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11
O Processo de Planejamento da Operação do SIN
Reestruturação e Regulação do Setor de Energia Elétrica e Gás Natural
Seminário Internacional
30 e 31/08/2006
Rio de Janeiro
30 de agosto de 2006
Mario Daher
Gerente de Planejamento Energético da Operação
Diretoria de Planejamento e Programação da Operação - DPP
Operador Nacional do Sistema Elétrico
22
Seminário Internacional
Reestruturação e Regulação do Setor de Energia Elétrica e Gás Natural
30 e 31/08/06
O Setor Elétrico Brasileiro
O Sistema Elétrico Brasileiro
Singularidades do Sistema Elétrico Brasileiro
O Papel do ONS
O Planejamento da Operação
Apresentação
geselGrupo de estudos do setor de energia elétrica
33
Garantir a Confiabilidade e
Eficiência através daIntrodução da
Competividade
Modelo Anterior(vigente até 1998)
Estrutura Cooperativa
Entidades Colegiadas
Divisão de Responsabilidades entreConcessionárias
Predominância de EmpresasEstatais
Verticalização
Modelo Vigente(Novo Modelo)
A operação do Sistema Interligado
Mercado Competitivo e Modicidade Tarifária
Operador Nacional do Sistema , Camara de Comercialização de Energia Elétrica e Empresa de Pesquisa Energética
Responsabilidades delegadaspelo Agente Regulador
Surgimento de EmpresasPrivadas
Desverticalização
O O ProjetoProjeto de de reestruturareestruturaççãoão do do SetorSetor ElEléétricotrico BrasileiroBrasileiro
44
INDÚSTRIA DA
ENERGIA ELÉTRICA
CNPECNPE
MME / SENMME / SENANEELANEELAgentes Setoriais
G T D I E CL
CMSECMSE
InstituiInstituiçções do Novo Modelo ões do Novo Modelo (Lei 10.847 e lei 10.848) (Lei 10.847 e lei 10.848)
ANA &
ANP
ANA &
ANPEPEEPE
ONS CCEE
Políticas e
Diretrizes
Políticas e
Diretrizes
Regulação
Fiscalização
Regulação
FiscalizaçãoOperacionalização
do Mercado
Operacionalização
do Mercado
Opera segundo Procedimentos
de Rede
Convenção de comercialização
55
Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro
Leis no 10.848/2004 e no 10.847/2004
CMSEComitê de Monitora-mento do Setor ElétricoDec. nO 5175/2004
EPEEmpresa de Pesquisa EnergéticaDec. nO 5184/2004
ANP
ANA
ANEELAgencia Nacional de Energia ElétricaLei nO 9427/1996
CCEECâmara de Comercialização
de Energia ElétricaDec. nO 5177/2004
MMEMinistério de Minas e Energia
ONSOperador Nacionaldo Sistema ElétricoDec. nO 5081/2004
CNPEConselho Nacional de Política EnergéticaDec. nº 3520/2000
Política Energética/Matriz
Planejamento energético
Comercialização
Segurança do suprimento
Operação
Regulação e Fiscalização
CNPE
CMSE MME EPE
ANEEL
ONS CCEE
Agentes
Dados +
Programa de Operação
GT CL
D C
IM/EX
Leis no 10.848/2004 e no 10.847/2004
CMSEComitê de Monitora-mento do Setor ElétricoDec. nO 5175/2004
EPEEmpresa de Pesquisa EnergéticaDec. nO 5184/2004
ANP
ANA
ANEELAgencia Nacional de Energia ElétricaLei nO 9427/1996
CCEECâmara de Comercialização
de Energia ElétricaDec. nO 5177/2004
MMEMinistério de Minas e Energia
ONSOperador Nacionaldo Sistema ElétricoDec. nO 5081/2004
CNPEConselho Nacional de Política EnergéticaDec. nº 3520/2000
Política Energética/Matriz
Planejamento energético
Comercialização
Segurança do suprimento
Operação
Regulação e Fiscalização
CNPE
CMSE MME EPE
ANEEL
ONS CCEE
Agentes
Dados +
Programa de Operação
GT CL
D C
IM/EX
CMSEComitê de Monitora-mento do Setor ElétricoDec. nO 5175/2004
EPEEmpresa de Pesquisa EnergéticaDec. nO 5184/2004
ANP
ANA
ANEELAgencia Nacional de Energia ElétricaLei nO 9427/1996
CCEECâmara de Comercialização
