RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.104, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024 (parte 5 de 8)

4
4.3; 4.5
Defluência anterior aos aproveitamentos
que possuem tempo de viagem da água
ONS Não utilizado Não utilizado Semanal
Até o final do
horizonte do
modelo
Diária
Até o final da
semana operativa
que estiver sendo
programada
04
5
4.4 Atualização dos patamares de carga ONS
Anual, no PMO
de JAN
até o final do
horizonte do
modelo
Anual, no PMO
de JAN
até o final do
horizonte do
modelo
Anual, no
PMO de JAN
até o final do
horizonte do modelo
04
6
2.4
Informações de Micro e Minigeração
Distribuída (MMGD)
ONS; EPE
Mensal (dois
primeiros
meses) /
Quadrimestral
nos PMOs JAN,
MAI e SET
Mensal: até o
horizonte do
modelo de curto
prazo
Quadrimestral: até
o final do
horizonte do
Mensal
Até o final do
horizonte do
modelo
Diária
Até o final da
semana operativa
que estiver sendo
programada
Submódulo 3.3
Planejamento da operação energética de médio prazo
1.REALIZAÇÃO DE ESTUDOS DE PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA DE MÉDIO PRAZO PARA A ELABORAÇÃO DO PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA
1.1.Obtenção de dados e informações
1.1.1. Para a realização dos estudos do ciclo anual de planejamento da operação energética de médio prazo do Sistema Interligado Nacional (SIN) e elaboração do Plano de Operação Energética
(PEN), o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS considera:
(a) consolidação da previsão de carga, conforme Submódulo 3.5 – Consolidação da previsão de carga para planejamento da operação eletroenergética;
(b) limites de transmissão entre os subsistemas do SIN e cronograma de obras que impactam esses limites, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo e
Submódulo 3.4 – Planejamento da operação elétrica com horizonte quadrimestral;
(c) geração mínima por razões de confiabilidade elétrica das usinas termoelétricas simuladas individualmente nos modelos energéticos, conforme Submódulo 3.1 e Submódulo 3.4;
(d) volumes de espera por reservatório, conforme Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias;
(e) dados técnicos de aproveitamentos hidroelétricos simulados individualmente nos modelos energéticos, conforme Submódulo 3.8;
(f) armazenamentos previstos por reservatório para o início do mês de estudo, conforme Submódulo 4.3 – Programação Mensal da Operação Energética;
(g) séries históricas de vazões naturais médias mensais e energias naturais afluentes e vazões naturais verificadas, conforme Submódulo 4.6 – Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e
previsão e geração de cenários de vazões;
(h) valores dos usos consuntivos da água, conforme Submódulo 4.6;
(i) restrições operativas hidráulicas dos aproveitamentos simulados individualmente nos modelos energéticos, conforme Submódulo 4.7 – Atualização de informações sobre restrições hidráulicas
dos aproveitamentos hidroelétricos;
(j) dados técnicos das usinas termoelétricas existentes simuladas individualmente nos modelos energéticos;
(k) cronograma de obras de transmissão e testes de comissionamento que ocasionem restrições no escoamento de grandes blocos de energia;
(l) geração média mensal predefinida para as usinas termoelétricas submetidas a mecanismos de despacho antecipado e simuladas individualmente nos modelos energéticos;
(m) valores apurados de taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e de indisponibilidade programada apuradas conforme Submódulo 6.5 – Apuração da geração e de indisponibilidade de
empreendimentos de geração;
(n) energia disponível de centrais geradoras não simuladas individualmente, conforme Submódulo 2.4 – Premissas, critérios e metodologias para estudos energéticos (Operacional); e
(o) energia de empreendimentos de micro e minigeração distribuída – MMGD, conforme Submódulo 2.4 (Operacional).
1.1.1.1. Para os dois primeiros meses do horizonte do estudo, os dados e informações considerados serão compatíveis com aqueles considerados no Programa Mensal da Operação (PMO),
estabelecido conforme Submódulo 4.3, considerando as especificidades dos modelos computacionais utilizados.
1.1.2. O ONS solicita aos agentes envolvidos os dados a serem considerados nos estudos de planejamento da operação energética, divulgando os formatos, os meios e os prazos estabelecidos
para o envio destes dados.
1.1.3. Os agentes envolvidos encaminham ao ONS, nos formatos, meios e prazos estabelecidos, os dados sob sua responsabilidade, com um horizonte de até 5 anos e detalhamento em base
mensal:
1.1.3.1. Agentes de geração
(a) cronograma de manutenção de unidades geradoras das usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos para os meses do primeiro ano civil do estudo, e opcional para o segundo
ano, compatível com o informado para os dois primeiros meses do estudo do PMO, conforme Submódulos 2.4, 4.2 - Programação de intervenções em instalações da Rede de Operação e 4.3.
