2. A Coordenação da Operação Energética

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1 1. O Papel do ONS 2. A Coordenação da Operação Energética 3. Principais Desafios Workshop UNIFEI Itajubá, Mario Daher Gerente Executivo ONS 1

2 Agenda 1 Introdução e Fundamentos Básicos 2 Planejamento e Programação da Operação do SIN Produtos e Processos 3 Novos Paradigmas e Desafios para um Futuro Próximo 2 2

3 O ONS Peculiaridades do Operador Nacional do Sistema Elétrico

4 Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS (*) (*) Empresa Privada sem fins lucrativos Brasilia CNOS COSR-NCO Rio de Janeiro Escritório Central COSR-SE Recife Nucleo N/NE COSR-NE 848 colaboradores (engenheiros, operadores, meteorologistas, ADMs, TIs, trainees, estagiários) ** Futuro próximo Florianópolis Núcleo Sul COSR-S Rio (60% do pessoal) Centros Regionais de Operação e Núcleos de Estudos A Energia que Liga o País 4

5 Os Centros de Operação do ONS CNOS/COSR-NCO Brasília COSR-NE - Recife COSR-NE COSR-NCO CNOS COSR-S - Florianópolis COSR-SE - Rio de Janeiro COSR-SE COSR-S A Energia que Liga o País 5

6 Área de Atuação do ONS Conexão entre Subsistemas ou Internacional DITs D1 138 kv D2 D3 D4 Rede de Operação Rede Básica maior ou igual a 230 kv Rede Complementar G1 G2 CL2 G1 - Despachado pelo ONS G2 Despachado pelo ONS G3 Não Despachado pelo ONS (EOL, BIO, PHC) D5 D6 CL1 G3 Conexão entre Subsistemas ou Internacional 6

7 Área de Atuação do ONS Sistema Hidrotérmico ~ 200 usinas 30 MW > unidades geradoras 170 Agentes Rede Básica de Transmissão Cerca de km de LTs de 230kV e acima 110 Agentes Distribuição + Consumidores Livres MWmed Carga de energia em MWh/h Demanda máxima em Agentes Geração Transmissão Consumo Operação sistêmica pelo ONS Operação das instalações pelas empresas de G & T Abastecimento no atacado (*) Número total é 362. Alguns agentes são empresas verticalizadas A Energia que Liga o País Mais de pontos de conexão entre a Rede Básica e a Distribuição Fiscalização pela ANEEL Operação pelas empresas de D Abastecimento no varejo 7

8 Orçamento e fontes de receita Participação na receita O orçamento do ONS é aprovado pela ANEEL, as principais fontes de receita do ONS: a) Contribuições de seus membros associados, repassadas para a tarifa de energia elétrica; e 1% Transporte b) Recursos repassados pelos agentes do setor elétrico conectados à Rede Básica, cujos valores são incluídos na Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão TUST, e igualmente repassados para a tarifa de energia elétrica. 52% Consumo Geração 47% É importante ressaltar que as receitas do ONS não se caracterizam como recursos públicos. Orçamento jul/14 a jun/15 R$ 528 milhões Orçamento jul/15 a dez/15 R$ 275,7 milhões 8

9 As Macro Funções do ONS Art. 16 da Lei 9.648/98 (com redação dada pela Lei /04), regulamentado pelo Decreto nº 5.081/04 Administra os contratos de uso do sistema de transmissão Observa o Sistema até 5 anos a frente e prepara a operação até o dia D-1 (instruções de despacho a cada 30 minutos) ** Futuro próximo Coordena toda a operação no dia D e coordena a recomposição do sistema em caso de perturbações A Energia que Liga o País 9

10 Os Procedimentos de Rede Direitos e Deveres do ONS e dos Agentes do Setor - Reprodutibilidade 25 módulos ONS Elaboração Procedimentos de Rede Participação Agentes Metodologias, critérios, processos, prazos, conformidades, etc.. Homologação ANEEL 10

11 A estrutura institucional do Setor Elétrico Brasileiro Governo Estado A Indústria de EE Operacionalização A Energia que Liga o País 11

12 Enquadramento Conceitual Peculiaridades da Indústria de Energia Elétrica 1

13 Peculiaridades da Indústria de Energia Elétrica A E.E ainda não pode ser armazenada em grandes quantidades... Só na forma primária (mas o storage vem aí...) Então a Oferta ocorre simultaneamente à Demanda A geração, transmissão e o consumo ocorrem simultaneamente, o que exige uma precisão muito grande de toda operação. Carga 13 13

14 Necessidade de Planejar e Programar a Operação (A cada instante Geração = Carga) MW PONTA PONTA ~ CARGA MÉDIA :00 00:40 01:20 02:00 02:40 03:20 04:00 04:40 05:20 06:00 06:40 07:20 08:00 08:40 09:20 10:00 10:40 11:20 12:00 12:40 13:20 14:00 14:40 15:20 16:00 16:40 17:20 18:00 18:40 19:20 20:00 20:40 21:20 22:00 22:40 23:20 23:59 Carga CARGA LEVE O Dia D é programado em D-1 14

15 Como se produz a Energia Elétrica A forma mais comum, com escala industrial, da produção de energia elétrica...(exceto na solar e nas baterias de grande porte) O Mundo Energético O Mundo Elétrico USINA DE TRANSFORMAÇÃO DE ENERGIA SISTEMA ELÉTRICO transformação da energia mecânica, através da movimentação de uma turbina hidráulica, turbina térmica, ou aerogerador, que aciona o eixo de um gerador, convertendo movimento em energia elétrica. GERADOR ELÉTRICO ENERGIA MECÂNICA ENERGIA ELÉTRICA TRANSMISSÃO CONSUMO CARGA DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA TURBINA (HIDRÁULICA, TÉRMICA, OU AEROGERADOR) alguém tem que girar o eixo do gerador alguém tem que Fazer a energia chegar 15 15