de Energia ElétricaDec. nO 5177/2004
MMEMinistério de Minas e Energia
ONSOperador Nacionaldo Sistema ElétricoDec. nO 5081/2004
CNPEConselho Nacional de Política EnergéticaDec. nº 3520/2000
Política Energética/Matriz
Planejamento energético
Comercialização
Segurança do suprimento
Operação
Regulação e Fiscalização
CNPE
CMSE MME EPE
ANEEL
ONS CCEE
Agentes
CNPE
CMSE MME EPE
ANEEL
ONS CCEE
Agentes
Dados +
Programa de Operação
GT CL
D C
IM/EX
66
A Gênese do Sistema Elétrico Brasileiro – SEBpermite entendermos o Papel do ONS e o Processo de Planejamento da Operação do
Sistema Interligado Nacional – SIN no novo Modelo
77
Belém
Jacui
Porto Alegre
Florianópolis
Curitiba
SÃO PAULO
Rio de Janeiro
Paraíbado Sul
Uruguai
Vitória
BeloHorizonte
ITAIPU
GRANDE
Paranaíba
Paraná/Tietê
C.Grande
Iguaçu
Tocantins
S.Francisco
Parnaíba
S.Luís
Teresina
Fortaleza
Natal
J. Pessoa
RECIFE
Maceió
Aracajú
Salvador
Goiânia
BRASILIA
Argentina
Paranapanema
Cuiabá
MANAUS
VENEZUELA
Boa Vista Macapá
Rondônia
SIN98% do mercado
Sistemas IsoladosAmazônia Legal2% do Mercado
PredominantementeTérmico+- 300 localidadesisoladas
PredominanteHidroelétricoGrandes ReservatóriosGrandes Interligações
12 Grandes Bacias Hidrográficas
Sistema Interligado Nacional
O Sistema Elétrico Brasileiro - SEB
88
•Quatro subsistemas, em função da carga e da oferta •Sistema de dimensão continental
Sistema Interligado Norte
• Exportador 9 meses do ano, tendendo a aumentar volume de energia exportado
Sistema Interligado Nordeste
• Mercado crescente: cada vez mais importador
Sistema Interligado Sudeste/C-Oeste• Grande mercado de demanda no país• Importador de outras regiões e países vizinhos
• Grande capacidade de armazenamento
Sistema Interligado SULSistema hidrotérmico com grande variabilidade de armazenamento: intercâmbios com SE/CO variando de sentido
O Sistema Interligado Nacional - SIN
14 % da carga e 19% do armazenamento
60 % da carga e 69% do armazenamento
17% da carga e 7% do armazenamento
7% da carga
5% do armazenamento
99
ENA Sudeste
48.779 51.669 48.385 36.038 26.558 22.622 18.695 15.592 15.830 19.022 24.117 36.142
30.287
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med
Média Anual(MWmed)
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reserva-
tórios a 65% de armazenamento
50,9% daafl. anual
Diferença entre Máx e Mín: 3,3 para 1
ENA Sudeste
48.779 51.669 48.385 36.038 26.558 22.622 18.695 15.592 15.830 19.022 24.117 36.142
30.287
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med
Média Anual(MWmed)
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reserva-
tórios a 65% de armazenamento
50,9% daafl. anual
Diferença entre Máx e Mín: 3,3 para 1
ENA Sul
5.000 5.804 4.991 4.607 5.822 6.957 7.563 6.832 7.906 9.061 6.376 5.080
6.333
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
41,3% daafl. anual
Média Anual(MWmed)
Diferença entre Máx e Mín: 2 para 1
ENA Sul
5.000 5.804 4.991 4.607 5.822 6.957 7.563 6.832 7.906 9.061 6.376 5.080
6.333
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
41,3% daafl. anual
Média Anual(MWmed)
Diferença entre Máx e Mín: 2 para 1
ENA Nordeste
13.559 14.381 14.290 11.295 6.882 4.713 3.881 3.328 2.960 3.305 5.374 9.762
7.811
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
57,1% daafl. anual
Média Anual(MWmed)
Diferença entre Máx e Mín: 4,8 para 1
ENA Nordeste
13.559 14.381 14.290 11.295 6.882 4.713 3.881 3.328 2.960 3.305 5.374 9.762
7.811
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
