PORTARIA NORMATIVA GM/MME Nº 91, DE 12 DE NOVEMBRO DE 2024 (parte 2 de 2)

ANEXO
PREMISSAS GERAIS QUE DEVEM SER EMPREGADAS NO CÁLCULO DA GARANTIA
FÍSICA DE ENERGIA DE UHE E DE UTE DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO ONS
I - Parâmetros de Simulação
Tabela 1 - Parâmetros de Simulação do NEWAVE
. .Número Máximo de Iterações .50
. .Número de Simulações Forward e de Aberturas para Simulação Backward
Utilizadas na Construção da Política de Operação
.200 e 20
. .Número de Séries Sintéticas de Vazões na Simulação Final .2000
. .Número de Anos do Período Estático Inicial .10
. .Número de Anos do Período de Estudo .5
. .Número de Anos do Período Estático Final .5
. .Racionamento Preventivo para Otimização Energética .Não Considerar
. .Despacho Antecipado de Usinas Térmicas a Gás Natural Liquefeito - GNL .Considerar
. .Tendência Hidrológica .Não Considerar
. .Acoplamento Hidráulico entre Reservatórios Equivalentes de Energia - REE .Considerar apenas entre os REEs:
- Paraná (origem) e Itaipu (destino); e
- Paranapanema (origem) e Itaipu (destino)
. .Consumo Próprio (Consumo Interno) .Não Considerar
. .Valor Máximo Percentual para Delta de Zinf no Critério de Parada Não
Estatístico
.0,1%
. .Número de Deltas de Zinf Consecutivos a ser Considerado no Critério Não
Estatístico
.6
. .CVAR .Considerar
. .Valores de Alfa e Lambda (Constantes no Tempo) Utilizados no CVAR .25% e 35%
. .Perdas nas Interligações entre Subsistemas .Não Considerar
. .Ano de Referência para Simulação Estática .Quinto ano após a realização do Leilão de Energia
Nova
. .Taxa de Desconto .Valor Adotado no mais recente Plano Decenal de
Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério
de Minas e Energia
. .Tolerância para Atendimento ao Critério de Igualdade entre o Custo
Marginal de Operação - CMO e Custo Marginal de Expansão - CME
.2,00 R$/MWh
. .Metodologia de Seleção de Cortes .Considerar nas etapas backward e forward:
- Iteração para Início de Aplicação da Seleção de
Cortes: 2;
- Tamanho da Janela de Cortes Ativos: 0;
- Quantidade de Cortes Adicionados por Iteração: 12;
- Considera Cortes da Própria Iteração: sim.
. .Base de Subproblemas da Etapa Backward .Usar da Etapa Forward Anterior
. .Tipo de Reamostragem .Plena
. .Frequência da Reamostragem no Momento da Foward .Passo 1
. .Centroide como Representante do Agrupamento da Agregação dos Ruídos .Considerar
. .Correlação Espacial Mensal .Considerar
. .Número Mínimo de Iterações .50
. .Critério Estatístico no Processo de Convergência .Não considerar
. .Tolerância para Atendimento ao Critério de Valor Esperado Condicionado a
Determinado Nível de Confiança - CVar do Custo Marginal de Operação -
CMO
.30R$/MWh
. .Volume Mínimo Operativo (VminOp/VMINP) .Considerar
. .Tipo de Penalização do VminOp/VMINP .Penalização da Máxima Violação
. .Mês de Penalização do VminOp/VMINP .Novembro
. .Sazonalidade do VminOp/VMINP nos Períodos Pré e Pós Estudo .Considerar
. .Penalidade do VminOp/VMINP .[(1+taxadescontoanual)^(11/12)]xMAXCVU
Onde MAXCVU é o maior custo variável unitário
considerando todo o horizonte de planejamento do
NEWAVE
. .Nível Mínimo Operativo em Todos os REE .Considerar o mesmo nível em todos os meses do
ano
. .Nível Mínimo Operativo nos REEs Sudeste, Paraná e Paranapanema .20% Energia Armazenável Máxima (EARmáx)
. .Nível Mínimo Operativo nos REEs Sul e Iguaçu .30% EARmáx
. .Nível Mínimo Operativo no REE Nordeste .23,3% EARmáx
. .Nível Mínimo Operativo no REE Norte .19,1% EARmáx
. .Sazonalidade de VMINT, VMAXT, CMONT e CFUGA nos Períodos Pré e Pós
Estudo
.Considerar
. .Metodologia para Geração de Cenários Hidrológicos do Modelo GEVAZP .PAR(p)-A
Tabela 2 - Parâmetros de Simulação do Suishi
. .Tipo de Simulação .Cálculo de Energia Firme Para um Dado Período
Crítico
. .Período Crítico .Jun/49 a Nov/56
. .Número de Faixas de Operação .20