(b) dados de usinas termoelétricas, existentes ou futuras, simuladas individualmente nos modelos energéticos, acompanhados de justificativa técnica em caso de modificação em relação a
informações anteriores, quais sejam:
(i) geração máxima mensal de energia, em MWmed, sem considerar o efeito de manutenções programadas e/ou taxas de indisponibilidade; e
(ii) inflexibilidades médias mensais, em MWmed, em conformidade com os procedimentos e critérios estabelecidos em [1], sem considerar o efeito de manutenções programadas e/ou taxas de
indisponibilidade nem geração mínima por razões de confiabilidade elétrica.
1.1.3.2. Agente comercializador de Itaipu Binacional
(a) suprimentos previstos de energia e de demanda para a Administración Nacional de Electricidad – ANDE;
(b) consumo interno da Usina Hidroelétrica de Itaipu (UHE Itaipu) associado ao setor de 50Hz;
(c) cronograma de manutenção de unidades geradoras da UHE Itaipu para os meses do primeiro ano civil do estudo, e opcional para o segundo ano, compatível com o informado para os dois
primeiros meses do estudo do PMO, conforme Submódulo 4.3, e em conformidade com o estabelecido no Submódulo 4.2; e
(d) disponibilidade de potência e de energia da UHE Itaipu para o SIN.
1.1.4. O ONS analisa os dados encaminhados pelos agentes envolvidos e os consiste preliminarmente com base nas informações recebidas dos agentes.
1.1.4.1. O ONS disponibiliza publicamente, com as devidas justificativas técnicas, os casos de alterações nas informações vigentes de geração máxima mensal de energia e inflexibilidades de usinas
termoelétricas.
1.1.5. O ONS avalia a pertinência da utilização de informações enviadas pelos agentes envolvidos fora do prazo, sem prejuízo do registro da não-conformidade correspondente estabelecido no
Submódulo 1.3 – Identificação e tratamento das não conformidades.
1.1.6. O ONS obtém do Poder Concedente, da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, as informações adicionais necessárias à
realização dos estudos de planejamento da operação energética, apresentadas no Submódulo 2.4 (Operacional).
1.1.7. O ONS atualiza os estudos de planejamento da operação energética respeitando a periodicidade de atualização das informações apresentadas no Submódulo 2.4 (Operacional).
1.2.Estabelecimento de escopo do estudo e definição de cenários
1.2.1. O ONS estabelece o escopo dos estudos de planejamento da operação energética para a elaboração do PEN com base nos cenários disponíveis de oferta, de carga, de limites de transmissão
entre subsistemas e de abastecimento de combustíveis, nas características dos modelos disponíveis e nas condições conjunturais do SIN.
1.2.2. O ONS define o cenário de referência a ser considerado nos estudos para a elaboração do PEN, o qual deve refletir as condições mais representativas da evolução do SIN, e deve ter por
base o PMO para o mês de realização do estudo.
1.2.3. O ONS pode, a seu critério, considerar outros cenários e/ou casos de sensibilidade para que seja possível avaliar outros efeitos sobre as condições de atendimento.
1.3.Apresentação das premissas e do escopo do estudo
1.3.1. O ONS apresenta aos agentes envolvidos o escopo do estudo para a elaboração do PEN e as premissas do cenário de referência e dos cenários e/ou casos de sensibilidade.
1.3.2. Os agentes envolvidos encaminham ao ONS, quando julgarem necessário, propostas de alterações no escopo do estudo e sugestões de novos cenários e/ou casos de sensibilidade e
especificação de eventuais inconsistências identificadas.
1.3.3. O ONS avalia as sugestões recebidas e as incorpora ao estudo quando pertinente, justificando aos agentes envolvidos as sugestões não incorporadas.
1.4.Montagem dos casos de estudo e execução das simulações
1.4.1. O ONS consolida as informações recebidas dos agentes envolvidos e procede à sua modelagem para uma representação adequada do sistema real nas ferramentas computacionais utilizadas
nesse processo, conforme estabelecido no Submódulo 2.4.
1.4.2. Caso seja identificada alguma inconsistência nos dados recebidos, o ONS solicita a correção ao agente responsável, apresentando justificativa técnica simplificada. O agente retifica ou
ratifica seus dados, conforme considere pertinente, apresentando suas justificativas.
1.4.3. Em caso de ausência do envio de informações pelos agentes envolvidos, bem como o fornecimento de dados incompletos ou incorretos, o ONS utiliza as informações provenientes de outras
fontes, a seu critério, sem prejuízo do registro de eventuais não-conformidades, conforme estabelecido no Submódulo 1.3.
1.4.4. O ONS utiliza, para execução das simulações dos estudos para a elaboração do PEN, modelos de otimização e simulação adequados aos objetivos do planejamento energético de médio
prazo.