57,1% daafl. anual
Média Anual(MWmed)
Diferença entre Máx e Mín: 4,8 para 1
ENA Norte
8.357 11.193 13.137 13.062 8.503 4.134 2.407 1.690 1.323 1.480 2.440 4.784
6.043
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reservatórios a 65% de
armazenamento
63,1% daafl. anual
Média Anual(MWmed)
Diferença entre Máx e Mín: 9,9 para 1
ENA Norte
8.357 11.193 13.137 13.062 8.503 4.134 2.407 1.690 1.323 1.480 2.440 4.784
6.043
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reservatórios a 65% de
armazenamento
63,1% daafl. anual
Média Anual(MWmed)
Diferença entre Máx e Mín: 9,9 para 1
Sazonalidade da ofertaComplementaridade S- SE/CO/N/NE
9,9 / 14,8 / 1
2,0 / 13,3 / 1
������������� �����
63%67%
42% 61%
A Transmissão desempenha papel Fundamental A Transmissão desempenha papel Fundamental –– Usinas VirtuaisUsinas Virtuais
mercado pequeno
grandes reservatórios
Alta correlação negativa
Única bacia hidrográfica
1010
�������������� ������������
Sistema de Transmissão Brasileiro: extensão comparada com a da Europa
1 cm + 260 km
Demanda de Energia – TWh – 2004
Sistema singular e de grande porte, em escala mundial
384,1
477,2
260,1
390,0322,0
-
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
Brasil França Espanha Grã-Bretanha
Itália
TWh
1111
Longas linhas e carga esparsa
Cuidados no controle de tensão e estabilidade dinâmica
Transferência de grandes blocos de energia-integração interregional
Segurança – confiabilidade-recuperação rápida após distúrbios
1212
Belém
Jacui
Porto Alegre
Florianópolis
Curitiba
SÃO PAULO
Rio de Janeiro
Paraíbado Sul
Uruguai
Vitória
BeloHorizonte
ITAIPU
GRANDE
Paranaíba
Paraná/Tietê
C.Grande
Iguaçu
Tocantins
S.Francisco
Parnaíba
S.Luís
Teresina
Fortaleza
Natal
J. Pessoa
RECIFE
Maceió
Aracajú
Salvador
Goiânia
BRASILIA
Argentina
Paranapanema
Cuiabá
MANAUS
VENEZUELA
Boa Vista Macapá
Acre
Rondônia
������������ ��
Novas Novas Fronteiras do SINFronteiras do SIN
Muita ÁguaGás NaturalCarga Esparsae pequenos montantes
Oferta + Longeda CargaTransmissão + Extensae + complexa
> Transferências de Grandes blocos de energia
Médio Prazo
O Sistema Elétrico Brasileiro
1313
PR
SC
RS
RJSP
MS
GO
BA
TO
PA
MT
RO
AC
AM
RR
AP
MACE
PI PE
RNPB
ALRecife
300 Km
Venezuela
ColômbiaSuriname
Guiana Francesa
Bolívia
Salvador
ES
Paraguai
Uruguai
Argentina
São Paulo
1.700 Km1.600km
Rio
Ara
guai
a
Rio
Xin
gu
Uhe Tucuria
2.400km
2.800km
Peru
Rio Madeira
Rio AmazonasRio Solimões
Rio Negro
2.600km
400km
MG
Rio
Tap
ajos
SE
Guiana
Belo Horizonte
Rio de Janeiro
Grandes Projetoshidráulicos
�� ���������� ��
Madeira TapajósXingu
Médio/ Longo Prazo
PossPossííveis Novas veis Novas Fronteiras do SINFronteiras do SIN
O Sistema Elétrico Brasileiro
1515
CemigFurnasAES-TietêCESPCDSA
Camargos
Bacia do Rio Grande - 29% do armaz. do SE/CO
Igarapava
V.Grande
São SimãoItumbiara
Corumbá I
Emborcação
Itutinga
Funil Grande
Furnas
M.Moraes
L.C.Barreto
Jaguara
P. Colômbia
Marimbondo
Água Vermelha
C. Dourada
Nova Ponte
Rio Paraná
I. Solteira
Jupiá
P.Primavera
Itaipu
��������������������������������������������������������������
Miranda
Necessidade de coordenação sistêmica para assegurar ganhos sinérgicos otimizados para a sociedade
Bacia do Rio Paranaíba36% do armaz. do SE/CO
4 c
Geração de montante afeta geração de jusante
1616 Segundo a Política Nacional de Recursos Hídricos - Lei 9.433 de 1997
irrigação controle de cheiasdessedentação
uso humano hidroviaslazer
7
������������������
� usos prioritários
�.
