Submódulo 7.2. Planejamento anual da operação energética

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1 Submódulo 7.2 Planejamento anual da operação energética Rev. Nº. Motivo da revisão Data de aprovação pelo Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 0.0 Este documento foi motivado pela criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. 02/06/ /10/2000 Resolução nº 420/ Adequação à Resolução nº 140/2002-/ANEEL, de 25/03/ /05/2002 Ajustados pelo e em fase de análise pela ANEEL Adequação ao ofício nº 040/2003-/ANEEL, de 04/02/2003. Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 115, de 29 de novembro de /09/ /07/2003 Resolução nº 333/03 04/03/2008 Resolução Autorizativa nº 1287 Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 328, de 05 de agosto de Versão decorrente da Audiência Pública nº 049/2008, submetida para aprovação em caráter definitivo pela ANEEL. 17/06/ /08/2009 Resolução Normativa nº 372/09 Nota: Convencionou-se como 1.0 a primeira versão deste procedimento aprovada em caráter definitivo pela ANEEL. A numeração das versões anteriores foi alterada de forma a ter numeração inferior a 1.0 (ex. a antiga versão 0 é agora chamada de 0.0, a antiga versão 1 é agora chamada de 0.1, e assim em diante). Endereço na Internet:

2 1 INTRODUÇÃO OBJETIVO PRODUTOS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO RESPABILIDADES DO OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO DOS AGENTES DE GERAÇÃO DOS AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO DOS AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO DO AGENTE COMERCIALIZADOR DE ITAIPU BINACIONAL DO AGENTE ADMINISTRADOR DA CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO - CDE DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DO PROCESSO RECEBIMENTO DE DADOS E DE INFORMAÇÕES ESTABELECIMENTO DO ESCOPO DO ESTUDO E DEFINIÇÃO DO CASO DE REFERÊNCIA E DOS CASOS DE SENSIBILIDADE APRESENTAÇÃO DAS PREMISSAS E DO ESCOPO DO ESTUDO AOS AGENTES COM RESPABILIDADES DEFINIDAS NESTE SUBMÓDULO COLIDAÇÃO DOS DADOS E MONTAGEM DOS CASOS DE ESTUDO EXECUÇÃO DAS SIMULAÇÕES ANÁLISE DOS RESULTADOS AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO AO MERCADO DE ENERGIA AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO À CARGA DE DEMANDA APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DO ESTUDO AOS AGENTES COM RESPABILIDADES DEFINIDAS NESTE SUBMÓDULO ELABORAÇÃO DE DOCUMENTOS E DISPONIBILIZAÇÃO DOS RESULTADOS FINAIS HORIZONTE, PERIODICIDADE E PRAZOS FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS Endereço na Internet: Página 2/18

3 1 INTRODUÇÃO 1.1 O planejamento anual da operação energética abrange um horizonte de análise de 5 (cinco) anos com detalhamento em base. É elaborado anualmente, sendo revisto em função da realização dos Leilões de Energia. Excepcionalmente, pode ainda ser revisto a qualquer tempo na ocorrência de fatos relevantes, tais como mudanças significativas na carga a ser atendida, na oferta de geração, na disponibilidade de combustíveis, no cronograma de obras de transmissão, nos limites de intercâmbio entre subsistemas, e outros. A elaboração de uma revisão segue o mesmo procedimento do estudo anual, podendo ter um escopo menos abrangente. Os cronogramas para os processos do planejamento estão descritos no item 7 deste submódulo. 1.2 Os dados e informações utilizados nos estudos para o planejamento anual da operação energética também são empregados no processamento do modelo de médio prazo para atualização da função de custo futuro, no âmbito da elaboração do Programa Mensal de Operação PMO, descrito no Submódulo 7.3 Programação da operação energética. Assim, visando garantir o uso de informações atualizadas, esses dados e informações são revisados periodicamente, com a freqüência indicada no item 7 deste submódulo, de forma independente da elaboração de revisões do planejamento anual. 1.3 As diretrizes e os critérios utilizados nos estudos para o planejamento anual da operação energética estão descritos no Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos. 1.4 Neste submódulo, os agentes de geração, de distribuição, de importação, de exportação, comercializador de Itaipu Binacional e administrador da Conta de Desenvolvimento Energético CDE serão denominados simplesmente agentes. 1.5 Os agentes de geração considerados neste módulo são aqueles detentores, por concessão ou autorização, de usinas classificadas nas modalidades de operação como Tipo I Programação e despacho centralizados ou Tipo II Programação centralizada e despacho não centralizado, conforme critérios e sistemática estabelecidos no Módulo 26 Modalidade de operação de usinas. 1.6 Neste submódulo, o termo Leilões de Energia refere-se aos Leilões de Energia Nova LEN, Leilões de Reserva - LER e Leilões de Fontes Alternativas - LFA. 1.7 Os módulos e submódulos aqui mencionados são: (a) Submódulo 5.5 Consolidação da previsão de carga para o planejamento anual da operação energética; (b) Módulo 6 Planejamento e programação da operação elétrica; (c) Submódulo 6.5 Programação das intervenções em instalações da rede de operação; (d) Submódulo 7.3 Programação da operação energética; (e) Submódulo 7.5 Elaboração das Curvas de Aversão a Risco; (f) Submódulo 9.2 Acompanhamento, análise e tratamento dos dados hidroenergéticos do Sistema Interligado Nacional; (g) Submódulo 9.3 Elaboração do Plano Anual de Prevenção de Cheias; (h) Submódulo 9.7 Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos; Submódulo 9.8 Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos; (j) Submódulo 18.2 Relação dos sistemas e modelos computacionais; (k) Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos; Endereço na Internet: Página 3/18