16 Enquadramento Conceitual Peculiaridades da nossa Matriz de Energia Elétrica 2

17 Por que a Hidroeletricidade é tão importante para nós? Problema ou Solução?... Canambra

18 Recurso Natural Abundante Centenas de Rios Perenes e Caudalosos 18

19 Razão 2 Recurso Natural Abundante Centena de rios perenes, caudalosos e vários locais barráveis e com altas quedas naturais H (m) Q(m 3 /s) ENA (k H l Q) MWmed K = 9,8*10-3 * rendtg Hl Altura líquida 19

20 A PRODUÇÃO DE ENERGIA NA UHE A Energia produzida depende da água (que depende da chuva) NA máx Q afluente e da queda (que depende do local da usina e/ou da água estocada, que depende da chuva) Vazão em m 3 /s NA min V. Útil P=k.H.Q MWh MW H = Altura de queda da usina V. Morto Q Canal de Fuga 20

21 A INTERLIGAÇÃO ENTRE AS USINAS Topológica e Elétrica (Economias de escala) Usinas em cascata Topografia Favorável USINAS HIDRELÉTRICAS As cargas estão longe das usinas Os Excedentes locais podem ser tranferidos A Natureza Favorece

22 Bacias Hidrográficas e Estações Climáticas NORTE NE SE/CO SUL Bom Mau X Mau-Bom" 22

23 Por que Grandes Reservatórios? 4000 Estação Chuvosa UHE Furnas No SE/CO 3500 A Natureza não se repete m³/s Estação Seca JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 23

24 Volatilidade e Sazonalidade das afluências Estação Chuvosa Vazão históricas da UHE Tucuruí Norte Vazão (m3/s) Estação Seca A Natureza não se repete 0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Fonte: ONS 24

25 Amazônia: Por que Sem Reservatórios? m³/s m 3 /s Histórico de Vazões da UHE Sto Antônio (m³/s) Usinas da Amazônia Fonte: ONS JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 25 25

26 Amazônia: Por que sem Reservatórios? A Cheia de 2013 no Rio Madeira 26 26

27 O Potencial Hidroelétrico Brasileiro Cerca de 88 GW em operação 50% no Sudeste Cerca de 63 % ainda não foram explorados Fonte: EPE 27

28 PIB, Natureza e Racionalidade 28

29 Por isso o SIN é Assim... 1 CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO DO SIN Depende de onde e quanto chove MWmed 5,0% do SIN S. Luis Fortaleza MWmed 18,0% do SIN Capacidade de armazenamento total do SIN MWmes Quadrilátero dos reservatórios Concentra cerca de 70% da capacidade de armazenamento do País Ivaiporã Interligação Argentina Itaipu Tijuco Preto Sistema de transmissão de Itaipu Bateias-Ibiúna Mwmes 6,9% do SIN Mwmes 70,1% do SIN 29

30 Enquadramento Conceitual O Papel do ONS 3

31 O DILEMA DA OPERAÇÃO HIDROTÉRMICA 2 PRESENTE FUTURO Acoplamento Temporal das Decisões AFLUÊNCIAS CONSEQUÊNCIAS ÚMIDAS OK USAR ÁGUA Geração Térmica Minimizada SECAS Déficit e/ou Gastos com Combustível GUARDAR ÁGUA ÚMIDAS Vertimento = Desperdício Geração Térmica Maximizada $ SECAS OK Solução por Programação Dinâmica Dual Estocástica -PDDE

32 Otimização Hidroenergética UHE de Montante VAZÕES DEFLUENTES Benefício Local Energia e Ponta Acoplamento Espacial das Decisões k 1 h 1 Q 1 k 2 h 2 Q 1 Benefício Incremental - Ganhos à Jusante - A geração de uma usina afeta as usinas rio abaixo k 3 h 3 Q 1 Várias usinas em cascata com diferentes proprietários Todos ganham alguma coisa k 4 h 4 Q 1 k 5 h 5 Q 1 Necessidade da coordenação do esvaziamento e do enchimento de cada reservatório 32 32

33 Rede de múltiplos agentes e instalações 3 Geração Transmissão Distribuição GT1 T1 T3 D1 Subtransmissão Distribuição GH1 GH2 GH3 GH4 Usinas 30 MW GH5 GH6 T2 T4 T6 T5 T7 T8 T9 D2 D3 D4 CL1 c c c GT3 ( <30 MW ) c c c C Consumidores GT2 > 1000 pontos de conexão Agentes de Geração Agentes de Transmissão Agentes de Distribuição ONS = Suprimento Geração + Transmissão Fornecimento Distribuição 33

34 3 Segurança Elétrica Estabilidade do Sistema Massas (representando geradores do sistema elétrico) são interligadas por elásticos (representando as Linhas de Transmissão) O sistema está em repouso, com cada elástico sendo submetido à forças que são inferiores à sua força de ruptura (Linhas de Transmissão operando abaixo dos seus limites de operação) De repente um dos elásticos se rompe ( perda de uma Linha de Transmissão) N-1 As massas começam a oscilar e as forças nos elásticos variam Análogo Mecânico 34

35 Os 4 Pilares do Modelo Atual Segurança Eletroenergética * Não Racionamento Não Blecaute Qualidade da energia X * Segurança tem custo 35

36 Necessidade de ações coordenadas no SIN sob os dois vieses 2 INTEGRAÇÃO SISTÊMICA O Mundo Energético O Mundo Elétrico Otimização e Segurança Energética ÓTIMO SISTÊMICO Segurança Elétrica Gestão otimizada do armazenamento dos grandes reservatórios Operação da geração e da Rede Básica de Transmissão/DITs Despacho otimizado das termoelétricas Operação das instalações / Agentes G T D MINIMIZA PROBABILIDADE DE RACIONAMENTOS MINIMIZA PROBABILIDADE DE BLECAUTES A gestão centralizada da operação do SIN pelo ONS assegura operação ao menor 36 custo e a máxima segurança do suprimento. 36

37 Enquadramento Conceitual O ONS e a Expansão do SIN 4

38 Premissas basilares do Modelo Institucional Os 4 Pilares do Modelo Atual MODICIDADE TARIFÁRIA $$$$$$$ A Matriz é construída ao menor preço Operação eletro energética ao menor custo A operação rebate no PLD 38 38

39 A Expansão e a Operação do SIN A totalidade do mercado deve estar 100% contratada. Atividades com grande influência na operação Equilíbrio Estrutural Planejamento da expansão MME/EPE Regulação ANEEL-ANA (Risco de Déficit < 5%) Leilões de Energia (CCEAR) + Leilões de Transmissão (RAP) Feedback Com o sistema elétrico (G/T) que foi licitado. Com as regras estabelecidas pela regulação. Operação-ONS A operação do SIN é o resultado do: Planejamento da operação Programação da operação Operação em tempo real Equilíbrio Estrutural é condição necessária, mas não suficiente, para o Equilíbrio Conjuntural Equilíbrio Conjuntural (Risco de Déficit < 5%; EAR > Nmin) 39

40 Cronologia dos Leilões 882 usinas 35 UHEs 69 PCHs 91 UTEs 96 BIOs 560 UEEs 31 UFVs ~ 69 GW (já outorgados) 40

41 A Matriz de Energia Elétrica de 2014 e 2019 (considera até o 8º LER, realizado em 28/08/15) Tipo Crescimento MW % MW % MW % Hidráulica , , ,8 Nuclear , , ,6 Gás / GNL , , ,4 Carvão , , ,6 Biomassa , , ,8 Outras (1) , , ,3 Óleo / Diesel , , ,2 Eólica , , ,8 Solar 8 0, , Total , , ,0 O parque gerador brasileiro está passando por um processo de transformação e transição. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação no total da potência instalada do SIN será reduzida de 73,7% em 2014 para 68,0% em As novas hidroelétricas serão majoritariamente do tipo a fio d água e, consequentemente, a capacidade de regularização do SIN diminuirá gradativamente, tornando o sistema cada vez mais dependente de geração complementar à hídrica, principalmente térmica, sobretudo durante a estação seca. (1) Usinas Biomassa com CVU 41

42 Leilões em 2015 ainda não realizado Tipo de Leilão Data de Realização Fonte dos Empreendimentos de Geração Data de início de Suprimento 2º LER/2015 (8º LER) 13/11/2015 Solar fotovoltaica e eólica 01/11/

43 Processo Decisório na Operação Processos e Produtos

44 Segurança do SIN Intempéries Climáticas 44

45 Principais Troncos de Transmissão do SIN O planejamento da operação deve se preparar para situações de alerta ao longo dos grandes troncos de transmissão com elevada importância para o desempenho do SIN, tais como ocorrências de queimadas e tempestades de ventos que aumentam as chances de desligamentos múltiplos. Tais situações podem desotimizar o sistema

46 O processo decisório da Operação Sistema entregue à operação, via leilões de G e T A totalidade do mercado deve estar 100% contratada. PAR/PEL - PEN QUADRI/MENSAL PDO PMO/PDP IPDO + Incertezas e menos detalhes - Incertezas e + detalhes 46

47 O processo decisório da Operação PEL Planejamento da Operação Elétrica PEN Planejamento da Operação Energética As atividades de Planejamento da Operação Elétrica definem restrições e diretrizes para o uso da rede de transmissão nos horizontes anual, quadrimestral e mensal. Anual Quadrimestral Mensal PMO Programação Eletroenergética Quinquenal Mensal Semanal As atividades de Planejamento e Programação da Operação Energética diagnosticam as condições de suprimento até 5 anos a frente e definem o despacho hidrotérmico e diretrizes mensais e semanais. Operação em tempo real IPDO Diário PDE A Programação Eletroenergética analisa o uso da rede e a gestão dos recursos disponíveis e define o Programa Diário de Operação no dia D-1 em intervalos de discretização de 30 minutos, preparando as salas de controle para o dia D. 47

48 Macroprocesso Estudos Elétricos e Energéticos Plano decenal (EPE) e PAR + Incertezas Planejamento e Programação da Operação - Incertezas + Detalhes Programação Diária Operação Pre-operação - Incertezas + Detalhes Real Time Operação Pos-operação 48

49 Planejamento e Programação da Operação Etapas de Estudos e Cadeia de Modelos Matemáticos Mais incertezas e menos detalhes Médio prazo PEN horizonte: 5 anos etapas: mensais revisões NEWAVE Curto prazo PMO horizonte: 1 mês etapas: semanais revisões semanais DECOMP Programação diária Menos incertezas e mais detalhes PDE horizonte: 1 a 4 dias etapas: ½ hora revisões diárias PEN Plano Energético Anual DESSEM futuro PMO Programa Mensal da Operação PDE Programa Diário Eletroenergético 49

50 Exemplo : Resultados do PMO Fevereiro/15 Semana Operativa de 31/01 a 06/02/2015 Exportador de energia CMO (R$/MWh) Patamar Pesada 851,02 Média 851,02 Leve 842,93 Política de Intercâmbios N 50 Hz ITAIPU 60 Hz CMO (R$/MWh) Patamar Pesada 1947,48 Média 1947,48 Leve 1863,32 SE/CO S NE Importadora de energia CMO (R$/MWh) Patamar Pesada 1947,48 Média 1947,48 Leve 1863,32 Exportadora de energia Importadora de Energia CMO (R$/MWh) Patamar Pesada 851,02 Média 842,93 Leve 842,93 50

51 Necessidade de Planejar e Programar a Operação (A cada instante Geração = Carga) MW PONTA PONTA ~ CARGA MÉDIA :00 00:40 01:20 02:00 02:40 03:20 04:00 04:40 05:20 06:00 06:40 07:20 08:00 08:40 09:20 10:00 10:40 11:20 12:00 12:40 13:20 14:00 14:40 15:20 16:00 16:40 17:20 18:00 18:40 19:20 20:00 20:40 21:20 22:00 22:40 23:20 23:59 Carga CARGA LEVE O Dia D é programado em D-1, para cada meia hora 51

52 Links Site do ONS PEN e PEL - LINKS NO SITE DO ONS 52

53 2 PMO - LINKS NO SITE DO ONS 53 53

54 2 PMO - LINKS NO SITE DO ONS 54 54

55 PMO - LINKS NO SITE DO ONS

56 Debates Novos Paradigmas A Operação do SIN, função da evolução da Matriz

57 As grandes Interligações nos próximos 5 anos 1500 km Madeira Belo Monte 2400 km mar/18 dez/ km Extensão de linhas de transmissão 230 kv (km) Ano km (*) (*) Fonte: EPE 57

58 Desafios Futuro Próximo INTERLIGAÇÃO Manaus/Boa Vista INTERLIGAÇÃO USINAS RIO TELES PIRES AO SIN USINAS EÓLICAS MW (jan/15) MW (dez/19) INTERLIGAÇÃO USINAS RIO MADEIRA AO SIN AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUDESTE-NORDESTE AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE USINAS EÓLICAS MW (jan/15) MW (dez/19) 58

59 59

60 Equilíbrio conjuntural com a expansão hidráulica já contratada 7 Novos projetos não possuem reservatórios Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia) Perda da capacidade de regularização plurianual Redução gradativa da regularização plurianual Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas ,1 6,1 5,9 5,6 Meses de estoque 5, Plano Decenal* 3,35 * Fonte: MME/EPE 2021 Inércia Hidroenergética (*) Sistema Anual Necessidade GT na Base e de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta RELAÇÃO EARmáx / CARGA Líquida (*) EARmax = MWmes 60

61 A Expansão da Oferta entre 2014 e 2019 TIPO 31/12/ /12/2019 CRESCIMENTO MW % MW % MW % Hidráulica , , , MW (99%) UHEs sem Reservatório UHE Belo Monte UHEs do Rio Madeira UHEs do Rio Teles Pires Outras MW MW MW 779 MW 135 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE São Roque 135 MW A Energia que Liga o País 61

62 Principais Desafios na Operação do SIN Grandes usinas a fio d água, interligações inter-regionais e internacionais e oferta com grande variabilidade e intermitência MW (jan/15) MW (dez/19) Eólicas (*) MW (jan/15) MW (dez/19) 62

63 Usinas de Safra MWmed Desafios para a Operação Eletroenergética MWmed Valor Esperado de Geração MWmed MW a MW 900 MWmed 63

64 Integração de Novas Fontes Despachabilidade das fontes renováveis Intermitência da Geração Solar 617 MW operação 336 MW construção 337 MW contratados 175 MW previstos 1465 MW no mundo Quando? Intermitência da Geração Eólica Necessidade de Backup 64

65 Evolução da Expansão Eólica - Horizonte % Geração Eólica no SIN Usinas Eólicas em Operação no SIN Subsistema Potência Inst. (MW) Sul % Sudeste 29 Nordeste % Total Março/ % 65

66 Sinergia das fontes 1,80 1,60 SIN - Complementaridade entre as fontes Ano 2015 (Base PEN 2011) Complementaridade Média Anual entre as diversas fontes Safra da cana-de-açucar 1,40 p.u. (MWmês/MWano) 1,20 1,00 0,80 0,60 Eólicas 0,40 0,20 - JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Bio PCT EOL UHEs Período seco do SIN 66 66

67 Questões Inevitáveis Conflitos de interesse O uso Concorrencial da Água irrigação controle de cheias dessedentação. lazer uso humano. hidrovias usos prioritários

68 Um Sistema Elétrico convencional Precisa de alguém para coordenar tudo isso? 68

69 Um Sistema com Elétrico Geração não convencional Distribuída Quando? Como Operar? Riscos e Desafios Produção Centro de Controle (ou Centros?) Hospital (com seus próprios geradores) Fábricas Co-geração Eólicas Fontes Solares Residências Armazenadores de energia VEH Edifícios "inteligentes" (com seus próprios geradores) Casas "inteligentes" e veículos (VEH) (com seus próprios geradores a hidrogênio) 69 Fonte: The Economist; ABB 69

70 O Futuro do SIN com a Nova Matriz Elétrica Expansão ótima possível no médio prazo UHEs com reservatórios de pequeno porte UTEs de CVU baixo (GN; Carvão; GNL; + + Biomassa e, no longo prazo, nuclear) Eólicas, Solares e PCH s + UTEs para atendimento de ponta e backup (geração de reserva) + Ampliação dos grandes troncos de transmissão, em especial entre regiões, considerando o critério de confiabilidade N-2 como forma de mitigar a ocorrência de grandes perturbações Montantes adequados, considerando custos e segurança energética, devem ser determinados permanentemente por estudos de planejamento da expansão, com apoio do planejamento da operação. 70

71 LEILÕES DE GERAÇÃO Considerações Finais Aprimoramentos necessários: o Leilões por tipo de fonte e por região, em casos especiais. o Critérios de ordenação por custo-benefício devem considerar atributos: disponibilidade para despacho, atendimento à ponta, confiabilidade, preço, etc. o A matriz energética desejada deve resultar de estudos/análises, e não como resultado do leilão apenas por preço. ATENDIMENTO À PONTA Adoção de mecanismos regulatórios com sinais econômicos para a implantação de potência. Avaliar a utilização dos poços existentes nas usinas hidrelétricas, com potencial de cerca de MW. LEILÕES E IMPLANTAÇÃO DE TRANSMISSÃO O problema já vem sendo tratado por GT criado pelo MME para eliminar atrasos de transmissão que afetem o escoamento da geração ou a confiabilidade do sistema 71

72 Obrigado

73 Apoio

74 Principais Contratos CONTRATO DE CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (CCT). Celebrados entre as concessionárias de transmissão e os agentes contratantes, tendo o ONS como interveniente. Regula as condições de acesso dos agentes ao sistema de transmissão. CONTRATO DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO (CPST). Celebrados entre o ONS e os concessionários de transmissão de energia elétrica, através do qual os mesmos colocam suas instalações à disposição do ONS e outorgam poderes para representá-los no CUST. CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (CUST). Celebrados entre o ONS, as concessionárias de transmissão, representadas pelo ONS, e os usuários da Rede Básica. Regula o uso do sistema de transmissão pelos agentes e define os respectivos montantes de uso. GERADOR CCT TRANSMISSOR CCT DISTRIBUIDOR CUST ONS CPST CUST 74

