RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.104, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024 (parte 1 de 8)

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.104, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024
Aprova as revisões dos Procedimentos de Rede, das Regras e Procedimentos de Comercialização, em
atendimento à Resolução Normativa nº 1.032, de 26 de julho de 2022, alterada pela Resolução
Normativa nº 1.078, de 26 de novembro de 2023.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto
nas Leis nº 9.648, de 27 de maio de 1998 e nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, e o que consta do Processo nº 48500.001680/2024-50, resolve:
Art. 1º Aprovar as revisões 2024.10 dos Submódulos 2.4 (Critérios), 2.4 (Operacional), 3.3 (Responsabilidades), 3.3 (Procedimental), 4.3 (Responsabilidades), 4.3 (Procedimental), 4.5
(Responsabilidades), 4.5 (Procedimental), 4.6 (Procedimental), e 4.7 (Responsabilidades) dos Procedimentos de Rede; a Versão 2024.4.0 do Caderno 00 - Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), das
Regras de Comercialização; e a revisão 10.0 do Submódulo 1.4 - Atendimento, dos Procedimentos de Comercialização.
Art. 2º Incluir no Anexo I, o Submódulo 2.4 na Resolução Normativa nº 903, de 8 de dezembro de 2020, que passa a vigorar com a seguinte redação:
. .Módulo .Submódulo .Nome Submódulo .Tipo do Documento do Submódulo .Aprovação do documento
.
2. Critérios e Requisitos 2.4 Premissas, critérios e metodologias para estudos
energéticos
.Critérios .ANEEL
. . . . .Operacional .ONS
Art. 3º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 1_MME_30_001
1_MME_30_002
1_MME_30_003
1_MME_30_004
1_MME_30_005
1_MME_30_006
1_MME_30_007
1_MME_30_008
1_MME_30_009
1_MME_30_010
1_MME_30_011
1_MME_30_012
1_MME_30_013
1_MME_30_014
1_MME_30_015
1_MME_30_016
1_MME_30_017
1_MME_30_018
1_MME_30_019
1_MME_30_020
1_MME_30_021
1_MME_30_022
1_MME_30_023
1_MME_30_024
1_MME_30_025
1_MME_30_026
1_MME_30_027
1_MME_30_028
1_MME_30_029
1_MME_30_030
1_MME_30_031
1_MME_30_032
1_MME_30_033
1_MME_30_034
1_MME_30_035
1_MME_30_036
1_MME_30_037
1_MME_30_038
1_MME_30_039
1_MME_30_040
1_MME_30_041
1_MME_30_042
1_MME_30_043
1_MME_30_044
Submódulo 2.4
Premissas, critérios e metodologias para estudos energéticos
1. OBJETIVO
1.1. Estabelecer os critérios e diretrizes para realização dos estudos energéticos e hidrológicos do Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme as etapas dos processos descritas no Submódulo
3.3 – Planejamento da operação energética de médio prazo, Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias, Submódulo 4.3 – Programação Mensal da Operação Energética, 4.5 –
Programação Diária da Operação e Submódulo 4.6 – Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e geração de cenários de vazões.
2. CRITÉRIOS PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS
2.1. Premissas
Dados considerados
2.1.1.1 A oferta considerada nos estudos energéticos é composta pelo parque gerador existente e por suas previsões de expansão.
2.1.1.2 A expansão da oferta é considerada de acordo com o Poder Concedente e Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
2.1.1.3 O parque gerador considerado nos modelos energéticos é composto pelas usinas simuladas individualmente e centrais geradoras não simuladas individualmente, as quais devem estar
aptas a operar em algum intervalo de tempo dentro do horizonte abrangido pelo estudo.
2.1.1.4 Os valores de geração mínima por razões de confiabilidade elétrica das usinas simuladas individualmente e os limites elétricos de intercâmbio entre subsistemas para todos os patamares
de carga são obtidas a partir dos estudos de planejamento da operação elétrica, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo, Submódulo 3.4 – Planejamento da
operação elétrica com horizonte quadrimestral e Submódulo 4.1 – Planejamento da operação elétrica com horizonte mensal.
2.1.1.4.1 Os limites elétricos de transmissão também incluem os desligamentos que impõem limites na transmissão entre subsistemas e os desligamentos previstos para a primeira semana
operativa.
2.1.1.5 Os parâmetros associados à metodologia CVaR de aversão a risco (percentual de cenários a ponderar e peso dado aos cenários de custo mais elevados - α e λ, respectivamente), a função
de custo de déficit e a taxa de desconto são estabelecidos pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP, instituída pelo
Ministério de Minas e Energia – MME, conforme determinação do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.
REPRESENTAÇÃO DE NOVOS APROVEITAMENTOS
2.1.2.1 Nos modelos energéticos de médio e curto prazo, a entrada de uma nova unidade geradora ou uma expansão da capacidade de transmissão entre subsistemas é representada no início do
estágio mensal subsequente à data prevista para entrada em operação e, no modelo de curtíssimo prazo, é representada após entrada efetiva em operação comercial.
2.1.2.1.1 Caso a data prevista para entrada em operação for o primeiro dia do mês, os estudos elaborados em estágios mensais consideram a entrada no estágio correspondente a essa data.
2.1.2.2 Nos estudos de médio prazo, novos reservatórios são representados no início do mês subsequente ao mês de finalização do enchimento do seu volume morto.
2.1.2.3 Nos estudos de curto e curtíssimo prazo, os reservatórios são representados a partir do início de enchimento do volume morto.
2.1.3 Representação de aproveitamento com vínculo hidráulico em diferentes subsistemas
2.1.3.1 No caso de haver limitações nos modelos computacionais e/ou restrições regulatórias que impeçam a representação adequada dos aproveitamentos com vínculo hidráulico, pertencentes
a subsistemas diferentes, deve-se adotar uma representação específica para esses aproveitamentos, conforme descrito a seguir.
(a) um primeiro aproveitamento, com reservatório e unidades geradoras, alocado no subsistema ao qual o aproveitamento está conectado à rede de transmissão. A água desse reservatório é
valorizada tanto pela produtibilidade da própria usina, quanto pela produtibilidade das usinas a jusante no mesmo subsistema.
(b) um segundo aproveitamento, com reservatório e sem unidades geradoras, é alocado em um subsistema diferente daquele ao qual o aproveitamento está conectado eletricamente, o que faz
com que apenas seu volume útil seja considerado nesse subsistema.
(1) Caso o armazenamento do reservatório não possa ser completamente aproveitado no subsistema ao qual foi alocado, torna-se necessária a limitação de seu volume útil para o cálculo da
energia armazenada nos estudos que empregam sistema equivalente.
2.1.4 Representação dos limites de transmissão entre subsistemas
2.1.4.1 Os limites de intercâmbio são obtidos com base em estudos elétricos de médio, curto e curtíssimo prazo, que são adequados à forma de representação requerida pelos modelos
computacionais em que serão empregados.
2.1.4.2 A representação dos limites de transmissão entre os subsistemas equivalentes é afetada pela forma de consideração da UHE Itaipu.
2.1.4.2.1 Caso o subsistema de Itaipu seja representado separadamente, é adotada uma topologia de rede interligando os subsistemas Itaipu, Sul e Sudeste/Centro-Oeste.
2.1.4.3 A geração das usinas conectadas aos sistemas de interligação dos subsistemas limita a capacidade de transmissão entre os subsistemas adjacentes, sendo abatida uma estimativa dessa
geração do limite de transmissão na modelagem.
2.1.4.4 A metodologia de transformação dos limites de intercâmbio em limitação energética e o detalhamento dos intercâmbios e usinas relacionados são apresentados no Plano da Operação
Energética (PEN).
2.2. Critérios gerais
Usinas e aproveitamentos simulados ou não simuladas individualmente
2.2.1.1 As usinas termoelétricas e os aproveitamentos hidroelétricos simulados individualmente nos modelos energéticos e representados de acordo com as características específicas de cada
modelo são aquelas classificadas nas seguintes modalidades de operação, conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas:
(a) usinas termoelétricas Tipo I ou Tipo II-A com Custo Variável Unitário (CVU) declarado;
(b) usinas hidroelétricas Tipo I ou Tipo II-A;
(c) reservatórios de usinas hidroelétricas Tipo II-B ou Tipo III, cuja operação hidráulica afete ou seja afetada pela operação das usinas simuladas nos modelos energéticos; e
(d) excepcionalmente, usinas não enquadradas nos critérios anteriores, desde que respaldadas por justificativa técnica aprovada pelo ONS ou regulamentação específica.
2.2.1.2 As usinas simuladas individualmente são representadas de forma integral e não são abatidas as eventuais parcelas de cargas atendidas, como autoprodução, cargas conectadas aos
produtores independentes ou consumos próprios.
2.2.1.3 As usinas não simuladas individualmente nos modelos energéticos, além da contribuição própria das usinas hidroelétricas Tipo II-B e Tipo III cujos reservatórios são simulados, são
representadas por blocos de energia a serem abatidos da carga global, de acordo com as características específicas de cada modelo e conforme as disponibilidades de energia definidas na
regulamentação.
2.2.2 Simulações com histórico de vazões naturais e com séries sintéticas
2.2.2.1 As simulações com o histórico de vazões naturais e com séries sintéticas são utilizadas nos estudos de planejamento da operação energética de médio prazo.
2.2.2.2 As séries históricas de vazões naturais médias mensais, definida no Submódulo 4.6, são empregadas nos aproveitamentos hidroelétricos.
2.2.2.3 As séries históricas de energias naturais afluentes, utilizadas na representação a sistema equivalente, são calculadas a partir do histórico de vazões naturais médias mensais e da configuração
dos aproveitamentos hidroelétricos representados.