4 (l) Submódulo 25.8 Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de transmissão e das funções de transmissão e geração, e (m) Módulo 26 Modalidade de operação de usinas 2 OBJETIVO 2.1 O objetivo deste submódulo é atribuir responsabilidades e estabelecer a sistemática para a realização das análises das condições de atendimento ao mercado de energia elétrica do SIN, na perspectiva da operação eletroenergética, e para a elaboração do Plano Anual da Operação Energética e de suas revisões. 3 PRODUTOS 3.1 Os produtos do processo descrito neste submódulo são: (a) Plano Anual da Operação Energética; e (b) Plano Anual da Operação Energética revisões O Plano Anual da Operação Energética, com suas revisões, fornece avaliações das condições de atendimento ao SIN para um cenário de referência e para eventuais cenários de sensibilidade. Trata-se de instrumento para o planejamento e a operação do SIN, bem como para a comunicação do com os agentes, o Poder Concedente, com a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL e a sociedade em geral. 4 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 4.1 Alterações decorrentes das contribuições recebidas e aprovadas pela ANEEL relativas ao processo de Audiência Pública nº 049/2008 com o objetivo de possibilitar a aprovação em caráter definitivo dos Procedimentos de Rede. 5 RESPABILIDADES 5.1 Do Operador Nacional do Sistema Elétrico (a) Solicitar aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo as informações e os dados necessários à realização dos estudos para o planejamento anual da operação energética e especificar na solicitação os formatos, os prazos e os meios para envio das informações. (b) Obter internamente, nos formatos e nos prazos adequados, as informações e os dados sob sua responsabilidade, necessários à realização dos estudos conforme o escopo definido, a saber: armazenamentos previstos por reservatório para o início do mês de estudo, conforme estabelecido no Submódulo 7.3; (ii) volumes de espera por reservatório, conforme estabelecido no Submódulo 9.3; (iii) séries históricas de vazões naturais médias mensais, conforme estabelecido no Submódulo 9.2; Endereço na Internet: Página 4/18

5 (iv) (v) (vi) (vii) (viii) (ix) (x) (xi) (xii) (xiii) (xiv) (xv) (xvi) (xvii) valores dos usos consuntivos da água e valores de evaporação, conforme estabelecido no Submódulo 9.7; energias naturais afluentes e vazões naturais verificadas, conforme estabelecido no Submódulo 9.2; restrições operativas hidráulicas dos aproveitamentos, conforme estabelecido no Submódulo 9.8; dados técnicos de aproveitamentos hidroelétricos Tipo I, conforme estabelecido no Submódulo 9.7; dados técnicos de usinas termoelétricas existentes Tipo I e Tipo II que tenham Custo Variável Unitário CVU declarado; relação dos intercâmbios internacionais existentes; regime de operação dos intercâmbios internacionais existentes; previsão consolidada da carga global de energia por patamar e por subsistema, conforme estabelecido no Submódulo 5.5; previsão consolidada de carga de demanda integralizada por subsistema, conforme Submódulo 5.5; premissas associadas às previsões de carga, conforme estabelecido no Submódulo 5.5; relação de usinas existentes Tipo II, que não tenham CVU declarado, e Tipo III consideradas na composição da carga global, conforme estabelecido no Submódulo 5.5; limites de transmissão entre as diversas áreas elétricas do SIN e cronograma de obras de transmissão que impactam esses limites; geração mínima por razões de confiabilidade elétrica das usinas termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado, conforme estabelecido no Módulo 6; valores apurados de taxa equivalente de indisponibilidade forçada e taxa equivalente de indisponibilidade programada da função geração, definidas conforme metodologia apresentada no Submódulo 25.8; (xviii) curvas de aversão a risco, conforme estabelecido no Submódulo 7.5; (xix) penalidade por violação da curva de aversão a risco, conforme estabelecido no Submódulo (c) Obter da ANEEL as informações e os dados necessários à realização do estudo, a saber: taxa de desconto a ser utilizada nos modelos para cálculo do valor presente dos custos; (ii) função de custo do déficit; (iii) penalidade por violação de uso múltiplo da água. (d) Obter do Poder Concedente e ANEEL as informações e os dados necessários à realização do estudo, a saber: informações sobre a situação dos novos empreendimentos de geração do SIN; (ii) cronograma de enchimento do volume morto de novos reservatórios do SIN; (iii) cronograma de expansão de unidades geradoras de usinas do SIN; (iv) dados técnicos dos novos empreendimentos de geração do SIN; Endereço na Internet: Página 5/18