�.
O uso Concorrencial da ÁguaO uso Concorrencial da Água
1717
��������������������������������� �����
Multipropriedade
T2
T4
T6
T7
T1 T3
T8
T9
CL1
D3
GT1
GH1
GH2
GH3
GH4
D1
GT2
GH5GH6
T5
GT3 ( <30 MW )
D4
D2
> 1000 pontos de conexão
TransmissãoGeração Distribuição
Usinas � 30 MW
cc
C – Consumidores
c
c
c
c
Subtransmissão Distribuição
T2
T4
T6
T7
T1 T3
T8
T9
CL1
D3
GT1
GH1
GH2
GH3
GH4
D1
GT2
GH5GH6
T5
GT3 ( <30 MW )
D4
D2
> 1000 pontos de conexão
TransmissãoGeração Distribuição
Usinas � 30 MW
cc
C – Consumidores
c
c
c
c
Subtransmissão Distribuição
T2
T4
T6
T7
T1 T3
T8
T9
CL1
D3
GT1
GH1
GH2
GH3
GH4
D1
GT2
GH5GH6
T5
GT3 ( <30 MW )
D4
D2
> 1000 pontos de conexão
TransmissãoGeração Distribuição
Usinas � 30 MW
cc
C – Consumidores
c
c
c
c
Subtransmissão Distribuição
Neutralidade – Equidade – Transparência
1818
O Sistema Elétrico Brasileiro - SEB
Singularidades do SEB
Arquitetura : G - T - D
Operação : acoplamento de decisões
Funcionamento : multipropriedadeserviço público e competição
Geram Sinergias e Complexidades
Condicionam a IEEB
�Processos e Metodologias dePlanejamento da Operação
�Formação de Preços� Inserção de Projetos
IEEB = Industria de Energia Elétrica Brasileira
1919
Necessidade de Ações Coordenadas no SIN
Integração Sistêmica
Ótimo sistêmico
Otimização energética
Segurança elétrica
2020
Integração Sistêmica
Ótimo sistêmico
Otimização energética
Segurança elétrica
Gestão otimizada do armazenamento dos
grandes reservatórios
Despacho otimizado das termoelétricas
Operação da geração e da Rede Básica de Transmissão/DITs
Operação das instalações /
Agentes G T D
Minimiza probabilidade de racionamentos
Minimiza probabilidade de blecautes
Despacho por razões elétricas
Estratégias
Missão do ONS
2121
������� !����������� �����
Entidade de Direito Privado, sem fins lucrativos
Missão
Coordenar e Controlar a operação dos sistemas de geração e transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN (Rede de Operação)
garantindo:
A Segurança do SuprimentoContinuidade (buscando evitar racionamentos e minimizar blecautes) e Qualidade (buscando redução do impacto de perturbações e atendimento segundo padrões de desempenho técnico)
A Otimização Econômicaoperação ao menor custo - modicidade tarifáriaEscritório Central - RJ
ONSONS
2222
� Planejamento e Programação da Operação do Sistema Interligado Nacional - SIN
� Operação em Tempo Real
� Administração da Transmissão
� planejamento e programação da operação e despacho centralizado da geração
� supervisão e coordenação dos COS
� supervisão e controle da operação dos sistemas nacionais e internacionais
� contratação e administração dos serviços de transmissão, do acesso à rede e dos serviços ancilares
� proposição à ANEEL das ampliações e reforços da rede básica de transmissão
� definição de regras para a operação da rede básica de transmissão
� divulgação dos indicadores de desempenho dos despachos realizados, a serem auditadossemestralmente pela ANEEL
MacrofunçõesMacrofunções
"�����#� ��������$# ����������
Base Legal:
Decreto 5.081 de 14 de maio de 1998
Lei 9.648, de 27 de maio de 1998