75 Módulos dos Procedimentos de Rede 1. Introdução geral ao Operador Nacional do Sistema Elétrico e aos Procedimentos de Rede 2. Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes 3. Acesso aos sistemas de transmissão 4. Ampliações e reforços 5. Consolidação da previsão de carga 6. Planejamento e programação da operação elétrica 7. Planejamento da operação energética 8. Programação diária da operação eletroenergética 9. Recursos hídricos e meteorologia 10. Manual de Procedimentos da Operação 11. Proteção e controle 12. Medição para faturamento 75

76 Módulos dos Procedimentos de Rede 13. Telecomunicações 14. Administração dos serviços ancilares 15. Administração de serviços e encargos de transmissão 16. Acompanhamento de manutenção 18. Modelos e Sistemas Computacionais 19. Identificação, tratamento e penalidades para as não-conformidades 20. Glossário de termos técnicos 21. Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações 22. Análise de ocorrências e perturbações 23. Critérios para estudos 24. Processo de integração de instalações 25. Apuração dos dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho 26. Definição da modalidade de operação de usinas 76

77 Governança do ONS Participantes 330 Agentes G despachados pelo ONS Agentes de Transmissão Agentes de Distribuição Agentes Exportadores Agentes Importadores Consumidores Livres (conectados à Rede Básica) Conselho de Consumidores MME 5 membros Produção votos: para Produção e Consumo para Transmissão Produção Assembleia Geral Conselho de Administração Transporte Transmissão Participam da Assembléia Geral 2 representantes de Conselhos de Consumidores e 1 do MME, sem voto Consumo Consumo Governo/MME 4 membros 5 membros 1 membro Conselheiros de Administração e Fiscais são escolhidos em votação por categoria na Assembleia Geral. Conselho Fiscal Diretoria 77

78 Membros do ONS Fundamentação legal Lei nº 9.648/98 alterada pela Lei nº /04 Decreto nº 2.655/98 alterado pelo Decreto nº 5.081/04 Estatuto do ONS Resolução nº ANEEL 328/04 Assembleia Geral (competência) Aprovar as modificações do Estatuto do ONS; Eleger ou destituir os conselheiros titulares e suplentes do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal, fixando-lhes a forma de remuneração; Eleger e destituir os membros da Diretoria, fixando-lhes os honorários e demais vantagens; Deliberar sobre o Relatório da Administração e as Demonstrações Financeiras do Exercício e pareceres dos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal; Aprovar a contribuição dos membros associados; Deliberar sobre matérias que lhe sejam encaminhadas pelo Conselho de Administração. 78

79 Estrutura Organizacional do ONS Equipes de Estudos Regionais: Núcleos Sul e Norte/Nordeste Diretoria Diretoria Geral Secretaria Geral Assessoria de Planejamento e Comunicação Relacionamento Estratégico Análise de Riscos Assessoria Jurídica Assuntos Regulatórios Diretoria de Administração dos Serviços da Transmissão Gerências: Administração da Transmissão Contabilização e Monitoração dos Contratos Legenda: Subordinação Administrativa Gerências: Subordinação Técnico-operacional Diretoria de Planejamento e Programação da Operação Estudos Especiais, Proteção e Controle Modelos e Carga Planejamento da Operação Programação e Desligamentos Diretoria de Operação Centro Nacional de Operação do Sistema CNOS e Centro Regional de Operação Norte Centro-Oeste - COSR-NCO Suporte à Operação Pré-operação e Tempo Real Normatização, Análise e Estatística da Operação Centros Regionais de Operação: Sudeste COSR-SE Sul COSR-S Nordeste COSR-NE Diretoria de Assuntos Corporativos Serviços Gerais Financeira Recursos Humanos Informática e Telecomunicações 79

80 Sistemática de Análise de Desempenho do SIN Médio Prazo Planejamento da Operação

81 Sistemática da Avaliação Energética de Médio Prazo AÇÕES DE CURTO PRAZO FOCO 2015 A 2016 HORIZONTE DE 5 ANOS 1ºANO 2ºANO 3ºANO 4ºANO 5ºANO Os níveis de armazenamento e os cenários de afluências são determinantes para as estratégias de segurança do atendimento. Avaliações Determinísticas Requisitos de ENAs Níveis de Segurança Avaliações Probabilísticas 81 81

82 Sistemática da Avaliação Energética de Médio Prazo HORIZONTE DE 5 ANOS AÇÕES DE MÉDIO PRAZO FOCO 2017 A ºANO 2ºANO 3ºANO 4ºANO 5ºANO A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança Avaliação Probabilística (*) MÉTRICAS RISCOS DE DÉFICIT (*), CMO {BALANÇOS ESTÁTICOS (E&P) (*) 1 patamar sem tendência hidrológica 82

83 Análise Conjuntural

84 Análise Prospectiva Ago-Nov/2015 Premissas Armazenamentos Iniciais Verificado 31/julho %EARmáx (31/jul) SE/CO S NE N 37,4 97,5 22,3 75,1 Defluência São Francisco 900 m³/s Energia Natural Afluente Valor Esperado (VE) Limite Inferior (LI) SE/CO S NE N MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT ago/ set/ out/ nov/ SE/CO S NE N MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT ago/ set/ out/ nov/

85 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Qual o armazenamento ao final do período seco (novembro/15) com o cenário hidrológico (Valor Esperado SE/CO = 89% MLT, S = 104% MLT, NE = 71% MLT N = 93% da MLT) Região Sudeste / Centro-Oeste 85

86 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Qual o armazenamento ao final do período seco (novembro/15) com o cenário hidrológico (Valor Esperado SE/CO = 89% MLT, S = 104% MLT, NE = 71% MLT N = 93% da MLT) Região Nordeste 86

87 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Qual o armazenamento ao final do período seco (novembro/15) com o cenário hidrológico (Limite Inferior SE/CO = 70% MLT, S = 51% MLT, NE = 51% MLT N = 77% da MLT) Região Sudeste / Centro-Oeste 87