6 (v) relação das usinas termoelétricas vendedoras nos Leilões de Energia, com seus respectivos montantes de energia contratados e preços associados; (vi) dados técnicos dos intercâmbios internacionais futuros. (e) Obter da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE as informações e os dados necessários à realização do estudo, a saber: (f) CVU - custo variável unitário (R$/MWh) das usinas termoelétricas vendedoras nos Leilões de Energia. Modelar as interligações internacionais, com base nos custos variáveis e nos montantes de oferta/demanda disponíveis para compra/venda pelo SIN, informados pelos agentes de importação e de exportação. (g) Solicitar o envolvimento dos agentes sempre que for necessária a modelagem dos seus aproveitamentos; (h) Analisar e consolidar as informações e os dados recebidos. (j) Estabelecer o escopo do estudo, considerando sugestões dos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo. Montar caso de referência e casos de sensibilidade. (k) Executar as simulações e análises pertinentes. (l) Disponibilizar os dados e os resultados para os agentes envolvidos neste submódulo. (m) Antes da publicação do PEN, convidar agentes e ANEEL para apresentação dos resultados. (n) Analisar os comentários emitidos pelos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo e, caso pertinente, adequar os estudos a tais comentários. (o) Informar à ANEEL sobre modificações nas declarações de custos variáveis para despacho, de geração máxima de energia e de inflexibilidades de usinas termoelétricas e de interligações internacionais, e encaminhar à ANEEL as respectivas justificativas técnicas fornecidas pelos agentes responsáveis. (p) Analisar solicitações de revisão do PEN encaminhadas pelos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo e justificar caso estas não sejam acatadas. 5.2 Dos agentes de geração (a) Fornecer, nos prazos, formatos e meios especificados pelo, os dados e informações necessários para a realização do planejamento anual da operação energética do SIN, a saber: cronogramas de repotenciação e de desativação de usinas Tipo I, aprovados e homologados pela ANEEL, para o horizonte de abrangência do estudo; (ii) cronogramas de repotenciação e de desativação de usinas termoelétricas Tipo II que tenham CVU declarado, aprovados e homologados pela ANEEL, para o horizonte de abrangência do estudo; (iii) cronograma de conversão de combustível de usinas termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado, aprovados e homologados pela ANEEL, para o horizonte de abrangência do estudo; (iv) restrições operativas dos aproveitamentos, que não sejam da natureza daquelas tratadas no Submódulo 9.8, acompanhadas das respectivas justificativas técnicas; Endereço na Internet: Página 6/18

7 (v) cronograma de manutenção 1 de unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado, excetuando-se as manutenções programadas conforme o estabelecido no Submódulo 6.5; (vi) dados de usinas termoelétricas existentes ou futuras Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado, quais sejam: (vii) (1) geração máxima de energia, em MWmed, sem considerar o efeito de manutenções programadas e/ou taxas de indisponibilidade, acompanhada de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (2) para usinas que não estejam sob cobertura da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, inflexibilidades médias mensais, em MWmed, em conformidade com os procedimentos e critérios estabelecidos na Resolução Normativa ANEEL nº 179, de 06/12/2005, acompanhadas de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (3) para usinas que não estejam sob cobertura da CDE e não sejam vendedoras nos Leilões de Energia, custo variável unitário (R$/MWh), acompanhado de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores. estimativa do montante líquido 2 de energia e de demanda disponibilizado para o SIN das usinas Tipo I que não sejam hidroelétricas ou termoelétricas. (b) Participar da modelagem de seus aproveitamentos de geração. (c) Apresentar sugestões para o escopo dos estudos. (d) Analisar os dados e os resultados obtidos e informar ao as incorreções detectadas na utilização das informações prestadas. (e) Analisar os dados identificados pelo como incorretos e, caso pertinente, proceder às devidas alterações e informar o sobre essas alterações. 5.3 Dos agentes de distribuição (a) Fornecer, nos prazos, formatos e meios especificados pelo, os dados e informações necessárias para a realização do planejamento anual da operação energética do SIN, a saber: estimativa do montante líquido 2 de energia e de demanda disponibilizado para o SIN pelo conjunto das usinas Tipo III que estejam na área de concessão do agente de distribuição; (ii) estimativa do montante líquido 2 de energia e de demanda disponibilizado para o SIN pelo conjunto das usinas Tipo II, que não tenham CVU declarado, que estejam na área de concessão do agente de distribuição; e (iii) relação das usinas consideradas na composição dos montantes de energia e demanda definidos nos itens 5.3 (a) e 5.3 (a) (ii). (b) Apresentar sugestões para o escopo dos estudos. (c) Analisar os dados e resultados obtidos e informar ao as incorreções detectadas na utilização das informações prestadas. 1 O envio do cronograma de manutenção é obrigatório para o primeiro ano civil do estudo e opcional para os demais anos. 2 Os montantes líquidos devem incluir efeitos de manutenções programadas, de sazonalidade de combustível e de índices de indisponibilidade. Essa observação vale para todas as referências a montante líquido feitas neste submódulo. Endereço na Internet: Página 7/18

8 (d) Analisar os dados identificados pelo como incorretos e, caso pertinente, proceder às devidas alterações e informar ao essas alterações. 5.4 Dos agentes de importação e de exportação (a) Fornecer, nos prazos, formatos e meios especificados pelo, os dados e informações necessários para a realização do planejamento anual da operação energética do SIN, a saber: montantes líquidos 3 máximos mensais de energia, em MWmed, disponíveis para importação ou para exportação pelo SIN, acompanhados de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (ii) montantes líquidos 3 mínimos mensais de energia, em MWmed, disponíveis para importação ou para exportação pelo SIN, acompanhados de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (iii) montantes líquidos 3 máximos mensais de potência, em MW, disponíveis para importação ou para exportação pelo SIN, acompanhados de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (iv) montantes líquidos 3 mínimos mensais de potência, em MW, disponíveis para importação ou para exportação pelo SIN, acompanhados de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (v) custos variáveis (R$/MWh) associados aos suprimentos, acompanhados de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores. (b) Participar da modelagem de suas interligações internacionais. (c) Apresentar sugestões para o escopo dos estudos. (d) Analisar os dados e resultados obtidos e informar ao as incorreções detectadas na utilização das informações prestadas. (e) Analisar os dados identificados pelo como incorretos e, caso pertinente, proceder às devidas alterações e informar ao essas alterações. 5.5 Do agente comercializador de Itaipu Binacional (a) Fornecer, nos prazos, formatos e meios especificados pelo, os dados e informações necessários para a realização do planejamento anual da operação energética do SIN, a saber: suprimentos previstos de energia e de demanda para a Administración Nacional de Electricidad ANDE; (ii) consumo interno da UHE Itaipu associado ao setor de 50Hz; (iii) cronograma de manutenção 4 de unidades geradoras, excetuando-se as manutenções programadas conforme o estabelecido no Submódulo 6.5; (iv) disponibilidade de potência e de energia da UHE Itaipu para o SIN; (v) restrições operativas do aproveitamento, que não sejam da natureza daquelas tratadas no Submódulo 9.8, acompanhadas de justificativa técnica. 3 Os montantes líquidos devem incluir efeitos de manutenções programadas, de sazonalidade de combustível e de índices de indisponibilidade. Essa observação vale para todas as referências a montante líquido feitas neste submódulo. 4 O envio do cronograma de manutenção é obrigatório para o primeiro ano civil do estudo e opcional para os demais anos. Endereço na Internet: Página 8/18

9 (b) Participar da modelagem da UHE Itaipu. (c) Apresentar sugestões para o escopo dos estudos. (d) Analisar os dados e resultados obtidos e informar ao as incorreções detectadas na utilização das informações prestadas. (e) Analisar os dados identificados pelo como incorretos e, caso pertinente, proceder às devidas alterações e informar ao essas alterações. 5.6 Do agente administrador da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (a) Fornecer, nos prazos, formatos e meios especificados pelo, os dados e informações necessários para a realização do planejamento anual da operação energética do SIN, a saber: dados de usinas termoelétricas que estejam sob cobertura da CDE, quais sejam: (1) inflexibilidades médias mensais, em MWmed, em conformidade com os procedimentos e critérios estabelecidos na Resolução Normativa ANEEL nº 179, de 06/12/2005, acompanhadas de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores; (2) para usinas que não sejam vendedoras nos Leilões de Energia, custo variável unitário (R$/MWh), acompanhado de justificativa técnica em caso de modificação em relação a informações anteriores. (b) Apresentar sugestões para o escopo dos estudos. (c) Analisar os dados e resultados obtidos e informar ao as incorreções detectadas na utilização das informações prestadas. (d) Analisar os dados identificados pelo como incorretos e, caso pertinente, proceder às devidas alterações e informar ao essas alterações. 6 DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DO PROCESSO 6.1 Recebimento de dados e de informações Os agentes com responsabilidades definidas neste submódulo devem encaminhar os dados sob sua responsabilidade, definidos no item 5 deste submódulo, em formato a ser especificado quando da solicitação feita pelo, atendendo aos prazos definidos no item 7 também deste submódulo Recebidos os dados, o procede à sua análise e consistência preliminar, verificando o cumprimento de prazos de envio pelos agentes envolvidos neste submódulo. Modificações nas informações dos agentes referentes a custos variáveis de operação, geração máxima de energia e inflexibilidades de usinas termoelétricas, e montantes mínimos ou máximos disponíveis para importação ou exportação para o SIN devem ser informadas antecipadamente à ANEEL, acompanhadas de justificativa técnica dada pelo agente responsável pela informação O avalia a pertinência da utilização de informações enviadas fora do prazo pelos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo, sem prejuízo do registro da nãoconformidade correspondente. Endereço na Internet: Página 9/18

10 6.2 Estabelecimento do escopo do estudo e definição do caso de referência e dos casos de sensibilidade Após o recebimento dos dados, o estabelece o escopo dos estudos com base nos cenários disponíveis de oferta, de mercado e de abastecimento de combustíveis, nas características dos modelos disponíveis e nas condições conjunturais do SIN O caso de referência reflete as condições mais representativas da evolução do SIN no que se refere a mercado previsto, oferta de energia e limites de transmissão, segundo critérios estabelecidos no Submódulo Esse caso deve ter por base o PMO para o mês de realização do estudo em questão A critério do, podem ainda ser considerados casos de sensibilidade para que seja possível avaliar os efeitos sobre as condições de atendimento em função de variações relativas aos seguintes fatores: (a) oferta de energia, com alterações nos cronogramas de entrada em operação de novos empreendimentos e/ou nas características dos empreendimentos considerados nos estudos; (b) mercado de energia e de demanda; (c) expansão da transmissão, com alterações nos cronogramas de entrada em operação de novos elementos da rede de transmissão; (d) número de subsistemas considerados nos estudos; (e) diferentes limites de transmissão entre subsistemas; (f) custo de déficit; (g) cenários de afluências; e (h) evolução de custos variáveis de operação das usinas termoelétricas e de disponibilidade de combustíveis. 6.3 Apresentação das premissas e do escopo do estudo aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo O deve apresentar aos agentes envolvidos neste submódulo o escopo do estudo e as premissas do caso de referência e dos casos de sensibilidade Nessa ocasião, os agentes com responsabilidades definidas neste submódulo podem propor alterações no escopo do estudo e sugerir novos casos de sensibilidade, bem como analisar as informações disponibilizadas e especificar para o eventuais inconsistências O avalia as sugestões recebidas, e as incorpora aos estudos quando pertinente, justificando aos agentes envolvidos neste submódulo as sugestões não incorporadas. 6.4 Consolidação dos dados e montagem dos casos de estudo O consolida as informações recebidas e procede à sua modelagem para uma representação adequada do sistema real nas ferramentas computacionais utilizadas nesse processo, segundo critérios estabelecidos no Submódulo Caso seja identificada alguma inconsistência nos dados recebidos, o solicita ao agente responsável sua correção, apresentando justificativa técnica simplificada. O agente retifica ou ratifica seus dados, conforme considere pertinente, apresentando suas justificativas. Endereço na Internet: Página 10/18

11 6.4.3 A ausência de informações, bem como o fornecimento de dados incompletos ou incorretos, implica a utilização de informações provenientes de outras fontes, a critério do, sem prejuízo do registro de eventuais não-conformidades Após a consolidação, o efetua a incorporação dos dados às ferramentas computacionais empregadas O disponibiliza os dados preliminares do planejamento anual da operação energética, atendendo aos cronogramas e prazos definidos no item 7 deste submódulo, para análise pelos agentes envolvidos neste submódulo. Esses agentes devem analisar as informações disponibilizadas e especificar para o eventuais inconsistências, também atendendo aos cronogramas e prazos definidos no item 7 deste submódulo. 6.5 Execução das simulações Essa etapa do processo corresponde à execução das simulações para o planejamento anual da operação energética, através da utilização das ferramentas computacionais descritas no Submódulo 18.2, a saber: (a) definição das estratégias de operação por meio dos modelos de otimização hidrotérmica; e (b) simulação da operação do sistema por meio de dois tipos de modelagem: a sistema equivalente e a usinas individualizadas. 6.6 Análise dos resultados Avaliação das condições de atendimento ao mercado de energia Com base nos resultados fornecidos pelos modelos de otimização e simulação da operação do sistema, e com emprego de séries históricas e séries sintéticas de afluências, são avaliados, quando pertinente: (a) riscos de não atendimento à carga de energia; (b) valor esperado dos déficits de energia; (c) estimativas de geração térmica; (d) estimativas de intercâmbios entre regiões; (e) estimativas de evolução dos custos marginais de operação; (f) estimativas do custo total de operação; (g) benefício marginal de interligação; (h) estimativas para intercâmbios internacionais; (j) evolução dos níveis de armazenamento do sistema; probabilidades de violação das curvas de aversão a risco; e (k) impactos nas condições de atendimento observados nos casos de sensibilidade Avaliação das condições de atendimento à carga de demanda As condições de atendimento à carga de demanda do SIN são avaliadas sob o enfoque determinístico O enfoque determinístico emprega balanços de demanda, que confrontam recursos e requisitos, e permite estimativas das sobras ou déficits. Endereço na Internet: Página 11/18

12 As análises permitem avaliar: (a) necessidade de capacidade instalada adicional para atendimento à ponta; (b) necessidade de adequação do cronograma de manutenção de unidades geradoras, a fim de minimizar os riscos para o atendimento à ponta do SIN; e (c) conseqüências decorrentes do atraso de obras da geração/transmissão Essa análise pode ser efetuada tanto para a condição de demanda sistêmica, como para áreas específicas que requeiram maior detalhamento. 6.7 Apresentação dos resultados do estudo aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo O deve apresentar aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo as análises a serem publicadas Nessa ocasião, esses agentes podem propor ao a incorporação ao relatório de novas informações e resultados O avalia as sugestões recebidas, e as incorpora ao relatório quando pertinente, justificando aos agentes envolvidos as sugestões não incorporadas. 6.8 Elaboração de documentos e disponibilização dos resultados finais Cumpridas todas as etapas, o elabora o Plano Anual da Operação Energética referente ao ciclo vigente do planejamento anual e o disponibiliza para os agentes e o Poder Concedente O Plano Anual da Operação Energética apresenta o conteúdo a seguir, sendo que em suas revisões os itens poderão ser suprimidos ou apresentados de forma resumida: (a) Informações básicas: (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) (viii) (ix) (x) (xi) (xii) escopo do estudo e premissas do caso de referência e de eventuais casos de sensibilidade; função de custo do déficit; taxa de desconto; penalidade por violação do uso múltiplo da água; penalidade por violação da curva de aversão a risco; cronograma considerado de obras de geração; evolução da capacidade instalada do SIN; cronograma das ampliações e dos reforços de transmissão que afetam os limites de intercâmbio; limites de intercâmbio; modelagem adotada para as interligações internacionais; principais características das usinas hidroelétricas e termoelétricas Tipo I e dos reservatórios associados; principais características das usinas termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado; Endereço na Internet: Página 12/18

13 (xiii) (xiv) (xv) (xvi) (xvii) (xviii) (xix) (xx) (xxi) (xxii) (xxiii) (xxiv) (xxv) (xxvi) (b) Resultados: (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) (viii) (ix) (x) (xi) (xii) custo variável de despacho na base para as usinas termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado; geração mínima e geração máxima adotadas para as usinas termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado; custos variáveis relacionados ao suprimento nas interligações internacionais; montantes líquidos máximos e mínimos de energia e potência disponíveis para importação ou para exportação pelo SIN nas interligações internacionais; estimativas dos montantes líquidos de energia e de potência disponibilizados para o SIN pelo conjunto das usinas Tipo III e Tipo II que não tenham CVU declarado; estimativas dos montantes líquidos de energia e de potência disponibilizados para o SIN por usinas Tipo I que não sejam hidroelétricas ou termoelétricas; taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada utilizadas no estudo; disponibilidade de energia e de potência da UHE Itaipu para o SIN; estimativas de carga de energia e de demanda da ANDE, atendidas pela UHE Itaipu; consumo interno da UHE Itaipu relacionado ao setor de 50Hz; carga de energia e de demanda adotadas no estudo; cronograma de manutenção de unidades geradoras hidroelétricas e termoelétricas Tipo I e Tipo II que tenham CVU declarado; armazenamentos previstos por subsistema; e curvas de aversão a risco. análise dos custos marginais de operação; benefícios marginais de interligações; riscos de não atendimento à carga de energia, com análise da profundidade e duração dos déficits associados; estimativas dos montantes de intercâmbios internacionais; estimativas de geração térmica, que considerem aspectos de segurança eletroenergética do SIN, de forma a subsidiar a formação de estoques mínimos operacionais e estoques estratégicos de combustíveis, tendo em vista a logística de compra, estocagem e distribuição; estimativas dos custos totais de operação; estimativas dos intercâmbios entre subsistemas; evolução do armazenamento dos subsistemas; probabilidades de violação das curvas de aversão a risco (CAR); balanço de energias asseguradas; balanço de ponta determinístico; recomendações de adequação dos cronogramas de manutenção de unidades geradoras aos resultados do estudo, quando houver necessidade; Endereço na Internet: Página 13/18

14 (xiii) (xiv) (xv) recomendações sobre a necessidade de capacidade instalada adicional para atendimento à ponta; informações sobre a necessidade de oferta adicional de energia, de antecipação ou de reforço nas interligações e recomendações de providências a serem tomadas para adequar os resultados aos padrões; e impactos nas condições de atendimento observados nos casos de sensibilidade. 7 HORIZONTE, PERIODICIDADE E PRAZOS 7.1 O planejamento anual da operação energética é elaborado com periodicidade anual e abrange um horizonte de 5 (cinco) anos, de maio do 1º (primeiro) ano a dezembro do 5º (quinto) ano. As datas de referência para sua elaboração estão indicadas na Tabela O processamento do modelo de médio prazo para atualização da função de custo futuro no Submódulo 7.3 emprega dados e informações dos estudos do planejamento anual. Visando garantir o uso de informações atualizadas no PMO, esses dados e informações são atualizados periodicamente, de forma independente da elaboração de revisões do planejamento anual. Os Quadros 3 e 4 a seguir indicam, respectivamente, a freqüência das atualizações e os prazos envolvidos. Excepcionalmente, se ocorrerem fatos relevantes, as atualizações podem ser feitas fora dos períodos preestabelecidos, a critério da ANEEL ou a critério do com a anuência da ANEEL. 7.3 O planejamento anual da operação energética é revisto após a realização dos Leilões de Energia ou, excepcionalmente, na ocorrência de fatos relevantes. 7.4 A elaboração de uma revisão segue o mesmo procedimento do estudo anual, podendo ter um escopo menos abrangente. Seu horizonte abrange do mês de sua elaboração até dezembro do 5º (quinto) ano. A revisão tem por base os dados e informações disponíveis, atualizados conforme definido no item 7.2 deste submódulo. A seqüência cronológica das etapas da elaboração de uma revisão do planejamento anual da operação energética está indicada no Quadro 2 a seguir. Tabela 1 - Datas de referência para elaboração e revisão do planejamento anual PLANEJAMENTO ANUAL REVISÃO Início da elaboração Maio Após o mês de abril ou a realização do Leilão de Energia Nova Data limite para disponibilização do relatório 50 dias úteis após o início da elaboração 30 dias úteis após o início da elaboração 7.5 O Quadro 1 resume o cronograma do planejamento anual da operação energética. No Quadro 2, apresenta-se a seqüência cronológica das etapas da elaboração de uma revisão do Plano Anual da Operação Energética. Quadro 1 - Cronograma do planejamento anual da operação energética N.º ETAPAS Nº dias úteis 1 Recebimento de dados e de informações 30 (trinta) Endereço na Internet: Página 14/18

15 2 Estabelecimento do escopo do estudo e definição do caso de referência e dos casos de sensibilidade 3 Apresentação das premissas e do escopo dos estudos aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo 4 Consolidação dos dados e montagem dos casos de estudo 5 Execução das simulações 6 Análise dos resultados 7 Apresentação dos resultados do estudo aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo 8 Elaboração de documentos e disponibilização dos resultados finais 30 (trinta) 20 (vinte) Quadro 2 - Cronograma da elaboração de uma revisão do Plano Anual da Operação Energética N.º ETAPAS Nº dias úteis 1 Obtenção de dados e de informações 20 (vinte) 2 Estabelecimento do escopo do estudo e definição do caso de referência e dos casos de sensibilidade 3 Apresentação das premissas e do escopo dos estudos aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo 4 Consolidação dos dados e montagem dos casos de estudo 5 Execução das simulações 6 Análise dos resultados 7 Apresentação dos resultados do estudo aos agentes com responsabilidades definidas neste submódulo 8 Elaboração dos documentos e disponibilização dos resultados finais 20 (vinte) 20 (vinte) Quadro 3 - Periodicidade de atualização das informações do Planejamento Anual empregadas no Programa Mensal de Operação para elaboração das funções de custo futuro INFORMAÇÃO FONTE FREQUÊNCIA Armazenamentos previstos por reservatório para início do mês de estudo Séries históricas de vazões naturais mensais anual Valores dos usos consuntivos da água e de evaporação anual Volumes de espera por reservatório anual Energias naturais afluentes e vazões naturais verificadas e previstas Restrições operativas hidráulicas anual Previsão consolidada de carga de demanda integralizada por subsistema Endereço na Internet: Página 15/18

16 Previsão consolidada de carga de energia por patamar por subsistema, para todos os meses do horizonte Atualização para os dois primeiros meses do horizonte de estudo da previsão de carga de energia por patamar, por subsistema, compatível com a informada para o Submódulo 7.3 Limites de transmissão entre áreas elétricas do SIN e cronograma de obras de transmissão Geração mínima por razões de confiabilidade elétrica das UTEs Taxa equivalente de indisponibilidade forçada e de indisponibilidade programada apurados Curvas de aversão a risco e penalidade por violação da curva de aversão a risco Relação das UTEs vendedoras nos Leilões de Energia com montantes de energia contratados e preços associados Custo variável unitário de UTEs vendedoras nos Leilões de Energia anual anual na ocorrência do Leilão de Energia Função de custo de déficit ANEEL anual Taxa de desconto ANEEL anual Penalidades por violação de uso múltiplo da água ANEEL anual Cronograma de expansão da oferta Cronograma de enchimento de volume morto de novos reservatórios Cronograma de repotenciação e desativação de usinas Poder concedente e ANEEL Poder concedente e ANEEL Agentes de geração Cronograma de conversão de combustível de UTEs Agentes de geração Restrições operativas hidráulicas que não sejam de natureza das tratadas no Submódulo 9.8 Agentes de geração / Comercializador de Itaipu Cronograma de manutenção Agentes de geração / Comercializador de Itaipu Atualização do cronograma de manutenção de unidades geradoras de UTEs para os primeiros doze meses do horizonte de estudo, compatível com o informado para o Submódulo 7.3 Agentes de geração Geração máxima de energia de UTEs Agentes de geração Inflexibilidades médias mensais de UTEs Agentes de geração / Administrador da CDE Anual, conforme regulamentado na REN 179/2005 ANEEL Custo variável unitário de UTEs não vendedoras nos Agentes de geração / Endereço na Internet: Página 16/18

17 Leilões de Energia Estimativa do montante líquido de energia e de demanda de usinas Tipo I que não sejam UHEs ou UTEs Atualização para os dois primeiros meses do horizonte de estudo da estimativa do montante líquido de energia e de demanda de usinas Tipo I que não sejam UHEs ou UTEs, compatível com o informado para o Submódulo 7.3 Estimativa do montante líquido de energia e de demanda disponibilizado pelo conjunto das usinas Tipo III Atualização para os dois primeiros meses do horizonte de estudo da estimativa do montante líquido de energia e de demanda disponibilizado pelo conjunto das usinas Tipo III, compatível com o informado para o Submódulo 7.3 Estimativa do montante líquido de energia e de demanda disponibilizado pelo conjunto das usinas Tipo II que não tenham CVU declarado. Atualização para os dois primeiros meses do horizonte de estudo da estimativa do montante líquido de energia e de demanda disponibilizado pelo conjunto das usinas Tipo II que não tenham CVU declarado, compatível com o informado para o Submódulo 7.3 Suprimentos previstos de energia e de demanda para a ANDE Atualização para os dois primeiros meses do horizonte de estudo dos suprimentos previstos de energia e de demanda para a ANDE, compatível com o informado para o Submódulo 7.3 Consumo interno da UHE Itaipu associado ao setor de 50Hz Disponibilidade de potência e de energia da UHE Itaipu para o SIN Montantes líquidos máximos e mínimos de energia e potência disponíveis para importação ou exportação Custos variáveis associados aos suprimentos Administrador da CDE Agentes de geração Agentes de geração Agentes de Distribuição Agentes de Distribuição Agentes de Distribuição Agentes de Distribuição Comercializador de Itaipu Comercializador de Itaipu Comercializador de Itaipu Comercializador de Itaipu Agentes de importação/exportação Agentes de importação/exportação Quadro 4 - Prazos de atualização das informações do Planejamento Anual empregadas no Programa Mensal de Operação para elaboração das funções de custo futuro Endereço na Internet: Página 17/18

18 FREQÜÊNCIA DE ATUALIZAÇÃO MÊS DE ATUALIZAÇÃO PRAZO LIMITE PARA ENVIO DE DADOS PELOS AGENTES COM RESPABILIDADES DEFINIDAS NESTE SUBMÓDULO Anual Janeiro 30/11 (ano anterior) Quadrimestral Janeiro, Maio e Setembro 30/11, 31/3 e 31/7 respectivamente Mensal Na ocorrência do Leilão de Energia Todos os meses Não se aplica Até as 17:00 do dia útil imediatamente anterior à Reunião do Programa Mensal de Operação - PMO 15 dias após o Leilão de Energia 8 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS 8.1 Os programas computacionais utilizados nos estudos de planejamento anual da operação energética estão listados a seguir e se encontram detalhados no Submódulo 18.2: (a) Modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados; e (b) Modelo para simulação da operação energética a usinas individualizadas para subsistemas interligados. 8.2 As versões dos modelos computacionais utilizados para atualização da função de custo futuro, no âmbito da elaboração do PMO, são aquelas validadas com a participação dos agentes e homologadas pela ANEEL por meio de ato específico. Endereço na Internet: Página 18/18