Decreto 5.081 de 14/05/2004
AtribuiçõesAtribuições
2323
Área de Atuação do ONS
• Operação sistêmica pelo ONS / Operação das instalações pelas empresas de G & T
• Abastecimento no atacado
Geração + Transmissão Distribuição
• Fiscalização ANEEL• Operação pelas empresa de D• Abastecimento no varejo
Geração (H+T)
166 Usinas � 30 MW
544 Unidades geradoras
77 Agentes
Rede Básica de Transmissão
83.049 km de Lts693 circuitos
321 subestações
35 Agentes
Distribuição
Carga de Energia
2005
65 Agentes
> 1000 pontos de conexão
45.713 MWmed
2424
�����%� !��������
AMBIENTE DE ESTUDOS
�Planejamento e Programação�Avaliação da Qualidade da
Operação�Administração da Transmissão�Gestão Corporativa
AMBIENTE DE EXECUÇÃO DA OPERAÇÃO
Equipe Descentralizada
N/NERecife
SEDE
Escritório Central
Equipe Descentralizada
Sul
Brasília
Rio de Janeiro
Florianópolis
Brasília
(564)
Núcleos de ApoioCentros de Operação Regionais de Apoio
Operação em Tempo Real
2525
ASSEMBLÉIA GERAL
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Comitê de Auditoria
Comitê de Arbitragem
Conselho Fiscal
DIRETORIA EXECUTIVA
PRESIDÊNCIASecretaria
GeralAssessoria de Comunicação e
Marketing
DIRETORIA DE ADMINISTRAÇÃO DOS
SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO
DIRETORIA DE PLANEJAMENTO E
PROGRAMAÇÃO DA OPERAÇÃO
DIRETORIA DE OPERAÇÃO
DIRETORIA DE ASSUNTOS CORPORATIVOS
� Gerência de Administração da Transmissão (3)
� Gerência de Contabilização e Monitoramento dos Contratos (3)
� Gerência de Estudos Especiais, Proteção e Controle (2)
� Gerência de Modelos e Carga (2)
� Gerência de Planejamento da Operação (3)
� Gerência de Programação e Desligamentos (3)
� Gerência do CNOS -COSR/N (1)- Gerência de Pré-Operação e Tempo Real (2) - Gerência Normatização, Análise e Estatística da Operação (2)
� Gerência do COSR/SE (3)� Gerência do COSR/S (3)� Gerência do COSR/NE (3)
� Gerência de Informática e Telecomunicações (2)
� Gerência Financeira (2)� Gerência de Recursos
Humanos (2)
Subordinação Técnico-operacional
Legenda:
Subordinação Administrativa
� Equipes Descentralizadas
Estrutura Organizacional
2626
&����������
Governança do ONS
G despachados pelo ONSAgentes de TransmissãoAgentes de DistribuiçãoAgentes ExportadoresAgentes ImportadoresConsumidores Livres(conectados à rede básica)Conselho de ConsumidoresMME
G despachados pelo ONSAgentes de TransmissãoAgentes de DistribuiçãoAgentes ExportadoresAgentes ImportadoresConsumidores Livres(conectados à rede básica)Conselho de ConsumidoresMME
No Conselho de AdministraçãoConselheiros escolhidos em votação na respectiva categoriaNenhum agente com mais que um conselheiroConselheiros com mandato de 2 anos, com uma única reconduçãoPresidente do CA: mandato de 1 ano, com uma reeleição
Na Diretoria Cinco diretores
148 Agentes
4 titulares4 suplentes
5 titulares5 suplentes
1 titular1 suplente
5 titulares5 suplentes
ASSEMBLÉIA GERAL
Produção
Consumo
Participam da Assembléia Geral 2 representantes de Conselhos de Consumidorese 1 do MME, sem voto
Conselho de Administração
Produção Governo/MME
Consumo
28.000 votos(10.000 p/ Produção e Consumo;
