RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.104, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024 (parte 6 de 8)

2.2. Análise das condições de atendimento à carga de demanda e energia
2.2.1. O ONS analisa as condições de atendimento à carga de demanda e energia de forma a avaliar as condições de atendimento da demanda durante o período de ponta, considerando as
previsões de carga de demanda integralizada e previsões de demanda instantânea máxima de cada subsistema coincidente com a máxima do SIN e de cada subsistema individualizadamente,
consolidadas conforme Submódulo 4.4.
2.2.2. O ONS incorpora a previsão de carga ao deck de dados de entrada do modelo de curtíssimo prazo.
2.2.3. O ONS, caso necessário, solicita aos agentes envolvidos a alteração da data de realização de manutenções de unidades geradoras e de intervenções em instalações na Rede de Operação,
contidas na programação das intervenções conforme Submódulo 4.2, implementa medidas operativas adicionais para maior disponibilização de potência de forma a garantir as condições de
segurança do sistema durante o período, desde que não haja risco de dano para o equipamento, ou por questões de garantia do equipamento associada a contratos.
2.2.3.1. O ONS, caso necessário, solicita ao agente de transmissão envolvido, alteração do cronograma de manutenção de equipamentos de transmissão que afetem a segurança e/ou restrinjam
a geração de usinas hidrelétricas classificadas, conforme Submódulo 7.2, nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B, bem como das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de
operação Tipo I e II-A.
2.2.3.2. O agente de transmissão envolvido implementa a alteração solicitada pelo ONS ou, caso tenha impossibilidades, encaminha ao ONS as devidas justificativas técnicas.
2.2.3.3. O ONS, caso necessário, solicita ao agente de distribuição envolvido, alteração do cronograma de manutenção de equipamentos fora da Rede de Operação que restrinjam a geração de
usinas hidrelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B, das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A, e das usinas classificadas nas
modalidades de operação Tipo II-C.
2.2.4. O ONS avalia as condições de atendimento energético, de forma a identificar as manutenções programadas de unidades geradoras e equipamentos do sistema de transmissão da Rede de
Operação do sistema, que impõem restrições à otimização energética para a operação do sistema.
2.2.4.1. Caso necessário, o ONS, em conjunto com os agentes envolvidos, altera a data de realização de manutenções, desde que não haja risco de dano para o equipamento.
2.3.Processamento do modelo de curtíssimo prazo para definição das propostas de geração
2.3.1. O ONS atualiza os arquivos de dados do modelo de curtíssimo prazo e executa o modelo para definição dos valores de despacho de geração das usinas hidráulicas, usinas termelétricas e os
intercâmbios entre subsistemas e o Custo Marginal de Operação (CMO) em base semi-horária.
2.3.2. O deck de dados do modelo de curtíssimo prazo contém as seguintes informações:
(a)relação das usinas termoelétricas que deverão ser despachadas por ordem de mérito de custo na etapa da Programação Diária;
(b)previsão preliminar de carga;
(c)proposta de geração das usinas hidroelétricas, termoelétricas, eólicas, solar e previsão de geração de MMGD;
(d)proposta de defluência turbinada e vertida;
(e)proposta de intercâmbios entre subsistemas, em que são consideradas as restrições relacionadas às intervenções nos Controles Automáticos de Geração - CAG;
(f)cronograma preliminar de manutenção de unidades geradoras hidroelétricas, termoelétricas, eólicas e solar;
(g)restrições operativas das usinas hidroelétricas, termoelétricas, eólicas e solar, que puderam ser incorporadas no modelo curtíssimo prazo;
(h)proposta de folga de potência por usina;
(i)proposta de reserva de potência hidráulica e sua alocação nas usinas;
(j)diretrizes preliminares eletroenergéticas para a operação;
(k)previsões preliminares de condições de carregamento do sistema para a Rede de Operação;
(l)previsões preliminares das condições de transmissão entre áreas e subsistemas;
(m)proposta de intercâmbios internacionais.
2.3.3. Após execução do modelo de curtíssimo prazo, o ONS encaminha o deck de dados e os resultados para CCEE.
2.4.Plano de Contingência para definição das propostas de geração
2.4.1. Na inviabilidade do ONS obter, até às 16h00min do dia D-1, os resultados do modelo de curtíssimo prazo para a elaboração da programação do dia D, são consideradas as seguintes ações
do Plano de Contingência para a definição das propostas de geração:
(a) 1ºnívelde contingência:Adota asoluçãodo método dePontosInteriores comosoluçãofinaldos problemas deprogramaçãolinear,em substituição ao método Simplex,desabilitando a função
crossover no modelo, conforme Nota Técnica [4] publicada no site do ONS;
(b) 2º nível de contingência: Permanecendo a inviabilidade, o ONS mantém a execução do 1º nível de contingência e, adicionalmente, desconsidera a representação do unit commitment das usinas
termelétricas;
(c) 3º nível de contingência: Permanecendo a inviabilidade, após ações realizadas conforme itens2.4.1. (a) e (b), o ONS considera os resultados do modelo de curtíssimo prazo do último dia
publicado, na semana operativa vigente, com o mesmo perfil de carga do dia D.
(1) Caso não tenha publicação, na semana operativa vigente, com mesmo perfil de carga do dia D:
(i) Para definição do despacho de geração termelétrica por ordem de mérito: o ONS considera os resultados do modelo de curto prazo (DECOMP) que forneceu a Função de Custo Futuro para a
semana operativa do dia D.