2.2.2.4 As séries sintéticas de energias ou de vazões naturais em base mensal são empregadas para ampliar o significado estatístico dos resultados das simulações.
2.3. Critérios para Planejamento da Operação Energética de Médio Prazo (PEN)
Representação da Usina Hidroelétrica Itaipu
2.3.1.1 A UHE Itaipu é considerada como um subsistema separado, vinculado hidraulicamente ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com carga correspondente ao seu consumo interno e ao
suprimento para Administración Nacional de Electricidad – ANDE em 50 Hz.
2.3.1.2 Caso haja impedimentos de natureza computacional e/ou regulatória para a representação da UHE Itaipu como um subsistema separado, adota-se a representação de Itaipu no subsistema
Sudeste/Centro-Oeste. Nesse caso, a carga do Sudeste/Centro-Oeste é acrescida do consumo interno da UHE Itaipu e do suprimento de Itaipu à ANDE em 50 Hz.
Disponibilidade dos aproveitamentos
2.3.2.1 Na determinação das disponibilidades máximas dos aproveitamentos, são consideradas as reduções decorrentes das taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada da usina,
definidas pelo ONS conforme Submódulo 6.5 – Apuração da geração e de indisponibilidade de empreendimentos de geração.
2.3.2.2 No cálculo das disponibilidades máximas dos aproveitamentos, é considerada também a capacidade de transmissão da instalação de conexão ao SIN.
2.3.2.3 Nos estudos de médio prazo, para usinas térmicas simuladas individualmente, são consideradas reduções por manutenções programadas no primeiro ano civil do horizonte de estudo,
definidas com base nos cronogramas informados pelos agentes de geração. Para os demais anos do horizonte de estudo, as reduções por manutenções programadas são obtidas a partir das taxas
equivalentes de indisponibilidade programada da usina.
2.3.2.3.1 A declaração de manutenções programas é opcional para o segundo ano do estudo, conforme Submódulo 3.3. Para as usinas que não tiverem cronograma declarado para o segundo ano
de estudo, aplicam-se as taxas equivalentes conforme item 2.3.2.3.
2.3.2.4 Na determinação das disponibilidades máximas dos aproveitamentos hidráulicos são consideradas as reduções decorrentes das taxas equivalentes de indisponibilidade programada em
todo o horizonte de estudo.
2.3.2.4.1 Na ausência de informações para determinação das taxas equivalentes de indisponibilidade programada, são utilizados os valores de referência oriundos do cálculo da garantia física, as
informações oficiais dos agentes de geração ou os índices da tabela do Bracier, nessa ordem.
2.3.3. ANÁLISES DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
2.3.3.1 As condições de atendimento à carga de energia são avaliadas por meio de parâmetros obtidos das simulações com modelos a usinas individualizadas e a sistemas equivalentes, utilizando
séries históricas e séries sintéticas.
2.3.3.2 As condições de atendimento à carga de demanda sistêmica do SIN são analisadas por meio de balanços de potência, nos quais os requisitos de demanda são confrontados com a
disponibilidades de potência das diversas fontes de energia, e resultam em estimativas das sobras ou déficits.
2.3.3.3 Os resultados das análises de condições de atendimento citadas anteriormente deverão ser confrontados com os critérios de garantia de suprimento vigentes.
2.4. Critérios para Programação Mensal da Operação Energética (PMO)
Disponibilidade dos aproveitamentos
2.4.1.1 Para determinação da disponibilidade máxima dos aproveitamentos no contexto do modelo de curto prazo, a disponibilidade das usinas geradoras hidráulicas e térmicas é calculada a partir
das informações dos agentes de geração e é determinística para o mês do PMO e são consideradas as reduções por manutenções programadas de acordo com cronograma informado pelo agente
de geração.
2.4.1.2 Para fins de PMO, no modelo de otimização energética de médio prazo, as declarações de cronograma de manutenções para usinas termoelétricas serão consideradas somente nos dois
primeiros anos civis e as taxas equivalentes de indisponibilidade programa a partir do terceiro ano, conforme descrito no item 2.3.2.3.
2.4.1.3 Para usinas hidroelétricas são consideradas as taxas equivalentes de indisponibilidade programada para todo o horizonte de planejamento conforme item 2.3.2.4.
2.4.2 Atualização das funções de custo futuro
2.4.2.1 A atualização das funções de custo futuro (FCF) para o PMO utiliza diversos parâmetros do modelo para otimização da operação energética de médio prazo, definidos conforme diretrizes
estabelecidos em [1].
2.4.3 Cálculo dos custos marginais de operação semanal
2.4.3.1 Os custos marginais de operação semanais são calculados diretamente pelo modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas individualizadas para cada semana
operativa do PMO, considerando todas as restrições operativas nas usinas hidráulicas e térmicas, bem como no sistema elétrico de interconexão entre os diversos subsistemas.