88 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Qual o armazenamento ao final do período seco (novembro/15) com o cenário hidrológico (Limite Inferior SE/CO = 70% MLT, S = 51% MLT, NE = 51% MLT N = 77% da MLT) Região Nordeste 88

89 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Permanência de Armazenamento da região SE/CO ao final de NOV/15 89

90 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Permanência de Armazenamento da região NE ao final de NOV/15 90

91 O 2º Ano Visão para 2016

92 NSPU e ENA Dez/15-Abr/16 Necessários Qual o NSPU necessário para atingir 20% no final de nov/16 considerando a 2ª pior ENA mai/16-nov/16 e qual a respectiva ENA dez/15-abr/16 para atingi-lo, partindo de 30,8% no final de nov/15, com GT dez/15-nov/16 limitado ao CVU de 600 R$/MWh (disponibilidade térmica = MWmed; redução de 714 MWmed em relação ao GT na base)? SE/CO ENA dez-abr 70% MLT (6/83) NSPU = 55% ENA mai-nov 2º pior (1955) = 64% MLT 30,8% 20% 30/Nov/ /Abr/ /Nov/2016 Qual o NSPU necessário para atingir 20% no final de nov/16 considerando a 2ª pior ENA mai/16-nov/16 e qual a respectiva ENA dez/15-abr/16 para atingi-lo, partindo de 14,5% no final de nov/15, com GT dez/15-nov/16 limitado ao CVU de 600 R$/MWh (disponibilidade térmica = MWmed; redução de MWmed em relação ao GT na base)? NE ENA dez-abr 50% MLT (2/83) NSPU = 41% ENA mai-nov 2º pior (2002) = 54% MLT 14,5% 20% 30/Nov/ /Abr/ /Nov/

93 NSPU e ENA Dez/15-Abr/16 Necessários Qual o NSPU necessário para atingir 20% no final de nov/16 considerando as 3 piores ENAs mai/16-nov/16 e quais as respectivas ENAs dez/15-abr/16 para atingi-los, partindo de 30,8% no final de nov/15, com GT dez/15-nov/16 limitada ao CVU de 600 R$/MWh (disponibilidade térmica = MWmed; redução de 714 MWmed em relação ao GT na base)? SE/CO ENA dez-abr 74% MLT (8/83) 70% MLT (6/83) 67% MLT (6/83) NSPU = 60% NSPU = 55% NSPU = 52% ENA mai-nov Pior (1934) = 58% MLT 2º pior (1955) = 64% MLT 3º pior (1944) = 67% MLT 30,8% 20% Nov/2015 Abr/2016 Nov/2016 Qual o NSPU necessário para atingir 20% no final de nov/16 considerando as 3 piores ENAs mai/16-nov/16 e quais as respectivas ENAs dez/15-abr/16 para atingi-los, partindo de 14,5% no final de nov/15, com GT dez/15-nov/16 limitada ao CVU de 600 R$/MWh (disponibilidade térmica = MWmed; redução de MWmed em relação ao GT na base)? NE ENA dez-abr 50% MLT (2/83) 50% MLT (2/83) 48% MLT (1/83) NSPU = 41% NSPU = 41% NSPU = 40% ENA mai-nov Pior (2001) = 54% MLT 2º pior (2002) = 54% MLT 3º pior (2003) = 57% MLT 14,5% 20% Nov/2015 Abr/2016 Nov/

94 NSPU e ENA Dez/15-Abr/16 Necessários Qual o NSPU necessário para atingir 10% no final de nov/16 considerando as 3 piores ENAs mai/16-nov/16 e quais as respectivas ENAs dez/15-abr/16 para atingi-los, partindo de 30,8% no final de nov/15, com GT dez/15-nov/16 limitada ao CVU de 600 R$/MWh (disponibilidade térmica = MWmed; redução de 714 MWmed em relação ao GT na base)? SE/CO ENA dez-abr 66% MLT (6/83) 62% MLT (3/83) 60% MLT (3/83) NSPU = 50% NSPU = 45% NSPU = 43% ENA mai-nov Pior (1934) = 58% MLT 2º pior (1955) = 64% MLT 3º pior (1944) = 67% MLT 30,8% 10% Nov/2015 Abr/2016 Nov/2016 Qual o NSPU necessário para atingir 10% no final de nov/16 considerando as 3 piores ENAs mai/16-nov/16 e quais as respectivas ENAs dez/15-abr/16 para atingi-los, partindo de 14,5% no final de nov/15, com GT dez/15-nov/16 limitada ao CVU de 600 R$/MWh (disponibilidade térmica = MWmed; redução de MWmed em relação ao GT na base)? NE ENA dez-abr 41% MLT (0/83) 41% MLT (0/83) 40% MLT (0/83) NSPU = 31% NSPU = 31% NSPU = 29% ENA mai-nov Pior (2001) = 54% MLT 2º pior (2002) = 54% MLT 3º pior (2003) = 57% MLT 14,5% 10% Nov/2015 Abr/2016 Nov/

95 Avaliação Probabilística Energia armazenada final em Séries Sintéticas-Sudeste/Centro-Oeste 95

96 Curva de permanência de energia armazenada abr/16 Sudeste / Centro-Oeste 96

97 Avaliação Probabilística Energia armazenada final em Séries Sintéticas - Nordeste 97

98 Curva de permanência de energia armazenada abr/16 Nordeste 98

99 Análise Estrutural Desempenho do SIN 2016 a 2019 Modelo Matemático utilizado: NEWAVE

100 Avaliações (*) - Referência PMO Outubro/2015 Térmicas com CVU de até 600 R$/MWh em 2015 Riscos de Déficit (%) Séries Sintéticas SUBSISTEMA Sudeste/C.Oeste Qualquer Déficit 1,2 1,2 0,4 0,5 >1% da Carga 0,6 0,6 0,2 0,4 Sul Qualquer Déficit 1,1 1,1 0,7 0,2 >1% da Carga 0,7 0,6 0,3 0,1 Nordeste Qualquer Déficit 0,3 0,1 0,0 0,0 >1% da Carga 0,1 0,0 0,0 0,0 Norte Qualquer Déficit 0,1 0,1 0,2 0,0 >1% da Carga 0,1 0,0 0,0 0,0 (*) 1 patamar de déficit, sem racionamento preventivo e sem tendência hidrológica 100

