DOU 30/10/2024 - Diário Oficial da União - Brasil
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Nº 210, quarta-feira, 30 de outubro de 2024
ISSN 1677-7042
Seção 1
Ministério de Minas e Energia
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
DIRETORIA COLEGIADA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 15.580, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº: 48500.001172/2024-71. Interessado: Usina de Energia Fotovoltaica Seriemas SPE S.A., CNPJ nº 42.361.820/0001-59. Objeto: Alterar da Resolução Autorizativa nº 15.310, de
14 de maio de 2024, que declarou de utilidade pública, para instituição de servidão administrativa, em favor da Usina de Energia Fotovoltaica Seriemas SPE Ltda., a área de terra necessária à passagem
da Linha de Transmissão 230 kV UFV Seriemas - SE Inocência, localizada no estado de Mato Grosso do Sul. A íntegra desta Resolução consta dos autos e encontra-se disponível no endereço eletrônico
http://biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.104, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024
Aprova as revisões dos Procedimentos de Rede, das Regras e Procedimentos de Comercialização, em
atendimento à Resolução Normativa nº 1.032, de 26 de julho de 2022, alterada pela Resolução
Normativa nº 1.078, de 26 de novembro de 2023.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto
nas Leis nº 9.648, de 27 de maio de 1998 e nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, e o que consta do Processo nº 48500.001680/2024-50, resolve:
Art. 1º Aprovar as revisões 2024.10 dos Submódulos 2.4 (Critérios), 2.4 (Operacional), 3.3 (Responsabilidades), 3.3 (Procedimental), 4.3 (Responsabilidades), 4.3 (Procedimental), 4.5
(Responsabilidades), 4.5 (Procedimental), 4.6 (Procedimental), e 4.7 (Responsabilidades) dos Procedimentos de Rede; a Versão 2024.4.0 do Caderno 00 - Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), das
Regras de Comercialização; e a revisão 10.0 do Submódulo 1.4 - Atendimento, dos Procedimentos de Comercialização.
Art. 2º Incluir no Anexo I, o Submódulo 2.4 na Resolução Normativa nº 903, de 8 de dezembro de 2020, que passa a vigorar com a seguinte redação:
.
.Módulo
.Submódulo
.Nome Submódulo
.Tipo do Documento do Submódulo
.Aprovação do documento
. 2. Critérios e Requisitos
2.4
Premissas, critérios e metodologias para estudos
energéticos
.Critérios
.ANEEL
. .
.
.
.Operacional
.ONS
Art. 3º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
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Submódulo 2.4
Premissas, critérios e metodologias para estudos energéticos
1. OBJETIVO
1.1. Estabelecer os critérios e diretrizes para realização dos estudos energéticos e hidrológicos do Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme as etapas dos processos descritas no Submódulo
3.3 – Planejamento da operação energética de médio prazo, Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias, Submódulo 4.3 – Programação Mensal da Operação Energética, 4.5 –
Programação Diária da Operação e Submódulo 4.6 – Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e geração de cenários de vazões.
2. CRITÉRIOS PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS
2.1. Premissas
Dados considerados
2.1.1.1 A oferta considerada nos estudos energéticos é composta pelo parque gerador existente e por suas previsões de expansão.
2.1.1.2 A expansão da oferta é considerada de acordo com o Poder Concedente e Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
2.1.1.3 O parque gerador considerado nos modelos energéticos é composto pelas usinas simuladas individualmente e centrais geradoras não simuladas individualmente, as quais devem estar
aptas a operar em algum intervalo de tempo dentro do horizonte abrangido pelo estudo.
2.1.1.4 Os valores de geração mínima por razões de confiabilidade elétrica das usinas simuladas individualmente e os limites elétricos de intercâmbio entre subsistemas para todos os patamares
de carga são obtidas a partir dos estudos de planejamento da operação elétrica, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo, Submódulo 3.4 – Planejamento da
operação elétrica com horizonte quadrimestral e Submódulo 4.1 – Planejamento da operação elétrica com horizonte mensal.
2.1.1.4.1
Os limites elétricos de transmissão também incluem os desligamentos que impõem limites na transmissão entre subsistemas e os desligamentos previstos para a primeira semana
operativa.
2.1.1.5 Os parâmetros associados à metodologia CVaR de aversão a risco (percentual de cenários a ponderar e peso dado aos cenários de custo mais elevados - α e λ, respectivamente), a função
de custo de déficit e a taxa de desconto são estabelecidos pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP, instituída pelo
Ministério de Minas e Energia – MME, conforme determinação do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.
