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
Submódulo
Tipo
Revisão
Vigência
Submódulo 2.4
Premissas, critérios e metodologias para estudos energéticos
1.OBJETIVO
1.1. Este submódulo descreve as metodologias utilizadas para a representação das centrais geradoras não simuladas individualmente nos modelos de otimização eletroenergética utilizados para
o planejamento e programação; e para o processo de consolidação da previsão de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).
1.1.1. A representação das centrais geradoras não simuladas individualmente atende aos preceitos determinados na regulamentação Erro! Fonte de referência não encontrada.], considerando a
s especificidades e granularidades de modelagem possíveis para cada modelo da cadeia energética.
2.REPRESENTAÇÃO DAS CENTRAIS GERADORAS NÃO SIMULADAS INDIVIDUALMENTE
2.1.Representação em modelo com horizonte de médio prazo
Diretrizes gerais
2.1.1.1. As gerações de que tratam o item 2.1.2 e os fatores de que tratam o item Erro! Fonte de referência não encontrada. são atualizados anualmente e utilizados a partir do Programa Mensal d
a Operação (PMO) de maio de cada ano, sendo contemplada a apuração de dados pelo período de cinco anos, encerrado no mês de dezembro do ano anterior.
Usinas em Operação Comercial
2.1.2.1. A representação da estimativa de geração das usinas não simuladas individualmente em operação comercial é considerada com base na média mensal do histórico dos últimos cinco anos
de geração líquida disponibilizada ao SIN de cada usina, agregada por subsistema, por mês e por patamar de carga, para todo o horizonte de planejamento, respeitando a atualização descrita no
subitem 2.1.2.10.
2.1.2.2. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS os valores do histórico de geração conforme acordo operacional.
2.1.2.3. O ONS obtém os valores de geração das usinas que injetam energia na rede de distribuição ou nas Demais Instalações de Transmissão (DIT), e que não possuam medição registrada na
CCEE.
2.1.2.4. Para as usinas com menos de cinco anos de histórico de geração líquida disponibilizada ao SIN, é considerada a média do histórico existente.
2.1.2.5. Caso a usina tenha menos de um ano de operação comercial, são utilizados, nos meses sem histórico de geração, os montantes de energia conforme metodologia descrita no item 2.1.3
de forma a completar um ano de informações.
2.1.2.6. No caso de usinas de autoprodução, com carga associada no mesmo sítio, a geração a ser considerada deve ser bruta.
2.1.2.7. Usina com operação comercial suspensa ou com revogação da outorga não é representada na oferta a partir do PMO posterior à referida suspensão.
2.1.2.8. A repotenciação de usina existente é considerada a partir do PMO posterior à referida mudança. Para determinação da energia associada à alteração de potência é calculado um fator de
ajuste que é obtido por mês e patamar de carga, dado pela razão entre a geração líquida mensal por patamar e a potência da usina fornecida pela CCEE.
2.1.2.9. O novo montante de energia em cada mês e patamar associado à repotenciação da usina é determinado pela nova potência instalada multiplicada pelo fator de ajuste descrito no item
anterior.
2.1.2.10. Para o 1º mês de simulação, no modelo de médio prazo, em substituição ao montante calculado de energia das usinas eólicas, será utilizada a previsão calculada conforme metodologia
descrita no subitem 2.2.1.1.
2.1.2.11. Para cálculo da previsão média mensal do primeiro mês da geração eólica por patamar e subsistema utiliza-se a previsão semanal realizada para o dia do PMO, determinada conforme
subitem 2.2.1.1.5, agregando-se os valores semanais por patamar de carga e subsistema. Os valores mensais são obtidos pela ponderação dos valores semanais proporcionais ao número de dias
do primeiro mês em cada semana e o número total de dias do mês vigente.
Centrais Geradoras da Expansão (que não iniciaram Operação Comercial)
2.1.3.1. As centrais geradoras não simuladas individualmente com cronograma de entrada em operação comercial futuro são representadas a partir de sua data de entrada em operação comercial
conforme regulamentação Erro! Fonte de referência não encontrada.]Erro! Fonte de referência não encontrada.].
2.1.3.2. Para as usinas que não iniciaram sua operação comercial, o montante de energia considerado é calculado pela soma de suas potências instaladas multiplicada por um fator calculado pelo
ONS.
2.1.3.2.1. Para usinas hidrelétricas, eólicas e fotovoltaicas, o fator é calculado por mês, fonte, submercado e patamar de carga, e é dado pela soma da razão entre a média da geração líquida e a
média da potência dos últimos cinco anos de cada usina, dividido pelo número de centrais geradoras.
2.1.3.2.2. Para usinas termelétricas, o fator é calculado por mês, fonte, submercado, patamar de carga e ambiente de comercialização, e é dado pela soma da razão entre a média da geração
líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina alocada a cada ambiente, dividido pelo número usinas de cada ambiente.
2.1.3.2.3. Para as usinas termelétricas, a potência por usina é alocada proporcionalmente ao seu montante contratado no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e a sua disponibilidade para
o Ambiente de Contratação Livre (ACL).
2.1.3.2.4. Para fins de aplicação do item 2.1.3.2.3. , no ACR são considerados os montantes contratados nos leilões de energia elétrica, incluindo os Leilões de Energia de Reserva, e no âmbito
do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
2.1.3.3. No caso de usinas com menos de cinco anos de operação, são considerados no cálculo do fator somente os meses em que a usina esteve em operação.
2.1.3.4. Para as usinas eólicas, a representação para o 1º mês de horizonte do estudo é compatível com a metodologia descrita no item 2.2.1.
Centrais Geradoras de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD)
2.1.4.1. O processo de previsão de carga global para o planejamento e para o programa de operação energética estabelece os valores de energia para os modelos de otimização energética. A
carga global prevista será atendida por diferentes fontes de geração, simuladas e não simuladas. Uma parcela da carga atendida por geração não simulada será atendida por micro e minigeração
distribuída – MMGD, considerando autoconsumo e injeção na rede.
2.1.4.2. Os valores de geração de MMGD são obtidos a partir das instalações existentes, com base nos dados publicados pela Agência Nacional de Energia Elétrica –ANEEL e acrescido das novas
instalações que ocorrerão ao longo do período de planejamento previstas pelo ONS. Os ritos de atualização das previsões estão detalhados no relatório da Fase 2 do Grupo de Trabalho – GT MMGD
disponibilizado no Portal de Relacionamento do ONS e no portal do CT PMO/PLD. Também são disponibilizados os dados utilizados no processo de atualização das previsões.
2.1.4.3. A expansão das instalações de MMGD e respectivas gerações de energia serão obtidas com a utilização do Modelo de Mercado da Micro e Minigeração Distribuída (4MD) da Empresa de
Pesquisa Energética – EPE [3]. Sendo os valores de potência instalada previstos pelo modelo 4MD atualizados em função da potência instalada verificada disponibilizada pela ANEEL. É realizada a
conversão dessa potência instalada em geração.
2.1.4.3.1. No caso da MMGD fotovoltaica, a geração é estimada utilizando-se a irradiação diária global média no plano inclinado, fornecida pelo Atlas Brasileiro de Energia Solar [4], e aplicando
uma taxa de performance estimada para os segmentos.
2.1.4.3.2. A geração das demais fontes é estimada pelo ONS por subsistema, utilizando-se de fatores de capacidade de usinas do SIN com características semelhantes.
2.1.4.3.3. A geração prevista é desagregada em patamares, seguindo a tabela de intervalo dos patamares de carga, referida no Submódulo 4.4 - Consolidação da previsão de carga para
programação eletroenergética.
2.1.4.3.4. No caso da MMGD fotovoltaica, são calculados os pontos por unidade de profundidade (PU’s da geração média) por subsistema, com base em dados históricos horários de MMGD
fotovoltaica. Esses dados abrangem até os 5 anos mais recentes da base histórica. Os PU’s calculados para cada dia são utilizados para o cálculo dos PU’s médios por patamar de carga (leve, média
e pesada), por tipo de dia (dia útil e final de semana/feriado) e por mês.
2.1.4.3.5. Em virtude da sazonalidade das demais fontes não ser explícita, os patamares dessas fontes são considerados um mesmo valor para todos os períodos.
2.2.Representação em modelo com horizonte de curto prazo
Usinas de geração de fonte eólica
2.2.1.1.Metodologia
2.2.1.1.1. A representação das usinas eólicas no primeiro mês operativo do modelo de otimização da operação de curto prazo é realizada com base na previsão gerada pelo modelo de previsão
eólica semanal.
2.2.1.1.2. O modelo de previsão eólica semanal fornece previsões ou estimativas de geração para três blocos, sendo que cada bloco é composto pelas usinas listadas a seguir:
(a) Bloco 1: usinas eólicas dos Tipos I, II-B e II-C;
(b) Bloco 2: usinas eólicas do Tipo III; e
(c) Bloco 3: usinas eólicas da expansão com data de entrada em operação comercial prevista no primeiro mês operativo.
2.2.1.1.3. O resultado do modelo de previsão é dado pelo somatório dos montantes de geração dos três blocos.
2.2.1.1.4. A metodologia adotada para a realização da previsão do Bloco 1 consiste na criação de um modelo que relaciona as curvas Vento x Potência, que são estimadas pelo modelo de previsão
eólica semi-horário e voltado para o curtíssimo prazo, com dados previstos provenientes de modelos numéricos de tempo (modelos meteorológicos), que são fornecidos por provedores externos.
Os parâmetros do modelo são ajustados de forma que a previsão da geração eólica consiga incorporar adequadamente as características do comportamento de médio e curto prazo.
2.2.1.1.5. Na sequência, as previsões são selecionadas e/ou combinadas, agregadas por subsistema, semana operativa e patamar de carga.
2.2.1.1.6. A geração das usinas que compõem o Bloco 2 é estimada através de um modelo que utiliza os montantes históricos de geração observada das usinas do Bloco 1 (Tipo I, II-B e II-C) e das
usinas do Bloco 2 (Tipo III). Em seguida, o montante de previsão do Bloco 1 é aplicado a esse modelo gerando a estimativa do montante de geração das usinas do Bloco 2.
2.2.1.1.7. A estimação da geração de cada usina da expansão, que forma o Bloco 3, é feita a partir de uma relação de similaridade da usina com as usinas mais próximas geograficamente contidas
no Bloco 1, ponderadas pela relação da usina com as potências das usinas mais próximas.
2.2.1.1.8. Em caso de indisponibilidade de algum modelo de previsão numérica de tempo, o processo de previsão de geração se dá com os modelos disponíveis no momento de execução do
processo. Em caso de indisponibilidade de todos os modelos de previsão numérica de tempo, é utilizada a simulação feita com o modelo iniciado vinte e quatro horas antes da atual. Em caso de
nova indisponibilidade, utiliza-se a simulação feita com quarenta e oito horas de antecedência, e assim por diante.
2.2.1.1.9. A metodologia detalhada do modelo de previsão de geração eólica semanal é apresentada em Nota Técnica ONS Erro! Fonte de referência não encontrada.].
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