Transmissão de Energia Elétrica

O que é a transmissão de energia elétrica?

Podemos falar que a transmissão de energia elétrica é o transporte de energia elétrica da central geradora até as subestações distribuidoras, ou entre duas, ou mais centrais geradoras. Em outras palavras, a transmissão é o transporte entre os pontos de geração e de consumo – seu papel é essencial no setor elétrico, uma vez que permite a operação do sistema com a possibilidade de se explorar as vantagens comparativas de diversas fontes. Isso porque a malha de transmissão permite que a energia gerada por fontes renováveis e usinas eficientes possam estar ao alcance de todos os usuários da rede. Toda a malha de transmissão compõe o Sistema Interligado Nacional (SIN).

Também é a transmissão que permite aumentar a confiabilidade do sistema ao integrar todos os recursos disponíveis. 

Conforme a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a rede primária de transmissão é responsável pelo transporte de energia elétrica para o atendimento de grandes centros consumidores e alimentação de eventuais grandes consumidores industriais. Já a rede secundária (subtransmissão), é uma extensão da transmissão, que visa ao atendimento de pequenas cidades e outros consumidores industriais de grande porte.

Os sistemas de transmissão de energia são de alta tensão, enquanto redes de distribuição, mais capilarizadas, podem ser de alta, média ou de baixa tensão.

Como funciona: As linhas de transmissão, como se disse, são as responsáveis por transportar a energia das usinas para os consumidores. Em linhas gerais, circuitos de transmissão possuem tensões e correntes específicas. O que define a tensão de uma linha de transmissão é a potência que vai ser transmitida e a distância entre o ponto de geração e os centros de consumo.

Tensões de geração não são muito elevadas, sendo algo da ordem de 20 kV, devido à segurança operativa, entre outros motivos. Da mesma forma, as tensões utilizadas pelos consumidores são baixas (110 V ou 220 V nas residências, ou até 15 kV na indústria). Para transmitir energia elétrica, portanto, são necessários equipamentos que elevem a tensão para o transporte e a reduzam quando no ponto de consumo.

Por isso, as linhas de transmissão são conectadas em subestações, onde se instalam os transformadores, equipamentos que elevam ou reduzem tensões sendo construídos a partir de princípios eletromagnéticos. Nas subestações também se encontram equipamentos de medição, controle e proteção do sistema elétrico.

Linhas de transmissão são tradicionalmente de Rede Básica, ou seja, linhas, subestações e demais equipamentos associados de tensão igual ou superior a 230 kV. A Rede Básica é definida por critérios estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), mas visa transporte de grandes blocos de energia por distâncias mais elevadas.

Já linhas abaixo de 230 kV são denominadas subtransmissão, ou Demais Instalações de Transmissão (DITs), dedicadas a transportar energia para médias distâncias. As linhas de transmissão são operadas pelas transmissoras, conforme orientação fornecida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A operação da malha permite o envio de energia para regiões distintas do país, os submercados, que são em total de quatro: Sudeste – Centro-Oeste, Norte, Nordeste e Sul.

Histórico: até a década de 1930, a produção de energia era totalmente descentralizada. Segundo lembra Mario Santos em um livro comemorativo dos cinco anos de criação do ONS, em 1920 a geração total era de 784 MW, “sendo 290 MW produzidos e distribuídos em São Paulo e no Rio de Janeiro, em sistemas isolados e de frequências diferentes”.

A primeira interligação de sistemas com frequências diferentes ocorreu em 1930, com a construção da subestação conversora de Rio da Cidade, em Petrópolis (RJ), a fim de atender a um contrato de oito anos para transferência de energia da hidrelétrica de Ilha dos Pombos, no rio Paraíba do Sul, da Rio Light, para a Companhia Brasileira de Energia Elétrica (CBEE), do grupo americano Amforp, que abastecia a cidade de Niterói (RJ), com um sistema de 60 Hz.

O sistema de transmissão como conhecemos teve impulso para sua formação a partir da década de 1960, com a implantação do Projeto Canambra, a partir do consórcio contratado pelo governo brasileiro, em 1962, para propor soluções para os problemas de fornecimento de energia elétrica no país. O Canambra sugeriu, entre vários pontos, a unificação das frequências para 60 Hz e a construção de linhas de transmissão para integração das regiões do país.

Com a construção de hidrelétricas de grande porte, a partir da década de 1960, houve a necessidade de se realizar uma interligação mais coordenada dos sistemas elétricos, de modo a se aproveitar as potencialidades de regiões distintas do país e reduzir os riscos de blecautes, garantindo a segurança no suprimento de energia.