8.000 p/ Transmissão)
Transmissão
Transporte
Conselho Fiscal -
Diretoria
• Autorizado da ANEEL
2727
�A Regularização Plurianual
(acoplamento temporal das decisões)
�A Interdependência Espacial (acoplamento espacial das decisões)
�O tempo de maturação das Obras de G e T
�As incertezas com relação às vazões
� As incertezas com relação à Carga
� As incertezas com relação a disponibilidade
de equipamentos
�A redução dessas incertezas com o tempo
......Mas o aumento de detalhes para a operação em
tempo real (interdependência G e T)
Justificam a divisão dos estudos de Planejamento da Operação em Etapas
““ConclusãoConclusão””
2828
���������&���������������
Procedimentos de Rede ���� Regras da Operação
Acessoe
Conexão
Proposiçãode
Ampliaçõese Reforços da Rede Básica
(*)
Planejamento
Planejamento da Operação Energética
Programação Eletroenergética
Operação
Administração, Contabilizaçãoe Liquidaçãode Serviçose Encargos
Insumos dos agentes associados
produtos
Pré-operação
Operação em
tempo real
agentes associados & sociedade
Planejamento da Operação
Elétrica
Pós-operação
3 anos à frente
Por demanda Até 5 anos
à frente
Mensal e diária
No dia / Tempo real
(*) Obrigatório após aprovação da ANEELcom base nos estudos de planejamento da expansão
(**)
(**) Programa de obras definido pelo MME
(**)
2929
Planejamento e Programação da Operação Energética
Etapas de Estudos e Cadeia de Modelos Matemáticos
Médio prazo
Curto prazo
Programação diária
horizonte: 1 a 6 mesesetapas: semanais
horizonte: 1 semanaetapas: ½ hora
horizonte: 5 anosetapas: mensais
������
������
������
PEN
PMO
PDE
PEN Plano Energético Anual
PMO Programa Mensal da Operação PDE Programa Diário Eletroenergético
Mais incertezas e menos detalhes
Menos incertezas e mais detalhesfuturofuturo
3030
Análise das Condições de Atendimento à Carga;Estimativas de CMO, Intercâmbios, Geração
Térmica, Evolução Armazenamento, CDECAR – Curva de Aversão a Risco
Cadeia do Planejamento e Programaçãoda Operação Energética – Principais Produtos
AgentesAgentes
DeckNEWAVE
CCEECalculo PLD
CCEECalculo PLD
MME / CMSE / ANEELMME / CMSE / ANEEL
Despacho Térmico; Intercâmbio entre Subsistemas
Custo Marginal por Subsistema / PatamarMetas de Geração e Armazenamento por Usina
Programa de Geração ( Hidro + Termo )Intercambio entre subsistemasDiretrizes Eletroenergéticas para Operação em
Tempo Real
5 anos a frente
1 mes a frente
1 dia a frente
DeckDECOMP
PEN Plano Energético Anual
PMO Programa Mensal da Operação
PDE Programa Diário Eletroenergético
3131
Plano Anual da Operação Energética – PEN
“O PEN é também um instrumento que permite ao ONS
subsidiar o Poder Concedente, através do CMSE/MME, da EPE/MME e da ANEEL,
para a tomada de decisões estratégicas quando da visualização da ocorrência de situações desfavoráveis de suprimento,
contemplando propostas de antecipações e/ou a indicação da necessidade de ser avaliada pelo MME/EPE
a implementação de oferta adicional visando prover a operação do SIN de uma maior margem de segurança para poder enfrentar condições hidrológicas desfavoráveis.”