(ii) Para o despacho de geração hidrelétrica: o ONS elabora a programação com base nos resultados da programação diária do último dia com o mesmo perfil de carga do dia D.
2.4.2. O ONS incorpora na programação, após o processamento do modelo de curtíssimo prazo, seguidas as regras do Plano de Contingência, as restrições operativas das usinas termelétricas que
não foram consideradas no modelo.
2.4.3. A partir do despacho de geração termelétrica do dia D-1, definido pelo modelo de curtíssimo prazo em situação de contingência, o ONS obtém as condições de contorno necessárias para
considerar o unit commitment no modelo de curtíssimo prazo para programação do dia D.
2.5. Análise da viabilidade das propostas de geração definidas pelo modelo de curtíssimo prazo
2.5.1. Recebido os dados dos agentes, o ONS procede sua análise e consolidação. Após esta fase, o ONS incorpora essas informações ao deck de dados de entrada do modelo de curtíssimo prazo.
2.5.2. O ONS verifica se a soma dos valores de inflexibilidade declarados pelos agentes para o processamento do modelo de curtíssimo prazo não ultrapassa o valor semanal considerado no
modelo de curto prazo na semana operativa, [1].
2.5.2.1. Caso o montante de inflexibilidade declarado pelo agente exceder o valor semanal do modelo de curto prazo, o ONS considera esse excedente após o processamento do modelo de
curtíssimo prazo, [1].
2.5.3. As propostas de geração são definidas conforme descrito no item 2.4.
2.5.4. O ONS analisa e verifica a viabilidade do cumprimento das curvas de geração propostas, em função das restrições operativas cadastradas no ONS para as unidades geradoras e decorrentes
da interação com os agentes envolvidos.
2.5.5. Após análise das propostas de geração, o ONS verifica a viabilidade do cumprimento das metas e diretrizes energéticas definidas para a semana em curso, através da Função de Custo Futuro,
em função dos desvios de recursos e requisitos dos subsistemas e decorrentes da interação com os agentes envolvidos.
2.5.5.1. Caso seja identificada a ocorrência de desvios das premissas utilizadas no PMO para definição da política energética, para a semana em curso, que possam impactar os resultados do
modelo de curtíssimo prazo, o ONS define alterações da política energética baseadas nas diretrizes do PMO ou nova política energética, se houver alterações significativas no quadro
hidroenergético dos subsistemas, para assegurar a otimização dos recursos de geração existentes nesse novo cenário.
2.6. Elaboração das propostas de programas de geração e intercâmbio
2.6.1. O ONS define uma proposta de referência de geração diária para as usinas hidroelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A, com base nas propostas de geração
definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, considerando:
(a) os ajustes diários de carga e afluências;
(b) as restrições elétricas, inclusive as decorrentes das intervenções da malha integrada de transmissão; e
(c) a relação das intervenções que imponham restrições de geração e seus montantes.
2.7. Análise e compatibilização das propostas de programas de geração e intercâmbio
2.7.1. O ONS e os agentes envolvidos validam as propostas de geração e intercâmbio, definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, considerando:
(a) verificação do intercâmbio, para garantir que o seu valor líquido e as modalidades programadas sejam os mesmos entre os agentes de operação envolvidos, a fim de que não haja divergências
entre os intercâmbios;
(b) realização do balanço energético, para garantir que a operação “carga - geração + intercâmbio”, por agente de operação envolvido, tenha resultado nulo;
(c) verificação da geração por usina de forma a garantir que o valor programado de geração para cada usina não ultrapasse sua disponibilidade;
(d) verificação da folga de geração por estes agentes para garantir que o valor total 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; e
(e) verificação do atendimento das restrições de geração e intercâmbio associadas às intervenções programadas em equipamentos da Rede de Operação.
2.7.2. Caso seja verificada inconsistência nas propostas de programas de geração e intercâmbio dos agentes de operação envolvidos, o ONS interage com os agentes responsáveis, de forma a
conciliar os benefícios sistêmicos com as restrições locais.
2.8. Classificação dos motivos de programação de usinas termelétricas
2.8.1. O ONS considera, para a programação de geração de usinas termelétricas, a classificação dos motivos desta programação:
(a) Inflexibilidade (necessidade do agente): declaração do agente de geração dos valores de inflexibilidade de geração da usina sob sua responsabilidade, conforme [2];
(b) Ordem de mérito de custo: resultante do processamento dos modelos computacionais de otimização energética, que busca o atendimento à demanda de energia elétrica, considerando a
disponibilidade de geração e as condições futuras de atendimento (risco de déficit).
(c) Restrição elétrica ou necessidade do SIN: determinados para a garantia da confiabilidade e estabilidade do sistema elétrico, sendo preponderantes em termos operativos em relação às
inflexibilidades declaradas pelos agentes e à otimização energética. Esses despachos caracterizam-se normalmente por restrições do sistema de transmissão.
(d) Garantia de suprimento energético (GE): despacho adicional ao indicado pelos programas computacionais por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE,
extraordinariamente e com o objetivo de garantir o suprimento energético [3];
(e) Recomposição de reserva operativa: geração complementar visando a manutenção da reserva de potência operativa no SIN com vistas a preservar a reserva de potência operativa nas unidades
geradoras hidráulicas, participantes do Controle Automático de Geração (CAG), em qualquer subsistema, conforme [2].
