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GERENCIAMENTO DA CONFIABILIDADE DA REDE ELÉTRICA NO NOVO MODELO SETORIAL

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GRUPO IV

GRUPO DE ESTUDO DE ANÁLISE E TÉCNICAS DE SISTEMAS DE POTÊNCIA – GAT

GERENCIAMENTO DA CONFIABILIDADE DA REDE ELÉTRICA NO NOVO MODELO SETORIAL

Roberto N. Fontoura Filho

ONS

Marcus Th. Schilling

UFF

Julio Cesar G. Praça

ONS

RESUMO

Este

artigo

tem

como

objetivo

tratar

do

gerenciamento da confiabilidade da rede elétrica na

transição de um ambiente institucional caraterizado

por

empresas

verticalizadas,

planejamento

centralizado e agentes responsáveis pela expansão

identificados a priori, para um novo ambiente em

que

as

funções

são

desverticalizadas,

o

planejamento da geração indicativo e as novas

instalações de transmissão são licitadas.

PALAVRAS-CHAVE

confiabilidade da rede elétrica; expansão da

transmissão; novo ambiente institucional.

1.0 - INTRODUÇÃO

O sistema de transmissão tem como funções

tradicionais a interligação das usinas geradoras às

subestações de distribuição e a interligação de bacias

e regiões de diferentes características energéticas,

proporcionando a otimização do uso de recursos eletro

-

energéticos.

Historicamente

tais

funções

condicionaram o conjunto de critérios e procedimentos

até então existentes no setor para determinar a sua

expansão [1-4.]

A reformulação do Setor Elétrico Brasileiro, iniciada em

1995 com a promulgação da Lei 8987/95 e 9074/95,

promoveu modificações na organização do setor,

criando novas instituições, como o ONS, ANEEL e

MAE e redefiniu papéis e responsabilidades dos

agentes. Tais mudanças conduziram ao surgimento de

um novo papel para a rede elétrica: o de viabilizadora

da competição nos segmentos de geração e

comercialização de energia elétrica. Nessa perspectiva

cabe rediscutir a confiabilidade do sistema de

transmissão considerando o seu novo papel e as

características do novo contexto institucional.

Deve ser observado que o objeto da análise

desenvolvida neste trabalho é a Rede Básica,

estabelecida a partir do disposto nas Resoluções

ANEEL 245/98, 66/99, 166/00 e mais recentemente

pela Resolução ANEEL 433/00. Entende-se que

apesar dos outros segmentos da rede elétrica (demais

instalações de transmissão e distribuição) também

cumprirem este papel de viabilizar a competição, os

mesmos diferem da Rede Básica quanto ao aspecto de

expansão e à forma de definição do programa de

obras. Os enfoques aqui analisados referem-se aos

seguintes tópicos:

Quais os aspectos determinantes da confiabilidade

da rede elétrica ?

Qual a influência da reforma setorial em tais

aspectos ?

Quais os níveis adequados de confiabilidade ?

Que ações devem ser tomadas para que tais

níveis sejam mantidos ?

2.0 - ASPECTOS DETERMINANTES DA

CONFIABILIDADE

Conceitua-se confiabilidade [2-11] da rede elétrica

como a probabilidade de que o sistema desempenhe a

sua função básica, durante um determinado intervalo

de tempo, dentro de condições específicas. Desta

forma, deve-se separar a função de transmitir daquela

de geração de energia, ou seja, a confiabilidade, em

pauta neste artigo, está associada à capacidade da

rede elétrica de realizar a sua função de transporte de

energia, de forma adequada, ou seja, atendendo

critérios de desempenho elétrico, como nível de

tensão, de sobrecarga de elementos, etc. Nesse

contexto, a confiabilidade da rede é função das

instalações

de

transmissão

disponíveis,

da

coordenação de sua operação, e do conjunto de

contingências a que a rede estará submetida.

(*)

ONS, Rua da Quitanda 196, 20o andar, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

(2)

2

2.1 – Ambiente Institucional Anterior

A organização do setor elétrico brasileiro anterior ao

marco regulatório definido pelas Leis 8987/95 e

9074/95, pode ser caracterizada principalmente pela

exclusividade no fornecimento de energia elétrica, por

um

programa

de

geração

e

transmissão

determinativos, por empresas verticalizadas, e pela

clara definição de responsabilidade pela expansão do

parque gerador e das instalações de transmissão.