3232
Planejamento e Programação da Operação
Planejamento da Expansão do SIN- Baseada em Previsões de Mercado e no Plano Decenal
de Expansão da Geração- Planejamento da Operação Energética (5 anos à frente)
- Estabelece as estratégias para o uso ótimo dos recursos energéticos, considerando restrições de transmissão
- Inclui avaliação probabilística das condições futuras do suprimento (riscos de déficit e segundo a Curva de Aversão a Risco)
- Estabelece o Plano de controle de cheias para o ano - Planejamento da Operação Elétrica (horizonte 1 ano)
- Define os limites de transferência de energia entre regiões e as condições de suprimento aos grandes centros de carga, indicando os requisitos de geração térmica e os de segurança da Rede
- Define medidas para prevenção de grandes perturbações ou para mitigar seus efeitos
- Define medidas para agilizar a recomposição do sistema pós-distúrbio
Plano Decenal de
Expansão/PAR
Planejamento da Operação
Programação Mensal/Semanal
Programação Diária
Operação em Tempo Real
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3333
Planejamento e Programação da Operação
Programação Eletroenergética da Operação- Programação Mensal, revisada semanalmente
- Baseada em previsões de afluências e ajustes em previsões de mercado, define metas e recomendações de alocação da geração no mês e na semana
- Define os intercâmbios entre regiões e geração térmica
- Elabora estudos hidrológicos e meteorológicos para apoiar a definição do uso ótimo dos recursos hídricos
- Calcula o custo marginal da operação para o despacho e envia a base de dados correspondente àCCEE, com base na qual esta define o PLD, preço da energia no mercado spot
- Programação Diária- Define o despacho da geração a cada meia hora, usina
por usina, bem como os intercâmbios entre regiõespara o próximo dia, considerando restrições devidas àindisponibilidade de equipamentos da Rede. Esse programa é referência para a operação em tempo real.
Plano Decenal de
Expansão/PAR
Planejamento da Operação
Programação Mensal/Semanal
Programação Diária
Operação em Tempo Real
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3434
A Operação em Tempo Real
Operação em Tempo Real
• Garante o cumprimento das diretrizes estabelecidas na programação através da Supervisão e Controle:
� Do volume de geração
� Das transferências de energia entre regiões
� Da tensão e da freqüência
� Do carregamento da malha de transmissão
� Dos níveis dos reservatórios
• Realiza os ajustes na operação do SIN, preservando a sua segurança, quando de alterações nas premissas consideradas na programação
• Coordena a recomposição do SIN após perturbações
3535
A base legal do Processo:
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23 m23 móódulosdulos
25 m25 móódulosdulos
Em fase de revisão
3636
• Transparência, Integridade, Equanimidade, Reprodutibilidade e Excelência na Operação do Sistema Interligado Nacional
• Estabelecer, com base legal e contratual, as responsabilidades do ONS e dos Agentes de Operação, no que se refere a atividades, insumos, produtos e prazos dos processos de operação do sistema elétrico
Objetivos
• Estabelecer os procedimentos e os requisitos técnicos para o planejamento, a implantação, o uso e a operação do Sistema Interligado Nacional
• Estabelecer as responsabilidades do ONS e de todos os demais Agentes de Operação
Funções
• ONS
• Participação dos Agentes
• Homologados pela ANEEL
• 23 Módulos
• 25 Módulos na
Revisão
Elaboração
Procedimentos de RedeProcedimentos de Rede
3737
Módulos dos Procedimentos de RedeMódulos 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
3838
Módulos dos Procedimentos de RedeMódulos dos Procedimentos de Rede
13. Telecomunicações 14. Administração dos serviços ancilares15. Administração de serviços e encargos de transmissão 16. Acompanhamento de manutenção 17. Sistemas e modelos computacionais18. Modelos e Sistemas Computacionais 19. Identificação, tratamento e penalidades para as não-conformidades20. Glossário de termos técnicos21. Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico
e integração de instalações22. Análise de ocorrências e perturbações23. Critérios para estudos24. Processo de integração de instalações
25. Apuração dos dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho