemas que são implementados em tempos diferentes. Por exemplo, enquanto usinas eólicas e solares ficam prontas para a operação em três anos e desejam atender o mercado livre, o ativo de transmissão tem um ciclo de pelo menos oito anos para ser planejado, licitado, construído e colocado em operação. Considerando a previsão de entrada de novas usinas que demandam por rede de transmissão, temos hoje esse pipeline de expansão de transmissão. Temos que pensar que a rede de transmissão de fato hoje é um recurso escasso e verificar qual a melhor forma de utilizá-la”, alerta.

Outro desafio citado pela gerente da PSR está entre nós: “a grande difusão da GD trouxe um protagonismo para as redes de distribuição, que antes eram passivas e vêm se tornando elementos cada vez mais ativos. Para o sistema de transmissão é importante entender como se dará essa integração na fronteira do sistema de transmissão e distribuição. Entretanto, a rede de transmissão possui grande valor para o sistema e papel importante na otimização dos recursos de geração. Essa condição não é alterada rapidamente”, afirma.

Desafios ambientais, climáticos e fundiários

Ainda no longo caminho dos desafios, há vários outros. Um deles, que vem desde o século passado, é o que fazer para explorar o potencial hidrelétrico na Amazônia. Dados da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) demonstram que o Brasil tem um potencial hidrelétrico estimado em cerca de 260 GW, dos quais 40,5% estão localizados na Bacia Hidrográfica do Amazonas. Ela demonstra ainda que, se formos comparar, a Bacia do Paraná responde por 23%, a do Tocantins, por 10,6% e a do São Francisco, por 10%. No entanto, apenas 63% do potencial foi inventariado. Desse modo, aquilo que ainda falta ser explorado está justamente na região que abriga o maior potencial hídrico.

Mas é uma questão complicada. Vide o Linhão de Tucuruí, projetado para interligar Roraima, o único estado fora do Sistema Interligado Nacional (SIN), que se arrasta há praticamente 12 anos. Martha Carvalho reconhece que as questões ambientais e fundiárias são um dos principais problemas. “Longas linhas de transmissão atravessando locais ambientalmente sensíveis é um desafio, além da necessidade de utilização de torres de transmissão mais elevadas devido à área amazônica, o que pressiona o nível de investimento”, diz.

Cordoalha da Belgo Bekaert suporta até 137,5 t, sustentando torres mais altas

Há que se considerar ainda o impacto da intervenção das redes e suas torres no meio ambiente, as faixas de servidão e a presença de homens e equipamentos na manutenção. Por isso, a transmissão, além de tecnológica, tem de buscar soluções inéditas para diminuir o impacto no meio ambiente.

Há, no mercado, uma cordoalha que permite suportar 137,5 toneladas – 20% mais que o padrão atual do mercado. Isso permite a sustentação de torres de transmissão mais altas e a consequente diminuição de até 15% da construção de estruturas na natureza. “Isso contribui para projetos que buscam a sustentabilidade do custo das linhas de transmissão e a preservação da vegetação nativa, minimizando assim o corte de árvores e o impacto ambiental”, explica Sidnei Martins, gerente de Negócios da Belgo Bekaert, que desenvolveu a tecnologia.

Sidnei Martins, gerente de Negócios da Belgo Bekaert

Ele conta que a primeira obra do Brasil a utilizar esta cordoalha são as linhas de transmissão que estão sendo construídas pela Chimarrão Transmissora de Energia, parceria do Grupo Cobra e Cymi, em uma área de aproximadamente 1.200 km de extensão, cruzando 43 municípios do Rio Grande do Sul. O principal ganho com essa escolha é uma diminuição de 10% na construção de torres em comparação a um projeto tradicional, preservando uma área de vegetação nativa dos biomas da Mata Atlântica de 31 hectares.

A Neoenergia também está investindo em tecnologias para reduzir os impactos ambientais na construção de linhas. Em dois trechos do sistema inaugurado no Mato Grosso do Sul, parte do lote 4 do leilão 005/2016, foram instaladas estivas de madeira de eucalipto não tratado para acessar as torres de transmissão, evitando o aterramento de áreas alagadas e, assim, contribuindo com a conservação da biodiversidade e da paisagem locais.

A solução foi adotada numa extensão de 200 km, que atravessa áreas de Mata Atlântica e Cerrado, e reduziu a necessidade de terraplanagem, bem como evitou a retirada de vegetação. Durante a construção da linha, as estivas foram usadas para o transporte de peças e equipamentos para içar as torres e, com o início da operação comercial, poderão servir para as atividades de manutenção. A previsão é que o uso dessa metodologia se estenda para outros projetos em locais que têm características de relevo semelhantes.

Geraldo Pontelo, diretor técnico da Abrate, a associação das transmissoras que reúne 24 associadas dentre as maiores empresas do setor, recomenda que haja maior facilidade de interlocução entre os agentes de transmissão e os órgãos setoriais que cuidam do meio ambiente – Ibama, órgãos estaduais, Funai etc – e que medidas mitigadoras de riscos ambientais sejam oferecidas para minimizar possíveis riscos na implantação e operação dos empreendimentos.

Além das questões fundiárias e de meio ambiente, a executiva da PSR também chama a atenção para os impactos das mudanças climáticas. De acordo com ela, os sistemas precisam ser planejados levando em consideração padrões climáticos que afetam a estrutura da rede, como a velocidade dos ventos, por exemplo. “Outras coisas também devem ser levadas em conta como o aumento das queimadas, por questões naturais, uma vez que o Brasil já faz campanha para evitar queimadas perto das linhas de transmissão. Há muito o que se pensar em termos de mudanças climáticas e como ela afeta o planejamento do sistema de transmissão e os ativos já operacionais, considerando o aumento da sua indisponibilidade operativa para o sistema”.

Soluções tecnológicas de ponta

Geraldo Pontelo, diretor técnico da Abrate

Na avaliação de Geraldo Pontelo, o sistema de transmissão brasileiro é comparado, em tamanho, à interligação existente entre os países da Europa, com disponibilidade anual dos ativos para a operação de 99,9%. “Do ponto de vista tecnológico, o Brasil não perde em nível mundial para país algum e o nosso segmento de transmissão se compara aos melhores do mundo.” Também afirma desconhecer benchmarking nesse setor, devido à diversidade de formas de expandir, operar e manter os sistemas em função das características de cada país. Especificamente sobre tecnologia, Pontelo cita os equipamentos que ficaram mais compactos e o crescimento da digitalização na operação e manutenção das instalações, teleassistência e videomonitoramento.

Martha Carvalho também afirma que a tecnologia aportada ao sistema, “em geral”, está no mesmo nível dos principais grandes sistemas em operação no mundo. “O Brasil é referência em sistemas de transmissão em corrente contínua de alta tensão (HVDC), possuímos sistemas HVDC em operação há alguns anos, assim como equipamentos FACTS (de sistemas flexíveis de corrente alternada) tais como o STATCOM (um dispositivo regulador de tensão) no Acre. Segundo ela, outros equipamentos e tecnologias estão sendo mais explorados agora nos sistemas internacionais, como o uso de FACTS que podem atuar no controle do fluxo nas linhas, baterias e outras tecnologias de HVDC mais avançadas. “Os sistemas internacionais estão implementando novas soluções de transmissão. A Colômbia, por exemplo, já contratou baterias para seu sistema como equipamento de transmissão, o Reino Unido possui FACTS que controlam o fluxo na rede. A China possui HVDC com multiterminais”.

Martha lembra também que estão sendo estudados em P&Ds a inserção de baterias ou FACTS, além de estudos de diferentes operações no sistema que visam trazer maior flexibilidade operativa para o sistema de transmissão. Ela conta que a PSR está desenvolvendo o P&D de planejamento flexível com a Isa CTEEP para determinar uma metodologia de expansão do sistema de transmissão que inclua essas novas tecnologias.

Aliás, a Isa Cteep tem uma série de pesquisas voltadas a várias frentes da transmissão. Um deles é o primeiro projeto de armazenamento de energia em baterias em larga escala do sistema de transmissão brasileiro, que está sendo instalado na subestação Registro (SP), uma das responsáveis pelo abastecimento do Litoral Sul Paulista. As baterias de lítio ocupam uma área de aproximadamente 4 mil m², com porte equivalente a cerca de 30 contêineres, e terão 30 MW de potência instalada, o que garante o atendimento da demanda máxima do Litoral Sul, de aproximadamente 400 MW, beneficiando em torno de dois milhões de pessoas. A tecnologia vai atuar nos momentos de pico de consumo, como um reforço à rede elétrica, assegurando energia adicional por até duas horas, com um total de 60 MWh, evitando interrupção no fornecimento de energia devido ao excesso de demanda neste período e garantindo, portanto, mais segurança e confiabilidade na prestação do serviço à sociedade.

A empresa também desenvolveu uma ferramenta capaz de auxiliar as equipes técnicas em inspeções detalhada nos equipamentos instalados em subestações. Inicialmente, a tecnologia está sendo testada na Subestação Baixada Santista, da Regional Taubaté, que atende a Baixada Santista, Litoral Sul e o Vale do Paraíba, em São Paulo, e permite que mais de 200 verificações de manutenção em equipamentos elétricos sejam realizadas por mês com considerável ganho de produtividade e eficiência. Por meio de um QR Code fixado nos equipamentos e com um aparelho leitor, informações sobre o estado operacional dos equipamentos são enviadas, em tempo real, para um sistema integrado de gestão. Com dados atualizados é possível emitir relatórios de manutenção planejada de todos os equipamentos.

Drone usado pela Isa Cteep para incinerar objetos que caem nas linhas

Há ainda uma iniciativa pioneira desenvolvida em parceria com a Drone Power. Um drone que incinera objetos que caem nas linhas de transmissão e podem afetar o fornecimento de energia elétrica, como balões e pipas. Com ele, nem sempre será necessário interromper a prestação do serviço, além de reduzir em mais de 80% o tempo para a remoção do objeto, diz a empresa. O drone, adaptado com um sistema controlado remotamente, possui um dispositivo acoplado, que com um sopro rápido e direcionado consegue incinerar os objetos. A tecnologia já está homologada pela Agência Nacional de Aviação Civil (Anac). Estas iniciativas integram o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico (P&D), regulado pela Aneel, no qual a empresa informa estar investindo R$ 23,6 milhões.

Estado da rede

Embora o assunto traga até aqui números pujantes para o futuro, é de se perguntar qual o estado dos aproximadamente 172.864 mil km de linha com voltagem maior ou igual a 230 kV hoje em operação no país?

Ao abordar a questão, Geraldo Pontelo, da Abrate, cita estudos da EPE “que apontam para a depreciação acumulada – vida útil média utilizada – do segmento de transmissão em torno de 54%. Dentro desse percentual, 7% encontram-se totalmente depreciados, ou melhor dizendo, em final da vida útil”. Pontelo recorre ainda à EPE para dizer que o investimento para fazer frente “à demanda em ativos com potencial de fim de vida útil monta aos R$ 55,9 bilhões até 2031. Ou seja, de um parque de Ativos Imobilizados em Serviço (AIS) da ordem de R$ 253 bilhões, tem-se uma depreciação acumulada da ordem de R$ 137 bilhões atualmente”.

O diretor Técnico pondera que a questão da obsolescência de ativos “é um desafio a ser enfrentado pelos concessionários e pelo planejamento da transmissão, para a substituição racional da infraestrutura do sistema elétrico” e que “a prestação adequada do serviço concedido é uma obrigação contratual”. Pontelo não vê “problemas iminentes” por conta de obsolescência de instalações, “porque as transmissoras sempre atentas a obrigação contratual, procuram diuturnamente operar e manter suas instalações da forma adequada por meio da atualização e modernização do parque de ativos existente”. “Além disso”, diz, “o planejamento da expansão acaba contemplando o aumento do serviço com a substituição de instalações em final de vida útil”.

Thiago Dourado Martins, superintendente de Transmissão da EPE

Thiago Dourado Martins, responsável pela Superintendência de Transmissão da EPE, explica que a superação de uma linha de transmissão ou de uma subestação por vida útil é determinada pela proprietária do ativo. “O papel da EPE e mesmo do ONS nesse processo consiste em não estabelecer os ativos que precisam ser substituídos em si, mas o de avaliar o que precisa ser feito no sistema quando uma transmissora diz que uma ativo dela está com vida útil esgotada”. Segundo ele, anualmente, as transmissoras preenchem informações sobre os seus ativos em um sistema do ONS, chamado de SGTMR, no qual elas indicam quais são os equipamentos que estão com final de vida útil superados e precisam ser substituídos”. De qualquer forma, a EPE tem uma tabela que trata de ‘taxas de depreciação’. Ela sugere a vida útil regulatória e taxa de depreciação de inúmeros equipamentos. Diz, por exemplo, que a vida útil de um disjuntor é de 33 anos, um reator, 36, um transformador, 35 e um para-raio, 24 anos.

Já para Martha Carvalho, o sistema de transmissão brasileiro é robusto e possui taxas de crescimento anuais elevadas. “Entretanto”, comenta, “dada a dimensão do sistema, possui regiões que necessitam de expansão para aumentar a confiabilidade ou eliminar gargalos. As linhas e subestações objeto do leilão de junho de 2022 são instalações planejadas para ajudar no escoamento da energia renovável solar de Minas Gerais, aumento da margem de escoamento no Nordeste e aumento da confiabilidade de rede e atendimento à demanda tanto no Norte quanto no Sul”.

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