Introdução
A infraestrutura de transmissão desempenha um papel central na viabilização de sistemas de energia modernos para operar com eficiência sob incerteza crescente. Em sistemas com predominância hídrica e recursos geograficamente concentrados, a capacidade de transmissão é particularmente valiosa porque permite a transferência de energia entre regiões com características distintas de oferta e demanda.
A Nova Zelândia é um exemplo claro dessa dinâmica. O sistema elétrico do país está dividido entre a Ilha Sul, rica em hidroeletricidade, e a Ilha Norte, dominada pela demanda, que depende mais fortemente da geração geotérmica e termelétrica. Os dois sistemas são interligados por um link de Corrente Contínua de Alta Tensão (HVDC) que viabiliza transferências de energia em larga escala entre as ilhas.
A Transpower, operadora nacional do sistema de transmissão, tem avaliado opções de reforço de longo prazo para essa interligação por meio do HVDC Link Upgrade Programme³. A análise apresentada no “Attachment 6 – Benefits modelling” avalia os benefícios econômicos e operacionais do upgrade dos cabos HVDC submarinos e dos equipamentos associados.
Para apoiar essa avaliação, o estudo utilizou um arcabouço detalhado de simulação estocástica baseado no OptGen–SDDP, possibilitando a quantificação dos benefícios sistêmicos em uma ampla gama de condições futuras.
Essa questão também reflete as mudanças em curso no mix de geração. Na última década, eólica e solar expandiram-se de forma consistente e, em vários meses do ano, já representam uma parcela não negligenciável da oferta. Juntas, responderam recentemente por cerca de 11% da geração de energia elétrica, e as projeções oficiais de longo prazo indicam crescimento contínuo na próxima década. Ao contrário da incerteza hidrológica, que se desdobra em horizontes sazonais e interanuais, a incerteza das renováveis é impulsionada por maior volatilidade de curto prazo e controlabilidade limitada. Nesse contexto, os reservatórios hídricos ganham importância adicional como fontes de flexibilidade operacional, ajudando a absorver a variabilidade das renováveis e a limitar a dependência da geração térmica cara durante períodos de estresse.
Os resultados destacam o papel crítico da capacidade de transmissão inter-regional na melhoria da eficiência do sistema, no apoio à integração de renováveis e na manutenção da confiabilidade em sistemas elétricos dependentes da hidroeletricidade.
Este estudo avalia se o upgrade do Link HVDC proporcionaria benefícios econômicos e operacionais ao sistema elétrico da Nova Zelândia sob uma perspectiva sistêmica holística.
³ O relatório completo “HVDC Link Upgrade Programme – Major Capex Proposal (Stage 1) – Attachment 6: Benefits modelling” está disponível em: https://static.transpower.co.nz/public/uncontrolled_docs/HVDC%20MCP%20-%20Attachment%206%20-%20Benefits%20modelling.pdf
Arcabouço de Modelagem: Simulação Integrada de Planejamento e Operação
A avaliação dos benefícios combina planejamento da expansão da geração e modelagem estocástica da operação do sistema.
O OptGen é utilizado para determinar trajetórias de investimento custo-ótimas para as tecnologias de geração ao longo do horizonte de planejamento de longo prazo. Essa modelagem de expansão estabelece a evolução do mix de geração e garante que as simulações operacionais sejam consistentes com sistemas futuros economicamente realistas.
O SDDP é então utilizado para simular a operação do sistema elétrico sob incerteza. O modelo determina decisões ótimas de despacho em milhares de cenários futuros possíveis, representando explicitamente a dinâmica dos reservatórios hídricos, a variabilidade das renováveis e a incerteza da demanda.
Para este estudo, as simulações de despacho foram realizadas com resolução temporal horária no período 2023–2060, permitindo que o modelo capturasse padrões operacionais detalhados e variabilidade de curto prazo na geração renovável e na demanda.
A incerteza hidrológica desempenha um papel particularmente importante no sistema neozelandês. Para representar essa variabilidade, o SDDP utiliza sequências de afluências sintéticas derivadas de dados históricos, preservando padrões sazonais e correlações entre usinas hidrelétricas.
Esse arcabouço estocástico viabiliza a avaliação dos investimentos em transmissão não apenas sob condições médias, mas também em uma ampla gama de resultados hidrológicos.
Representação da Interligação HVDC
O link HVDC entre as Ilhas Norte e Sul é explicitamente representado no modelo por meio de limites de transferência, perdas e características operacionais.
Na configuração atual, a interligação permite transferências de aproximadamente 1.071 MW no sentido norte e 762 MW no sentido sul, refletindo as restrições operacionais associadas aos equipamentos de suporte reativo na estação conversora de Haywards.
Após o comissionamento do suporte reativo adicional em 2027, a capacidade de transferência aumenta para 1.200 MW no sentido norte e 950 MW no sentido sul.
O estudo avalia três estratégias de infraestrutura de longo prazo:
- Caso Base (Opção 1) – nenhum investimento adicional; o HVDC eventualmente perde capacidade devido a falha de cabo e é descomissionado em 2038.
- Opção 2 – substituição dos cabos submarinos existentes por cabos de capacidade idêntica.