REPRESENTAÇÃO DE NOVOS APROVEITAMENTOS
2.1.2.1 Nos modelos energéticos de médio e curto prazo, a entrada de uma nova unidade geradora ou uma expansão da capacidade de transmissão entre subsistemas é representada no início do
estágio mensal subsequente à data prevista para entrada em operação e, no modelo de curtíssimo prazo, é representada após entrada efetiva em operação comercial.
2.1.2.1.1 Caso a data prevista para entrada em operação for o primeiro dia do mês, os estudos elaborados em estágios mensais consideram a entrada no estágio correspondente a essa data.
2.1.2.2 Nos estudos de médio prazo, novos reservatórios são representados no início do mês subsequente ao mês de finalização do enchimento do seu volume morto.
2.1.2.3 Nos estudos de curto e curtíssimo prazo, os reservatórios são representados a partir do início de enchimento do volume morto.
2.1.3 Representação de aproveitamento com vínculo hidráulico em diferentes subsistemas
2.1.3.1 No caso de haver limitações nos modelos computacionais e/ou restrições regulatórias que impeçam a representação adequada dos aproveitamentos com vínculo hidráulico, pertencentes
a subsistemas diferentes, deve-se adotar uma representação específica para esses aproveitamentos, conforme descrito a seguir.
(a) um primeiro aproveitamento, com reservatório e unidades geradoras, alocado no subsistema ao qual o aproveitamento está conectado à rede de transmissão. A água desse reservatório é
valorizada tanto pela produtibilidade da própria usina, quanto pela produtibilidade das usinas a jusante no mesmo subsistema.
(b) um segundo aproveitamento, com reservatório e sem unidades geradoras, é alocado em um subsistema diferente daquele ao qual o aproveitamento está conectado eletricamente, o que faz
com que apenas seu volume útil seja considerado nesse subsistema.
(1) Caso o armazenamento do reservatório não possa ser completamente aproveitado no subsistema ao qual foi alocado, torna-se necessária a limitação de seu volume útil para o cálculo da
energia armazenada nos estudos que empregam sistema equivalente.
2.1.4 Representação dos limites de transmissão entre subsistemas
2.1.4.1 Os limites de intercâmbio são obtidos com base em estudos elétricos de médio, curto e curtíssimo prazo, que são adequados à forma de representação requerida pelos modelos
computacionais em que serão empregados.
2.1.4.2 A representação dos limites de transmissão entre os subsistemas equivalentes é afetada pela forma de consideração da UHE Itaipu.
2.1.4.2.1 Caso o subsistema de Itaipu seja representado separadamente, é adotada uma topologia de rede interligando os subsistemas Itaipu, Sul e Sudeste/Centro-Oeste.
2.1.4.3 A geração das usinas conectadas aos sistemas de interligação dos subsistemas limita a capacidade de transmissão entre os subsistemas adjacentes, sendo abatida uma estimativa dessa
geração do limite de transmissão na modelagem.
2.1.4.4 A metodologia de transformação dos limites de intercâmbio em limitação energética e o detalhamento dos intercâmbios e usinas relacionados são apresentados no Plano da Operação
Energética (PEN).
2.2. Critérios gerais
Usinas e aproveitamentos simulados ou não simuladas individualmente
2.2.1.1 As usinas termoelétricas e os aproveitamentos hidroelétricos simulados individualmente nos modelos energéticos e representados de acordo com as características específicas de cada
modelo são aquelas classificadas nas seguintes modalidades de operação, conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas:
(a) usinas termoelétricas Tipo I ou Tipo II-A com Custo Variável Unitário (CVU) declarado;
(b) usinas hidroelétricas Tipo I ou Tipo II-A;
(c) reservatórios de usinas hidroelétricas Tipo II-B ou Tipo III, cuja operação hidráulica afete ou seja afetada pela operação das usinas simuladas nos modelos energéticos; e
(d) excepcionalmente, usinas não enquadradas nos critérios anteriores, desde que respaldadas por justificativa técnica aprovada pelo ONS ou regulamentação específica.
2.2.1.2 As usinas simuladas individualmente são representadas de forma integral e não são abatidas as eventuais parcelas de cargas atendidas, como autoprodução, cargas conectadas aos
produtores independentes ou consumos próprios.