Nesse paradigma, a análise de confiabilidade praticada

refletia o caráter verticalizado e condominial do

sistema.

2.2 - Novo Ambiente

A reforma do setor elétrico foi montada com o objetivo

de eliminar a exclusividade no fornecimento a

consumidores livres, ampliar a competição nos

segmentos de comercialização e geração, permitir o

livre acesso à rede elétrica e estabelecer a

desverticalização de funções, sendo promovidas

mudanças quanto à organização dos agentes, às

responsabilidades, à remuneração pelos serviços, aos

incentivos e penalidades. Os critérios de expansão e

confiabilidade devem então ser reformulados, para que

sejam aderentes a uma situação de ampliação das

incertezas,

de

isonomia

entre

agentes,

de

condicionantes

contratuais,

além

daqueles

tradicionalmente observados de compatibilidade com a

expansão na distribuição e de aplicação de novas

tecnologias. O programa de obras neste novo cenário,

deve contemplar o planejamento da operação, o

planejamento de longo prazo, novas tecnologias, a

participação dos agentes, e a compatibilidade com a

expansão prevista para as demais instalações de

transmissão e distribuição. Finalmente, devem ser

estabelecidas ações que permitam implantar as obras

programadas na data de necessidade apontada nos

estudos de expansão, e que podem ser incentivos,

penalidades, adequadas remunerações, etc.

As características do novo ambiente institucional que

repercutem na expansão do sistema de transmissão e

conseqüentemente na confiabilidade, são mencionadas

a seguir:

Liberdade de fornecimento: Uma das principais

modificações implementadas no setor elétrico brasileiro

foi a eliminação progressiva da exclusividade no

fornecimento a consumidores livres, conforme Lei

9074/95. Hoje tal liberdade é dada a consumidores

com carga superior a 3 MW e tensão acima de 69 kV,

totalizando aproximadamente um conjunto de 1100

consumidores. Prevê-se a extensão deste direito a

todos os consumidores até 2005.

Repercussão na confiabilidade: viés negativo. Isso

ocorre porque a liberdade de fornecimento pode

dificultar a estimativa de previsão da carga,

ampliando o nível de incerteza para definir a

expansão.

Possível Mitigação: por sinal econômico e

regulação.

Livre acesso: Para permitir que o direito de liberdade

de fornecimento seja exercido, estabeleceu-se o livre

acesso à rede elétrica, remunerando-se o seu uso

através das tarifas de transmissão e distribuição, pagas

pelas cargas e geradores.

Repercussão na confiabilidade: viés negativo. Este

aspecto está correlacionado ao aspecto anterior,

pois acentua o grau de incerteza.

Possível

Mitigação: por

sinal

econômico,

regulação e novos critérios de expansão.

Desverticalização: Está em andamento o processo de

desverticalização de atividades ou funções das

empresas concessionárias, através da reestruturação

societária das empresas verticalizadas, conforme

definido nos contratos de concessão.

Repercussão na confiabilidade: viés negativo. Isso

ocorre porque dificulta a alocação, coordenação e

controle dos riscos nos diferentes segmentos do

sistema elétrico. Esse aspecto exige a atuação

abrangente do órgão regulador na definição das

condições de contorno associadas à confiabilidade

da malha elétrica.

Possível Mitigação: via regulação e através da

coordenação de riscos entre segmentos.

Expansão da Oferta Indicativa: Na nova estrutura de

mercado o programa de obras de geração é indicativo,

sendo a outorga da concessão de novas usinas

hidrelétricas estabelecida a partir de licitações. As

usinas térmicas estão sujeitas à autorização da

ANEEL, assim como a exportação e importação de

energia.

Repercussão na confiabilidade: viés negativo.

Acentua a incerteza no processo de expansão da

rede.

Possível Mitigação: através de novos critérios de

expansão.