2.5. Critérios para Programação Diária da Operação (PDO)
2.5.1 Descrição geral
2.5.1.1 O modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo no processo de programação diária eletroenergética recebe a função de custo futuro do modelo de curto prazo, inclui como dados
de entrada a previsão de vazões, a previsão de carga, a previsão da geração eólica e a rede elétrica e, resulta no valor do custo marginal de operação (CMO) semi-horário, conforme processo
descrito no Submódulo 4.5 – Programação Diária da Operação.
2.5.1.2 O modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo é executado diariamente em D-1, com horizonte de D até o final da semana operativa, em que é feita a consulta à função de custo
futuro do modelo de curto prazo, conforme mostrado na Figura 1.
Figura 1 - Acoplamento com o modelo de curto prazo
2.5.1.3 O primeiro dia (D) é detalhado em 48 intervalos semi-horários, considerando a Rede de Transmissão. Os demais dias da semana operativa (D+1 até D+6) são divididos em patamares de
carga.
2.5.2 Diretrizes para a montagem de casos diários no modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo
2.5.2.1. Previsão da vazão natural diária
2.5.4.1.1 A previsão de vazões incrementais diárias tem um horizonte máximo de 7 dias à frente e é utilizada conforme descrito no Submódulo 4.6.
2.5.4.1.2 A previsão de vazões, realizada com frequência diária, é obtida utilizando os modelos chuva-vazão para todos os dias do horizonte. Para as bacias que não possuem modelo chuva-vazão,
é utilizado o modelo que produz previsões de vazões semanais.
2.5.2.2.Previsão da carga diária
2.5.4.2.1 A carga previstapara a programação do diaDéutilizada conforme Submódulo 4.4-Consolidação daprevisão de carga para programação eletroenergética. Paraosdemais dias da semana
operativa, a carga é obtida diretamente do modelo de previsão de carga, agregada em patamares.
2.5.4.2.2 A carga para o dia D, considerando as perdas elétricas, é prevista por área em intervalos semi-horários e distribuída pelas barras do SIN.
2.5.2.3.Representação de usinas hidroelétricas
2.5.4.3.1 Os reservatórios de todas as usinas, inclusive àquelas consideradas como a fio d´água nos estudos de médio e curto prazo, podem ser representados nos estudos de curtíssimo prazo.
2.5.2.4.Representação de usinas termoelétricas
2.5.4.4.1 As usinas termoelétricas são representadas, conforme Submódulo 4.5, com unit commitment e ciclo combinado sendo representados conforme aplicável à modelagem do DESSEM.
2.5.2.5.Representação das restrições hidráulicas
2.5.4.5.1 As restrições hidráulicas passíveis de modelagem são representadas dentre as descritas no Submódulo 4.7 - Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos
hidroelétricos.
2.5.2.6.Geração de centrais geradoras não simuladas individualmente
2.5.4.6.1 A geração das usinas classificadas na modalidade de operação Tipo III que injetam na rede elétrica simulada e das usinas térmicas e hidráulicas Tipo II-B ou Tipo II-C são previstas com
base nos dados de geração verificados.
2.5.4.6.2 No caso de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo III que não injetam na rede elétrica simulada, a geração é considerada agregada por subsistema e abatida da carga,
também com base em valores verificados.
2.5.4.6.3 As metodologias da representação das centrais geradoras não simuladas individualmente são descritas no Submódulo 2.4 (Operacional).
2.5.2.7. Geração de fonte eólica
2.5.4.7.1 A previsão de geração de fonte eólica das usinas classificadas na modalidade de operação Tipo I, Tipo II-B e Tipo II-C, para o dia D, é fornecida pelo modelo de previsão de geração eólica
para os 48 intervalos semi-horários.
2.5.4.7.2 A previsão de geração eólica é agregada por patamar da carga do dia D+1 até o final do horizonte.
2.5.2.8.Geração de fonte solar
2.5.4.8.1 A previsão de geração de fonte solar de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo I, Tipo II-B ou Tipo II-C, para o dia D, é fornecida pelo modelo de previsão solar fotovoltaico
para os 48 intervalos semi-horários.
2.5.4.8.2 A previsão de geração solar é agregada por patamar da carga do dia D+1 até o final do horizonte.
2.5.2.9.Sistema de transmissão - rede elétrica
2.5.4.9.1 O sistema de transmissão é considerado para o dia D. Para os demais dias, é considerada a modelagem por subsistemas agregados.
2.5.4.9.2 O sistema de transmissão é definido pelo caso base de fluxo de potência do planejamento elétrico mensale atualizado diariamente ao longo do mês em função de intervenções e entrada
de novos equipamentos.
2.5.4.9.3 É adotado o método linearizado (Flow DC) para determinação dos fluxos de potência, sem o cálculo de perdas elétricas.
