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O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico aprovou em reunião extraordinária as diretrizes técnicas e econômicas para a importação de energia da Venezuela. No encontro realizado nesta quarta-feira, 25 de outubro, também foi discutido o Relatório de Análise de Perturbação sobre o apagão do dia 15 de agosto.

A retomada da importação de energia do país vizinho para abastecer os sistemas isolados de Roraima deve reduzir as despesas com geração termelétrica, que são pagas pelos consumidores, por meio da Conta de Consumo de Combustíveis. O contrato de suprimento com a hidrelétrica de Guri estava suspenso desde março de 2019, em razão do agravamento da crise política e econômica na Venezuela. A proposta é substituir as usinas a óleo diesel com custo de operação mais elevado.

De acordo com o ONS, serão necessárias informações detalhadas e atualizadas sobre o sistema elétrico venezuelano para garantir a segurança da operação interligada entre os dois países, à medida em que se aumentem os fluxos na interligação.

Em nota, o operador informou que para garantir a segurança operativa é necessário que a interligação opere de forma contínua. E que o montante de energia ofertado seja plenamente flexível, variando conforme a demanda do lado brasileiro.

É indispensável, ainda, a instalação de Sistema Especial de Proteção contra uma eventual abertura (queda) da interligação, caso haja alguma ocorrência na Venezuela, para evitar impactos sobre o sistema elétrico do Brasil.

A compra de energia de Guri foi discutida em Caracas na última segunda-feira, 23, em reunião do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, com o ministro del Poder Popular para la Energia Elétrica, Nestor Luis Reverol Torres.

Um grupo de trabalho formado por representantes MME, do ONS e da empresa responsável pelo setor elétrico da Venezuela vai acelerar as tratativas entre os dois países, e a expectativa é de que os testes de carga e transmissão de energia para o Brasil sejam iniciados em novembro.

Apagão

O CMSE também analisou a versão final do RAP sobre o episódio em uma linha de transmissão no Ceará que resultou na interrupção de quase 22 mil MW do Sistema Interligado em agosto.

O documento do ONS aponta como causas do desligamento em cascata a baixa performance dos equipamentos de controle de tensão de usinas eólicas e fotovoltaicas localizadas no perímetro da Linha de Transmissão Quixadá-Fortaleza II, no Ceará, onde o evento começou.

Esses equipamentos deveriam compensar automaticamente a queda de tensão decorrente da abertura da linha, mas o desempenho no momento da ocorrência ficou abaixo do previsto.

Depois do episódio, o ONS adotou medidas operativas emergenciais, limitando temporariamente o intercâmbio de energia do Nordeste para o Sudeste e Sul, para garantir a segurança do sistema.

A instituição passou a usar os dados de performance das usinas revisados pelos geradores após as simulações dos evento.

O RAP registrou que a recomposição do sistema no Nordeste se deu por meio de black start na usina hidrelétrica de Itapebi. Na região Norte, o procedimento foi adotado nas usinas de Tucuruí, Balbina, Coaracy Nunes, Estreito e Samuel.

Já no Sul, Sudeste e Centro-Oeste, a atuação satisfatória do Esquema Regional de Alívio de Carga (Erac) possibilitou a recomposição rápida das cargas, com a elevação da geração nessas regiões.