101 Avaliações (*) Referência PMO Outubro/2015 Térmicas com CVU de até 600 R$/MWh em 2015 Riscos de Déficit (%) Séries Históricas SUBSISTEMA Sudeste/C.Oeste Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 1,2 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0 Sul Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0 Nordeste Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0 Norte Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0 (*) 1 patamar de déficit e sem racionamento preventivo 101

102 Sistemática de Análise de Desempenho do SIN Curto Prazo Programação Mensal/Semanal da Operação

103 PROGRAMA MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PMO 2 Em acordo com os Procedimentos de Rede Submódulo 7.3 Estabelecer Políticas e Diretrizes Energéticas de Curto Prazo, assegurando a otimização dos recursos de geração disponíveis no SIN. Horizonte: Mensal (discretização: 1º mês semanal e 2º mês mensal) Carga por patamar (Pesada, Média e Leve) Periodicidade: Mensal e revisto semanalmente Modelo Matemático utilizado: DECOMP Principais Resultados: CMO, metas semanais de despacho térmico, intercâmbios entre Subsistemas e de geração/armazenamento por usina individualizada

104 PMO - RESPONSABILIDADES 2 ONS Coordenar e Elaborar o Programa Mensal da Operação Energética AGENTES Dados, informações e participar do processo de elaboração GERAÇÃO COMERCIALIZAÇÃO DISTRIBUIÇÃO IMPORTAÇÃO Reuniões Mensais no ONS 104

105 Programa Mensal e Atualizações Semanais Previsão de afluências mensal e semanal NEWAVE Função de Custo Futuro Política de Operação Energética Previsão de carga mensal e semanal Disponibilidades, Inflexibilidades e Custos de GT Estados iniciais dos reservatórios Restrições Operativas Atualização Semanal PMO DECOMP Cálculo do CMO (Custo Marginal de Curto Prazo) Despacho de geração térmica (mérito + razões elétricas) Intercâmbios Inter-regionais Geração e Armazenamento em cada planta hidro Semanalmente, na elaboração do Programa Mensal de Operação PMO e Revisões pelo ONS, o modelo de otimização define o despacho das usinas termelétricas cujos Custos Variáveis Unitários CVUs forem inferiores ao Custo Marginal de Operação CMO. A base de dados utilizada pelo ONS para determinação da política operativa com base no CMO é enviada para a CCEE, que a utiliza para determinar o Preço de Liquidação de Diferenças PLD, em base semanal. 105

106 PMO FLUXO DE INFORMAÇÕES 2 Usinas hidroelétricas Previsão de vazões Linhas de transmissão Usinas termoelétricas Previsão de carga Segurança Elétrica Segurança Energética Usinas eólicas e PCHs Restrições Hidráulicas OBJETIVO: Minimizar custo total, do presente ao futuro, através de decisões: Condicionantes Ambientais Uso Múltiplo das Águas Restrições Físicas Geração térmica, Geração Hidráulica, Intercâmbio entre regiões preservando a segurança do atendimento eletroenergético

107 PMO RESUMO DO PROCESSO 2 D/C T G Processo Cargas Consolidação de carga Previsão de afluências Planejamento de Médio Prazo NEWAVE Função de Custo Futuro Disponibilidade e restrições de transmissão DECOMP Otimizador a usina individualizada Periodicidade: Mensal com Revisões Semanais Disponibilidade e restrições (H + T), Inflexibilidades e custos das térmicas Conexões Internacionais Produtos Despacho Térmico Intercâmbio entre Subsistemas Deck CCEE (PLD) Custo Marginal por Subsistema / Patamar Metas de Geração e Armazenamento por Usina CCEE Políticas, Metas e Diretrizes para a Programação e Operação em Tempo Real Agentes

108 PMO DESPACHO TÉRMICO 2 O custo de operação da geração térmica inflexível não integra o custo marginal de operação do sistema; A parte flexível será despachada quando o CMO for superior ao custo declarado pelo gerador; O gerador deverá declarar o seu custo de geração e o nível de inflexibilidade, os quais serão considerados pelo ONS no planejamento e programação da operação; Todas as restrições informadas pelo gerador, tais como, partida, rampa, etc... deverão ser consideradas pelos modelos de despacho. 108

109 MODALIDADES DE DESPACHO DE GERAÇÃO TÉRMICA 2 Inflexibilidade Nas etapas de elaboração do PMO e na Programação Diária da Operação, o Agente declara o montante de geração da UTE que será despachada independente da necessidade do sistema. Ordem de Mérito de Custo Na elaboração do PMO e Revisões, o modelo de otimização despacha as UTEs cujo CVUs forem inferiores ao Custo Marginal de Operação. Razão Elétrica Nas etapas de elaboração do PMO e na Programação Diária da Operação, o ONS identifica a necessidade de despacho de geração térmica para garantir a confiabilidade no atendimento à carga em regime normal e em emergência. Exportação de Energia de Origem Térmica (Argentina e Uruguai) Definida a necessidade de despacho de geração térmica para o Sistema Interligado Nacional SIN, as UTEs que não foram acionadas poderão se habilitar a participar do processo de exportação de energia. 109

110 2 PMO - LINKS NO SITE DO ONS

111 PMO - LINKS NO SITE DO ONS

112 Sistemática de Análise de Desempenho do SIN Curto Prazo Programação Diária da Operação

113 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA DA OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA Em acordo com os Procedimentos de Rede Submódulo 8.1 Estabelecer os programas diários de carga, geração e intercâmbios do SIN, visando garantir a otimização energética dos recursos de geração e a segurança operacional da Rede de Operação Horizonte: Diário discretizado em intervalos de 30 minutos Programa de despacho de geração por usina individualizada Principais Resultados: Programa Diário de Produção PDP e Programa Diário de Intervenções - PDI

114 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA DA OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA Recursos de Geração Requisito Recursos da Transmissão Vazões Defluentes Meteorologia Vazões Laterais 114

115 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - RESPONSABILIDADES ONS Cumprir na elaboração da Programação Diária da Operação Eletroenergética as metas de otimização energética do Planejamento Semanal (PMO) AGENTES (cerca de 150) Dados, Informações e propostas de Programas de Carga e Geração GERAÇÃO DISTRIBUIÇÃO TRANSMISSÃO COMERCIALIZAÇÃO IMPORTAÇÃO 115

116 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - FLUXO DE INFORMAÇÕES Cargas D/C Solicitações de intervenções na Transmissão T G Propostas de Programas de Geração Inflexibilidades Térmicas PROCESSO Previsão de carga e afluências Planejamento de Curto Prazo PMO Política Energética SGI Análise das solicitações de Intervenções Análise e compatibilização das propostas de programas de geração (Validação Energética) Análise da segurança elétrica Importação / Exportação PRODUTOS Previsão de Carga Programa de Geração (Hidro + Termo) Previsões das Condições de Carregamento na Transmissão Conexões Internacionais PDP e PDI para os Agentes Diretrizes Eletroenergéticas para a operação em tempo real 116 Agente 116

117 2 REVISÃO DA POLÍTICA E DAS METAS ENERGÉTICAS DEFINIDAS NO PMO Intervenções / Ocorrências Vazão Sistema de Transmissão Vazões Defluentes Vazões Laterais Variação da carga Vertimentos 117

118 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - USO DAS INFORMAÇÕES ONS / AGENTES REQUISITO Previsões Diárias de Carga Requisitos de Exportação RECURSO Disponibilidade / Inflexibilidade das usinas Térmicas Disponibilidades para Importação Previsões Diárias de Afluências Estado inicial de armazenamento dos reservatórios RESTRIÇÕES DECOMP Despacho térmico / Importação de Energia, Intercâmbios entre Subsistemas e Metas de geração e armazenamento por usina PDG PROGRAMA DIÁRIO DE GERAÇÃO PDI PROGRAMA DIÁRIO DE INTERVENÇÕES

119 2 RESTRIÇÕES OPERATIVAS - UNIDADES GERADORAS HIDRÁULICAS Nível de armazenamento / faixa operativa do reservatório, defluências (máximas/mínimas), taxas de variação, volume de espera, tempo de viagem; Reservatório Casa de máquinas Transformador Gerador P=k.H l.q Perda de potência (queda líquida, razões elétricas / mecânicas); Faixa operativa do gerador: Geração mínima (cavitação) / Geração máxima (disponibilidade); Operação Gerador / Síncrono; Conduto forçado Turbina Canal de Fuga Rampa de geração (elevação / redução); Parada e partida de unidades geradoras; Uso Múltiplo e Ambientais; Regras Operativas; Outras

120 2 RESTRIÇÕES OPERATIVAS - UNIDADES GERADORAS TÉRMICAS Usina Convencional Perda de potência (razões elétricas / mecânicas); Tempo de partida (função condição Fria / Morna / Quente); Usina a Gás Ciclo Aberto Rampa de geração (elevação / redução); Faixa operativa: Geração mínima / máxima (disponibilidade); Tempo mínimo de operação; Parada e partida de unidades geradoras; Usina a Gás Ciclo Combinado Tempo mínimo entre parada e partida; Tempo para fornecimento de combustível; Outras. 120

121 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - FLUXOGRAMA Informações das condições operativas Análise dos desligamentos na rede de operação Programa Diário de Intervenções - PDI Recebimento/Compatibilização dos programas de geração, carga e intercâmbio dos Agentes Programa Diário de Produção - PDP ( preliminar ) Análise do atendimento energia e demanda Política energética atendida? N Revisão no programa de Geração Agentes Análise das condições energéticas S Política energética é viável? N S Diretrizes para os programas de geração e intercâmbios Definição de nova política energética ou reprogramação de desligamentos Restrições elétricas atendidas? S Consolidação do Programa Diário de Operação (PDP+PDI) e envio para o CNOS e os Agentes N

122 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - ETAPAS DO PROCESSO Previsões Diárias de Carga O ONS realiza a previsão de carga em intervalos de 30 minutos. O ONS analisa e consolida a previsão de carga dos Agentes. Requisitos de Exportação Identifica e quantifica os recursos disponíveis de geração para exportação; Define os montantes horários de energia a serem exportados; Define a alocação por usina do montante a ser exportado; Informa o custo médio diário da energia de exportação

123 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - ETAPAS DO PROCESSO Análise das Condições de Atendimento às Cargas de Energia e Demanda Visa identificar a necessidade de: Antecipar / postergar / adiar manutenção de unidades geradoras; Antecipar / postergar / adiar intervenções em equipamentos da rede de operação; Implementar medidas operativas adicionais de forma a garantir as condições de segurança do sistema durante o período de ponta. Análise da Política de Operação Energética definida no PMO Em função de desvios das premissas: Redefinir intercâmbio de energia entre subsistemas; Redefinir prioridade de geração entre bacias; Redefinir a geração térmica despachada para complementação energética

124 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - ETAPAS DO PROCESSO Definição de Diretrizes a serem Empregadas na Elaboração das Propostas de Programas de Geração e Intercâmbio dos Agentes O ONS encaminha para os Agentes uma proposta de referência para a geração diária por usina, por patamar de carga, com base nas diretrizes do Programa Mensal de Operação e suas Revisões semanais, considerando: Ajustes diários de carga e afluências; Restrições elétricas. Propostas de Programas de Geração e Intercâmbio dos Agentes Análise e Compatibilização das propostas; Validação Energética das propostas. Validação Elétrica dos Programas de Geração e Intercâmbio Compatibilizados 124

125 2 PROGRAMAÇÃO DIÁRIA - ETAPAS DO PROCESSO Composição e Disponibilização do PDP e do PDI para o CNOS e para os Agentes Composição do Programa diário de Defluências - PDF Diretrizes Eletroenergéticas para a Operação em Tempo Real Reinício do Processo de Programação Diária devido à ocorrência de Fato Relevante 125