2.5.4.9.4 As restrições de segurança elétrica, bem como os limites de fluxo para controle de carregamento (inequações) são definidos pelos estudos de planejamento elétrico quadrimestral e
mensal, conforme Submódulos 3.4 e 4.1.
2.5.2.10.Intervenções e Desligamentos
2.5.4.10.1 As intervenções são provenientes de sistema de gestão específico, conforme Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de Operação.
2.5.3 Balanço operativo de demanda na ponta
2.5.3.1 O balanço operativo, “carga - geração + intercâmbio”, é elaborada para cada meia hora do dia da programação, inclusive para o horário de ponta, garantindo que tenha resultado nulo por
agente de operação.
2.5.3.2 Este balanço operativo segue os critérios definidos anteriormente e o procedimento descrito no Submódulo 4.5.
2.5.3.3 Adicionalmente ao atendimento da carga, é necessário verificar se a folga de geração por agente seja suficiente para garantir que o somatório das disponibilidades das usinas hidrelétricas
seja superior ou igual ao somatório do valor programado de geração e da reserva de potência alocada em suas usinas.
3. CRITÉRIOS PARA ESTUDOS HIDROLÓGICOS
3.1. Premissas
3.1.1 Os agentes de geração considerados nos critérios para os estudos hidrológicos são aqueles responsáveis pelas usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos, conforme os
critérios para estudos energéticos descrito no item 2.
3.2. Critérios para acompanhamento, análise e tratamento dos dados hidroenergéticos
3.2.1 Consistências diárias de primeiro, segundo e terceiro níveis para consolidação dos dados hidráulicos
3.2.1.1 A consistência de primeiro nível e a consolidação em base diária dos dados hidráulicos informados pelos agentes de geração são realizadas conforme os seguintes critérios:
(a) o nível de água do reservatório deve estar entre os valores de nível de água mínimo e máximo operativo, salvo em situações excepcionais;
(b) a taxa de variação diária do nível de água do reservatório deve estar dentro de uma faixa predefinida para cada reservatório;
(c) a vazão turbinada deve ser compatível com a geração do aproveitamento; e
(d) a vazão afluente (Qafl) deve ser compatível com o valor calculado pelo método de balanço hídrico do reservatório, a partir da equação (1):
(1) Qafl = Qdef + Qtra + ∆V / 86.400
sendo,
Qafl: vazão afluente ao reservatório (m3
/s);
Qdef: vazão defluente total, composta pela soma das vazões turbinada, vertida e de outras estruturas do reservatório (m3
/s);
A vazão de outras estruturas é a vazão restituída ao rio a jusante do aproveitamento, através de estruturas hidráulicas diversas, como eclusas, escadas de peixe e descargas de fundo, quando
utilizada com objetivo diferente de controle dos níveis e de cheias.
Qtra: vazão transferida ou recebida de outro reservatório, por meio de canal, túnel, estação de bombeamento etc. (m3/s); e
DV: variação diária do volume acumulado, obtida a partir da tabela cota-volume do reservatório (m3
).
3.2.1.2 A consistência de segundo nível e a consolidação de terceiro nível dos dados hidráulicos diários abrangem as seguintes atividades:
(a) cálculo da vazão da bacia incremental relativa a cada aproveitamento, denominada “vazão natural incremental” (Qinc), a partir da equação (2):
(2) Qinc = Qafl − Qdefmp + Quso + Qevp
sendo,
Qinc: vazão natural incremental, entre o aproveitamento e os aproveitamentos a montante (m3
/s);
Qafl: vazão afluente ao reservatório, obtida conforme equação (1);
Qdefmp: vazão defluente dos reservatórios a montante, devidamente propagada em condição de reservatório (m3
/s);
Quso: vazão relativa aos usos consuntivos da bacia incremental (m3/s); e
Qevp: vazão relativa à evaporação do reservatório, obtida a partir do polinômio Cota x Área e do vetor mensal de evaporação líquida do reservatório (m3
/s).
(b) consistência das vazões naturais incrementais (Qinc) para eliminar ou minimizar a ocorrência e magnitude dos valores negativos e para suavizar as grandes oscilações de vazões incompatíveis
com a natureza da bacia, realizado a partir de pelo menos uma das seguintes metodologias:
(1) médias móveis;
(2) modulação, a partir de hidrogramas das vazões observadas em estações fluviométricas existentes na bacia incremental ou em regiões próximas;
(3) agrupamento de bacias incrementais, e
(4) cálculo a partir da vazão afluente adotada com base em curvas referenciais de cota e afluência, estabelecidas conforme metodologia específica para cada reservatório.
(c) propagação das vazões defluentes dos aproveitamentos a montante, em condições de reservatório, e propagação das vazões naturais dos aproveitamentos a montante, em condições naturais,
a partir de pelo menos uma das seguintes metodologias:
(1) defasagem das vazões, considerando o tempo de viagem da água entre os aproveitamentos em horas;
(2) propagação hidrológica, como a utilizada nos métodos Muskingum, Todini Modificado e SSARR; e
(3) propagação hidráulica, como a utilizada em modelos hidrodinâmicos.