2.2.1.3 As usinas não simuladas individualmente nos modelos energéticos, além da contribuição própria das usinas hidroelétricas Tipo II-B e Tipo III cujos reservatórios são simulados, são
representadas por blocos de energia a serem abatidos da carga global, de acordo com as características específicas de cada modelo e conforme as disponibilidades de energia definidas na
regulamentação.
2.2.2 Simulações com histórico de vazões naturais e com séries sintéticas
2.2.2.1 As simulações com o histórico de vazões naturais e com séries sintéticas são utilizadas nos estudos de planejamento da operação energética de médio prazo.
2.2.2.2 As séries históricas de vazões naturais médias mensais, definida no Submódulo 4.6, são empregadas nos aproveitamentos hidroelétricos.
2.2.2.3 As séries históricas de energias naturais afluentes, utilizadas na representação a sistema equivalente, são calculadas a partir do histórico de vazões naturais médias mensais e da configuração
dos aproveitamentos hidroelétricos representados.
2.2.2.4 As séries sintéticas de energias ou de vazões naturais em base mensal são empregadas para ampliar o significado estatístico dos resultados das simulações.
2.3. Critérios para Planejamento da Operação Energética de Médio Prazo (PEN)
Representação da Usina Hidroelétrica Itaipu
2.3.1.1 A UHE Itaipu é considerada como um subsistema separado, vinculado hidraulicamente ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com carga correspondente ao seu consumo interno e ao
suprimento para Administración Nacional de Electricidad – ANDE em 50 Hz.
2.3.1.2 Caso haja impedimentos de natureza computacional e/ou regulatória para a representação da UHE Itaipu como um subsistema separado, adota-se a representação de Itaipu no subsistema
Sudeste/Centro-Oeste. Nesse caso, a carga do Sudeste/Centro-Oeste é acrescida do consumo interno da UHE Itaipu e do suprimento de Itaipu à ANDE em 50 Hz.
Disponibilidade dos aproveitamentos
2.3.2.1 Na determinação das disponibilidades máximas dos aproveitamentos, são consideradas as reduções decorrentes das taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada da usina,
definidas pelo ONS conforme Submódulo 6.5 – Apuração da geração e de indisponibilidade de empreendimentos de geração.
2.3.2.2 No cálculo das disponibilidades máximas dos aproveitamentos, é considerada também a capacidade de transmissão da instalação de conexão ao SIN.
2.3.2.3 Nos estudos de médio prazo, para usinas térmicas simuladas individualmente, são consideradas reduções por manutenções programadas no primeiro ano civil do horizonte de estudo,
definidas com base nos cronogramas informados pelos agentes de geração. Para os demais anos do horizonte de estudo, as reduções por manutenções programadas são obtidas a partir das taxas
equivalentes de indisponibilidade programada da usina.
2.3.2.3.1 A declaração de manutenções programas é opcional para o segundo ano do estudo, conforme Submódulo 3.3. Para as usinas que não tiverem cronograma declarado para o segundo ano
de estudo, aplicam-se as taxas equivalentes conforme item 2.3.2.3.
2.3.2.4 Na determinação das disponibilidades máximas dos aproveitamentos hidráulicos são consideradas as reduções decorrentes das taxas equivalentes de indisponibilidade programada em
todo o horizonte de estudo.
2.3.2.4.1 Na ausência de informações para determinação das taxas equivalentes de indisponibilidade programada, são utilizados os valores de referência oriundos do cálculo da garantia física, as
informações oficiais dos agentes de geração ou os índices da tabela do Bracier, nessa ordem.
2.3.3. ANÁLISES DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
2.3.3.1 As condições de atendimento à carga de energia são avaliadas por meio de parâmetros obtidos das simulações com modelos a usinas individualizadas e a sistemas equivalentes, utilizando
séries históricas e séries sintéticas.
2.3.3.2 As condições de atendimento à carga de demanda sistêmica do SIN são analisadas por meio de balanços de potência, nos quais os requisitos de demanda são confrontados com a
disponibilidades de potência das diversas fontes de energia, e resultam em estimativas das sobras ou déficits.
2.3.3.3 Os resultados das análises de condições de atendimento citadas anteriormente deverão ser confrontados com os critérios de garantia de suprimento vigentes.
2.4. Critérios para Programação Mensal da Operação Energética (PMO)
Disponibilidade dos aproveitamentos
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