(f) Energia de reposição e perdas: determinado para a compensação das perdas na malha de transmissão, bem como de compensações de variações na geração das usinas termelétricas que os
sistemas de controle de geração alocam nas usinas hidrelétricas, quando do processo de exportação. O montante adicional gerado nas usinas hidrelétricas deverá ser quantificado para que seja
compensado em geração termelétrica posteriormente, sob instrução de despacho do ONS.
(g) Exportação: energia oriunda de usinas termelétricas ou hidrelétricas destinada à exportação, em montantes que não comprometem a operação e a segurança do SIN.
(h) Geração Fora da Ordem de Mérito de Custo por Substituição (GSUB): geração de uma usina térmica para gerar em substituição total ou parcial a outra usina térmica indicada por Ordem de
Mérito de Custo que apresente restrição de combustível para atendimento de geração plena, conforme [2].
(i) Unit commitment térmico: geração visando a representação das características de potência mínima e máxima; tempo de permanência ligado (T-ON); tempo de permanência desligado (T-OFF),
rampas de acionamento e desligamento, rampas de tomada de carga (R-UP) e alívio de carga (R-DOWN), custos de produção (CVU), custos de parada e partida e custos por configuração.
2.9. Validação elétrica e energética das propostas de programas de geração e intercâmbios compatibilizados
2.9.1. O ONS analisa, sob o enfoque energético, os programas de geração de forma a verificar se foram cumpridas as diretrizes energéticas definidas para a proposta de programação de cada
agente de operação envolvido.
2.9.2. O ONS analisa, sob o enfoque elétrico, os programas de geração com base nos casos-base de fluxo de potência definidos nas diretrizes para a operação elétrica com horizonte mensal,
conforme Submódulo 4.1, das intervenções informadas pelos agentes de operação envolvidos, contidas na programação das intervenções em instalações da Rede de Operação, conforme
Submódulo 4.2, e atualiza a Rede de Operação para obter os casos de fluxo de potência relativos a todos os intervalos de 30 minutos do dia a ser programado.
2.9.3. O ONS atualiza as simulações, com a utilização de um programa de análise de fluxo de potência, observando-se os seguintes aspectos:
(a) limites de carregamento dos componentes do sistema;
(b) limites de transmissão entre áreas e subsistema;
(c) violações desses limites; e
(d) configuração da rede.
2.9.4. O ONS altera a programação energética, caso seja verificada a necessidade com base nos resultados obtidos na simulação, visando a adequação dos valores verificados aos limites de
carregamentos e intercâmbios.
2.9.4.1. Caso seja verificada alguma violação de limites de equipamentos e/ou das restrições associadas aos desligamentos programados de equipamentos do sistema de transmissão da Rede de
Operação, o ONS informa ao agente responsável a retificação nos programas de geração e intercâmbio e/ou reprogramações das intervenções programadas.
2.9.4.2. O agente responsável justifica ao ONS as impossibilidades de implementação das alterações propostas.
2.10. Avaliação das ofertas de resposta da demanda no programa de curto prazo “D-1”
2.10.1. O ONS recebe e analisa as ofertas confirmadas no dia anterior à execução, conforme descrito em rotina operacional no Submódulo 5.13 e em [5].
2.10.2. O ONS avalia diariamente a necessidade de atendimento a ponta e programa as ofertas de redução de carga e/ou outros recursos disponíveis considerando o equilíbrio entre custo total e
segurança da operação do recurso adicional.
2.11. Composição do Programa Diário da Operação e disponibilização aos agentes envolvidos
2.11.1. Após a consolidação da programação de geração, o ONS elabora o Programa Diário da Operação (PDO), composto pelo Programa Diário de Produção (PDP), o Programa Diário de
Intervenções (PDI), Programa Diário de Defluências (PDF), Programa Diário de Carga e Frequência (PDCF), Recomendações e Diretrizes Eletroenergéticas (RDE), Informações Meteorológicas
(INFMET) e Validação Elétrica da Programação Energética (VALIDAÇÃO) e os disponibiliza aos agentes envolvidos.
2.11.1.1. O PDP contém as seguintes informações:
(a) previsão de carga;
(b) programa de geração, em intervalo de 30 minutos, das usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas, solares e de geração MMGD;
(c) programa de defluência turbinada e vertida;
(d) intercâmbio líquido, por agente de geração e de distribuição;
(e) intercâmbios entre subsistemas, em que são consideradas as restrições relacionadas às intervenções nos Controles Automáticos de Geração (CAG);
(f) manutenção de unidades geradoras hidrelétricas, termelétricas, eólicas e solares;
(g) restrições operativas das usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas e solares;
(h) folga de potência por usina;
(i) balanço de energia, por agente de geração, distribuição, conjunto de usinas e de importação/exportação;
(j) reserva de potência hidráulica e sua alocação, por Centro de Operação do Sistema – COSR;
(k) diretrizes eletroenergéticas para a operação;
(l) previsões de condições de carregamento do sistema para a Rede de Operação;
(m)previsões das condições de transmissão entre áreas e subsistemas;
(n) condições elétricas para o atendimento da demanda prevista;
(o) motivos do despacho das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A; e
(p) intercâmbios internacionais.
(q) ofertas de redução de consumo aceitas no programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda.
2.11.1.2. O PDI contém as seguintes informações:
(a) instalações e equipamentos que serão submetidos a intervenções, com ou sem risco, ou a testes, com informação do período de realização do serviço e sua classificação, conforme estabelecido
no Submódulo 4.2 e Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais;
(b) diretrizes operativas para a execução das intervenções, com ou sem risco, ou dos testes;
(c) limites de transmissão decorrentes das intervenções, com ou sem risco, ou dos testes; e
(d) limitações no despacho de usinas em que são consideradas as restrições de geração e as restrições elétricas decorrentes das intervenções.