Com essa demanda, em 1969 surge na região Sudeste, o Comitê Coordenador da Operação Interligada (CCOI) do Centro-Sul, sendo seguido com a criação de outros comitês, mas em 1973, com o acordo Brasil – Paraguai para a construção da hidrelétrica de Itaipu, inicialmente com 12,6 mil MW, aumentou a necessidade de se expandir a rede nacional, para garantir o escoamento (e aproveitamento) da energia da megausina. Anos depois, os comitês de operação foram unificados sob o guarda-chuva do Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI).

Uma forte mudança ocorreu no segmento em 1995, com a edição das Leis 8.987/1995, que estabeleceu as regras para concessão de serviço público, e 9.074/1995, que especifica regras para a concessão de ativos de energia elétrica. No ano seguinte, o governo inicia a reestruturação do setor elétrico, com duas medidas: a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o projeto RE-SEB, que entre outras medidas promoveu a desverticalização das empresas, ou seja, a separação das atividades de geração, transmissão e distribuição.

Também em 1996 foi criado o ONS e o Mercado Atacadista de Energia (MAE), administrador dos contratos do mercado livre, que se formava a partir de então. Blecautes e apagões também fizeram parte da história da formação da rede de transmissão, assim como racionamentos de energia elétrica. Em março de 1999, dias depois do início oficial de funcionamento do ONS, uma falha numa subestação da Cesp causou uma reação em cadeia que desligou todas as 16 turbinas de Itaipu e desligou dez estados Brasileiros e parte do Paraguai, além do Distrito Federal.

O SIN ganhou reforço expressivo de linhas de transmissão a partir dos anos 2000, com o sistema de leilões implantado pela Aneel após o racionamento ocorrido entre 2001 e 2002.

Especialistas afirmam que este racionamento foi agravado pela limitação da capacidade de intercâmbio de energia elétrica entre a região Sul e as demais regiões, provocada principalmente pela falta de recursos das transmissoras estatais para investir na expansão da rede. Isso porque as hidrelétricas da região Sul estavam com nível de armazenamento satisfatório, mas, tecnicamente, não tinham como transformar esse estoque de água em energia elétrica a ser transportada para as outras regiões, principalmente o Sudeste. A região Sul não precisou entrar no racionamento.

Em 2007, o ONS passou a operar integralmente o SIN, com o fim do processo de descontratação de 17 centros de controle terceirizados.

Seis anos depois, a malha de transmissão passou a contar com a presença mais ostensiva de equipamentos de extra-alta tensão, com a conexão das usinas do Rio Madeira ao SIN, por uma linha de 2,4 mil quilômetros de extensão, e 600 kV de tensão. No mesmo ano, o linhão Tucuruí – Manaus – Macapá entrou em operação, interligando parte do Norte do país que se encontrava no Sistema Isolado ao restante da malha e reduzindo o uso de termelétricas.

Em 2017, entrou em operação o primeiro circuito da linha de 800 kV da hidrelétrica de Belo Monte e a expectativa é que o segundo circuito esteja em operação em 2019.

É bom saber também: A remuneração dessas empresas vem da Receita Anual Permitida (RAP), definida para cada linha. Os recursos para a remuneração são oriundos das Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão (Tust), cuja arrecadação ocorre nas contas de luz de todos os consumidores.

A expansão da malha de transmissão se dá por meio de leilões de linhas de transmissão, que são do modelo reverso, ou seja, com fixação da RAP-teto, de modo que as empresas concorrentes dos lotes negociados ofertem preços menores. Vence cada lote aquele que oferece a menor RAP para o respectivo lote – resultando em deságios na comparação com o preço inicial. Esse modelo foi criado a fim de obter mais eficiência econômica e menor ônus para as tarifas dos consumidores.

Roraima é o único estado que se encontra no Sistema Isolado e a conexão, a partir de um ramal que partiria do linhão Tucuruí – Manaus – Macapá, dependia de acordo com lideranças indígenas, contrárias à passagem da rede nas respectivas áreas. O estado do Norte depende de geração termelétrica e da importação de energia da Venezuela, por meio de uma linha de transmissão que liga o estado à hidrelétrica de Guri.

Além de Itaipu, o Brasil possui acordos de importação de energia com a Argentina e com o Uruguai, de modo que a energia chega ao país por meio de estações conversoras. Existem conversas com países vizinhos para a elaboração de novos acordos, em busca de um processo de integração energética regional. Um deles seria com a Bolívia, que envolve a instalação de uma hidrelétrica binacional.

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