1. Introdução Este texto apresenta as premissas básicas adotadas na elaboração do Programa Mensal de Operação de outubro de 2001 e tem por objetivo complementar as informações contidas na pasta de trabalho (conjunto de planilhas Excel) NW-DU-102001.xls. As folhas dessa pasta são referidas no texto como planilhas. O texto apresenta informações consideradas relevantes para a compreensão dos dados utilizados e de sua inserção no contexto do modelo de otimização NEWAVE, a partir de julho/2001 em sua versão 9.2. Os comentários visam, preferencialmente, a compreensão da modelagem do sistema em outubro de 2001. Deve ser observado, ainda, que os dados utilizados são, em sua maioria, consubstanciados por documentos formais, indicados no texto. Por orientação da ANEEL (Resolução nº 202 de 06/06/2001) a partir de julho/2001 foi considerada a opção de racionamento preventivo e utilizados outros recursos que passaram por validação no âmbito ONS/ASMAE/ANEEL, tais como a representação da interligação Sudeste/Nordeste explicitamente e não mais através do nó fictício, utilização de patamares anuais nos limites de intercâmbio, bem como a ordem máxima do modelo estocástico PAR(p) = 6 automática. 2. Taxa de Desconto Foi adotado o valor de 10%, conforme determinação da ANEEL. 3. Custo de Déficit Foi considerado apenas um nível de corte de carga para todos os subsistemas, tendo por custo R$ 684,00/MWh, conforme determinação da ANEEL. 4. Subsistemas O estudo considera quatro subsistemas, correspondentes às regiões geo-elétricas: Sul, Sudeste/Centro- Oeste, Norte e Nordeste. A interligação em Imperatriz é representada através de um subsistema fictício, chamado SIST FICT, desprovido de geração e carga. Esse nó fictício liga-se, então, aos subsistemas vizinhos, permitindo a consideração, no modelo, de limites de transmissão nos três segmentos criados. A Figura 1 mostra a conexão dos subsistemas. A partir de julho/2001, a interligação Sudeste/Nordeste está sendo representada explicitamente. O item Limites de Intercâmbios, abaixo, detalha o cálculo dos limites de transmissão considerados. Norte SIST FIC Nordeste e Sudeste Sul Figura 1 Subsistemas considerados Além da interligação elétrica, os subsistemas têm interligações hidráulicas, como por exemplo nos casos das usinas de Três Marias e Serra da Mesa, o que requer adaptações na modelagem do parque gerador. A representação dos vínculos hidráulicos é descrita em mais detalhe no item Oferta de Energia Hidrelétrica, abaixo. 1 de 6
5. Mercado O requisito de energia, por subsistema, foi discretizado nas condições de carga: pesada, média e leve, referidas nesse documento como patamares 1, 2 e 3, respectivamente. Cada patamar é descrito pelos parâmetros: duração e intensidade (profundidade), expressos em pu do tempo (duração) e da carga (profundidade). De forma a considerar a sazonalidade da carga e as especificidades dos meses do ano, esses parâmetros são também diferenciados por mês. Os valores de duração e profundidade usados na caracterização dos patamares de setembro de 2001 são mostrados na planilha Dados Sistêmicos, enquanto que os valores médios mensais são mostrados na planilha Carga. A conjugação das informações de valor médio, intensidade e duração permite, então, caracterizar os patamares de carga para outubro de 2001. A partir de julho/2001, por orientação da ANEEL (DOU nº 382 de 21/06/2001) a carga da Enersul passou a ser considerada no subsistema Sudeste/ Centro-Oeste. A partir da revisão 3 do PMO de setembro, e conseqüentemente neste PMO de outubro, a carga foi atualizada segundo a determinação nº 049, de 20/09/2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica GCE de modo a contemplar uma estimativa de redução por conta de substituição/racionalização decorrente do racionamento adotado nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Este fatores foram aplicados sobre a carga da 2ª revisão quadrimestral do Planejamento Anual Energético, no período out/01-abr/02, pois a premissa anterior já os contemplava a partir de 1 de maio de 2002. 6. Representação da Usina de Itaipu Por restrições na construção do sistema equivalente, usado no modelo NEWAVE, a Usina de Itaipu é considerada como pertencente ao subsistema Sudeste, uma vez que todo o volume armazenado nos reservatórios a montante da bacia do rio Paraná é valorizado naquela usina, afetando assim o dimensionamento do reservatório equivalente do Sudeste. O impacto dessa consideração nos limites de intercâmbio Sul-Sudeste é descrito em detalhes a seguir. 7. Limites de Intercâmbio Os limites de intercâmbio entre subsistemas contemplam as três condições de carga utilizadas na representação do mercado, dando origem, assim, à consideração de limites diferenciados. Da mesma forma que a carga, os patamares de intercâmbio são descritos pelos parâmetros: duração e intensidade (profundidade). A duração dos patamares de intercâmbio, evidentemente, é igual a duração dos patamares de carga. (vide item Mercado, acima). Os limites de intercâmbio são obtidos a partir de estudos elétricos, utilizando-se o critério de contingência simples, cujos valores são adaptados às necessidades da modelagem a sistema equivalente. Os limites médios mensais de intercâmbio entre subsistemas (vide item Subsistemas, acima) são mostrados na planilha Limites de Intercâmbio, enquanto que os parâmetros duração e intensidade são apresentados na planilha Dados Sistêmicos. A partir de julho/2001, as profundidades dos intercâmbios passaram a contemplar variações anuais. Os itens a seguir detalham o cálculo dos limites de intercâmbio considerados para outubro de 2001. 7.1 Intercâmbio Sul-Sudeste A Figura 2, a seguir, apresenta os principais elementos físicos da interligação Sul - Sudeste e sua relação com a geração da Usina de Itaipu, considerada interna ao subsistema Sudeste, conforme explicado no item Subsistema acima. 2 de 6
Subsistema Sudeste 50 Hz 50 Hz Ibiúna 60 Hz Itaipu Ivaiporã Itaberá Tijuco Preto Usinas 230 e 500 kv Argentina Subsistema Sul S.Angêlo Itá Usinas Figura 2 Visão Física Intercâmbio Sul Sudeste Uma vez que a Usina de Itaipu é alocada no subsistema Sudeste (vide item Representação de Itaipu, acima), inicialmente, determina-se a folga no tronco de 750 kv (Ivaiporã- Itaberá-Tijuco Preto) para recebimento do Sul. Essa folga é dada pela comparação entre a capacidade de recebimento do Sudeste e a geração típica de Itaipu 60 Hz. Uma vez determinada a folga no 750 kv, o limite de intercâmbio Sul Sudeste é, então, obtido pela comparação da folga com a capacidade de fornecimento do subsistema Sul. A Tabela 1, abaixo, resume os valores considerados para outubro / 2001. Patamar 1 Patamar 2 Patamar 3 Geração típica de Itaipu 60 Hz 3.780 3.780 3.780 Capacidade de recebimento do Sudeste 6.100 6.000 5.600 Folga no 750 kv 2.320 2.220 1.820 Capacidade de fornecimento do Sul 2.600 2.600 2.600 Limite de intercâmbio Sul Sudeste 2.320 2.220 1.820 Valor Médio 2.079 Tabela 1 Determinação do Intercâmbio Sul Sudeste em outubro de 2001 ( valores em MW med ) 3 de 6
Intercâmbio Sudeste Sul O intercâmbio do subsistema Sudeste para o subsistema Sul contempla as limitações dos transformadores de Ivaiporã, das linhas de transmissão de 500 kv e dos circuitos de 230 kv no norte do Paraná. A Tabela 2, abaixo, mostra os valores considerados para outubro de 2001. Patamar 1 Patamar 2 Patamar 3 Limite de intercâmbio Sudeste Sul 3.000 3.000 2.800 Valor Médio 2.924 Tabela 2 Determinação do Intercâmbio Sudeste Sul em outubro de 2001 ( valores em MW med ) 7.2 Intercâmbio Norte - Nordeste - Sudeste O limites de intercâmbio entre os subsistemas Sudeste, Norte, Nordeste e SIST FIC ( vide item Subsistemas, acima ) foram definidos a partir de estudos elétricos, com base em contingência simples, cujos valores foram adaptados às necessidades da modelagem a sistema equivalente, mostrados na planilha Limites de Intercâmbio. 8. Oferta de Energia Hidrelétrica Com relação ao parque hidrelétrico, cumpre registrar: Aproveitamento de Porto Primavera A representação de Porto Primavera no modelo se deu através de uma usina com 10 máquinas de 100,8 MW. Por estar submotorizada ( número de máquinas inferior ao número de unidades de base - 11), não afeta a energia armazenada do subsistema Sudeste. Enquanto não for obtida licença ambiental para completar o enchimento de seu reservatório, a usina operará como fio d água na cota 257 m. Aproveitamento de Três Marias Por limitações na montagem do sistema equivalente, o vínculo hidráulico entre os subsistemas Sudeste e Nordeste é representado no modelo NEWAVE através da consideração de dois aproveitamentos em Três Marias. O primeiro, com reservatório e motorizado, é alocado ao subsistema Sudeste, não havendo nenhum aproveitamento a jusante, o que faz com que a água desse reservatório só seja valorizada na própria usina, contribuindo apenas para a energia armazenada do subsistema Sudeste. O segundo aproveitamento é alocado ao subsistema Nordeste, dispõe de reservatório, não é motorizado, e se insere na cascata do rio S. Francisco, o que faz com que seu volume contribua somente para a energia armazenada do subsistema Nordeste. Aproveitamento de Serra da Mesa O vínculo hidráulico existente no rio Tocantins é tratado de forma semelhante àquela descrita para o rio São Francisco. Assim, dois aproveitamentos de Serra da Mesa são incluídos na configuração. O primeiro, localizado no subsistema Sudeste, é composto pelo conjunto reservatório - usina, não tendo nenhum aproveitamento a jusante. Assim, o reservatório equivalente do Sudeste é afetado pela valorização do reservatório somente nessa usina. O segundo aproveitamento é colocado no subsistema Norte e é composto somente de um reservatório, tendo a jusante os demais aproveitamentos do rio Tocantins. 4 de 6
Aproveitamento de Lajeado Por limitações na montagem do sistema equivalente, o vínculo hidráulico entre os subsistemas Norte e Sudeste é representado no modelo NEWAVE através da consideração de dois aproveitamentos em Lajeado. O primeiro tem reservatório, é motorizado e alocado no subsistema Norte. O segundo aproveitamento é alocado no subsistema Sudeste, dispõe de reservatório, não é motorizado, se insere na cascata do rio Tocantins, e se faz necessário para tratar de forma correta o enchimento desse reservatório a partir dos recursos armazenados no aproveitamento de Serra da Mesa. Aproveitamento de Queimado Por limitações na montagem do sistema equivalente, o vínculo hidráulico entre os subsistemas Nordeste e Sudeste é representado no modelo NEWAVE através da consideração de dois aproveitamentos em Queimado. O primeiro, com reservatório e motorizado, é alocado ao subsistema Sudeste, não havendo nenhum aproveitamento a jusante, o que faz com que a água desse reservatório só seja valorizada na própria usina, contribuindo apenas para a energia armazenada do subsistema Sudeste. O segundo aproveitamento é alocado ao subsistema Nordeste, dispõe de reservatório, não é motorizado, e se insere na cascata do rio S. Francisco, o que faz com que seu volume contribua somente para a energia armazenada do subsistema Nordeste. Os aproveitamentos hidrelétricos e termelétricos localizados no estado do Mato Grosso do Sul passaram a ser localizados na subsistema Sudeste/Centro-Oeste desde julho/2001. 9. Oferta de Energia Termelétrica O modelo contempla as seguintes situações: Usinas Inflexíveis (Take or Pay) A inflexibilidade de geração é representada através da consideração de restrições de geração mínima decorrentes de contratos para consumo de combustível. Usinas com Restrição Operativa Nessas usinas, a geração mínima é conseqüência de restrições operativas em seus equipamentos ou ambientais. Geração Mínima por Restrições Elétricas Nessas usinas, a geração mínima é conseqüência de restrições identificadas por estudos elétricos. Usinas em Teste de Comissionamento As usinas em fase de teste de comissionamento são representadas no modelo como se fossem usinas inflexíveis. A planilha Oferta de Energia Termelétrica mostra as usinas consideradas no estudo, os montantes e as naturezas das restrições de geração mínima. 10. Manutenção de Usinas Hidrelétricas O modelo NEWAVE, na sua versão atual, não considera um programa de manutenção explícito para unidades geradoras hidrelétricas. Para esse tipo de usina, a manutenção programada é representada de forma indireta através da consideração de taxas equivalentes. A planilha Manutenção Hidrelétrica mostra os valores de IP (Taxa de Indisponibilidade Programada) considerados para as usinas representadas no estudo. Referência : Plano de Operação dos Sistemas Interligados para 1998 - GCOI 5 de 6
11. Manutenção de Usinas Termelétricas No modelo NEWAVE, as usinas térmicas recebem um tratamento diferente daquele dado às usinas hidrelétricas. Para esse tipo de usina, o cronograma de manutenção do primeiro ano é lido em detalhe (data de início e duração). Para os anos seguintes, a manutenção é representada por uma taxa equivalente. Referência: Plano de Operação dos Sistemas Interligados para 1998 - GCOI 12. Saídas Forçadas de Usinas Hidrelétricas e Termelétricas As saídas forçadas são representadas no modelo NEWAVE através de taxas equivalentes. Para as usinas hidráulicas, a taxa usada foi a TEIF. Para as usinas térmicas, por outro lado, foram utilizados valores de taxas de indisponibilidade forçada informadas pelos agentes e, na falta destas, considerados os valores que constam da referência abaixo. A planilha Saída Forçada mostra os valores considerados. Referência: Plano de Operação dos Sistemas Interligados para 1998 - GCOI. 13. Interligações Internacionais As interligações internacionais Argentina I, II e III são representadas no modelo como usinas térmicas fictícias com custos de geração iguais aos contratuais e despacho de geração mínimo nulo, tendo em vista característica contratual de potência posta à disposição. 14. Cronograma de Expansão Conforme determinação da ANEEL, a partir do PMO de setembro/2001, a expansão hidráulica, térmica e de pequenos aproveitamentos deve contemplar apenas os empreendimentos que não tenham impedimentos a sua realização, conforme os relatórios de acompanhamento da fiscalização disponível no site da Agência. 15. Restrições Operativas Conforme determinação nº 049, de 20/09/2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica GCE, a partir do PMO de outubro/2001 estão sendo contempladas as restrições de armazenamento mínimo operativo por reservatório. 6 de 6