2.11.1.3. O PDF contém as seguintes informações:
(a) afluência média diária prevista por aproveitamento;
(b) defluência total – turbinada e vertida – média diária programada, por aproveitamento; e
(c) previsão, para o dia programado, do nível de armazenamento nos reservatórios dos aproveitamentos, considerando os requisitos de volumes de espera.
(i) Durante o Período de Controle de Cheias (PPC), o ONS elabora a programação diária conforme o Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias.
2.11.1.4. O PDCF contém a informações de reserva de potência hidráulica e sua alocação, por COSR.
2.11.1.5. O RDE contém a informação das diretrizes normativas hidroeletroenergéticas que subsidiam a execução do PDP, do PDF e do PDCF e as diretrizes elétricas que subsidiam a operação de
tempo real diante das condições operacionais verificadas ou previstas a curto prazo para o Sistema Interligado Nacional (SIN);
2.11.1.6. O INFMET contém as informações meteorológicas previstas para o SIN.
2.11.1.7. A validação contém as informações, a cada intervalo de 30 (trinta) minutos, de carregamento dos equipamentos elétricos da Rede de Operação, bem como os valores dos fluxos e
inequações normatizados nas instruções e/ou recomendados nas intervenções, tendo por base a programação de geração e carga previstas para cada intervalo ao longo do dia.
2.11.2. Caso seja verificado, em tempo real, fatos relevantes que possam impactar a programação eletroenergética do dia corrente ou do próximo dia, o ONS, quando julgar necessário, interage
com os agentes envolvidos e providencia os ajustes nos seus programas de geração e intercâmbio e emite um Relatório de Revisão do PDO para os Centros de Operação do ONS procederem com
os ajustes necessários na execução do PDO em tempo real.
2.11.3. Durante a operação em tempo real, as condições operativas do sistema podem sofrer desvios em relação aos valores programados. O ONS analisa 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.
2.11.4. O ONS disponibiliza o PDO aos agentes, o qual deve estar disponível diariamente nas salas de controle dos centros de operação do ONS e dos demais agentes.
3.REFERÊNCIAS
[1]ANEEL. Despacho nº 3.572, de 17 de dezembro de 2019.
[2]ANEEL. Resolução Normativa nº 1.033, de 26 de julho de 2022.
[3]CNPE. Resolução nº 3 de 6 de março de 2013.
[4]ONS-CEEE. Nota Técnica conjunta ONS-CCEE “Avaliação do aumento de tempo computacional no DESSEM”, (ONS NT-ONS DPL 0009/2023) (CCEE NT-CCEE 01310/2023).
[5]ANEEL. Resolução Normativa nº 1.040, de 30 de agosto de 2022.
4.ANEXOS
ANEXO A – Informações encaminhadas pelos agentes para a elaboração da programação diária eletroenergética
ANEXO A
Informações encaminhadas pelos agentes para a elaboração da programação diária eletroenergética
A.1. Agentes de geração hidrelétrica, eólica e solar
(a) cronograma atualizado de manutenção dos equipamentos de geração, com identificação da usina, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de início e fim da
manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN, em acordo com as informações disponibilizadas no processo de elaboração do programa de intervenções, estabelecido no
Submódulo 4.2;
(b) restrições operativas das usinas, com indicação de suas causas e do período de vigência;
(c) produtividade média das usinas hidrelétricas;
(d) caso solicitado, previsão dos níveis de armazenamento às 24h no dia de elaboração da programação;
(e) restrições de variação máxima diária e horária da vazão defluente; e
(f) defluência total em média diária e semi-horária.
A.2. Agentes de geração termelétrica
A.2.1. Informar diariamente os seguintes dados e informações integrantes do cadastro de representação do unit commitment por configuração:
(a) cronograma atualizado de manutenção dos equipamentos de geração, com identificação da usina, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de início e fim da
manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN, disponibilizadas no processo de elaboração do programa de intervenções, estabelecido no Submódulo 4.2;
(b) restrições operativas das usinas que limitem a disponibilidade de potência das unidades geradoras, com indicação de suas causas e do período de vigência;
(c) programas de geração inflexível das usinas termelétricas, em intervalos de 30 minutos, e os motivos associados;
(d) configurações de unidades geradoras termelétricas sincronizadas que poderão ser consideradas para atendimento do despacho térmico ao longo do dia;
(e) rampa de acionamento e desligamento das usinas termelétricas, para cada configuração de unidades geradoras informada no item A.2. Erro! Fonte de referência não encontrada.;
A.2.2. Informar anualmente os seguintes dados e informações integrantes do cadastro de representação do unit commitment por configuração:
(a) geração mínima e máxima;
(b) tempo mínimo de permanência ligado (T-ON);
(c) tempo mínimo de permanência desligado (T-OFF);
(d) rampas de acionamento considerando tempo para sincronismo de unidades termelétricas que estejam desligadas;
(e) rampa de desligamento das unidades termelétricas;
(f) restrição de geração máxima ou mínima e número máximo permitido, ao longo do dia, de oscilações da geração do valor máximo para o mínimo da faixa operativa, e vice-versa;
(g) rampas de tomada (R-UP) e alívio de carga (R-DOWN); e
(h) rampas de transição entre equivalentes
A.2.3 Agentes de geração responsáveis por usinas termelétricas, habilitados para a prestação de serviço ancilar de despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa,
informam o preço e as restrições de operação.
A.3. Agentes de distribuição
(a) restrições elétricas locais que afetem ou possam afetar a geração de usinas hidrelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B;
(b) restrições elétricas locais que afetem ou possam afetar a geração de usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A;
(c) restrições elétricas locais que afetem ou possam afetar a geração de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo II-C;
(d) potencial de carga de demanda passível de ser reduzida e/ou desconectada de forma voluntária e/ou negociada de seu sistema, com tempo necessário de antecedência para iniciar o processo
de desconexão;
(e) tempo necessário para retorno das cargas reduzidas e/ou desconectadas de forma voluntária e/ou negociada; e
Agente de geração Itaipu Binacional
(a) cronograma atualizado de manutenção de equipamentos de geração, com identificação do setor de 50 Hz ou 60 Hz, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de
início e fim da manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN;
(b) restrições operativas da usina que limitem a disponibilidade de potência das unidades geradoras;
(c) valores mínimos e/ou máximos de geração por setor, considerando as restrições operativas e as contingências;
(d) valor da potência contratada com as entidades compradoras;
(e) previsão de potência disponível programável na usina, por setor, em intervalos de 30 minutos para o sistema brasileiro;
(f) suprimentos previstos de energia e demanda para a Administración Nacional de Electricidad – ANDE; e
(g) faixas operativas por setor, em função do número de unidades geradoras sincronizadas.
A.4. Agentes de importação e agentes de exportação
(a) Para a elaboração do programa diário da operação eletroenergética, o ONS toma por base os critérios descritos no Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais.
A.5. Consumidores e agregadores participantes do programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda
(b) dia(s) da semana da oferta;
(c) submercado do consumidor;
Submódulo 4.6
Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e geração de cenários de vazões
1.ANÁLISE E TRATAMENTO DOS DADOS HIDROENERGÉTICOS
1.1.Obtenção das vazões de usos consuntivos
1.1.1. O ONS obtém da Agência Nacional de Águas – ANA as estimativas de vazões de usos consuntivos médias mensais históricas e as projeções que são relativas às bacias incrementais a montante
dos aproveitamentos hidroelétricos.
1.1.2. O ONS, em caso de obtenção de eventuais atualizações de vazões de usos consuntivos da água, pela ANA, necessita implementar as alterações com a adequação das séries de vazões
naturais.
1.1.3. Caso seja identificada inconsistência nos dados de uso consuntivos da água, o ONS informa aos agentes de geração envolvidos e à ANA.
1.2.Reconstituição e consolidação das vazões naturais verificadas
1.2.1. O ONS calcula e consiste as vazões naturais incrementais, conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4 – Critérios para estudos energéticos e hidrológicos, a partir dos dados
hidráulicos diários consistidos, conforme Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais, com o objetivo de eliminar e/ou minimizar os valores negativos e a suavizar grandes oscilações que forem
incompatíveis com a natureza da bacia.
1.2.2. O ONS calcula as vazões naturais totais nos locais dos aproveitamentos hidroelétricos, conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4, a partir das vazões naturais incrementais
consistidas, das vazões de usos consuntivos da água obtidas, conforme item 1.1, da evaporação líquida obtida conforme estabelecido no Submódulo 3.8 – Atualização de dados técnicos dos
aproveitamentos hidroelétricos, e das vazões naturais totais propagadas dos aproveitamentos de montante.
1.2.3. O ONS calcula as vazões naturais médias semanais e mensais a partir das vazões naturais médias diárias consolidadas.
1.2.3.1. Para o cálculo das vazões naturais médias semanais é considerada a média dos valores observados na semana em estudo do Programa Mensal da Operação Energética (PMO), conforme
Submódulo 4.3 – Programação Mensal da Operação Energética, e para o cálculo das vazões naturais médias mensais considera o mês civil.
1.2.4. O ONS, com a participação dos agentes de geração, define e/ou revisa, quando necessário, a metodologia a ser utilizada na consistência e consolidação de dados hidroenergéticos e na
reconstituição de vazões naturais para cada aproveitamento hidroelétrico.
1.2.5. OONS,quandonecessário,convidaaAgênciaNacionaldeEnergiaElétrica –ANEEL,aANA,oMinistériodeMinaseEnergia–MMEeaEmpresadePesquisaEnergética–EPEparaparticiparem
da definição e/ou da revisão da metodologia para reconstituição de vazões naturais.
1.2.6. O ONS pode revisar as séries históricas de vazões naturais médias diárias, semanais e mensais, nos seguintes casos:
(a) definição ou revisão das metodologias; ou
(b) modificações nos valores de dados hidráulicos dos aproveitamentos, de vazões em estações fluviométricas, de vazões de usos consuntivos da água nas bacias incrementais, de evaporação
líquida dos reservatórios ou de outros dados técnicos necessários ao cálculo das vazões naturais, obtidos conforme Submódulo 3.8.
1.2.7. Em caso de revisão das séries históricas de vazões naturais mensais, o ONS encaminha à ANEEL os novos valores obtidos para homologação.
1.3.Cálculo da Energia Natural Afluente e a Energia Armazenada
1.3.1. O ONS calcula, conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4, a Energia Natural Afluente (ENA) e a Energia Armazenada (EAR), por aproveitamento, bacia e subsistema do SIN.