Programa de Transmissão Determinativo: O

programa de obras de transmissão é determinativo,

obtido da compatibilização conduzida pelo MME, do

Plano de Ampliações e Reforços e do Programa

Determinativo

da

Transmissão,

elaborados

respectivamente pelo ONS e CCPE. Tal programa

incorpora sugestões de expansão dos agentes e é

realizado com critérios e procedimentos claramente

definidos. Esse programa é encaminhado a ANEEL, a

fim de que as obras sejam autorizadas ou licitadas.

Repercussão na confiabilidade: viés positivo. O

programa

de

transmissão

deve

ser

obrigatoriamente implantado.Se as expansões da

malha ocorrerem em consonância com os

incrementos na geração, o efeito global na

confiabilidade do sistema é no sentido da

melhoria.

Despacho centralizado: A geração das usinas

hidroelétricas e térmicas é despachada pelo Operador

Nacional do Sistema Elétrico, com o objetivo de

otimizar os recursos, sendo definido um preço “spot”,

que representa o custo marginal de operação, a ser

pago pela demanda e recebido pelos geradores,

(3)

3

através do Mercado Atacadista de Energia. Os

contratos bilaterais são instrumentos financeiros, que

servem como “hedge” para os agentes.

Repercussão

na

confiabilidade:

viés

aparentemente positivo. A gerência centralizada

do despacho atua no sentido da otimização,

segurança, adequação e continuidade do serviço

prestado pela transmissão.

Submercados:

Foram instituídas pelo Decreto

2.655/98 regiões denominadas de submercados, que

vêm a ser áreas entre as quais existem restrições

permanentes de transmissão. O processo para sua

estruturação foi definido no Artigo 5º da Resolução

ANEEL 290/2000, que estabeleceu os mesmos em

número de quatro até 2005. Deve ser observado que

no cálculo do preço “spot” não são consideradas

restrições internas a estes submercados.

Repercussão na confiabilidade: viés negativo. A

eventual modelagem simplificada das restrições de

transmissão pode gerar sinais deletérios ao

mercado,

com

impactos

negativos

na

confiabilidade.

Possivel Mitigação: critérios de expansão devem

estar compatíveis com tal organização de

mercado.

Ambiente Contratual: Os direitos e responsabilidades

dos agentes são estabelecidos em contratos. No

segmento de transmissão estes estão associados à

disponibilização, conexão e uso das instalações da

Rede Básica do Sistema de Transmissão. Existem

ainda contratos específicos de constituição de garantia,

de compartilhamento de instalações e são previstos

contratos para serviços ancilares. Estes contratos

contemplam aspectos como remuneração, adequação

das

instalações,

exigências

operacionais,

ressarcimento por melhorias e compensações por

sobrecargas em instalações.

Repercussão na confiabilidade: sem viés . Caso os

contratos sejam homologados sob a égide da

regulação adequada, estes representarão apenas

novos condicionantes a serem atendidos.

3.0 - NÍVEIS ADEQUADOS DE CONFIABILIDADE

Os índices de confiabilidade devem refletir as

diferentes tolerâncias que diferentes consumidores

possuem para a interrupção e freqüência de falhas.

Além disso, percebe-se uma crescente demanda por

isonomia de tratamento, o que condiciona tipos e

valores de índice de confiabilidade a serem praticados.

Observe-se que na atual estrutura da rede elétrica,

esta é dividida nos segmentos de distribuição, Rede

Básica e demais instalações de transmissão, existindo

referência para os dois primeiros segmentos, a partir

dos Contratos de Concessão, de Resoluções e de

Procedimentos de Rede, para a formação de níveis de

confiabilidade que sirvam como metas.

Deve-se ainda destacar, que na atual organização de

mercado, o nível confiabilidade deve ser estabelecido

com base no valor que os agentes dão a este

parâmetro, não só com o enfoque de riscos “puros”,

mas também com o de riscos de negócio. O risco

“puro” está associado à perda de produção dos

agentes, vincula-se à continuidade e qualidade do

suprimento, e sua valoração tradicionalmente é dada

pelo custo da energia não suprida. Os riscos de

negócio surgem a partir do novo papel da transmissão,

e representam riscos associados à impossibilidade de

não ser possível ter acesso à energia mais barata, de

se pagar Encargos de Serviço de Sistema maiores ou

ainda de se expor a diferença de preços entre

submercados, o que pode significar perdas financeiras

para os agentes. Dado o compromisso entre nível de

confiabilidade e custos, há necessidade de se conciliar

estes dois enfoques.

