Pesquisa tem como objetivo a criação de uma ferramenta que uniformize o processo de contratação de demanda máxima de diversas empresas do grupo

 

O Grupo Energisa, distribuidora presente em mais de 780 municípios de todo Brasil, e o Departamento de Engenharia Elétrica (DEE) do Centro Técnico Científico da PUC-Rio (CTC/PUC-Rio) acabam de fechar uma parceria inédita e exclusiva para um projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D) que terá como foco a criação de uma nova política comercial para a contratação da demanda máxima das empresas do grupo. O desafio será desenvolver modelos de simulação e otimização que contemplem múltiplos cenários de demanda importada pelas distribuidoras da rede de transporte de alta tensão em função de ciclos climáticos, dos diversos pontos de operação do sistema externo e principalmente das contingências. A forte presença da geração hidrelétrica dentro das redes de distribuição reduz significativamente a necessidade de importação de energia dos grandes geradores e, portanto, poderia também diminuir a necessidade de investimentos em infraestrutura de transporte de alta tensão.

A iniciativa conta com a participação dos professores Alexandre Street, Armando Leite, Cristiano Fernandes e Delberis Lima e dois pesquisadores de pós-doutorado, Erica Telles e Thuener Silva, todos do Departamento de Engenharia Elétrica (DEE) do CTC/PUC-Rio. O projeto, que produzirá temas de pesquisa para diversos alunos de pós-graduação do DEE ao longo dos próximos dois anos e meio, busca confeccionar modelos de simulação que recebam tendências de ciclos climáticos, como El Niño, La Niña e oscilações do Atlântico, e produzam milhares de cenários capazes de caracterizar as possíveis realizações da geração hídrica, da demanda internas das empresas do grupo, dos pontos operativos do sistema externo e das contingências de rede.

O objetivo é obter um montante de demanda máxima a ser contratado por barra de conexão com o sistema de transmissão que equilibre o custo pago repassado para o consumidor e o risco do acionista. “Se o valor do contrato em MW é mal calibrado para um montante desnecessariamente alto, a distribuidora é obrigada a pagar e repassar para o cliente final um custo fixo alto durante todo o ano contratual. Além disso, neste caso, a distribuidora ainda gera um sinal equivocado de necessidade de reforço da rede externa, que também será repassado para a tarifa no próximo ciclo tarifário. Por outro lado, se o contrato for muito baixo e o fluxo importado for superior ao contratado pelo efeito de alguma contingência ou variação imprevista da geração interna, ela tem que arcar com penalidades caríssimas, que não podem ser repassadas ao cliente e são integralmente absorvidas pelos acionistas”, explica Street, coordenador do projeto de P&D com o Grupo Energisa.

Segundo Street, a geração distribuída já é uma realidade, e só vai aumentar. “Apesar do projeto manter forte observância à atual regulação, onde a geração interna deve ser desprezada, já estamos de olho nas tendências mundiais que apontam para uma expansão via geração distribuída. E nesse caso, precisamos conseguir capturar o benefício dela na redução de investimentos em infraestrutura de transmissão. Contudo, a geração distribuída, que é majoritariamente renovável, sofre muita influência das variações e ciclos climáticos. Assim, para produzir uma política de contratação, que seja econômica para os consumidores e ao mesmo tempo segura para os acionistas, precisamos estimar corretamente com o quanto de geração podemos contar. A ferramenta que será produzida no projeto trará uma grande inovação para o setor. Ela permitirá não só realizar estudos que contemplem a regulação atual, mas também estudar o planejamento da distribuição sob uma nova perspectiva, onde a geração distribuída se imponha como um dos drivers da expansão da geração”, reforça o professor.

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