3.2.1.3 As metodologias utilizadas para as consistências diárias de primeiro, segundo e terceiro níveis dos dados hidráulicos são definidas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, em
conjunto com os agentes de geração.
3.2.2Obtenção das vazões naturais
3.2.2.1 A vazão natural de cada aproveitamento (Qnat) é obtida a partir da equação (3):
(3) Qnat = Qnatp + Qinc con
sendo,
Qnat: vazão natural no local do aproveitamento (m3/s);
Qnatp: vazão natural dos reservatórios a montante, devidamente propagada em condição natural (m3
/s); e
Qinc con: vazão natural incremental consistida, entre o aproveitamento e os aproveitamentos a montante (m3/s).
3.2.3Cálculo da energia natural afluente (ENA)
3.2.3.1 A Energia Natural Afluente (ENA) é calculada a partir das vazões naturais e das produtibilidades equivalentes ao armazenamento de 65% do volume útil dos reservatórios dos
aproveitamentos hidroelétricos.
3.2.3.2 A ENA pode ser calculada em base diária, semanal, mensal ou anual e, também, por bacia (ENABACIA)e por subsistema (ENASUBSISTEMA), de acordo com os sistemas de aproveitamentos
hidroelétricos existentes nas configurações das bacias hidrográficas e dos subsistemas elétricos, conforme as equações (4) e (5):
(4) 𝐸𝑁𝐴𝐵𝐴𝐶𝐼𝐴(𝑡) = ∑ (𝑄𝑛𝑎𝑡(𝑖,𝑡) × 𝑝(𝑖)) 𝑛
𝑖=1
(5) 𝐸𝑁𝐴𝑆𝑈𝐵𝑆𝐼𝑆𝑇𝐸𝑀𝐴(𝑡) = ∑ (𝑄𝑛𝑎𝑡(𝑗,𝑡) × 𝑝(𝑗)) 𝑚
𝑗=1
sendo,
t: intervalo de tempo de cálculo da ENA;
i: aproveitamento pertencente ao sistema de aproveitamentos da bacia considerada;
n: número de aproveitamentos existentes no sistema de aproveitamentos da bacia considerada;
Qnat: vazão natural do aproveitamento no intervalo de tempo considerado, conforme item 3.2.2.1;
p: produtibilidade média do conjunto turbina-gerador do aproveitamento hidrelétrico, referente à queda obtida pela diferença entre o nível de montante, correspondente a um armazenamento
de 65% do volume útil, e o nível médio do canal de fuga;
j: aproveitamento pertencente ao sistema de aproveitamentos do subsistema considerado; e
m: número de aproveitamentos existentes no sistema de aproveitamentos do subsistema considerado.
3.2.4Cálculo da energia armazenada (EAR)
3.2.4.1 A Energia Armazenada (EAR) é calculada a partir dos volumes armazenados nos reservatórios e das produtibilidades dos aproveitamentos hidroelétricos.
3.2.4.2 A EAR pode ser calculada por bacia (EARBacia) e por subsistema e leva em consideração os desvios de água para reservatórios e aproveitamentos da mesma bacia ou de outras, por meio
de canais, túneis, estações de bombeamento etc.
3.2.4.3 A EAR por subsistema é calculada de forma análoga aos cálculos efetuados para EARBacia, levando em consideração que a energia produzida pela água armazenada em alguns
reservatórios, como Três Marias e Serra da Mesa, é distribuída em dois subsistemas.
3.2.4.4 A EARBacia é calculada conforme as equações (6), (7) e (8):
(6) 𝐸𝐴𝑅%𝐵𝑎𝑐𝑖𝑎 =
𝐸𝐴𝑅𝐵𝑎𝑐𝑖𝑎
𝐸𝐴𝑅𝑚𝑎𝑥𝐵𝑎𝑐𝑖𝑎
(7) 𝐸𝐴𝑅𝐵𝑎𝑐𝑖𝑎 = ∑ (𝐸𝐴𝑅𝑖) 𝑛
𝑖=1
(8) 𝐸𝐴𝑅𝑚𝑎𝑥𝐵𝑎𝑐𝑖𝑎 = ∑ (𝐸𝐴𝑅𝑚𝑎𝑥𝑖) 𝑛
𝑖=1
sendo,
EAR%Bacia: relação entre a energia armazenada e a energia armazenada máxima na bacia considerada (%);
EARBacia: energia armazenada na bacia considerada (MWmed);
EARmaxBacia: energia armazenada máxima na bacia considerada (MWmed);
EAR: energia associada ao volume armazenado no reservatório, em um período de um mês, considerando a produtividade na própria usina e em todas as usinas a jusante da bacia considerada,
descontando-se o volume morto (MWmed), conforme item 0;
EARmax: energia associada ao máximo de água armazenada no reservatório, em um período de um mês, considerando a produtividade na própria usina e em todas as usinas a jusante da bacia
considerada, descontando-se o volume morto (MWmed), conforme item 0;
i: aproveitamento pertencente à bacia considerada; e
n: número de aproveitamentos existentes na bacia considerada.