3.1 Experiência Internacional

Nos países cujo setor elétrico foi reestruturado, a

competição do mercado foi estabelecida tendo como

referências a organização do sistema na forma de

“pool” baseado em leilões com direitos de transmissão

financeiros, ou através de um sistema de contratos

bilaterais com direitos físicos de transmissão possíveis

de serem negociados. Na primeira alternativa há a

participação de compradores e vendedores nos leilões,

com suas demandas e ofertas de energia, tendo o

Operador o papel de despachar as unidades geradoras

mais baratas. Neste caso, normalmente a liquidação é

realizada com o preço do último recurso despachado.

As dificuldades de gerenciamento da confiabilidade

decorrem das situações em que há falha na

transmissão impedindo o despacho “ideal”, sem

restrições, caracterizando um congestionamento. Tal

situação fará com que apareçam preços diferenciados

entre os vários nós do sistema. A diversidade de

fatores capazes de causar essa situação provoca

tarifas de alta volatilidade, refletindo um controle de

confiabilidade não trivial. Assim, quando a transmissão

é congestionada, os preços são maiores nas áreas que

possuem a importação limitada e menores naquelas

em que a exportação está estrangulada. As diferenças

de preços entre as áreas representam as tarifas de

congestão, e são valores que os geradores

exportadores estariam dispostos a pagar para suprir

cargas em regiões de preços maiores, ou que as

cargas pagariam para receber energia de regiões de

preços menores. Os agentes procuram proteger-se ao

risco associado tal variação de preços entre nós. Um

dos instrumentos é o direito de transmissão financeiro,

que dará ao seu detentor o direito sobre tarifas de

congestão, protegendo-o então com relação às

variações de preço.

Na segunda alternativa de organização do mercado,

existem contratos bilaterais a serem cumpridos, e para

isso deve existir transmissão. Neste caso a escassez

de transmissão é tratada pelo próprio mercado através

dos direitos físicos de transmissão negociáveis, que

vêm a ser direitos de uso físico da rede elétrica. O

despacho neste caso acaba emergindo dos próprios

agentes, que irão exercer ou negociar seus direitos de

uso físico da rede. Caberá ao Operador cumprir tais

despachos.

(4)

4

É possível nas duas situações que o poder de mercado

seja exercido por vendedores ou compradores, porém

entende-se que os direitos físicos são potencialmente

mais sujeitos a tal possibilidade, devido ao vínculo

destes com a efetiva capacidade de transmissão, vale

dizer, confiabilidade da malha elétrica.

3.2 Confiabilidade da Transmissão no Brasil

No Brasil, devido ao fato do parque gerador ser

majoritariamente

hidráulico,

possuindo

portanto

capacidade de armazenamento nos reservatórios,

estabeleceu-se um processo de formação de preços

“spot” a partir da consideração dos custos operativos

imediatos e futuros, combinado com a transmissão

expandida de forma a atender o livre acesso e as

necessidades dos agentes, e paga através de uma

tarifa de transmissão. Essa tarifa de transmissão em

termos teóricos deve ser baseada no cálculo dos

Custos Marginais de Expansão, o que significa para

cada nó da Rede Básica um indicativo da necessidade

de eventuais ampliações e reforços, refletindo

indiretamente os niveis de confiabilidade da rede.

Estabeleceram-se regiões denominadas submercados,

e no cálculo do preço “spot” não são consideradas as

restrições de transmissão internas a estas regiões.

Eventuais congestionamentos, que conduzam à

situação de que certos geradores, devido a tais

restrições internas, não possam escoar sua geração,

ou que outros sejam obrigados a gerar fora do mérito,

serão ajustados através dos Encargos de Serviços de

Sistema.

O sinal econômico para os usuários da rede é dado

apenas para as condições permanentes de

transmissão, não incorporando as eventuais restrições,

associadas a congestionamentos. Assim, a decisão

inerente à esta situação de decidir entre racionalizar o

uso dos ativos de transmissão existentes ou

expandi-los, tende neste caso para a expansão da transmissão.

Esta deve ser definida tendo como meta uma

adequada confiabilidade, que elimine restrições

internas aos Submercados que possam ampliar os

Encargos de Serviços de Sistema, a serem pagos pela

carga do submercado em que há restrições.

Está prevista ainda na Resolução ANEEL 290/2000, a

implantação a partir de 2006, de um mecanismo

competitivo de distribuição dos direitos de alocação do

excedente financeiro para os agentes interessados, o

que poderá significar a introdução dos direitos de

transmissão das interligações entre submercados.

IIndependente deste fato, já hoje é necessária especial

atenção à expansão destas interligações para que se

mantenha otimizado o par geração-transmissão,

trazendo assim benefícios para o consumidor final.

Além disso, a expansão destas interligações é fator de

influência na exposição dos agentes a diferença de

preços entre Submercados. Tal análise encontra-se em

discussão no âmbito do ONS e ASMAE, conforme

estabelece a Resolução ANEEL 290/00, que atribui a

estas instituições a definição dos critérios e a

periodicidade para alteração dos Submercados, e o

mecanismo de transição para os contratos bilaterais já

firmados.

A ANEEL estabeleceu, através da Resolução ANEEL

n.º 024/00, disposições relativas à continuidade da

distribuição de energia elétrica, nos seus aspectos de

duração e freqüência, a serem observadas pelas

concessionárias e permissionárias de serviço público

de energia elétrica às unidades consumidoras. As

metas de continuidade, expressas por indicadores

associados à duração e freqüência, a serem

observadas pelas concessionárias foram estabelecidas

em resolução, procurando estimular a melhoria do

serviço prestado. Estes indicadores não excluem falhas

no sistema de transmissão, que podem assim afetar

tais índices. Os critérios e parâmetros a serem

considerados para a expansão da transmissão, devem

então ser estabelecidos reconhecendo tal fato.

Como condicionantes adicionais existem nos Contratos

de Prestação de Serviços de Transmissão itens

associados a parcelas variáveis que decorrem de

fatores como indisponibilidade de equipamentos e

sobrecargas. A indisponibilidade está ligada a

desligamentos de equipamentos da Rede Básica,

pertencentes às empresas transmissoras, que estarão

sujeitos a descontos em sua remuneração. A

sobrecarga em unidades transformadoras encontra-se

neste momento em audiência pública pela ANEEL e

visa a compensar os proprietários de tais instalações

por eventos que possam reduzir a vida útil destes

equipamentos. Não se prevê tal compensação para

linhas de transmissão, porém existem limites máximos

de carregamento para tais instalações. Nos Contratos

de Uso do Sistema de Transmissão prevê-se

pagamento por ultrapassagem associados a valores

superiores à demanda contratada, e que serão

debitados das empresas de distribuição.

4.0 - GERENCIAMENTO DA CONFIABILIDADE

Na nova estrutura de mercado tem-se um programa de

obras de geração indicativo. A responsabilidade pela

implementação de usinas hidrelétricas e também do

sistema de transmissão, relativo à Rede Básica, é

definido a partir de um processo de licitação. Como

condicionante adicional tem-se o surgimento de um

parque térmico, sujeito à autorização, com prazo de

implantação inferior ao de várias instalações de

transmissão. Pode-se ainda acrescentar o novo papel

que a transmissão passa a ter, sendo elemento

fundamental na viabilização da competição na geração

e comercialização, exigindo-se assim que esta seja

robusta para permitir a efetivação do “negócio de

compra e venda de energia” entre os agentes, e por

outro lado flexível para permitir o ajuste frente a

mudanças em premissas.

Devem ser promovidas ações no sentido de se ajustar

aos condicionantes do Novo Modelo Setorial, os

critérios de expansão, os procedimentos de

determinação do programa de obras e induzir a que as

obras sejam implantadas nos prazos requeridos. Além

(5)

5

disso, deve haver um monitoramento permanente da

confiabilidade da rede, com o propósito de que “dados

de realidade” realimentem este processo.