1.4.5. O ONS modela o bloco das centrais geradoras não simuladas individualmente nos modelos energéticos, conforme estabelecido no Submódulo 2.4 (Operacional).
1.5.Análise e apresentação dos resultados
1.5.1. Com base nos resultados fornecidos pelos modelos de otimização e simulação da operação do SIN, o ONS efetua análises conjunturais e estruturais para avaliação das condições de
atendimento, que contemplam:
(a) evolução dos níveis de armazenamento do sistema;
(b) estimativas de geração térmica;
(c) estimativas de evolução dos custos marginais de operação;
(d) riscos de não atendimento à carga de energia;
(e) análise das interligações;
(f) balanços estáticos de energia e demanda;
(g) atendimento aos critérios de suprimento vigentes;
(h) impactos nas condições de atendimento observados nos cenários e/ou casos de sensibilidade; e
(i) outras informações que forem julgadas pertinentes para avaliar as condições de atendimento ao mercado.
1.5.2. O ONS também avalia as condições de atendimento à carga de demanda do SIN com o objetivo, dentre outros fatores, avaliar a eventual necessidade de capacidade instalada adicional para
atendimento à carga de demanda, bem como, consequências decorrentes do atraso de obras de geração e/ou de transmissão.
1.5.3. Após a avaliação dos resultados dos estudos, o ONS apresenta aos agentes envolvidos, ao Poder Concedente, à ANEEL, à EPE e à CCEE as análises a serem publicadas.
1.5.4. Os agentes envolvidos encaminham ao ONS, quando julgarem necessário, propostas de incorporação de novas informações e resultados para a elaboração do PEN.
1.5.5. O ONS avalia as sugestões recebidas, e as incorpora ao PEN quando pertinente, justificando aos agentes envolvidos as sugestões não incorporadas
1.6.Elaboração e disponibilização do PEN
1.6.1. O ONS elabora o PEN, com base nos resultados dos estudos, o disponibiliza em seu sítio eletrônico e o encaminha à ANEEL e ao Poder Concedente.
1.6.2. O PEN apresenta:
(a) informações básicas consideradas nos estudos:
(1) dados e informações obtidos conforme item 1.11.1.1. ;
(2) escopo do estudo e premissas do cenário de referência e de eventuais cenários e/ou casos de sensibilidade, conforme item 1.3.1. ; e
(3) modelagem adotada para as interligações internacionais, conforme item Erro! Fonte de referência não encontrada.
(b) os seguintes resultados, no mínimo:
(1) análise dos custos marginais de operação;
(2) análise de congestionamento nas interligações;
(3) riscos de não atendimento à carga de energia, com análise da profundidade e duração dos déficits associados;
(4) estimativas dos montantes de intercâmbios entre subsistemas;
(5) estimativas de geração térmica;
(6) evolução do armazenamento dos subsistemas;
(7) balanço de energia;
(8) balanço de demanda;
(9) recomendações sobre a necessidade de capacidade instalada adicional para atendimento à carga de demanda;
(10) informações sobre a necessidade de oferta adicional de energia, de antecipação ou de reforço nas interligações e recomendações de providências a serem tomadas para adequar os
resultados aos padrões; e
(11) impactos nas condições de atendimento observados nos cenários e/ou casos de sensibilidade.
1.6.3. Após sua publicação, o PEN pode ser revisto pelo ONS, em função da realização dos Leilões de Energia, e excepcionalmente, a qualquer tempo, na ocorrência de fatos relevantes, tais como
mudanças significativas na carga a ser atendida, na oferta de geração, na disponibilidade de combustíveis, no cronograma de obras de transmissão, nos limites de intercâmbio entre subsistemas,
e outros.
1.6.3.1. A elaboração de uma revisão do PEN tem por base os dados e informações disponíveis e segue as mesmas etapas do estudo anual, podendo ter um escopo menos abrangente, e seu
horizonte abrange o mês de sua elaboração até dezembro do quinto ano.
2.REFERÊNCIAS
[1] ANEEL. Resolução Normativa n° 1.033, de 26 de julho de 2022.
[2] ANEEL. Resolução Normativa n° 1.032, de 26 de julho de 2022.
Submódulo 4.3
Programação mensal da operação energética
1.ELABORAÇÃO DO PROGRAMA MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA E SUAS REVISÕES SEMANAIS
1.1.Obtenção de dados e informações
1.1.1. Para a execução do modelo de otimização de curto prazo, no âmbito da elaboração do Programa Mensal da Operação Energética (PMO), o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
toma por base a Função de Custo Futuro (FCF) atualizada mensalmente, conforme [1], obtida da execução do modelo de otimização de médio prazo, estabelecido no Submódulo 3.3 – Planejamento
da operação energética de médio prazo.
1.1.2. O ONS considera os seguintes dados e informações, obtidos de outros processos da cadeia de planejamento, para elaboração do PMO e suas revisões semanais:
(a) previsão de vazões naturais médias semanais e mensais e energias naturais afluentes previstas, conforme Submódulo 4.6 – Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e
geração de cenários de vazões;
(b) vazões naturais médias mensais verificadas e energias naturais afluentes verificadas, conforme Submódulo 4.6;
(c) volumes de espera para controle de cheias, conforme Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias;
(d) restrições ambientais, de controle de cheias e de uso múltiplo da água dos reservatórios e usinas simulados individualmente nos modelos energéticos, conforme Submódulo 4.7 – Atualização
de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos;
(e) características físico-operativas dos reservatórios e usinas hidráulicas simulados individualmente nos modelos energéticos, conforme Submódulo 3.8 – Atualização de dados técnicos dos
aproveitamentos hidroelétricos;
(f) limites elétricos de transmissão entre subsistemas;
(1) Para o cálculo dos limites máximos de intercâmbio entre subsistemas, são utilizados os limites de transferência de potência para todos os patamares de carga.
(2) Os limites de transferência para os patamares de carga são aqueles determinados pelos estudos elétricos com horizonte quadrimestral e suas respectivas atualizações mensais, conforme
Submódulo 3.4 – Planejamento da operação elétrica com horizonte quadrimestral e Submódulo 4.1, respectivamente, considerando as alterações topológicas da malha de transmissão.
(3) No cálculo dos limites elétricos de transmissão, também são incluídos os desligamentos que impõem limites na transmissão entre subsistemas informados nos estudos elétricos com
horizonte quadrimestral, e suas atualizações mensais, bem como os desligamentos previstos para a primeira semana operativa.
(4) Caso ocorra a entrada em operação de empreendimento de transmissão que altere os limites de transmissão durante o primeiro mês do modelo de otimização de curto prazo, as
alterações de limites serão aplicadas no modelo de otimização de curto prazo na revisão semanal seguinte, de acordo com as informações disponibilizadas previamente no relatório mensal,
conforme o Submódulo 2.4.
(5) Os limites de transmissão definidos pelos estudos de planejamento elétrico de médio prazo, que ocorrem conforme periodicidade descrita no Submódulo 2.4 (Operacional), são
atualizados no PMO seguinte caso a antecipação de entrada em operação de empreendimentos da transmissão seja alterada para o primeiro ou segundo mês do modelo de otimização de curto
prazo e que esta alteração implique em mudanças nos limites da primeira configuração de transmissão definida no relatório de limites de médio prazo vigente.
(g) previsão de carga ativa consolidada, conforme Submódulo 4.4 – Consolidação da previsão de carga para programação eletroenergética;
(h) duração, em horas, dos patamares de carga de energia mensais e semanais, conforme Submódulo 4.4;
(i) desligamentos no sistema de transmissão programados para o período do estudo que imponham limitações de geração nas usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos,
conforme Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de Operação;
(j) geração mínima, por razões de confiabilidade elétrica, por patamar de carga, das usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos, conforme Submódulo 4.1;
(k) energia disponível de usinas não simuladas individualmente, conforme Submódulo 2.4; e
(l) energia de empreendimentos de micro e minigeração distribuída - MMGD, conforme Submódulo 2.4.
1.1.3. O ONS considera, no primeiro mês do estudo do PMO, as unidades liberadas para a operação comercial. Para o período estocástico, considera-se a mesma oferta utilizada no modelo de
otimização de médio prazo.
1.1.4. O ONS obtém do Poder Concedente, da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, as informações adicionais necessárias para
elaboração do Programa Mensal da Operação Energética e suas revisões semanais, conforme apresentado no Submódulo 2.4 (Operacional).
1.1.5. O ONS divulga aos agentes envolvidos os formatos, os meios e os prazos estabelecidos para o envio de dados e informações a serem considerados na elaboração do PMO e suas revisões
semanais.
1.1.6. Os agentes envolvidos encaminham ao ONS, nos formatos, meios e prazos estabelecidos, os dados sob sua responsabilidade, detalhados no Anexo A deste submódulo, por patamar de
carga, com um horizonte de até dois meses à frente, sendo o primeiro mês discretizado em etapas semanais.
1.1.6.1. As informações dos agentes referentes ao modelo de otimização de médio prazo necessárias à elaboração do PMO são encaminhadas quando das atualizações quadrimestrais dos estudos
do ciclo anual de planejamento da operação energética, conforme estabelecido no Submódulo 3.3.
1.1.7. Em caso de não cumprimento pelos agentes envolvidos dos prazos estabelecidos, o ONS determina a forma de preenchimento das informações faltantes para viabilizar a realização do PMO
e de suas revisões semanais, sem prejuízo do encaminhamento das não-conformidades, estabelecido no Submódulo 1.3 – Identificação e tratamento das não conformidades.
1.2.Execução do modelo de otimização de médio prazo para atualização da Função de Custo Futuro (FCF)
1.2.1. O ONS atualiza os dados de entrada do modelo de otimização de médio prazo, com horizonte de análise de até 60 meses à frente, considerando os dados e informações obtidos para
realização dos estudos do ciclo anual de planejamento da operação energética de médio prazo, estabelecidos no Submódulo 3.3, e conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4.
1.2.1.1. O ONS disponibiliza aos agentes envolvidos, conforme [1], os arquivos de dados preliminares do modelo de otimização de médio prazo contendo os dados e informações disponíveis até
o prazo estabelecido.
1.2.1.2. Para os dois primeiros meses do horizonte de análise, os dados e informações considerados serão compatíveis com aqueles obtidos conforme item 1.1 deste submódulo, considerando as
especificidades dos modelos computacionais utilizados.
1.2.1.3. O ONS atualiza a oferta considerada no modelo de otimização de médio prazo com base no cronograma de obras de empreendimentos de geração conforme detalhado no Submódulo 2.4
(Operacional).
1.2.2. O ONS executa o modelo de otimização de médio prazo e obtém a FCF atualizada, com as estratégias de planejamento da operação energética de médio prazo, a ser utilizada no Modelo
para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas (modelo de otimização de curto prazo).
1.2.2.1. A FCF pode ser revista, a qualquer tempo, conforme critérios estabelecidos em [1].
1.2.2.2. No caso de atualização extraordinária da FCF, a mesma será utilizada a partir das revisões semanais do mês de referência do estudo subsequentes a data desta atualização.
1.3.Análise e consistência dos dados de entrada do modelo de otimização de curto prazo
1.3.1. O ONS analisa os dados encaminhados pelos agentes envolvidos, consiste e consolida as informações, e as incorpora ao conjunto de dados de entrada do modelo de otimização de curto
prazo, apresentados no item 1.1 deste submódulo dando origem ao arquivo de dados preliminares do modelo de otimização de curto prazo.
1.3.1.1. Em caso de modificações nas informações referentes a CVU, encaminhadas antecipadamente à ANEEL, pelo agente de geração responsável, acompanhadas de justificativa técnica, serão
incorporadas ao conjunto de dados de entrada do modelo de otimização de curto prazo somente após autorização da ANEEL.
1.3.1.2. O agente de geração poderá declarar valor inferior ao CVU aprovado pela ANEEL ou atualizado pela CCEE, desde que atendidas as condições estabelecidas em [1].
1.3.2. Para a elaboração do PMO e suas revisões semanais, o ONS, em conjunto com os agentes envolvidos, consiste os dados de entrada do modelo de otimização de curto prazo.
1.3.3. O ONS, quando verificada alguma inconsistência nos dados encaminhados pelos agentes, solicita ao agente responsável a atualização com base em justificativa técnica.
1.3.3.1. Os agentes envolvidos, retificam ou ratificam seus dados de forma a atender ao cronograma do estudo, e o ONS elabora o arquivo de dados preliminares e disponibiliza a todos os agentes
envolvidos.
1.3.3.2. Os agentes envolvidos informam ao ONS caso sejam encontradas divergências entre os dados enviados e os apresentados no arquivo de dados preliminares do modelo de otimização de
curto prazo.
1.3.3.3. O ONS analisa as inconsistências identificadas pelos agentes envolvidos e, caso necessário, efetua as devidas alterações no arquivo de dados preliminares do modelo de otimização de
curto prazo.
1.4.Execução do modelo de otimização de curto prazo e análise dos resultados
1.4.1. O ONS incorpora as informações consistidas nos arquivos de dados do modelo de otimização de curto prazo, executa o modelo e obtém os seguintes resultados:
(a) Custo Marginal de Operação (CMO) médio semanal, por subsistema, por patamar de carga;
(b) definição dos valores de despacho de geração das usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos, estabelecidas no Submódulo 2.4;
(c) intercâmbios de energia entre os subsistemas; e
(d) evolução dos armazenamentos de cada reservatório.
1.4.2. O ONS analisa os resultados da execução do modelo de otimização de curto prazo no que se refere as condições de atendimento à carga por patamar de carga, visando a implementação de
medidas que objetivem recompor, em caso de necessidade, o atendimento ao subsistema em déficit.
1.4.2.1. Em função das condições conjunturais de armazenamento e afluências, bem como dos cenários de evolução de oferta e carga e do comportamento hidrológico nas bacias do SIN, o ONS
realiza análise prospectiva da evolução das condições operativas dos subsistemas que compõem o SIN, para um período de até doze meses à frente, a fim de subsidiar a tomada de decisão de
curto prazo. A elaboração do estudo prospectivo é feita com periodicidade e critérios determinados pelo ONS.
1.4.3. O ONS reexecuta o modelo de otimização de curto prazo, quando:
(a) em caso de revisão da Função de Custo Futuro conforme critérios estabelecidos em [1]Erro! Fonte de referência não encontrada.; e
(b) em caso de ocorrência de vertimentos para atendimento dos volumes de espera em aproveitamentos hidroelétricos que integram o Plano Anual de Prevenção de Cheias (PAPC), o ONS analisa
e verifica a necessidade de revisão dos volumes de espera conforme Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias.
1.5.Planos de Contingência
Na semana de elaboração do PMO, caso o ONS não obtenha os resultados do modelo de médio prazo, para o respectivo PMO, até as 06h00 da sexta-feira, são utilizados os resultados do
modelo de médio prazo mais recentes disponíveis.
Submódulo 4.5
Programação Diária da Operação
1.OBJETIVO
1.1. Estabelecer os produtos, as responsabilidades, os prazos e as etapas de processos relativos à programação diária da operação eletroenergética, para garantir a otimização energética dos
recursos de geração e a segurança operacional do Sistema Interligado Nacional (SIN).
2.PRODUTOS
2.1.Programa Diário da Operação (PDO)
2.1.1. Consolida as propostas de geração hidráulica, térmica, eólica e solar como a programação diária eletroenergética e fornece aos centros de operação do Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS e aos agentes de operação as diretrizes eletroenergéticas específicas, necessárias à execução da operação, sendo composto pelos programas de operação, informações, observações
e dados de entrada utilizados na sua elaboração.
2.1.2. Apresenta o conjunto de dados do modelo de curtíssimo prazo e o Programa Diário de Produção (PDP), o Programa Diário de Intervenções (PDI), Programa Diário de Defluências (PDF),
Validação elétrica da programação energética (VALIDAÇÃO), Informações Meteorológicas (INFMET), Programa Diário de Carga e Frequência (PDCF), Recomendações e Diretrizes Eletroenergéticas
Consolidadas (RDE), com periodicidade diária e discretização de meia em meia hora para o período de programação.
2.2.Estudos Comparativos e Análises das Principais Diferenças DESSEM e Programação Diária
2.2.1. Apresenta a comparação e análise das principais diferenças entre os despachos resultantes do modelo de curtíssimo prazo e os da programação diária.
3.RESPONSABILIDADES
3.1.Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
(a) Aprovar e estabelecer os programas finais de geração, após interação com os agentes.
(b) Informar aos agentes de distribuição os elementos da Rede de Distribuição que irão impor restrições à rede que será considerada no processo de validação elétrica da programação energética.
(c) Analisar as variações ocorridas em relação aos valores programados de geração e intercâmbio, bem como as ocorrências nas usinas e no sistema de transmissão que impliquem restrições com
consequências nas gerações e nos intercâmbios dos dias a serem programados.
(d) Solicitar aos agentes envolvidos as informações e os dados necessários à realização da programação diária da operação eletroenergética.
(e) Consistir e consolidar as informações e dados recebidos dos agentes envolvidos, interagindo com os mesmos, quando da verificação de inconsistências e/ou necessidade de alterações.
(f) Efetuar a compatibilização dos cronogramas de manutenção de unidades geradoras e, caso necessário, solicitar alterações nos prazos, desde que não envolvam riscos para os equipamentos e
outras restrições operativas pertinentes.
(g) Avaliar a viabilidade da política de operação energética para a semana operativa.
(h) Elaborar as previsões de geração para as usinas do Tipo II-B e Tipo II-C.
(i) Emitir o deck de entrada e saída do modelo de curtíssimo prazo.
(j) Analisar e compatibilizar as propostas de programas de geração e intercâmbio definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, interagindo com os agentes de geração envolvidos, quando detectada
a necessidade de alterações.
(k) Implementar, em conjunto com os agentes responsáveis, as alterações nos programas de geração e intercâmbio provenientes da validação elétrica e energética, de forma a conciliar os
benefícios sistêmicos, respeitando as restrições locais.
(l) Emitir o PDO e disponibilizá-lo aos agentes envolvidos.
(m)Analisar as ocorrências relevantes após o fechamento do PDO e realizar, quando julgar necessário, nova programação diária.
(n) Reprogramar as manutenções em unidades geradoras e equipamentos da transmissão, que, em comum acordo com os agentes envolvidos, não puderam ser contemplados na programação.
(o) Elaborar e disponibilizar os Estudos Comparativos e Análises das Principais Diferenças DESSEM e Programação Diária.
(p) Definir e disponibilizar a grade horária com os períodos permitidos para a realização das ofertas no programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda e períodos permitidos para o
deslocamento de consumo.
(q) Avaliar e programar os acionamentos do programa de resposta da demanda de curto prazo “D-1” visando o equilíbrio entre custo e segurança da operação.
3.2.Agentes de geração hidrelétrica, eólica e solar
(a) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações necessários para a para a realização da programação diária da operação eletroenergética.
(b) Analisar as solicitações do ONS de alterações no cronograma de manutenção para atendimento das necessidades do SIN, implementando-as e, caso tenha impossibilidades, encaminhar as
devidas justificativas técnicas.
(c) Interagir com o ONS de forma a compatibilizar as propostas de geração de suas usinas, definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, com as restrições operativas existentes.
(d) Interagir com o ONS de forma a compatibilizar as alterações nos programas de geração de suas usinas e intercâmbio provenientes da validação elétrica e energética.
3.3.Agente de geração termelétrica
(a) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações necessários para a realização da programação diária da operação eletroenergética.
(b) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações integrantes do cadastro de representação do unit commitment por configuração.
(c) Analisar as solicitações do ONS de alterações no cronograma de manutenção para atendimento das necessidades do SIN, implementando-as e, caso tenha impossibilidades, encaminhar as
devidas justificativas técnicas.
(d) Interagir com o ONS de forma a compatibilizar as propostas de geração de suas usinas, definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, com as restrições operativas existentes.
(e) Interagir com o ONS de forma a compatibilizar as alterações nos programas de geração de suas usinas e intercâmbio provenientes da validação elétrica e energética.
3.4.Agente de geração Itaipu Binacional
(a) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações necessários para a para a realização da programação diária da operação eletroenergética, respeitando os
requisitos do Acordo Tripartite.
(b) Analisar as solicitações do ONS de alterações no cronograma de manutenção para atendimento das necessidades do SIN, implementando-as, e, caso tenha impossibilidades, encaminhar as
devidas justificativas técnicas
(c) Interagir com o ONS de forma a compatibilizar as propostas de geração definidas pelo modelo de curtíssimo prazo com suas restrições operativas e os seus requisitos do Acordo Tripartite.
3.5.Agente comercializador Itaipu Binacional
(a) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações necessários para a para a realização da programação diária da operação eletroenergética.
3.6.Agentes de importação e exportação
(a) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações necessários para a realização da programação diária da operação eletroenergética, conforme Submódulo 5.13
– Rotinas Operacionais.
(b) Analisar os dados identificados pelo ONS como inconsistentes e, caso pertinente, executar as devidas alterações e informar ao ONS ou, caso não seja considerado pertinente, informar com as
devidas justificativas.
(c) Analisar a programação efetuada pelo ONS para a Interligação Internacional e submeter ao ONS eventuais comentários e necessidades de alterações.
3.7.Agentes de transmissão
(a) Analisar as solicitações do ONS de alterações no cronograma de manutenção de equipamentos de transmissão que afetem a segurança e/ou restrinjam a geração de usinas hidrelétricas Tipo I
e Tipo II-B, bem como de usinas termelétricas Tipo I e Tipo II-A, e, caso tenha impossibilidades, encaminhar as devidas justificativas técnicas.
3.8.Agentes de distribuição
(a) Fornecer ao ONS, nos formatos e prazos estabelecidos, os dados e informações necessários para a para a realização da programação diária da operação eletroenergética.
(b) Analisar as solicitações do ONS de alterações no cronograma de manutenção de equipamentos forada Rede de Operação que restrinjam a geração de usinas hidrelétricas Tipo I e Tipo II-B, das
usinas termelétricas Tipo I e Tipo II-A, bem como das usinas Tipo II-C e, caso não esteja de acordo, encaminhar as devidas justificativas técnicas.
(c) Informar as indisponibilidades dos circuitos da Rede de Distribuição, previamente estabelecidos com o ONS, que irão impor restrições à rede que será considerada no processo de validação
elétrica da programação energética.
(d) Fornecer ao agente ofertante em programa de resposta da demanda a informação sobre a barra de estudo do ONS à qual a unidade consumidora está conectada.
3.9.Consumidores ou agregadores participantes do programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda [1]
(a) Formalizar pedido ao ONS para participação do programa D-1 de resposta da demanda.
(b) Realizar e confirmar as ofertas de resposta da demanda ao ONS.
(c) Prestar as informações necessárias solicitadas pelo ONS para operacionalização do programa.
(d) Verificar se houve aceite das suas ofertas e executá-las.
4.PRAZOS
Quadro 1 - Cronograma para elaboração da programação diária da operação eletroenergética
Submódulo 4.5
Programação Diária da Operação
1.DIRETRIZES GERAIS
1.1. A programação diária da operação eletroenergética tem como propósito a otimização da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio do suprimento, nas melhores condições
elétricas e energéticas, econômicas e com a maior segurança operacional possível, das demandas previstas, considerando a integridade de equipamentos e as restrições existentes.
1.2. As ações e decisões do processo de programação diária da operação eletroenergética são baseadas em critérios técnicos, visando à obtenção dos benefícios prioritariamente sistêmicos,
compatibilizados com as restrições locais.
1.3. A programação diária da operação eletroenergética leva em consideração tanto os aspectos sistêmicos, que são de responsabilidade do ONS, sobretudo em função da forte interdependência
entre a geração e a transmissão, quanto os aspectos legais e locais, que são influenciados pelas características e restrições de instalações e equipamentos de propriedade e responsabilidade dos
agentes envolvidos.
1.4. O processo de programação diária da operação eletroenergética é participativo e interativo, com reprodutibilidade de resultados e transparência entre o ONS e os agentes com
responsabilidades definidas neste submódulo, que deverão estar capacitados em todas as suas etapas.
2.ELABORAÇÃO DO PROGRAMA DIÁRIO DA OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA
2.1. Obtenção de dados
2.1.1. Para a elaboração do programa diário da operação eletroenergética, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS toma por base os critérios descritos no Submódulo 2.4 – Premissas,
critérios e metodologias para estudos energéticos e obtém as seguintes informações:
(a) estratégia de operação semanal proveniente do Programa Mensal da Operação Energética (PMO) e suas revisões, estabelecidas conforme Submódulo 4.3 – Programação mensal da operação
energética;
(b) diretrizes para a operação elétrica de curto prazo, conforme Submódulo 4.1 – Planejamento da operação elétrica com horizonte mensal, tais como:
(1) limites de transmissão inter e intra subsistemas;
(2) despacho mínimo de geração das usinas termelétricas classificadas, conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas, nas modalidades de operação Tipo I e
Tipo II-A, para atendimento da carga e análise do desempenho do sistema em condição normal, ou caso necessário, em rede incompleta;
(3) base de dados para estudos elétricos de fluxo de potência com horizonte quadrimestral e mensal compatibilizada com os programas diários de geração e carga; e
(c) cálculo dos montantes de reserva de potência operativa para cada subsistema conforme Submódulo 5.12 – Instruções de Operação.
(d) intervenções em instalações na Rede de Operação e cronogramas de manutenção de unidades geradoras, conforme Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de
Operação e Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais, e fornecem, quando solicitado pelo ONS, informações complementares às cadastradas;
(e) Função de Custo Futuro resultante do processamento do modelo de otimização de curto prazo, conforme Submódulo 4.3.
(f) consolidação da previsão de carga, conforme Submódulo 4.4 – Consolidação da previsão de carga para programação eletroenergética;
(g) previsão de centrais geradoras de micro e minigeração distribuída – MMGD, conforme Submódulo 4.4;
(h) as unidades geradoras liberadas para operação comercial;
(i) características físicas dos aproveitamentos hidroelétricos, conforme Submódulo 3.8 – Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos, e características físico-operativas das
usinas hidrelétricas e termelétricas, conforme Submódulo 3.3 – Planejamento da operação energética de médio prazo;
(j) previsões de vazões naturais médias diárias consolidadas, conforme Submódulo 4.6 – Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e geração de cenários de vazões;
(k) restrições operativas hidráulicas de reservatórios consolidadas, conforme Submódulo 4.7 – Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos;
(l) volumes de espera para controle de cheias, conforme Submódulo – 3.7 Planejamento anual de prevenção de cheias;
(m)previsões meteorológicas para as bacias hidrográficas e para os centros de carga de interesse, e boletim de tempo severo, quando emitido, conforme Submódulo 4.8 – Acompanhamento e
previsão meteorológica e climática; e
(n) informações relevantes obtidas sobre a operação em tempo real e relatórios da pós-operação;
(o) gerações de centrais geradoras não simuladas individualmente, que tem injeção de energia na rede elétrica simulada, com exceções das usinas eólicas e fotovoltaicas;
(p) representações de usinas termelétricas com unit commitment;
(q) representação do modelo ONS de previsão de geração de fonte eólica;
(r) representação da fonte fotovoltaica resultante de processo heurístico que combina a média de geração verificada de dias típicos.
(s) ofertas de redução de consumo confirmada pelo agente ofertante, no âmbito do programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda [5].
2.1.2. Os agentes envolvidos no processo de programação da operação eletroenergética, encaminham ao ONS, nos formatos, meios e prazos estabelecidos, os dados sob sua responsabilidade,
detalhados no Anexo A.
2.1.3. O ONS, sempre que verificada alguma inconsistência nos dados recebidos, interage com os agentes envolvidos, visando a sua atualização, com formalização das decisões.