Réglages logique, verrouillage et priorité

Desde a década de 1970 até meados da década de 1980, adotava-se no Brasil o chamado critério determinístico ou critério de energia firme para fins de estudos de planejamento da expansão [53; 81]. Conforme já visto, de acordo com esse critério, o sistema deveria ser capaz de atender ao mercado de energia elétrica na hipótese de repetição das

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vazões registradas no passado. Contudo, a adoção do critério de energia firme para fins de planejamento implica assumir um risco desconhecido de déficit, uma vez que há a probabilidade de ocorrência de secas mais severas do que as já registradas [27].

Ademais, no decorrer da década de 1980, o aumento dos preços dos combustíveis e dos custos de capital na Economia brasileira contribuíram para a implementação de um critério de planejamento que considerasse explicitamente o custo do não fornecimento da energia. Buscava-se estabelecer uma metodologia para determinar um programa ótimo de expansão que minimizasse o custo total esperado para a instalação e a operação do sistema elétrico, o qual englobasse os investimentos na expansão, os custos de operação, além dos custos de eventuais déficits de energia. [39]

Nesse período, estudos foram realizados para avaliar o critério de energia firme com o objetivo de mensurar o risco implícito da metodologia. Tais estudos indicaram que a adoção do critério de energia firme implicava a assunção de uma probabilidade anual de déficit da ordem de 3%. Todavia, estimava-se que tal valor não seria constante, e apresentaria tendência de elevação ao passo que, como resultado da expansão, a energia firme do sistema se aproximasse da respectiva produção média [53].

Neste ponto, convém definir o conceito de probabilidade anual de déficit, ou simplificadamente risco de déficit, adotado para os subsistemas elétricos brasileiros. Considerando um universo de séries hidrológicas, quer sejam sintéticas ou históricas, define- se probabilidade anual de déficit ou risco de déficit como a relação percentual entre o número total de anos hidrológicos que apresentam qualquer déficit e o total de anos que compõem as séries consideradas em uma dada simulação da operação energética do subsistema. Algebricamente:

K&1%  7é'1= = Lú:>NO 3> )LOP (3NOQó.(SOP SO: )Q.T: 3é4(S(_{Lú:>NO O)Q 3> )LOP (3NOQó.(SOP P(:TQ)3OP} × 100% (3.1)

Observa-se que o denominador da Equação 3.1, independentemente de se tratar de séries naturais ou sintéticas, pode ser considerado como uma grande amostra do fenômeno estocástico de geração de vazões pela natureza. Por sua vez, o numerador é a parcela da amostra em que ocorreria algum déficit. Portanto, o quociente obtido é de fato um estimador da real probabilidade de ocorrência de algum déficit.

Um exemplo numérico ilustra melhor os conceitos envolvidos. Suponha-se um estudo de 10 anos, e que o desempenho da otimização seja aferido a partir da simulação da operação

desse subsistema em 2.000 séries sintéticas diferentes. Cada série sintética possui 10 anos de extensão. Portanto, o número total de anos hidrológicos simulados é de 20.000. Suponha-se também, que desses 20.000 anos hidrológicos, 1.000 apresentam algum déficit de energia, independentemente da série a qual pertençam. Nesse caso, a probabilidade anual de déficit (ou risco de déficit) resultante para esse subsistema seria

K&1%  7é'1= = _+.×. × 100% = 5% (3.2)

Considerando que um sistema é composto por diversos subsistemas, define-se risco de

déficit de um sistema como o maior valor entre as probabilidades anuais de déficit calculadas

para cada um dos subsistemas que o compõem. A utilização dessa definição é essencial para que seja possível a adoção de um nível único de risco máximo pré-fixado como critério de planejamento, independentemente de quantos subsistemas integram um dado sistema.

Na hipótese de se definir o risco de déficit de um sistema como a probabilidade anual de déficit desse sistema, tal qual é feito para subsistemas, seria impraticável a definição de um limite máximo de risco aceitável, tendo em vista que a interligação entre dois de seus subsistemas poderia degradar seu nível de segurança.

Para compreender essa afirmação, basta supor uma situação na qual se avalie a interligação de dois subsistemas, os quais, quando operando isoladamente, apresentam níveis idênticos de risco de déficit. Suponha ainda que as simulações energéticas indiquem que, mesmo após a interligação e redução dos riscos de déficits individuais, uma parcela dos déficits remanescentes não ocorrerá simultaneamente em ambos os subsistemas. Assim, estranhamente, o sistema formado pela interligação dos subsistemas apresentaria risco de déficit superior aos de seus subsistemas enquanto operando isoladamente. Portanto, para dar coerência ao indicador de risco de déficit de um sistema, optou-se por defini-lo como a maior dentre as probabilidades anuais de déficit dos subsistemas que o compõem, calculadas a partir da operação interligada desses subsistemas. Ressalta-se ainda que a definição adotada permite avaliar se uma nova interligação trará benefícios significativos ou não ao risco de déficit do sistema. [82]

Outra conclusão de extrema importância dos referidos estudos é a inexistência de um período crítico para o Brasil. Ao longo das simulações, percebeu-se que não necessariamente há simultaneidade de armazenamento e deplecionamento máximos nas diversas regiões do país em períodos de hidrologia adversa. Ademais, constatou-se a ocorrência de reenchimentos

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totais e vertimentos em determinados subsistemas ao longo do período crítico oficialmente adotado.[41]

Dessa forma, visando mitigar as distorções do critério de energia firme, passou-se a adotar o chamado critério probabilístico ou critério de energia garantida, calculada a partir de séries sintéticas de energias afluentes, as quais preservam as características estatísticas observadas nas séries naturais de vazões [53].

Energia garantida ao risco r pode ser definida como o máximo mercado de energia

que uma dada configuração de parque gerador poderá atender estruturalmente com probabilidade anual de déficit igual a r. Em breve síntese, pode ser considerado o equivalente probabilístico do critério de energia firme. [83]

O período crítico do critério de energia firme também apresenta um equivalente no critério probabilístico: o período seco. Um mês qualquer pertence a um período seco se houver um déficit no futuro e o reservatório equivalente não encher completamente no intervalo de tempo compreendido entre esse mês até a ocorrência do déficit [83]. Cabe destacar que o período seco definido neste parágrafo não deve ser confundido com o período seco para fins de faturamento do consumo da energia elétrica de que trata as condições gerais de fornecimento vigentes, definidas na Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, da Aneel.

Ao calcular a energia garantida de um sistema, busca-se definir qual é o máximo mercado que esse sistema pode atender estruturalmente dentro de um critério de risco previamente definido. Busca-se também, em um segundo momento, definir a contribuição energética individual das centrais geradoras componentes desse sistema [84]. No momento do rateio, pode-se, por exemplo, adotar uma metodologia que beneficie empreendimentos que produzam energia em períodos de hidrologia adversa, ou ainda, que beneficie empreendimentos com a maior produção esperada.