Süleyman Şah’tan Sonra Anadolu Selçuklu Devleti

A metodologia proposta tem como objetivo avaliar o diagnóstico das condições operativas do SEIN do ponto de vista energético, no período de curto prazo (2011 - 2013) e do longo prazo de (2014 – 2020), de acordo com os objetivos propostos no presente trabalho e tendo como referência os critérios e metodologia utilizada pelo órgão oficial operador do sistema COES no diagnóstico da operação do SEIN.

Os cenários e casos de estudo propostos consideram os seguintes procedimentos de análise:

• Caso 1: Definição de um cenário de expansão de referência período (2011 - 2020), onde não haja participação de energia eólica.

• Caso 2: Definição de um cenário de expansão de curto prazo (2011- 2013), contendo 65 MW médios (142 MW de capacidade instalada) de geração eólica contratada no leilão RER 2010 com entrada em operação prevista para 2012. A partir de 2014 até 2020 (cenário de longo prazo), supõem-se um cenário de inclusão sustentada de 65 MW médios de geração eólica por ano, totalizando 520 MW médios. As usinas eólicas seriam implantadas através da substituição de parte da geração termelétrica (diesel, e gás natural) prevista para o cenário de referência. Em outras palavras, a energia firme (garantia física)

total de ambos os cenários em cada ano do período de análise não muda; só o que muda é o “mix” de geração.

• Caso 3: Caso 2 com desenvolvimento das grandes usinas na Amazônia e exportação de 50% ao Brasil.

Para a simulação da operação a mínimo custo (despachos de geração do sistema hidrotérmico) dos casos propostos utiliza-se o programa PERSEO, modelo com representação da rede de transmissão do SEIN.

A metodologia assumida compreende a projeção da demanda, a definição dos programas de geração e transmissão e o diagnóstico propriamente proposto. Os critérios gerais utilizados na metodologia proposta são os seguintes:

• A programação da operação econômica do sistema tem como objetivo minimizar os custos de operação, manutenção e racionamento, mantendo os fluxos de potência no sistema elétrico dentro de seus limites operativos.

• A demanda está dividida em dois componentes: demanda vegetativa e demanda dos grandes clientes. O primeiro componente foi projetado utilizando um modelo econométrico, enquanto o segundo baseia-se em informação proporcionada pelos agentes.

• Para a simulação da operação das usinas hidrelétricas considera- se a hidrologia histórica dos últimos 46 anos (1965 - 2010), distribuídas em 30 bacias e inclui-se as restrições de manejo de água para irrigação e outros usos.

• Para a simulação da operação das usinas termelétricas consideram-se os custos variáveis constantes, a restrição no fornecimento de gás pelos limites de capacidade de transporte no gasoduto até 2013, após esse período sem restrições. Também considera-se que as atuais unidades termelétricas continuarão em serviço durante todo o período de estudo.

• Custo de racionamento de US$ 250/MWh.

• O valor da água considerado foi 0,3019 US$/MWh.

• A taxa de indisponibilidade forçada e programada da unidade de ponta e a margem de reserva firme objetivo do SEIN, foram

fixados em 3,0% e 32,0%, respectivamente, de acordo a resolução do Osinergmin.

• Para a elaboração do plano de obras de transmissão considerou- se os projetos do plano transitório de transmissão com contrato em leilão ou em processo de leilão. Também se incluiu os projetos de transmissão dos concessionários, aprovados pelo MEM.

• Para a elaboração do plano de obras de geração de curto prazo considerou-se em primeiro lugar os projetos que contam com os estudos de operatividade estabelecidos pelo COES. De maneira complementar incluiu-se os projetos mais prováveis para entrada em operação neste período.

• Para o longo prazo, a oferta de geração está baseada na previsão realizado pelo COES. Tendo incerteza na cobertura da oferta adotou-se um programa de geração que considera os projetos hidrelétricos com concessão definitiva e data estimada de ingresso, os projetos com concessão temporária das empresas geradoras integrantes do COES, além dos projetos hidrelétricos localizados na Amazônia previstos para a exportação ao Brasil. Para a simulação energética dos casos avaliados e outros parâmetros econômicos associados à operação do sistema, considerou-se a informação disponível até 31 dezembro de 2010.

Também foram utilizados os custos variáveis atualizados das unidades de geração até 2010, inclusive para as geradoras a gás natural. Os preços de gás consideram os custos de suprimento, transporte, e distribuição.

Além disso, é preciso mencionar que a rede de transmissão utiliza cálculos de fluxo de potência em cada barra do sistema, considerando limites nos fluxos de potência, o cálculo de perdas, assim como restrições de segurança. Uma visão geral da metodologia mostra-se na figura 47.

Figura 47 – Visão geral da metodologia.

As usinas eólicas e os projetos RER foram modelados como usinas térmicas com custos operacionais (custo variável de combustível, manutenção, etc.) nulos com o fim de se ter prioridade no despacho. Estas unidades são despachadas com uma potência média mensal, considerando os fatores de capacidade mensais de cada projeto com o intuito de avaliar a complementaridade existente com a geração hidrelétrica. A localização dos projetos RER no PERSEO foi considerada nas barras onde fisicamente se localizam cada um dos projetos.

O modelo apresenta como resultados os custos marginais, custos de congestão da transmissão, níveis de despachos, a energia gerada por cada fonte, além de outros resultados.

Os custos marginais do sistema são os indicadores de déficit ou excesso de energia e/ou restrições de transmissão em cada zona do país, e podem indicar as principais características da programação futura da geração do SEIN.