3.2.4.5 Os valores de EAR e EARmax são obtidos a partir das equações (9) e (10):
(9) 𝐸𝐴𝑅𝑖 =
(𝑉𝑖−𝑉𝑚𝑖𝑛𝑖)
2,6298
× (𝑃𝑅𝑂𝐷𝑒𝑞𝑖 + ∑ (𝑃𝑅𝑂𝐷𝑒𝑞𝑗) 𝑚
𝑗=1 )
(10) 𝐸𝐴𝑅𝑚𝑎𝑥𝑖 = (
𝑉𝑚𝑎𝑥𝑖−𝑉𝑚𝑖𝑛𝑖
2,6298
) × (𝑃𝑅𝑂𝐷𝑒𝑞𝑚𝑎𝑥𝑖 + ∑ (𝑃𝑅𝑂𝐷𝑒𝑞𝑚𝑎𝑥𝑗) 𝑚
𝑗=1 )
sendo,
V: volume acumulado no reservatório (hm3);
Vmin: volume mínimo normal do reservatório (hm3);
Vmax: volume máximo normal do reservatório (hm3
);
PRODeq: produtibilidade equivalente do aproveitamento hidrelétrico (MW/m3/s), conforme item 3.2.4.6;
Submódulo Tipo Revisão Vigência
Submódulo 2.4
Premissas, critérios e metodologias para estudos energéticos
1.OBJETIVO
1.1. Este submódulo descreve as metodologias utilizadas para a representação das centrais geradoras não simuladas individualmente nos modelos de otimização eletroenergética utilizados para
o planejamento e programação; e para o processo de consolidação da previsão de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).
1.1.1. A representação das centrais geradoras não simuladas individualmente atende aos preceitos determinados na regulamentação Erro! Fonte de referência não encontrada.], considerando a
s especificidades e granularidades de modelagem possíveis para cada modelo da cadeia energética.
2.REPRESENTAÇÃO DAS CENTRAIS GERADORAS NÃO SIMULADAS INDIVIDUALMENTE
2.1.Representação em modelo com horizonte de médio prazo
Diretrizes gerais
2.1.1.1. As gerações de que tratam o item 2.1.2 e os fatores de que tratam o item Erro! Fonte de referência não encontrada. são atualizados anualmente e utilizados a partir do Programa Mensal d
a Operação (PMO) de maio de cada ano, sendo contemplada a apuração de dados pelo período de cinco anos, encerrado no mês de dezembro do ano anterior.
Usinas em Operação Comercial
2.1.2.1. A representação da estimativa de geração das usinas não simuladas individualmente em operação comercial é considerada com base na média mensal do histórico dos últimos cinco anos
de geração líquida disponibilizada ao SIN de cada usina, agregada por subsistema, por mês e por patamar de carga, para todo o horizonte de planejamento, respeitando a atualização descrita no
subitem 2.1.2.10.
2.1.2.2. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS os valores do histórico de geração conforme acordo operacional.
2.1.2.3. O ONS obtém os valores de geração das usinas que injetam energia na rede de distribuição ou nas Demais Instalações de Transmissão (DIT), e que não possuam medição registrada na
CCEE.
2.1.2.4. Para as usinas com menos de cinco anos de histórico de geração líquida disponibilizada ao SIN, é considerada a média do histórico existente.
2.1.2.5. Caso a usina tenha menos de um ano de operação comercial, são utilizados, nos meses sem histórico de geração, os montantes de energia conforme metodologia descrita no item 2.1.3
de forma a completar um ano de informações.
2.1.2.6. No caso de usinas de autoprodução, com carga associada no mesmo sítio, a geração a ser considerada deve ser bruta.
2.1.2.7. Usina com operação comercial suspensa ou com revogação da outorga não é representada na oferta a partir do PMO posterior à referida suspensão.
2.1.2.8. A repotenciação de usina existente é considerada a partir do PMO posterior à referida mudança. Para determinação da energia associada à alteração de potência é calculado um fator de
ajuste que é obtido por mês e patamar de carga, dado pela razão entre a geração líquida mensal por patamar e a potência da usina fornecida pela CCEE.
2.1.2.9. O novo montante de energia em cada mês e patamar associado à repotenciação da usina é determinado pela nova potência instalada multiplicada pelo fator de ajuste descrito no item
anterior.
2.1.2.10. Para o 1º mês de simulação, no modelo de médio prazo, em substituição ao montante calculado de energia das usinas eólicas, será utilizada a previsão calculada conforme metodologia
descrita no subitem 2.2.1.1.
