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
2.1 – 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
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
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
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
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).