. .Liberação de Vertimento Quando na Iminência de Déficit .Permitido
. .Tipo de Operação dos Reservatórios .Faixas Dinâmicas
. .Tipo de Prioridades de Operação das Usinas Hidrelétricas .Adaptativa, com Base em uma Função de
Prioridades
. .Distribuição da Vazão Defluente entre os Patamares de Carga .Considerar
. .Duração do Patamar de Ponta .0,125 pu
. .Tolerância Máxima de Variação do Mercado, Entre a Penúltima e a Última
Iteração, no Cálculo de Energia Firme do Sistema
.1 MW médio
. .Priorizar Volume Mínimo Operativo em Detrimento de Outras Restrições
Operativas
.Considerar
. .Sazonalidade do Mercado de Energia do Sistema Interligado Nacional -
SIN
.Considerar a Sazonalidade Utilizada para o Ano de
Referência do mais Recente Plano Decenal de
Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério
de Minas e Energia
. .Regras Especiais de Operação da Bacia do Rio Paraíba do Sul .Considerar
. .Regras de Operação do Rio São Francisco .Considerar
II - Configuração de Referência
Nos Estudos a Subsistemas Equivalentes - NEWAVE e a Usinas Individualizadas
- SUISHI, a Configuração Hidrelétrica de Referência será composta pelas UHEs interligadas
ao SIN em operação, concedidas ou autorizadas, e já licitadas. As Usinas com graves
impedimentos, tanto para o início da construção, quanto para o início da operação
comercial, bem como aquelas que estão em processo de devolução da concessão ou
autorização serão excluídas da Configuração de Referência.
A Configuração Termelétrica de Referência será composta pelas UTEs
despachadas centralizadamente e interligadas ao SIN em operação, autorizadas e
acompanhadas pelo Departamento de Políticas para o Mercado - DPME/SNEE/MME. As
Usinas com graves impedimentos, tanto para o início da construção, quanto para o início
da operação comercial, bem como aquelas que estão em processo de suspensão ou
revogação da autorização serão excluídas da Configuração de Referência.
No caso de Leilões de Energia, a Configuração de Referência será obtida a partir
do Programa Mensal de Operação - PMO estabelecido na respectiva Portaria de Diretrizes.
Caso esta definição não conste na Portaria de Diretrizes, deverá ser utilizado como
referência o PMO publicado pelo ONS dois meses antes da realização do Leilão.
A Micro e Minigeração Distribuída - MMGD não é simulada individualmente nos
modelos computacionais utilizados no cálculo de garantia física de energia. Será
representada, apenas no Modelo NEWAVE, uma expectativa de geração agregada por
Subsistema e por mês, utilizada para o Ano de Referência do mais recente Plano Decenal
de Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia.
Usinas não despachadas centralizadamente não são simuladas individualmente
nos modelos computacionais utilizados no cálculo de garantia física de energia. Será
representada, apenas no Modelo NEWAVE, uma expectativa de geração agregada por
Subsistema, por mês e por fonte. Esta expectativa de geração será obtida a partir da
metodologia definida na Resolução Normativa ANEEL nº 1.032, de 26 de julho de 2022,
considerando a duração dos patamares do primeiro ano e o conjunto de Usinas do PMO
de Referência, assim como as Usinas já licitadas. Para efeitos de simulação estática, todas
as Usinas são consideradas completamente motorizadas no início do estudo.
No caso de projetos de importação de energia não interruptível e por tempo
indeterminado, serão considerados apenas os projetos instalados e que estejam com
previsão de disponibilidade compatível com a Configuração de Referência.
As características técnicas das Usinas Hidrelétricas da Configuração de
Referência, que ainda não entraram em operação comercial, serão compatíveis com os
estudos aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel. Para as Usinas
Termelétricas, serão consideradas as características técnicas associadas aos seus atos
autorizativos.