2.1.2.11. Para cálculo da previsão média mensal do primeiro mês da geração eólica por patamar e subsistema utiliza-se a previsão semanal realizada para o dia do PMO, determinada conforme
subitem 2.2.1.1.5, agregando-se os valores semanais por patamar de carga e subsistema. Os valores mensais são obtidos pela ponderação dos valores semanais proporcionais ao número de dias
do primeiro mês em cada semana e o número total de dias do mês vigente.
Centrais Geradoras da Expansão (que não iniciaram Operação Comercial)
2.1.3.1. As centrais geradoras não simuladas individualmente com cronograma de entrada em operação comercial futuro são representadas a partir de sua data de entrada em operação comercial
conforme regulamentação Erro! Fonte de referência não encontrada.]Erro! Fonte de referência não encontrada.].
2.1.3.2. Para as usinas que não iniciaram sua operação comercial, o montante de energia considerado é calculado pela soma de suas potências instaladas multiplicada por um fator calculado pelo
ONS.
2.1.3.2.1. Para usinas hidrelétricas, eólicas e fotovoltaicas, o fator é calculado por mês, fonte, submercado e patamar de carga, e é dado pela soma da razão entre a média da geração líquida e a
média da potência dos últimos cinco anos de cada usina, dividido pelo número de centrais geradoras.
2.1.3.2.2. Para usinas termelétricas, o fator é calculado por mês, fonte, submercado, patamar de carga e ambiente de comercialização, e é dado pela soma da razão entre a média da geração
líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina alocada a cada ambiente, dividido pelo número usinas de cada ambiente.
2.1.3.2.3. Para as usinas termelétricas, a potência por usina é alocada proporcionalmente ao seu montante contratado no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e a sua disponibilidade para
o Ambiente de Contratação Livre (ACL).
2.1.3.2.4. Para fins de aplicação do item 2.1.3.2.3. , no ACR são considerados os montantes contratados nos leilões de energia elétrica, incluindo os Leilões de Energia de Reserva, e no âmbito
do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
2.1.3.3. No caso de usinas com menos de cinco anos de operação, são considerados no cálculo do fator somente os meses em que a usina esteve em operação.
2.1.3.4. Para as usinas eólicas, a representação para o 1º mês de horizonte do estudo é compatível com a metodologia descrita no item 2.2.1.
Centrais Geradoras de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD)
2.1.4.1. O processo de previsão de carga global para o planejamento e para o programa de operação energética estabelece os valores de energia para os modelos de otimização energética. A
carga global prevista será atendida por diferentes fontes de geração, simuladas e não simuladas. Uma parcela da carga atendida por geração não simulada será atendida por micro e minigeração
distribuída – MMGD, considerando autoconsumo e injeção na rede.
2.1.4.2. Os valores de geração de MMGD são obtidos a partir das instalações existentes, com base nos dados publicados pela Agência Nacional de Energia Elétrica –ANEEL e acrescido das novas
instalações que ocorrerão ao longo do período de planejamento previstas pelo ONS. Os ritos de atualização das previsões estão detalhados no relatório da Fase 2 do Grupo de Trabalho – GT MMGD
disponibilizado no Portal de Relacionamento do ONS e no portal do CT PMO/PLD. Também são disponibilizados os dados utilizados no processo de atualização das previsões.
2.1.4.3. A expansão das instalações de MMGD e respectivas gerações de energia serão obtidas com a utilização do Modelo de Mercado da Micro e Minigeração Distribuída (4MD) da Empresa de
Pesquisa Energética – EPE [3]. Sendo os valores de potência instalada previstos pelo modelo 4MD atualizados em função da potência instalada verificada disponibilizada pela ANEEL. É realizada a
conversão dessa potência instalada em geração.
2.1.4.3.1. No caso da MMGD fotovoltaica, a geração é estimada utilizando-se a irradiação diária global média no plano inclinado, fornecida pelo Atlas Brasileiro de Energia Solar [4], e aplicando
uma taxa de performance estimada para os segmentos.
2.1.4.3.2. A geração das demais fontes é estimada pelo ONS por subsistema, utilizando-se de fatores de capacidade de usinas do SIN com características semelhantes.
2.1.4.3.3. A geração prevista é desagregada em patamares, seguindo a tabela de intervalo dos patamares de carga, referida no Submódulo 4.4 - Consolidação da previsão de carga para
programação eletroenergética.
2.1.4.3.4. No caso da MMGD fotovoltaica, são calculados os pontos por unidade de profundidade (PU’s da geração média) por subsistema, com base em dados históricos horários de MMGD
fotovoltaica. Esses dados abrangem até os 5 anos mais recentes da base histórica. Os PU’s calculados para cada dia são utilizados para o cálculo dos PU’s médios por patamar de carga (leve, média
e pesada), por tipo de dia (dia útil e final de semana/feriado) e por mês.