Operador aposta na preservação dos reservatórios do Sul e desenvolve mecanismos automatizados para conter riscos de sobrefrequência causados pelo avanço da minigeração distribuída no Sistema Interligado Nacional
A crescente influência dos eventos climáticos extremos e a rápida expansão da geração distribuída solar estão impondo novos desafios operacionais ao setor elétrico brasileiro. Diante desse cenário, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estruturou uma estratégia em duas frentes para reforçar a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN): preservar os reservatórios hidrelétricos da região Sul para enfrentar os impactos de uma possível estiagem severa no Norte e desenvolver mecanismos automatizados de corte da geração distribuída remota em momentos de excesso de oferta de energia.
As medidas foram detalhadas durante o Encontro Nacional dos Agentes do Setor Elétrico (Enase) e refletem a crescente complexidade da operação de uma matriz elétrica cada vez mais renovável e descentralizada. Enquanto as projeções climáticas indicam riscos hidrológicos associados ao fenômeno El Niño, a aceleração da minigeração solar impõe novos desafios relacionados ao controle de frequência e à estabilidade da rede elétrica.
Reservatórios do Sul ganham papel estratégico diante da estiagem no Norte
A estratégia hidrológica do ONS parte da avaliação de que as hidrelétricas da região Norte, especialmente aquelas que operam a fio d’água, podem enfrentar restrições de geração caso a estiagem se intensifique nos próximos meses. Nesse contexto, o operador pretende preservar os níveis de armazenamento dos reservatórios da região Sul até o início do próximo período úmido, garantindo maior flexibilidade para atender à demanda nos horários de ponta.
O diretor de Planejamento do ONS, Alexandre Zucarato, destacou que o monitoramento das condições hidrológicas na região Norte concentra as principais atenções da operação: “O principal ponto de atenção no monitoramento energético atual concentra-se no mapeamento preciso da abrangência da estiagem na região Norte, avaliando em que extensão o fenômeno atingirá os principais ativos estruturantes locais.”
A estratégia busca assegurar capacidade de resposta rápida diante de cenários de maior estresse no sistema, utilizando o potencial de regularização dos reservatórios do Sul e o suporte de usinas com maior flexibilidade operacional. Entre os ativos considerados fundamentais está a Itaipu Binacional, que poderá contribuir para a modulação da carga nos períodos de maior consumo.
Ao detalhar o planejamento operacional, Zucarato ressaltou o papel das usinas da região Sul na garantia do suprimento: “A usina de Itaipu desempenha uma função valiosa no suporte à modulação da ponta de carga. Embora opere conceitualmente em regime de fio d’água, a planta dispõe de uma margem de oscilação em seu reservatório de três a quatro metros. Diante do elevado número de máquinas instaladas na região Sul aptas a responder ao pico de consumo, a diretriz técnica estabelecida no planejamento operativo determina manter o armazenamento dessas usinas no limite máximo de sua capacidade até o início do próximo ciclo de transição chuvosa.”
Crescimento da geração distribuída exige novos mecanismos de controle
Paralelamente ao desafio hidrológico, o avanço da geração distribuída solar vem criando situações inéditas para a operação do sistema elétrico.
Nos períodos de elevada irradiação solar e baixa demanda, a produção excedente pode elevar a frequência da rede, aumentando o risco de desequilíbrios operacionais. Para mitigar esse problema, o ONS desenvolve uma nova camada de proteção baseada no corte automatizado da geração distribuída remota.
O mecanismo funcionará de forma semelhante ao Esquema Regional de Alívio de Carga (Erac), tradicionalmente utilizado em cenários de queda de frequência. A diferença é que, desta vez, a atuação ocorrerá sobre a oferta de energia, desconectando unidades geradoras para evitar episódios de sobrefrequência.
Alexandre Zucarato explicou que a solução será implementada de forma gradual, combinando intervenções manuais e automáticas: “Estabelecemos um perímetro inicial de usinas cujo desligamento ocorrerá via comando manual. Caso essa intervenção primária se mostre insuficiente e os indicadores de frequência da rede registrem elevação, um dispositivo automatizado identificará esse desvio de forma instantânea, efetuando o corte da geração em conformidade com critérios técnicos preestabelecidos.”
Corte de usinas Tipo 3 pode se tornar recorrente
O desenvolvimento da nova ferramenta representa uma evolução dos procedimentos já adotados pelo operador. No início deste mês, o ONS realizou pela primeira vez o desligamento manual de usinas classificadas como Tipo 3, grupo que inclui, principalmente, empreendimentos conectados às redes de distribuição, como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e unidades de geração distribuída de maior porte.
A expectativa é que esse tipo de medida se torne mais frequente à medida que a participação da geração distribuída avance no país. O objetivo é evitar que oscilações abruptas de frequência provoquem desligamentos em cascata e comprometam a confiabilidade do SIN.
Nova realidade operacional exige maior flexibilidade do sistema
As iniciativas anunciadas pelo ONS evidenciam uma mudança estrutural na gestão do sistema elétrico brasileiro. De um lado, os eventos climáticos extremos ampliam a incerteza sobre o comportamento hidrológico das bacias. De outro, a expansão acelerada da geração distribuída exige respostas cada vez mais rápidas e sofisticadas para preservar a estabilidade da rede.
Nesse novo contexto, a combinação entre gestão estratégica dos reservatórios, automação da operação e aprimoramento dos mecanismos de controle tende a se consolidar como um dos principais pilares para garantir a segurança do suprimento e a integração crescente das fontes renováveis no Brasil.