Para os Empreendimentos Hidrelétricos em Operação Comercial, os dados
técnicos deverão ser obtidos do PMO de Referência, das revisões extraordinárias de
garantia física de energia, dos estudos aprovados pela Aneel, das licenças ambientais e das
declarações ou outorgas de usos de recursos hídricos de Usinas previstas ou localizadas na
mesma Cascata.
Para os Empreendimentos Termelétricos em Operação Comercial, os Custos
Variáveis Unitários - CVUs, os valores de potência, de Fator de Capacidade Máximo -
FCmáx, da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada - TEIF e da Indisponibilidade
Programada - IP deverão ser obtidos do PMO de Referência. Os valores de potência
deverão ser compatíveis com os atos legais vigentes relacionados a essas Usinas. Para a
inflexibilidade operativa serão utilizados os valores declarados por ocasião dos cálculos das
garantias físicas de energia vigentes. Para as UTEs, que não têm garantia física de energia
definida, serão empregados os valores de inflexibilidade constantes no PMO de
Referência.
Em relação aos Dados Hidrológicos:
a) serão utilizadas as restrições operativas hidráulicas avaliadas como de caráter
estrutural;
b) serão considerados os valores de usos consuntivos estabelecidos pela
Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico - ANA ou pelos Órgãos Estaduais de Meio
Ambiente em horizonte compatível com a Configuração de Referência do cálculo de
garantia física de energia. Na ausência dos referidos documentos, serão adotados os
valores apresentados nos Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica ou nos Projetos
Básicos aprovados pela Aneel; e
c) será utilizado o histórico de vazões consistido em conjunto pelo ONS, Aneel
e ANA para todas as Usinas da configuração. Em caráter especial, será considerado o
histórico de vazões compatível com declarações ou outorgas de usos de recursos hídricos
de Usinas previstas ou localizadas na mesma Cascata.
III - Topologia
Para a simulação energética do SIN, a topologia de Subsistemas a ser
considerada é: Sudeste - SE, Sul - S, Nordeste - NE e Norte - N.
A Topologia de Reservatórios Equivalentes de Energia - REE a ser considerada é
aquela denominada como G (12 REEs), composta, nesta ordem, pelos REEs:
a) no Subsistema Sudeste: Sudeste, Madeira, Teles Pires, Itaipu, Paraná e
Paranapanema;
b) no Subsistema Sul: Iguaçu e demais Usinas da Região Sul;
c) no Subsistema Nordeste: Nordeste; e
d) no Subsistema Norte: Norte, Belo Monte e demais Usinas da Região Norte
(Amapá e Margem Esquerda do Rio Amazonas).
IV - Proporcionalidade da Carga
Devem ser consideradas as proporcionalidades do mercado do Ano de
Referência previsto no mais recente PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia,
agregado de modo a respeitar a topologia descrita no item III.
V - Limites de Intercâmbio Entre os Subsistemas
Considerar limites de transferência de energia não restritivos entre os
Subsistemas.
VI - Custo do Déficit de Energia e Penalidades Associadas
Utilizar o Custo do Déficit de energia vigente, estabelecido de acordo com os
procedimentos estabelecidos pela Resolução ANEEL nº 1.032, de 26 de julho de 2022, ou
outra que venha a substituí-la e em conformidade com o disposto no art. 2º, § 5º, da
Resolução CNPE nº 22, de 5 de outubro de 2021.
A penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros usos, em
R$/MWh, será obtida a partir do Custo do Déficit, conforme a seguinte expressão:
PenalidadeDA = Custo Déficit + 0,1% Custo Déficit + 0,10 R$/MWh
Sendo:
PenalidadeDA: penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros
usos (R$/MWh); e
Custo Déficit: custo do déficit de energia (R$/MWh).
A penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima, em R$/MWh,
será obtida a partir do custo do déficit, conforme a seguinte expressão:
PenalidadeVM = CustoDéficit+ 1,00 R$/MWh
Sendo:
PenalidadeVM: penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima
(R$/MWh); e
Custo Déficit: custo do déficit de energia (R$/MWh).
VII - Custo Marginal de Expansão - CME
Utilizar o Custo Marginal de Expansão adotado no mais recente Plano Decenal
de Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia.