Submódulo Diretrizes e critérios para estudos energéticos

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1 Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos Rev. Nº Motivo da revisão Este documento foi motivado pela criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. Adequação ao Ofício 53/2002-SRT/ANEEL, de 09/05/2002, complementar ao Ofício 12/2002- SRG/ANEEL, de 30/04/2002. Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 115, de 29 de novembro de Atendimento ao Despacho ANEEL nº 3206, de 22 de outubro de 2007 Versão decorrente da Audiência Pública nº 049/2008, submetida para aprovação em caráter definitivo pela ANEEL. Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 395/09, de 15 de dezembro de Data de aprovação pelo ONS Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 23/07/ /05/ /10/ /10/ /06/ /06/ Versão decorrente da Audiência Pública nº 002/ /12/ /12/2002 Resolução nº 791/02 25/09/2007 Resolução Autorizativa nº 1051/07 29/07/2008 Despacho nº 2762/08 05/08/2009 Resolução Normativa nº 372/09 15/09/2010 Despacho SRT/ANEEL nº 2744/10 09/11/2011 Resolução Normativa nº 461/11 Endereço na Internet:

2 1 INTRODUÇÃO OBJETIVO ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO RESPONSABILIDADES DO OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO ONS DOS AGENTES DE OPERAÇÃO DEFINIÇÃO DA CONFIGURAÇÃO DA OFERTA PARA ESTUDOS DE CURTO E MÉDIO PRAZO PARQUE GERADOR EXISTENTE EXPANSÃO DA OFERTA REPRESENTAÇÃO DE NOVOS APROVEITAMENTOS REPRESENTAÇÃO DA USINA HIDROELÉTRICA ITAIPU NOS ESTUDOS DE MÉDIO PRAZO DISPONIBILIDADE DOS APROVEITAMENTOS PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA DE MÉDIO PRAZO PROGRAMAÇÃO MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA TAXA DE DESCONTO FUNÇÃO DE CUSTO DO DÉFICIT REPRESENTAÇÃO DE APROVEITAMENTOS COM VÍNCULO HIDRÁULICO PERTENCENTES A SUBSISTEMAS DIFERENTES CONSIDERAÇÕES GERAIS REPRESENTAÇÃO DE APROVEITAMENTO COM VÍNCULO HIDRÁULICO COM DIFERENTES SUBSISTEMAS 7 10 REPRESENTAÇÃO DOS LIMITES DE TRANSMISSÃO ENTRE SUBSISTEMAS PREMISSAS BÁSICAS INFLUÊNCIA DA FORMA DE CONSIDERAÇÃO DA UHE ITAIPU SOBRE OS LIMITES DE TRANSMISSÃO GERAÇÕES CONECTADAS A SISTEMAS DE INTERLIGAÇÃO DE SUBSISTEMAS SIMULAÇÕES SIMULAÇÕES COM O HISTÓRICO DE AFLUÊNCIAS SIMULAÇÕES COM SÉRIES SINTÉTICAS ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO ANÁLISE DAS CONDIÇÕES SISTÊMICAS DE ATENDIMENTO À CARGA DE ENERGIA ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO SISTÊMICO À CARGA DE DEMANDA CURVA DE AVERSÃO A RISCO (CAR) CONSIDERAÇÕES GERAIS METODOLOGIA DE OBTENÇÃO DA CAR DIRETRIZES E CRITÉRIOS RELATIVOS À PROGRAMAÇÃO MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA ATUALIZAÇÃO DAS FUNÇÕES DE CUSTO FUTURO RESERVA DE POTÊNCIA GERAÇÕES MÍNIMAS DAS USINAS HIDRÁULICAS E TÉRMICAS NOS PATAMARES DE CARGA POR RAZÕES DE CONFIABILIDADE ELÉTRICA LIMITES ELÉTRICOS DE TRANSMISSÃO ENTRE SUBSISTEMAS E DESLIGAMENTOS NO SISTEMA DE TRANSMISSÃO PROGRAMADOS PARA O PERÍODO DO ESTUDO Endereço na Internet: Página 2/12

3 14.5 BALANÇO OPERATIVO DE DEMANDA NA PONTA COORDENAÇÃO DOS CRONOGRAMAS DE MANUTENÇÃO DAS UNIDADES GERADORAS HIDRÁULICAS E TÉRMICAS DEFINIÇÃO DO CRONOGRAMA FINAL DE MANUTENÇÃO DE UNIDADES GERADORAS HIDRÁULICAS E TÉRMICAS CÁLCULO DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA ESTUDO PROSPECTIVO PARA O SIN Endereço na Internet: Página 3/12

4 1 INTRODUÇÃO 1.1 Este submódulo trata de diretrizes e critérios adotados nos estudos energéticos para cada um dos seus horizontes, especialmente, quanto aos seguintes aspectos: configuração da oferta para estudos energéticos de curto e médio prazo, utilização de taxas de disponibilidade e de indisponibilidade, taxa de desconto, função do custo do déficit, representação de aproveitamentos com vínculo hidráulico pertencentes a subsistemas diferentes, representação dos limites de transmissão entre subsistemas, simulações, análise das condições de atendimento à carga de energia e de demanda, elaboração da curva de aversão a risco (CAR) (Submódulo 7.5 Elaboração das Curvas de Aversão a Risco) e programação mensal da operação energética (Submódulo 7.3 Programação mensal da operação energética). 1.2 Os módulos e submódulos aqui mencionados são: (a) Módulo 2 Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores de desempenho; (b) Submódulo 6.3 Diretrizes para a operação elétrica com horizonte quadrimestral; (c) Submódulo 6.4 Diretrizes para a operação elétrica com horizonte mensal; (d) Módulo 7 Planejamento da operação energética; (e) Submódulo 7.2 Planejamento anual da operação energética; (f) Submódulo 7.3 Programa mensal da operação energética; (g) Módulo 9 Recursos hídricos e meteorologia; (h) Submódulo 18.2 Relação dos sistemas e modelos computacionais; (i) (j) Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos; e Módulo 25 Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho; (k) Módulo 26 Modalidade de operação de usinas; e (l) Submódulo 26.3 Sistemática para classificação da modalidade de operação de usinas. 2 OBJETIVO 2.1 O objetivo deste submódulo é estabelecer diretrizes e critérios adotados na realização dos estudos energéticos para o Sistema Interligado Nacional SIN para cada um dos seus horizontes, bem como atribuir responsabilidades pela realização desses estudos. 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3.1 Não houve alterações neste submódulo. 4 RESPONSABILIDADES 4.1 Do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS (a) Manter atualizados as diretrizes e os critérios de forma compatível com a legislação e a regulamentação vigentes e também com os modelos utilizados nos processos de planejamento energético. Endereço na Internet: Página 4/12

5 4.2 Dos agentes de operação (a) Contribuir e participar no aperfeiçoamento de diretrizes, critérios e metodologias, sempre que considerarem oportuno. 5 DEFINIÇÃO DA CONFIGURAÇÃO DA OFERTA PARA ESTUDOS DE CURTO E MÉDIO PRAZO 5.1 Parque gerador existente O parque gerador existente é composto pelas usinas classificadas em três tipos, de acordo com definição do Módulo 26 Modalidade de operação de usina: (a) TIPO I Programação e despacho centralizados; (b) TIPO II Programação centralizada e despacho não centralizado; e (c) TIPO III Programação e despacho não centralizados A sistemática para classificação da modalidade de operação de usinas está estabelecida no Submódulo A configuração simulada é composta por usinas hidroelétricas e termoelétricas tipo I e por usinas termoelétricas tipo II que tenham Custo Variável Unitário (CVU) declarado. É necessário também que essas usinas estejam aptas a operar na data de início de estudos As usinas tipo I que não sejam hidroelétricas ou termoelétricas, usinas tipo II que não tenham CVU declarado e usinas tipo III não são simuladas. Essas usinas são representadas por um bloco de energia, por subsistema, a ser abatido da carga global do mesmo subsistema durante o processo de simulação energética. As disponibilidades de energia são sazonalizadas em função das características técnicas e da localização dos aproveitamentos considerados em bloco. 5.2 Expansão da oferta Para os estudos energéticos do Módulo 7, toma-se por base a expansão da oferta de referência informada pelo Poder Concedente e ANEEL. 5.3 Representação de novos aproveitamentos Para a representação de novos aproveitamentos, considera-se que as novas unidades geradoras estão em operação para efeito de simulação no início do estágio subseqüente à sua efetiva entrada em operação, a não ser que a unidade tenha começado efetivamente a operar no primeiro dia do mês dos estudos elaborados em estágios mensais data que será considerada O mesmo critério aplica-se às obras de expansão da capacidade de transmissão entre subsistemas para a representação nos modelos de simulação No caso de novos reservatórios que impliquem perdas energéticas decorrentes do enchimento do volume morto, esses reservatórios são representados no início do mês no qual o enchimento do volume morto se complete. 5.4 Representação da Usina Hidroelétrica Itaipu nos estudos de médio prazo A Usina Hidroelétrica Itaipu UHE Itaipu é considerada um subsistema separado, vinculado hidraulicamente ao Sudeste/Centro-Oeste, com carga correspondente ao seu consumo interno adicionado ao suprimento a Administración Nacional de Electricidad ANDE em 50 Hz O suprimento a ANDE é considerado prioritário com relação ao atendimento do SIN. Endereço na Internet: Página 5/12

6 5.4.3 Caso haja impedimentos de natureza computacional e/ou regulatória para a representação da UHE Itaipu como um subsistema, adota-se a representação de Itaipu no subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Nesse caso, a carga do Sudeste/Centro-Oeste é acrescida do suprimento de Itaipu a ANDE e do consumo interno de Itaipu. 6 DISPONIBILIDADE DOS APROVEITAMENTOS 6.1 Planejamento da operação energética de médio prazo Na determinação das disponibilidades máximas de aproveitamentos para os estudos energéticos são consideradas reduções decorrentes da aplicação de taxas equivalentes de indisponibilidade forçada do conjunto constituído pela usina e pelas instalações de conexão da usina ao sistema de transmissão. Essas taxas são calculadas pelo ONS segundo critérios estabelecidos no Módulo Adicionalmente, nos estudos energéticos, são consideradas reduções por manutenções programadas. Essas reduções são definidas com base nos cronogramas informados pelos agentes de geração. Na ausência desse cronograma, as reduções por manutenções são obtidas da aplicação de taxas equivalentes de indisponibilidade programada do conjunto constituído pela usina e pelas instalações de conexão ao sistema de transmissão, segundo metodologia definida no Módulo Na ausência de informações para a determinação das taxas mencionadas, são utilizados valores de referência. 6.2 Programação mensal da operação energética Nos estudos de curto prazo, para a determinação da disponibilidade máxima dos aproveitamentos, a disponibilidade das usinas geradoras hidráulicas e térmicas é calculada a partir das informações provenientes dos agentes de geração e é determinística para o mês do Programa Mensal de Operação Energética PMO. 7 TAXA DE DESCONTO 7.1 A taxa de desconto utilizada nos modelos de planejamento da operação energética para determinar valores presentes é definida pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. 8 FUNÇÃO DE CUSTO DO DÉFICIT 8.1 A função de custo do déficit representa o custo unitário da energia não suprida, expresso em R$/MWh. A função empregada nos estudos do PMO é definida pela ANEEL. 9 REPRESENTAÇÃO DE APROVEITAMENTOS COM VÍNCULO HIDRÁULICO PERTENCENTES A SUBSISTEMAS DIFERENTES 9.1 Considerações gerais No caso de haver limitações nos modelos computacionais e/ou restrições regulatórias que impeçam a representação adequada de aproveitamentos com vínculo hidráulico pertencentes a subsistemas diferentes, deve-se adotar representações específicas para esses aproveitamentos. Endereço na Internet: Página 6/12

7 9.2 Representação de aproveitamento com vínculo hidráulico com diferentes subsistemas Consideram-se dois aproveitamentos na modelagem: (a) O primeiro, com reservatório e unidades geradoras, é alocado no subsistema ao qual o aproveitamento está conectado à respectiva rede de transmissão. A água desse reservatório é valorizada tanto pela produtibilidade da própria usina quanto pela produtibilidade das usinas de jusante do mesmo subsistema. (b) O segundo, apenas com reservatório e sem unidades geradoras, é alocado em subsistema diferente daquele ao qual o aproveitamento está conectado eletricamente, o que faz com que apenas seu volume útil seja considerado nesse subsistema. (i) Caso o armazenamento desse segundo reservatório não possa ser completamente aproveitado no subsistema ao qual foi alocado, torna-se necessária a limitação de seu volume útil para efeito de cálculo da energia armazenada nos estudos que empregam sistema equivalente. 10 REPRESENTAÇÃO DOS LIMITES DE TRANSMISSÃO ENTRE SUBSISTEMAS 10.1 Premissas básicas Os limites de intercâmbio são obtidos com base em estudos elétricos de médio e curto prazo. Os valores resultantes dessas análises devem ser adequados à forma de representação requerida pelos modelos computacionais em que são empregados. A metodologia de transformação de limites elétricos de intercâmbio em limitação energética é apresentada no Planejamento Anual da Operação Energética Influência da forma de consideração da UHE Itaipu sobre os limites de transmissão A representação dos limites de transmissão entre os subsistemas equivalentes é afetada pela forma de consideração da usina de Itaipu Caso Itaipu seja representada como um subsistema em separado, há que se adotar a topologia da rede que interliga os subsistemas Itaipu, Sul e Sudeste Gerações conectadas a sistemas de interligação de subsistemas A geração de empreendimentos conectados aos sistemas de interligação de subsistemas limita a capacidade de transmissão entre subsistemas adjacentes. Assim, para uma modelagem mais adequada, uma estimativa da geração desses empreendimentos deve ser abatida do limite de transmissão. O detalhamento dos intercâmbios e usinas relacionados é feito no Planejamento Anual da Operação Energética. 11 SIMULAÇÕES 11.1 Simulações com o histórico de afluências As simulações com o histórico de afluências são utilizadas nos estudos de planejamento da operação energética de médio prazo. Empregam-se séries históricas de vazões naturais médias mensais afluentes nos aproveitamentos hidroelétricos. A definição das séries históricas de vazões naturais médias mensais é feita por meio dos procedimentos descritos no Módulo Na representação a sistema equivalente, são utilizadas séries históricas de energias naturais afluentes, calculadas a partir do histórico de vazões naturais médias mensais e da configuração dos aproveitamentos hidroelétricos representados. Endereço na Internet: Página 7/12

8 11.2 Simulações com séries sintéticas As simulações com séries sintéticas são simulações utilizadas nos estudos de planejamento da operação energética de médio prazo. São empregadas séries sintéticas de energias ou de vazões afluentes em base mensal, de forma a ampliar o significado estatístico dos resultados das simulações. 12 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 12.1 Análise das condições sistêmicas de atendimento à carga de energia As condições de atendimento à carga de energia são avaliadas por meio de parâmetros obtidos de simulações com modelos a usinas individualizadas e a sistemas equivalentes. Utilizamse séries históricas e séries sintéticas Análise das condições de atendimento sistêmico à carga de demanda As condições de atendimento à carga de demanda sistêmica do SIN são analisadas por meio de abordagens determinísticas Na abordagem determinística, o diagnóstico das condições de atendimento emprega balanços de demanda, nos quais recursos e requisitos são confrontados, o que permite estimativas das sobras ou déficits resultantes. As premissas desses balanços são: (d) Análise independente dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Norte e Nordeste. (e) Limites para transferência entre subsistemas no horário de ponta do SIN. (f) Disponibilidade contratual, para o Brasil, da UHE Itaipu considerada como recurso da Região Sudeste/Centro-Oeste. (g) Disponibilidade líquida obtida a partir da capacidade instalada com abatimento de: (i) indisponibilidade programada para o primeiro ano de estudo, definida em função do cronograma previsto de manutenção. Para os demais anos, a indisponibilidade programada é estimada por taxas de manutenção definidas pelo ONS; (ii) montante de 5% da carga de demanda prevista como fator de segurança (reserva de potência), a modelagem se faz por acréscimo à carga; (iii) taxas de desligamento forçado conforme abordado no Módulo 25; (iv) perda por deplecionamento com variação mensal, estimada segundo perfis típicos, considerando os meses de estoque/esvaziamento dos subsistemas. 13 CURVA DE AVERSÃO A RISCO (CAR) 13.1 Considerações gerais A CAR representa a evolução, ao longo de um determinado período, dos requisitos mínimos de armazenamento de energia de um subsistema necessários ao atendimento pleno da carga, sob hipóteses predefinidas de afluências, características de sazonalidade, intercâmbios inter-regionais, carga e geração térmica, de forma a garantir um nível mínimo de armazenamento ao final do período Índices de segurança para a geração térmica disponível, bem como para os limites de transmissão, podem ser adotados. Endereço na Internet: Página 8/12

9 Níveis mínimos de bacias críticas para o atendimento à carga podem ser determinados e considerados como restrição de armazenamento mínimo para elaboração das CAR O Nível Mínimo de Segurança ao Final do Período Seco NSPS representa o nível de armazenamento de energia do subsistema abaixo do qual pode resultar a operação a fio d água em alguns aproveitamentos, em decorrência da diversidade hidrológica entre as bacias, não visualizada na representação a sistema equivalente O período é o número de anos consecutivos para os quais se deseja garantir o atendimento do sistema. Os valores da curva em um dado ano estão condicionados ao atendimento do mercado nos anos subseqüentes, sob as condições de segurança definidas As afluências consideradas, por subsistema, correspondem a uma condição hidrológica crítica para o período, segundo critérios pré-definidos Para uso da CAR nos modelos de planejamento e programação da operação, define-se uma penalidade em função do custo de despacho da térmica mais cara que se pode acionar dentro do horizonte das CAR. De forma a garantir a utilização de todos os recursos do SIN, quando o armazenamento ficar abaixo da CAR, o valor da penalidade é ligeiramente superior ao custo de despacho da térmica mais cara cujo custo seja inferior ao 1º patamar da função custo de déficit Metodologia de obtenção da CAR Define-se para cada ano do período as premissas de carga, oferta, intercâmbios e afluências Define-se o NSPS ao final do período em tela Determinam-se os requisitos de armazenamento, a cada mês, a partir do NSPS, no sentido inverso do tempo (simulação reversa), através de um balanço energético mensal com os recursos e requisitos definidos Eventuais requisitos de armazenamento inferiores ao NSPS, independentemente do mês em que ocorram, devem ser ajustados ao NSPS. 14 DIRETRIZES E CRITÉRIOS RELATIVOS À PROGRAMAÇÃO MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 14.1 Atualização das funções de custo futuro O cálculo da função de custo futuro, no âmbito da elaboração do PMO, descrito no Submódulo 7.3 Programação mensal da operação energética, emprega os dados e informações utilizados nos estudos para o planejamento anual da operação energética. Visando garantir o uso de informações atualizadas, esses dados e informações são revisados periodicamente, com a freqüência indicada no Submódulo 7.2. Os parâmetros do modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados (Submódulo 18.2), que são empregados na atualização das funções de custo futuro, insumos para o PMO, estão definidos na Tabela 1: Endereço na Internet: Página 9/12

10 Tabela 1 - Parâmetros adotados no Modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados. Período de estabilização final Racionamento preventivo Utilização de tendência hidrológica inicial 5 (cinco) anos usa com até 6 (seis) meses de afluências verificadas Nº de simulações forward 200 Nº de aberturas 20 Nº mínimo de iterações para convergência 3 Nº máximo de iterações para convergência 45 1 Intervalo de confiança (tolerância) 95% 14.2 Reserva de potência Os valores de reserva de potência operativa do SIN utilizados no PMO são calculados nos processos de planejamento elétrico de curto prazo de acordo com os critérios estabelecidos no Submódulo Gerações mínimas das usinas hidráulicas e térmicas nos patamares de carga por razões de confiabilidade elétrica Os valores de geração mínima e máxima por razões de confiabilidade elétrica das usinas tipo I e das usinas térmicas tipo II que tenham CVU declarado são obtidos dos estudos elétricos conforme descritos no Submódulo Limites elétricos de transmissão entre subsistemas e desligamentos no sistema de transmissão programados para o período do estudo Para o cálculo dos limites máximos de intercâmbio entre subsistemas, são utilizados os limites de transferência de potência para todos os patamares de carga Os limites de transferência para os patamares de carga são aqueles determinados pelos estudos elétricos com horizonte quadrimestral e suas respectivas atualizações mensais de acordo com o descrito nos Submódulos 6.3 e 6.4, considerando as alterações topológicas da malha de transmissão No cálculo dos limites elétricos de transmissão, também devem ser incluídos os desligamentos que impõem limites na transmissão entre subsistemas informados nos estudos elétricos com horizonte quadrimestral (cf. Submódulo 6.3) e suas atualizações mensais (cf. Submódulo 6.4), bem como os desligamentos previstos para a primeira semana operativa Balanço operativo de demanda na ponta O balanço operativo de demanda na ponta tem como objetivo avaliar as condições de atendimento à carga de demanda máxima instantânea semanal, a fim de definir a alocação de manutenções em unidades geradoras que garantam a preservação da reserva de potência operativa O balanço é feito com a premissa da ocorrência da carga de demanda máxima instantânea em qualquer dia útil da semana, uma vez que não se considera nesse balanço percentuais estatísticos de indisponibilidade forçada de unidades geradoras. Dessa forma, as manutenções 1 Em casos excepcionais em que a convergência não seja obtida em até 45 iterações, que é o número máximo permitido para simulação do modelo NEWAVE, os resultados válidos são os obtidos nesta última iteração. Endereço na Internet: Página 10/12

11 são tratadas como determinísticas com base na referência inicial do cronograma de manutenções não consolidado, informado pelos agentes de geração O balanço é realizado em base diária, para o mês do estudo, segundo as seguintes premissas sistêmicas: (a) Com relação a requisitos deve-se observar: (i) que a carga ativa global de demanda instantânea máxima semanal seja prevista para cada subsistema considerando inclusive a demanda correspondente à exportação; e (ii) que seja adicionada parcela correspondente à reserva de potência operativa à carga de demanda. (b) No que tange aos recursos, o balanço deve levar em conta: (i) (ii) (iii) (iv) a potência hidráulica efetiva por agente; a potência térmica efetiva por agente; a potência efetiva disponível em Itaipu; e potência disponível correspondente à importação programada. (c) O valor da potência efetiva disponível na UHE Itaipu está limitado aos valores máximos de geração previstos para os setores de 50 Hz e 60 Hz por razões de limitações elétricas, abatido o suprimento da Administración Nacional de Electricidad ANDE em 50 Hz. (d) O recurso de potência total para os subsistemas Sul, Norte e Nordeste é igual ao somatório da potência hidráulica com a potência térmica efetiva, por agente. (e) O recurso de potência total para o subsistema Sudeste é igual ao somatório das potências efetivas hidráulica e térmica, por agente, com a potência efetiva disponível na UHE Itaipu. (f) O balanço de potência por subsistema é igual aos recursos menos os requisitos A comparação entre os recursos e requisitos, por subsistemas, define os montantes de déficit ou superávit de cada um deles. Os subsistemas que apresentarem déficits, ou seja, recursos insuficientes para atendimento de seus requisitos, recebem potência dos subsistemas com superávit até que seus déficits sejam cobertos ou que se esgote a disponibilidade de potência do subsistema superavitário ou, ainda, que seja atingido o limite de transmissão para recebimento de potência do(s) subsistema(s) superavitário(s) Se o déficit de potência em um subsistema persistir, depois de esgotados os fornecimentos dos subsistemas com superávit, será necessária a implementação de medidas que objetivem recompor o montante de reserva de potência operativa do subsistema em déficit. Essas medidas, descritas a seguir, serão adotadas por ordem de mérito de custo, quando da confecção do PMO: (a) realocação/cancelamento de manutenção de unidades geradoras; (b) elevação da geração termoelétrica na ponta; (c) solicitação de compra de potência de autoprodutores e/ou comercializadores; (d) autorização de recebimento de potência de outros países; (e) solicitação para modulação de carga de grandes consumidores; (f) solicitação de compra de redução de demanda ofertada pelos agentes de distribuição/comercialização; (g) redução/cancelamento de exportação de energia. Endereço na Internet: Página 11/12

12 14.6 Coordenação dos cronogramas de manutenção das unidades geradoras hidráulicas e térmicas Com base nos resultados do balanço de demanda instantânea por subsistema, a necessidade de realocação/cancelamento de manutenção de unidades geradoras hidráulicas e/ou térmicas é indicada para os agentes As solicitações para realocações/cancelamentos de manutenção de unidades geradoras são feitas sempre de modo a preservar a integridade física dos equipamentos. A ordem de prioridade a ser aplicada às solicitações é apresentada a seguir: (a) agentes cujo montante total de potência em manutenção exceda aos valores estabelecidos para o mês; (b) unidades geradoras de uma mesma usina com manutenção coincidente; (c) unidades geradoras próximas aos centros de carga; (d) unidades geradoras com manutenção de curta duração que se inicie no período de estudo; (e) unidades geradoras com manutenção de longa duração que se inicie no período de estudo; e (f) unidades geradoras que não tenham sido realocadas/canceladas em meses anteriores No caso de coincidência de solicitações para realocações/cancelamentos de manutenção de unidades geradoras, a partir da utilização dos critérios supra-mencionados, terá sua manutenção postergada a usina geradora cuja permanência em operação mais contribuir para a confiabilidade elétrica do sistema Definição do cronograma final de manutenção de unidades geradoras hidráulicas e térmicas Após a coordenação da manutenção de unidades geradoras hidráulicas e/ou térmicas, o que pode gerar realocação/cancelamento conforme descrito no item 14.6 deste submódulo, é definido um cronograma final de manutenção de forma a minimizar os riscos operativos para o atendimento à ponta e/ou restrições à otimização energética indicada para o SIN Cálculo dos custos marginais de operação energética Os custos marginais de operação energética são calculados diretamente pelo Modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas individualizadas (Submódulo 18.2), de cada semana operativa do PMO, levando-se em conta todas as restrições operativas nas usinas hidráulicas e térmicas, bem como no sistema elétrico de interconexão entre os diversos subsistemas Estudo prospectivo para o SIN No estudo prospectivo para o SIN, efetua-se uma análise da evolução das condições operativas dos subsistemas que o compõem, a fim de subsidiar a tomada de decisão de curto prazo. Sua elaboração é feita com periodicidade e critérios determinados pelo ONS, 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. Endereço na Internet: Página 12/12

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