1.3.2. O ONS, com participação facultativa dos agentes de geração, define as metodologias utilizadas para o cálculo das ENA e EAR.
1.4.Elaboração do Relatório Diário da Situação Hidráulico-Hidrológica e Hidroenergética
1.4.1. O ONS elabora o Relatório Diário da Situação Hidráulico-Hidrológica e Hidroenergética do SIN (RDH), que apresenta, no mínimo:
(a) energias naturais afluentes e as energias armazenadas diárias, semanais e mensais;
(b) vazões naturais médias diárias, semanais e mensais;
(c) vazões afluentes e defluentes diárias;
(d) níveis e os armazenamentos diários verificados; e
(e) volumes recomendados para controle de cheias.
1.4.2. O ONS disponibiliza o RDH aos agentes de operação e à ANEEL.
1.5.Elaboração e disponibilização do Relatório de Atualização de Séries Históricas de Vazões
1.5.1. O ONS elabora o Relatório de Atualização de Séries Históricas de Vazões em caso de revisão das séries de vazões naturais, conforme item 1.2.6. , ou anualmente quando há incorporação de
dados de um novo ano às séries de vazões adotadas nos estudos para o planejamento e programação da operação eletroenergética do SIN.
1.5.2. O Relatório de Atualização de Séries Históricas de Vazões apresenta:
(a) Compatibilização das séries históricas de vazões dos aproveitamentos hidroelétricos em expansão, obtidas pela ANEEL, com as dos aproveitamentos em operação.
(1) A metodologia utilizada nessa compatibilização é definida pelo ONS, em conjunto com os agentes de geração e com a eventual participação, mediante convite da ANEEL, da ANA, do MME
e da EPE.
(b) Séries de vazões dos denominados postos artificiais.
(1) Para o cálculo dessas séries é considerado o efeito de qualquer regra de operação preestabelecida que possa alterar o regime hidrológico do local, tais como desvios e bombeamentos a
montante.
(2) A metodologia utilizada para cálculo das séries de vazões dos postos artificiais é estabelecida pelo ONS, em conjunto com os agentes de geração.
1.5.3. O ONS disponibiliza em seu site o Relatório de Atualização de Séries Históricas de Vazões e as séries históricas de vazões naturais médias diárias e mensais.
1.6. Análise da rede fluviométrica disponível
1.6.1. O ONS, sempre que necessário, analisa a rede fluviométrica disponível em cada bacia hidrográfica incremental entre aproveitamentos, a partir das informações de estações fluviométricas
fornecidas pelos agentes de geração, pela ANA e por outras entidades responsáveis por esse tipo de estação.
1.6.2. O ONS, caso verifique a necessidade de aprimorar a qualidade dos dados das vazões naturais verificadas, conforme item 1.2 ou das previsões de vazões, conforme item 2.1, pode propor à
ANA e à ANEEL, conforme [1], a instalação de novas estações e a implantação de novos sensores e de sistema de coleta e transmissão de dados em tempo real em estações existentes.
1.6.2.1. A proposta deve conter a finalidade de cada nova estação fluviométrica e/ou de cada sistema de coleta e referenciar os aproveitamentos relacionados.
2.PREVISÃO E GERAÇÃO DE CENÁRIOS DE VAZÕES
2.1.Elaboração das previsões de vazões naturais médias diárias
2.1.1. O ONS, com a participação facultativa dos agentes de geração, estabelece, além dos aproveitamentos hidroelétricos, outros locais para previsão de vazões de interesse da operação do SIN.
2.1.2. O ONS obtém previsões de vazões naturais médias diárias através dos modelos de previsão de vazões considerando os dados de vazões naturais médias diárias verificadas, obtidos conforme
item 1.2 e os dados meteorológicos, observados e previstos, obtidos conforme Submódulo 4.8 – Acompanhamento e previsão meteorológica e climática.
2.1.3. Os agentes de geração encaminham ao ONS, nos formatos estabelecidos, os valores, sob sua responsabilidade, de previsão de vazões naturais médias diárias onde o ONS não disponha de
modelo de previsão de vazões.
2.1.4. O ONS analisa, conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4, os valores de previsão de vazões naturais médias diárias encaminhados pelos agentes de geração, com o objetivo de
identificar valores que apresentem inconsistência.
2.1.5. O ONS consolida as previsões de vazões naturais médias diárias, com base nas vazões naturais médias diárias previstas pelos agentes de geração e pelo próprio ONS, através dos modelos
de previsão de vazões, definindo os valores adotados.
2.1.6. Caso seja solicitado pelo ONS, os agentes de geração encaminham informações sobre as metodologias, modelos e sistemas computacionais utilizados na obtenção das previsões de vazões
naturais médias diárias.
2.1.7. O ONS, com a participação facultativa dos agentes de geração, analisa a adequação dos modelos para obtenção das previsões de vazões diárias.
2.2.Elaboração das previsões de vazões naturais médias semanais e geração de cenários de vazões naturais médias mensais
2.2.1. O ONS calcula as vazões naturais médias semanais estimadas a serem utilizadas na semana em curso, a partir de uma proporcionalidade entre as vazões naturais médias diárias observadas
e previstas, conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4.
2.2.2. O ONS obtém as previsões de vazões naturais médias semanais, a partir da execução de modelo de previsão de vazões e considerando as vazões semanais verificadas e estimadas.
2.2.3. O ONS elabora relatório preliminar, com os resultados não consistidos da previsão de vazões semanais, e o disponibiliza publicamente, bem como os arquivos de dados utilizados.
2.2.4. O ONS analisa os dados de entrada utilizados no processamento dos modelos de previsão de vazões, bem como os resultados obtidos. Caso seja identificada alguma incompatibilidade nas
informações utilizadas, ou na compilação dos resultados, o ONS realiza a adequação da previsão de vazões.
2.2.5. O ONS calcula as vazões naturais médias mensais estimadas, a serem consideradas para o mês em curso, a partir de uma proporcionalidade entre as vazões naturais médias diárias observadas
e previstas, conforme critérios estabelecidos no Submódulo 2.4.
2.2.6. O ONS obtém os cenários de vazões naturais médias mensais a partir da utilização de modelo estocástico de geração de séries sintéticas e considerando as vazões mensais verificadas e
estimadas.
2.2.7. O ONS analisa os resultados da previsão e da geração de cenários de vazões e elabora relatório preliminar, contendo os resultados consistidos da previsão de vazões semanais e da geração
de cenários de vazões mensais.
2.2.8. O ONS disponibiliza publicamente o relatório preliminar dos resultados consistidos da previsão de vazões semanais e da geração de cenários de vazões mensais, bem como os arquivos de
dados utilizados.
2.2.9. Os agentes envolvidos analisam a previsão os cenários de vazões e, caso sejam identificadas incorreções no processamento ou uso dos dados, informam ao ONS.
2.2.10. O ONS analisa as contribuições dos agentes, efetua os ajustes necessários e apresenta as justificativas das contribuições que não forem consideradas.
2.3.Elaboração do Relatório de Previsão de Vazões Diárias e disponibilização
O ONS elabora e disponibiliza publicamente o Relatório de Previsão de Vazões Diárias que contém, no mínimo, a previsão de vazões naturais médias diárias.
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
1. Introdução
Uma das principais atribuições da CCEE, conforme estabelecido no inciso VI do Artigo 2º do Decreto nº 5.177/2004, é realizar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados
no Sistema Interligado Nacional – SIN, bem como promover a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo -
MCP.
Para a valoração dos montantes liquidados no MCP é utilizado o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, apurado pela CCEE, por submercado, (Submercados são as divisões do SIN para as quais
são estabelecidos PLDs e cujas fronteiras são definidas em razão da presença de restrições elétricas relevantes aos fluxos de energia. Atualmente o SIN possui 4 submercados organizados por
regiões geoelétricas: Norte, Nordeste, Sul e Sudeste/Centro-Oeste), conforme determina o inciso V do art. 2º do Decreto nº 5.177/2004, em base horária, em consonância com as diretrizes do art.
57° do Decreto nº 5.163/2004 e da Portaria MME nº 301/2019. A base para cálculo do PLD é o Custo Marginal de Operação – CMO , (Custo para se produzir o próximo MWh necessário, ou seja,
representa o custo de geração dausina marginalpara supriro incremento marginalde carga),fruto dos modelosmatemáticos utilizados tambémpelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
para definir a programação da operação do sistema, limitado por um preço mínimo, preços máximos horário e estrutural, estabelecidos anualmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica -
ANEEL.
1.1. Conceitos Básicos
O planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos abrange um largo espectro de atividades, desde o planejamento plurianual até a programação diária da operação. Devido ao porte e
complexidade desse problema é necessária sua divisão em diversas etapas.
Em cada etapa são utilizados modelos computacionais com objetivo de minimizar o valor esperado do custo total de operação do sistema. Esses modelos possuem diferentes graus de detalhamento
para representação do sistema, abrangendo períodos de estudos com horizontes distintos (médio prazo, curto prazo e curtíssimo prazo).
Na etapa de médio prazo são realizados estudos com um horizonte de até 5 anos,discretizados mensalmente,otimizadas a geração termelétrica por usina e a geração hidrelétrica por reservatório
equivalente de energia (modelo NEWAVE).
A etapa de curto prazo possui um horizonte de planejamento de 2 meses com discretização semanal para o primeiro mês. Considerando as informações de médio prazo e um detalhamento dos
intercâmbios de energia entre os submercados, são definidas as metas individuais de geração das usinas hidrelétricas e termelétrica do sistema (modelo DECOMP).
Com discretização semi-horária para o primeiro dia e um horizonte de planejamento de até 7 dias, a etapa de curtíssimo prazo tem por objetivo determinar a programação diária da operação
hidrotérmica. Nesta etapa,são consideradas asvariações características das fontes intermitentes,a representação de restrições operativas das unidades termelétricas e as restrições de segurança
(modelo DESSEM).
Em cada um dos modelos haverá atualizações nos dados de entrada, com periodicidade mensal, semanal e diária, respectivamente, com intuito de representar de maneira mais realista a conjuntura
energética do SIN.
Os modelos de estudos energéticos mencionados são utilizados no planejamento da operação do sistema conforme detalhado abaixo:
O Planejamento Anual da Operação Energética
O Planejamento Anual da Operação Energética – PEN, é realizado com periodicidade anual e revisões quadrimestrais. Com base em informações, recebidas das autoridades setoriais e dos agentes
associados, sobre a oferta futura de energia e sobre as previsões de consumo do mercado, o ONS utiliza modelos matemáticos de otimização e simulação da operação para determinar estratégias
operativas e avaliação das condições de suprimento ao SIN. Nesse estudo são realizadas avaliações probabilísticas do atendimento ao mercado, em que se calculam, inclusive, os riscos de ocorrência
de déficits.
Os dados e informações utilizados nos estudos para o PEN também são empregados no processamento do modelo de médio prazo, no âmbito da elaboração do Programa Mensal de Operação –
PMO.
O Programa Mensal da Operação Energética
O Programa Mensal da Operação Energética – PMO, é elaborado pelo ONS com a participação dos agentes, com objetivo de garantir a transparência do processo. Os estudos são realizados em
base mensal, com discretização em etapas semanais e por patamar de carga. Estabelecem políticas de geração hidrotérmica e de intercâmbio, além de fornecer metas e diretrizes eletroenergéticas
de curto prazo, de modo a otimizar a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL.
As revisões semanais atualizam as informações do estado do sistema, as condições meteorológicas e as previsões de carga e de afluências.
O Programa Diário da Operação Eletroenergética
O Programa Diário da Operação Eletroenergética – PDE, tem como objetivo garantir a otimização energética dos recursos de geração e a segurança operacional do SIN, estabelecendo os programas
diários de carga, geração e intercâmbio, com base na proposta de geração definida pelo modelo de curtíssimo prazo (modelo DESSEM).
O Modelo NEWAVE
O NEWAVE é um modelo de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com representação individualizada do parque termelétrico e agregação por Reservatórios Equivalentes de Energia
- REE para as usinas hidrelétricas. As demais fontes são modeladas como Usinas Não Simuladas Individualmente – UNSI, atendendo parte da carga do submercado onde estão presentes.
Os intercâmbios de energia, que interligam os submercados, são representados por conexões equivalentes, com o intuito de simplificar a modelagem das linhas de transmissão.
A topologia dos submercados, os reservatórios equivalentes de energia e os intercâmbios de energia são ilustrados na Figura 1.
Figura 1: Representação dos submercados, dos Reservatórios Equivalentes de Energia e intercâmbios de energia do SIN no modelo NEWAVE
O objetivo principal do NEWAVE é determinar uma política de operação que atendam a demanda e minimizem o valor esperado do custo de operação ao longo do período de planejamento.
Um dos principais resultados obtidos pela estratégia de solução do modelo NEWAVE é a Função de Custo Futuro, (A Função de Custo Futuro valora o custo esperado da operação dependendo da
tendência hidrológica e dos níveis dos reservatórios para o horizonte de planejamento. Esta função é calculada iterativamente minimizando o custo imediato e o custo futuro), que permite o
acoplamento com o modelo de curto prazo – DECOMP, compatibilizando a política de operação dessas duas etapas.
O Modelo DECOMP
O DECOMP é um modelo de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com representação dos parques termelétrico e hidrelétrico de forma individualizada. Os intercâmbios de energia
entre submercados são modelados de maneira semelhante ao NEWAVE, com algumas particularidades referentes à representação individualizada.
O objetivo do DECOMP é determinar o despacho de geração das usinas hidrelétricas e termelétrica que minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto de
informações disponíveis (previsões de cargas, vazões, disponibilidades, limites de transmissão entre submercados, função de custo futuro do NEWAVE, etc).
O modelo DECOMP fornece a Função de Custo Futuro, resultado da estratégia de solução do curto prazo, para o acoplamento com o modelo de curtíssimo prazo - DESSEM.
O Modelo DESSEM
O DESSEM é um modelo de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com representação das usinas termelétricas por unidade geradora, considerando as restrições de unit commitment
(Unit Commitment é o conjunto de restrições operativas que engloba a representação da rampa de acionamento, tempo mínimo de acionamento, rampa de desligamento, tempo mínimo
desligamento até um novo acionamento, além de taxa e frequência de tomada de carga, dentre outras) e a operação em ciclo combinado, enquanto as usinas hidrelétricas são representadas de
forma individualizada.
Os limites de transferência de energia entre submercados podem também ser representadas por meio de limites de intercâmbio dinâmicos, que dependem das condições operativas do sistema.
O objetivo do DESSEM é determinar o despacho de geração das usinas hidrelétricas e termelétrica que minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto mais
detalhado das informações (previsões de carga, vazões, geração eólica, disponibilidades, limites de transmissão entre subsistemas, função de custo futuro do DECOMP).
2. Detalhamento das Etapas da Formação do PLD
Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Preço de Liquidação das Diferenças”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída.
O tratamento dos dados de entrada diferencia o processamento dos modelos NEWAVE/DECOMP/DESSEM executados pela CCEE em relação aos executados pelo ONS.
O Esquema Geral
Por razões que serão explicitadas a seguir, a CCEE realiza algumas alterações nos decks recebidos do ONS. A Figura 2 ilustra o fluxo das atividades necessárias para o cálculo do PLD:
Figura 2: Esquema Geral do Cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças
2.1. Processamentos dos Modelos NEWAVE, DECOMP e DESSEM
Objetivo:
Calcular o CMO, principal insumo para a determinação do PLD.
Contexto:
O CMO estabelece quanto custa produzir um MWh adicional para o submercado, conforme previsto na legislação vigente, deve ser a base para o PLD. A Figura 3 destaca esta etapa em relação ao
módulo completo:
Figura 3: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Preço de Liquidação das Diferenças”
2.1.1. Detalhamento dos Processamentos dos Modelos NEWAVE, DECOMP e DESSEM
1. Mensalmente o ONS processa e encaminha à CCEE o deck com os dados utilizados para o processamento do NEWAVE. Esse conjunto de dados é resultado do Programa Mensal da
Operação Energética – PMO.