- Opção 3 – upgrade da interligação para 1.400 MW de capacidade de transferência no sentido norte, viabilizando transferências maiores a partir da Ilha Sul, rica em hidroeletricidade.
Essas alternativas são avaliadas sob múltiplos cenários futuros que representam diferentes trajetórias de demanda, tecnologia e transição energética.
Modelagem de Reservas e Confiabilidade
Além das transferências de energia, o link HVDC também desempenha um papel crítico no compartilhamento de reservas operativas entre as ilhas.
O modelo representa explicitamente os requisitos de reserva associados à perda potencial de grandes unidades geradoras ou polos HVDC. Em cada ilha, o sistema deve manter capacidade de reserva suficiente para cobrir essas contingências com usinas hídreas, termelétricas, baterias ou carga interruptível.
Quando grandes transferências de energia ocorrem pelo link HVDC, a margem de reserva necessária aumenta, pois a perda potencial de um polo representa um evento sistêmico significativo. Com isso, o arcabouço de modelagem captura a interação entre capacidade de transmissão, requisitos de segurança do sistema e custos operacionais.
Resultados Principais
Os resultados das simulações demonstram que o upgrade do link HVDC proporciona benefícios econômicos e operacionais substanciais em uma ampla gama de cenários⁴.
Esses benefícios decorrem de três mecanismos primários: (i) melhor utilização dos recursos hídricos; (ii) redução dos custos operacionais do sistema; e (iii) aumento da confiabilidade do sistema.
A hidroeletricidade domina a produção de energia elétrica na Ilha Sul. No entanto, sem capacidade de transmissão suficiente, a geração hidrelétrica excedente nem sempre pode ser transferida para a Ilha Norte, onde a demanda está concentrada.
As simulações estocásticas mostram que uma maior capacidade de transferência leva a uma gestão mais eficiente dos reservatórios e a um melhor equilíbrio energético inter-ilhas, especialmente durante condições hidrológicas favoráveis. A figura apresentada abaixo ilustra a curva de duração de fluxo para as transferências HVDC em 2055, comparando a Opção 2 (1.200 MW) e a Opção 3 (1.400 MW):
⁴ A análise considera quatro cenários de demanda e geração desenvolvidos pela Transpower com base nos Cenários de Demanda e Geração de Eletricidade (EDGS) do MBIE: o cenário de Referência reflete uma perspectiva conservadora para o crescimento da demanda; o cenário de Crescimento pressupõe maior eletrificação e maior demanda; o cenário Ambiental representa uma transição mais rápida para a geração renovável e a descarbonização; e o cenário Disruptivo explora maior adoção de tecnologias distribuídas como solar, baterias e veículos elétricos.
Curvas de duração de fluxo para transferências HVDC em 2055 comparando a Opção 2 (1.200 MW) e a Opção 3 (1.400 MW) (Fonte: Relatório de modelagem de benefícios do HVDC MCP)
Os benefícios brutos de mercado do upgrade do HVDC combinam duas fontes complementares de valor: benefícios de capital de geração e benefícios de custos operacionais. Os benefícios de capital de geração decorrem de mudanças na trajetória ótima de expansão da geração. Com maior capacidade de transferência entre as Ilhas Norte e Sul, o sistema pode fazer melhor uso dos recursos existentes — em especial a geração hidrelétrica da Ilha Sul — reduzindo a necessidade de novos investimentos em geração em outras partes do sistema. Em outras palavras, o aumento da capacidade de transmissão pode substituir parcialmente a necessidade de nova capacidade de geração, resultando em despesas de capital evitadas ou diferidas.
Os benefícios de custos operacionais, por outro lado, refletem melhorias na eficiência do despacho do sistema. A maior capacidade de transferência do HVDC permite ao sistema utilizar geração de menor custo com maior frequência, reduzir a dependência de unidades térmicas e gerenciar melhor os recursos hídricos sob condições hidrológicas variáveis. Essas melhorias se traduzem em reduções nos custos de combustível, custos operacionais variáveis, custos de contratação de reservas e no risco de déficits de energia. A tabela abaixo resume os benefícios brutos totais de mercado, correspondentes ao efeito combinado dessas eficiências de investimento e operacionais nos cenários avaliados.
Valor presente dos benefícios brutos de mercado em relação ao Caso Base (Opção 1) – US$ milhões de 2025; taxa de desconto de 5% (Fonte: Relatório de modelagem de benefícios do HVDC MCP)
Perspectivas para o planejamento da transmissão
Este estudo de caso HVDC ilustra como a infraestrutura de transmissão pode desbloquear valor sistêmico além do simples alívio de congestionamentos.
Em sistemas com predominância hídrica, como a Nova Zelândia, os upgrades de transmissão viabilizam uma utilização mais eficiente dos recursos hídricos e melhoram a capacidade do sistema de responder à variabilidade hidrológica.
A análise também destaca a importância de considerar a flexibilidade operacional e os requisitos de reserva ao avaliar investimentos em transmissão. O aumento da capacidade de transferência não afeta apenas os fluxos de energia, mas também influencia as restrições de segurança e as necessidades de contratação de reservas.
Essas interações só podem ser capturadas por meio de arcabouços detalhados de modelagem estocástica, capazes de representar tanto as decisões de investimento de longo prazo quanto as dinâmicas operacionais de curto prazo.