A confiabilidade do sistema de transmissão será

resultante da configuração do sistema de transmissão,

ou seja da disponibilidade das instalações existentes e

da agregação de novas obras, que por sua vez

dependem do programa de expansão estabelecido e

de sua efetiva implantação à rede. São discutidos a

seguir os aspectos decorrentes da nova organização

de mercado, que influenciam a estruturação das etapas

de definição do Programa de Obras de Transmissão e

de sua implantação à Rede Básica, impactando a

confiabilidade final da Rede Básica. Alguns aspectos

não sofrem rebatimentos da nova organização de

mercado e devem manter sua consideração nos

moldes anteriores. Este é o caso do planejamento da

operação, que permite incorporar dados de curto

prazo, com a indicação de áreas críticas e o

planejamento de longo prazo, que permite a

apropriação de economias de escala.

O gerenciamento da confiabilidade deve então ser

realizado tendo instrumentos que permitam identificar,

avaliar e mensurar os riscos, com o objetivo de

estabelecer ações de prevenção e redução da perdas

vinculadas a tais riscos. Deve-se desta forma definir

claramente os riscos inerentes à confiabilidade da

rede, que poderão ser riscos puros ou riscos de

negócios. Como instrumentos gerenciais tem-se:



Definição do Programa de Obras



Coordenação de Riscos entre Segmentos



Sinais econômicos



Monitoração dos Índices de Confiabilidade



Requisitos de Conexão das Novas Instalações de

Transmissão

4.1- Definição do Programa de Obras de Transmissão

Esta etapa é fundamentalmente calcada nos critérios e

procedimentos definidos. Estes, por sua vez, devem

ser estabelecidos a partir do reconhecimento de que se

está em um contexto de incertezas ampliadas e da

necessidade de compatibilidade com a expansão nos

demais segmentos da rede elétrica. Devem ainda levar

em conta condicionantes como a possibilidade da

aplicação de novas tecnologias, o tratamento

isonômico a ser dado aos agentes e os aspectos

contratuais e comerciais. Uma decisão baseada na

ponderação de cenários reflete uma situação “média”

de vários cenários, e que provavelmente não se

adequa a nenhum cenário. Isto difere de um critério de

minimização do máximo arrependimento cuja escolha é

baseada nas conseqüências da decisão para cada

cenário.

4.2 - Coordenação de Riscos entre Segmentos

O grau de complementaridade entre a Rede Básica e

os demais segmentos da rede elétrica ampliou-se a

partir da Resolução ANEEL 433/00, que contraiu as

fronteiras da Rede Básica. Em algumas situações a

expansão neste segmentos pode representar

alternativa à expansão na transmissão, e por isso

devem ser avaliados conjuntamente, visando a

coordenação dos níveis de riscos.

4.3 – Sinais Econômicos

O cálculo das tarifas de uso do sistema de transmissão

é realizado com base na Metodologia Nodal, derivada

da metodologia de cálculo dos Custos Marginais de

Expansão. A tarifa determinada para cada nó da Rede

Básica, além de definir os encargos a serem pagos

pelos usuários do sistema de transmissão naquele

ponto, é um indicativo do grau de uso da rede nessa

região, sinalizando eventuais necessidades de

ampliações e reforços.

As obras de transmissão são implantadas através de

licitações ou autorizações, conforme decisão da

ANEEL. Para que tais obras sejam implantadas nas

datas de sua necessidade, conforme premissas

consideradas para a expansão, é necessário que se

ofereçam remunerações adequadas, que impeçam

licitações desertas, e haja um sistema de incentivos e

penalidades que inibam o atraso na implantação das

mesmas. A calibragem dos tetos nas licitações é

fundamental para o sucesso destas e tem como

contraponto

o

cuidado

de

não

se

onerar

demasiadamente os custos de transmissão. A

experiência das licitações já realizadas certamente irá

facilitar o estabelecimento de tetos futuros. É

necessário ainda que sejam claramente estabelecidos

para as licitações e autorizações os requisitos mínimos

de conexão de tais instalações à Rede Básica, de tal

forma que não se deteriorem os níveis de

confiabilidade do sistema.

4.4 - Monitoração dos Índices de Confiabilidade

Os desempenho da rede deve ser monitorado através

de um procedimento que concatene o comportamento

preditivo do sistema com uma extrapolação estatística

do perfil pretérito da malha em observação. O

tratamento pretérito é realizado através de uma ampla

coleta de dados e registros de causas. O tratamento

preditivo pode ser efetuado através de modelos

computacionais sofisticados. Para esse fim, o ONS

dispõe do programa NH2, adequado para a análise de

confiabilidade preditiva da Rede Básica nacional.

O ONS deverá apurar e divulgar indicadores de

duração e freqüência de interrupção, duração máxima

de interrupção contínua(referentes às barras de

conexão da Rede Básica com os demais agentes),

conformidade (tensão e freqüência), e estabilidade.

É também atribuição do ONS a proposição de padrões

de desempenho, por barra de conexão, referentes aos

indicadores acima citados, que passarão a ser

observados. Caso o sistema não opere de acordo com

tais padrões, deverão ser tomadas ações pelo ONS,

com a proposta de ampliações e reforços, elaborada

conforme definido nos Procedimentos de Rede.

(6)

6

Os indicadores de continuidade nas barras de fronteira

com outros Agentes e conformidade nos barramentos

da Rede Básica, são considerados como metas a

serem perseguidas no dimensionamento da expansão.

4.5 - Requisitos de Conexão das Novas Instalações de

Transmissão

A fim de que se preserve a qualidade da rede e novos

acessantes não reduzam o seu nível de qualidade

(cintilação, harmônicos, variação momentânea de

tensão, desequilíbrio de tensão) são também definidos

em Procedimentos de Rede os requisitos essenciais de

conexão à Rede Básica.

5.0 - CONCLUSÕES

A confiabilidade da transmissão irá depender da

organização dos agentes, de suas responsabilidades,

da remuneração dos serviços, dos incentivos e

penalidades, dos contratos, ou seja da estrutura de

mercado. Observe-se que dado o novo papel da rede

de transmissão, todo este processo, incluindo-se os

critérios e procedimentos a serem adotados para a

expansão, devem ser definidos a priori, de forma

transparente e com regra claras. Tais critérios e

procedimentos

estão

consubstanciados

em

Procedimentos de Rede [12-14].

A reestruturação do mercado de energia elétrica

estabelece novas relações, novos condicionantes, e

eventualmente conduz a conflitos de interesses, que

podem comprometer os níveis de confiabilidade da

rede elétrica. Assim, é necessário que paralelamente

ao processo de reestruturação sejam atualizados os

instrumentos regulatórios, critérios e procedimentos de

expansão, e instrumentos de incentivos à implantação

de instalações de transmissão, conforme detalhados

neste artigo, a fim de que se garantam níveis

satisfatórios de confiabilidade para a rede.

6.0 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] GCPS, Critérios e Procedimentos para Planejamento de

Sistemas de Transmissão, Documento Básico, GCPS 035/96.

[2] Praça J.C.G., Schilling M.Th., Planejamento e Análise de

Confiabilidade, MUNDO ELÉTRICO, pp. 28-29, Dez, 1984.

[3] Marangon Lima J.W., Schilling M.Th., Fontoura Filho R.N.,

The Role of Uncertainties in Power System Operations, 4th Int. Conf. on Probabilistic Methods Applied to Power Systems (PMAPS), ELETROBRÁS, Rio de Janeiro, Brazil, Sept 26-29, 1994

[4] Marangon Lima J.W., Schilling M Th., Fontoura Filho R.N.,

O Planejamento Indicativo no Novo Ambiente do Setor Elétrico, XV SNPTEE, Grupo VII, GPL/13, Foz do Iguaçú, 17-22.Outubro 1999.

[5] Fontoura Filho R.N., Schilling M. Th., Silveira M.A.N.,

Soares N.H.M., Marangon Lima J.W., Mello J.C.O., Planejamento do Sistema de Transmissão com Base em Critérios Probabilísticos no Novo Contexto Institucional do Setor Elétrico Brasileiro, XV SNPTEE, Grupo VII, GPL/02, Foz do Iguaçú, 17-22.Outubro 1999.

[6] Fontoura Filho R.N., Schilling M. Th., Gomes P.,

Enfrentando Incertezas no Planejamento da Transmissão de Sistemas de Potência, V SEPOPE, Chesf/Cepel, Recife, 19-25 Maio 1996.

[7] Fontoura Filho R.N., Schilling M.Th., Pereira J.L.R., Aires

J.C.O., Planejamento Integrado em Ambiente de Planejamento Local - LIRP - Geração, Transmissão e Distribuição, IV SEPOPE, SP-30, ELETROBRÁS/ITAIPU/CIGRÉ, Foz do Iguaçu, Brasil, 23-27 Maio, 1994.

[8] Morozowski Filho M., Schilling M.Th., Silva E.L., Ramos

D.S., Gerenciamento de Incertezas no Planejamento de Sistemas de Potência, CIGRÉ, V ERLAC, Artigo 37-6-08, Ciudad Del Este, Paraguay, 23-27 Maio, 1993.

[9] Schilling M.Th., Discriminação dos Níveis Adequados de

Confiabilidade de Sistemas de Potência, IX CBA, Vol.1, pp. 312-317, Vitória, 14-18 Setembro 1992. (Relatório ELETROBRÁS, DOLT 92.02.01, 12/02/92).

[10] Schilling M.Th., Fontoura Filho R.N., Praça J.C.G.,

Esmeraldo J.P.V., Aplicação Prática de Critérios Probabilísticos, X SNPTEE, Grupo VII, CTBA/GPL-14, Curitiba, Brasil, 1-5 Outubro, 1989.

[11] Subgrupo de Confiabilidade (SGC), Confiabilidade de

Sistemas Elétricos: Índices e Critérios, ELETROBRÁS, GCPS/CTST/GTCP/SGC/RF. 001.83, Rio de Janeiro, Dezembro, 1983.

[12] ONS, Procedimentos de Rede Módulo 2, Padrões de

Desempenho, 2000.

[13] ONS, Procedimentos de Rede Módulo 3, Acesso ao

Sistema de Transmissão, 2000.

[14] ONS, Procedimentos de Rede Módulo 4, Ampliações e

Reforços na Rede Básica, 2000.

AGRADECIMENTOS: Registra-se o apoio do CNPq e do projeto 0626/96-SAGE, FINEP/RECOPE.

PERFIL DOS AUTORES

ENG. ROBERTO NOGUEIRA FONTOURA FILHO formou-se pelo

IME (1979) em Engenharia Elétrica, M. Sc. e D. Sc. (1985,1994) pela COPPE/UFRJ. Trabalhou durante 21 anos na Eletrobrás onde foi Chefe da Secretaria Executiva do GCPS, Coordenador do Comitê Técnico para Estudos do Sistema de Transmissão (CTST/GCPS), Coordenador do GTCP/GCPS e Coordenador do Subgrupo de Confiabilidade (SGC/GCPS). Atualmente exerce a função de Especialista do ONS, (rfontoura@ons.org.br).

ENG.MARCUS THEODOR SCHILLING formou-se pela PUC/RJ em

1974, em Engenharia Elétrica, M.Sc. e D.Sc. (1979, 1985) pela COPPE/UFRJ. Trabalhou em Furnas, Eletrobrás, Universität Dortmund (Alemanha), Ontario Hydro (Canadá), PUC/RJ e CEPEL. Foi Chefe da Divisão de Estudos Elétricos da Eletrobrás e Coordenador do Subgrupo de Confiabilidade (SGC/GCPS). Atualmente é Professor Titular da UFF.

ENG. JULIO CESAR GUIMARÂES PRAÇA formou-se pela ENE, Universidade do Brasil em 1967, em Engenharia Elétrica, M.Sc. (1968) pelo Rensselaer Polytechnic Institute, EUA. Trabalhou durante 29 anos no setor elétrico brasileiro (Chesf e Eletrobrás), tendo sido Assistente da Diretoria da Chesf, Chefe do Departamento de Transmissão da Eletrobrás, Coordenador do Comitê Técnico de Sistemas Transmissão (CTST/GCPS) e Coordenador do Subgrupo de Confiabilidade (SGC/GCPS). Atualmente é Consultor do ONS, (praca@ons.org.br).

Referências

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