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ONS – Reunião com os Agentes

Rio de Janeiro, 17 de abril de 2018

A implantação do DESSEM na Programação Diária da Operação e para a Formação do Preço Horário - PLDh

2

Agenda

� Contextualização/Histórico

� Motivação: antecedentes – aspectos operativos/regulatórios

� A Implantação do DESSEM

Contextualização - HistóricoO Arcabouço Institucional vigente

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Resolução ANEEL 290/2001

O Modelo Mercantil pós 1998 – Tight Pool (*)

Implantação do mercado de Curto Prazo em 3 etapas

1ª etapa Resultados com periodicidade mensal (até 2001)

2ª etapa Resultados com periodicidade semanal (pós jul de 2001)

3ª etapa Resultados com periodicidade horária (futuro...2002/2004)

1. Utilização de modelo de simulação hidrotérmica de médio prazo (NEWAVE/NEWDESP)

2. Utilização de modelo de otimização hidrotérmica de curto prazo (DECOMP)

3. Utilização de modelo de otimização hidrotérmica diária (DESSEM)

PMAE

PMAE/PLD

“PLDh”

(*) O Preço de Curto Prazo é Formado pelo Despacho Econômico da Operação - ordem de mérito (PLD = CMO, com piso/teto, sem restrições intrasubsitemas = > GTmin obrigatória)

Motivação: Antecedentes - aspectos operativos recentes do SIN

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Desafios das Energias RenováveisA Nova Matriz de Energia Elétrica

� Redução gradativa da capacidade de regularização

� Reservatórios “desidratam” com muita rapidez – tendência à Regularização Anual,tipo Tucuruí ... Será ....???????

� Reenchimento dos reservatórios se torna cada vez mais dependente da próximaestação chuvosa

� Desafios no controle “carga X geração” no Nordeste – CAG do NE hoje está noSE/CO

� Variabilidade e a imprevisibilidade de novas fontes de geração

� Significativa adição de geração eólica aumentou a imprevisibilidade da oferta deenergia, que vem sendo compensada por geração térmica e variação dointercâmbio de energia .... O caso Nordeste

� Inserção crescente de novas fontes de geração distribuída, o que faz com que acarga líquida percebida pelo ONS tenha um perfil horário muito variável

� Elasticidade da demanda

� Utilização da flexibilidade da carga para compensar variações da oferta ->implantação da Resposta da Demanda – Projeto Piloto em andamento

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04/09/2012 05/09/2012

Desafios das Energias Renováveis

a intermitência e a

imprevisibilidade

A intermitência e a imprevisibilidade de um dia para o outro

8

3.000

3.200

3.400

3.600

3.800

4.000

4.200

4.400

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5.000

0:0

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00

23:

30

Ge

raçã

o E

óli

ca (

MW

)

Geração Eólica Verificada em 26/06/2016 - Nordeste

4.818 MW

55% da carga do NE

72% de F. Capacidade1.385 MW em 1:45 h

Rampa de

825 MW/h

Rampa de

800 MW/h

A Variabilidade e a imprevisibilidade intra-day

Necessidade de Reserva pronta

9

Geração Eólica Verificada – Dia 26/07/16

Recorde

1.462 MW (21:22 h)

(93,2% Fator de

Capacidade)

Geração Eólica (MW) – Região Sul

351 MWem 31 min

717 MWem 48 min

...em um mesmo dia..

Necessidade de Reserva pronta

A Variabilidade e a imprevisibilidade intra-day

10

Para que a frequência se situe em 60 Hz a geração, a qualquer instante, deve ser igual ao consumo

Geração maior que consumo�� A frequência sobe

Geração menor que consumo�� A frequência cai

Qualidade da Energia GeradaO desafio do Equilíbrio Carga X Geração na Matriz atual

Cenário 1Geração que “some”

Cenário 2Perda de CargaPerda de Linhas

Ação no Limite:

ERACCORTA CARGA

Ação no Limite:

SEPCORTA GERAÇÃO

“Maldita Intermitência”

58,5 Hz ≤ f ≤ 61,5 Hz

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Representação da Carga no PMO

• 3 patamares de carga (médios semanais)

18 89 61

Nº de Horas por Patamar(semana típica: 6 dias úteis e

domingo)

168 horas

Cada patamar representa um subproblema a ser resolvido

Decomp

Define a Ordem de Mérito na semana operativa

É um Modelo de Energia!!!

Motivação: Outros Aspectos Operativos

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Representação da Carga no Decomp

.... mas a Carga como ela é....

Cuva de Carga Diária

levemédia

pesada

Na Programação Diária, as térmicas despachadas por Mérito na semana operativa serão suficientes para fechar o Balanço?

E a Geração Eólica/Solar?

Motivação: Outros Aspectos Operativos

A realidade operativa recente do Nordeste..

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Programação do Atendimento Energético à Região Nordeste

Nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real é exigido um maior gerenciamento na disponibilização de potência para atendimento à carga, bem como no dimensionamento da reserva de potência necessária para suprir as eventuais variabilidades da geração eólica ao longo do dia, de modo a se manter o RNE dentro dos limites elétricos vigentes.

Minimização da defluência no Rio

São Francisco

...hoje 550 m3/s

Eólica

GT adicional dimensionado em função do

comportamento da carga e da geração eólica

DemandaHorária

GT Ordem de Mérito - DECOMP Outras

Hidráulicas NE

Previsãoem D-1

Despacho Fora da Ordem de Mérito – “DFOM”

ESS

O São Francisco como Balanço Hídrico

“folga” para o Tempo Real

RNE – recebimento pelo NordestePara corrigir desvio de frequência ou eventualidades no SIN

Revisão

Semanal

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SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 620 221 264 0 1105

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 14 0 0 105 119

INFLEXIBILIDADE 3057 278 412 1173 4920

ORDEM DE MÉRITO 3958 674 2458 1754 8844

7.649

1.173

3.134 3.032

14.988

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000M

Wm

ed

PMO Novembro/17 – Revisão 1 (Média Semanal)

Geração Térmica Programada – PMO Nov/17 Rev.1

16

SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 862 248 352 0 1462

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 14 0 0 105 119

INFLEXIBILIDADE 3063 372 377 1173 4985

ORDEM DE MÉRITO 3934 784 2390 1805 8913

7.873

1.404

3.119 3.083

15.479

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000M

Wm

ed

PMO Novembro/17 – Revisão 1 (Maior Valor de DFOM)

Geração Térmica Programada - 10/11/2017

17

Outros usos do CMO/PLD Horário

Minimização da Defluência no Rio

São Francisco

Eólica

RNE

GT adicional dimensionado em função do

comportamento da carga e da geração eólica

DemandaHorária

GT Ordem de Mérito Outras

Hidráulicas NE

Oportunidade para Participação da Demanda � redução da GT

Oportunidade paraParticipação da Demanda � variação da produção eólica

Além de outros Serviços Ancilares

Cronologia das Ações Regulatórias Recentes

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Fatos Recentes...Decorrentes

� CP MME 33/2017: Aprimoramento do marco legal do setor elétrico(05/07/2017 - 17/08/2017)

ENUNCIADA A FORMAÇÃO DE PRECO COM MAIOR GRANULARIDADE –PLD HORÁRIO...........

� CPAMP - Comissão Permanente para Análise de Metodologias eProgramas Computacionais do Setor Elétrico:Reunião de 27/07/2017:“... A plenária da CPAMP aprovou a criação de subgrupo, sob coordenaçãodo ONS e da CCEE, para conduzir os estudos de implantação do DESSEM.O subgrupo desenvolverá cronograma de trabalho, com foco na adoçãooperacional do modelo a partir de janeiro de 2019.A plenária da CPAMP aprovou a priorização de trabalhos do GT Metodologias,

focando nos temas para implantação em 2019, o que exige aprovação até 31/7/2018

(CNPE 07 – Previsisibilidade), com a seguinte hierarquização: (1) DESSEM; ...”

� SGOP – Subgrupo de Operação e Preço:Oito reuniões realizadas (aspectos metodológicos --- c/s Rede... UC...Representação da IOs.... etc....

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2020

Abril/2018: início de uso experimental (“Sombra”)

Julho/2018: após CP, deliberação da CPAMP sobre aprovação da metodologia a ser utilizada em jan/2019

Outubro/2018: validação do modelo (ANEEL)

Janeiro/2019: início da utilização, com preço horário

Marcos da implantação do DESSEM

No ONS, atividades com envolvimento da DPL, DOP e DTA

Detalhes da Implantação do DESSEM na Programação Diária

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Forma de uso do modelo DESSEM

(*) CCEE sem redeou com rede conjuntural

Cálculo do PLD horário

ONS com rede conjunturalProgramação DiáriaCMO semi-horário

DESSEM

Função de Custo Futuro do DECOMP

Entrada de Dados:1) Previsão de Vazões2) Previsão de Carga3) Geração Eólica4) Rede elétrica

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Implantação do DESSEM

(*) a ser avaliado durante a operação sombra

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� Definições metodológicas

� Insumos

� Automatização e controle de todo o processo

� Revisão de acordo operacional ONS-CCEE

� Alterações legais, regulatórias e de procedimentos de rede

� Preparação dos Agentes

� Decisões CPAMP

� Autorização para uso do modelo


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� Insumos





� Decisões CPAMP



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� Validação do Modelo DESSEM:

� 9 reuniões da FT-DESSEM já realizadas

� Sem impeditivos para entrada da operação sombra

Definições Metodológicas

Novas funcionalidades do Modelo DESSEM

Novas funcionalidades do DESSEM a serem entregues até o final de maio/2018

Rampa de usinas a ciclo combinado

Tipos de rampa, partida frio, partida quente e outras

Representação dos limites das Instruções de Operação (IOs) (ex. Limites de FNS em função da carga do SIN, Corte de UG em Itaipu60, Bipolo Madeira e Bipolo Xingu; Limites de RNE em função de Geração eólica e carga do NE)

Rampa de fluxo

Restrições hidráulicas com uso condicional (ex. se vazão > valor, faça)

Obs.: unit commitment hidráulico será implementado ao longo de 2019

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� Insumos





� Decisões CPAMP



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� Insumos

�Previsão de vazões

�Previsão de carga

�Previsão de geração por fonte eólica

�Previsão de geração por fonte solar

�Rede elétrica

�Dados de empreendimentos a serem solicitados aos agentes eautorizados para uso pela ANEEL

�Demais dados de entrada


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� Insumos

� Previsão de vazões:

Proposição atual: Previsão de vazões diárias com frequência semanalobtidas pelos modelos chuva-vazão para todos os dias do horizonte doDESSEM. Nesta previsão é utilizada uma combinação de previsões deprecipitação dos modelos ETA 40 e GEFS. Para as bacias que nãopossuem modelo chuva-vazão, será utilizado o modelo PREVIVAZ queproduz previsões de vazões semanais.

Avanços previstos:

Previsões de vazões diárias com frequência diária

Expansão do modelo chuva-vazão para demais bacias do SIN

Incorporação do modelo ECMWF no conjunto de modelos de previsãode precipitação

Dados que serão disponibilizados:


Dadvaz e relatório

https://agentes.ons.org.br/operacao/previsao_vazoes.aspx

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� Insumos

� Previsão de carga:

Proposição atual: Uso da carga da programação diária, obtida a partir dosresultados do modelo ANNSTLF (EPRI)

Dados que serão disponibilizados após treinamento dos agentes:

• Resultados do ANNSTLF

• Temperatura verificada

• Carga diária 2018

Data do treinamento: 08 e 22/05/18

Avanços previstos: Utilização do PrevCargaDessem


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� Insumos

� Previsão de geração por fonte solar

Proposição atual: Heurística a partir da geração verificada

Avanços previstos: Utilização de modelo de previsão de geraçãofotovoltaica

� Previsão de geração por fonte eólica

Uso de modelo de previsão de geração de fonte eólica já em uso peloONS. Esta previsão é a combinação das previsões de geração resultantesde previsões de vento dos modelos ETA, GFS e ECMWF.

Dados que serão disponibilizados após reunião de 24/04:

� função de transformação de vento em potência por grupos de usinas,� o vento previsto de cada provedor, corrigido de seu viés,� os fatores de combinação das diferentes previsões de geração e� os parâmetros para reagrupamento das usinas pelas barras elétricas do DESSEM


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� Previsão de geração por fonte eólica: Reunião em 24/04

Módulo 1 Preparação da dados

Módulo 3 Processos internos

Módulo 2Previsão

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� Insumos

� Rede Elétrica

Caso Base MensalTopologia e Carga (distribuição espacial)

Intervenções para o dia (desligamentos na transmissão)

Atualização da topologia (novos equipamentos, medidas operativas etc)

Limites de equip. apenas da Rede de Operação do ONSRede Básica + Rede Complementar

Limites de fluxos para controle de sobrecarga em emergênciaInequações conforme instruções de operação do ONS

Limites de SegurançaLinearizados e tabelados a partir das instruções de operação do ONS

Planejamento Elétrico Mensal

SGI

Planejamento ElétricoQuadrimestral e Mensal

Informações da operação

Caso Base

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Exemplo: Recebimento Nordeste (RNE)

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Exp_N

Solução por pontos médios:• menos restritiva• necessidade de

pós-processamento

Fatores de influência

• Carga do Nordeste • Geração eólica em Igaporã (Fluxo TR Igaporã III + LT 230 kV IGD – BJD)• Exportação Norte CA (Exp_N)

Carga NE ≤ 10.500 F ≤ 600


RNE ≤ 0,9 Exp_N + 4300RNE ≤ 0,7 Exp_N + 4100RNE ≤ 0,5 Exp_N + 4000RNE ≤ 0,25 Exp_N + 4000RNE ≤ 0,2 Exp_N + 4050RNE ≤ 0,15 Exp_N + 4150RNE ≤ -0,05 Exp_N + 4750RNE ≤ -0,1 Exp_N + 4950

RNE ≤ 43% Carga NE

34

Exemplo: FNS (em função dos Bipolos do Madeira)

Não convexidde:

Duas Faixas para Bipolo.

Inferior a 3150 MWSuperior a 3150 MW

Solução: Adotar valor já sinalizado pelo PMO (DECOMP).

Carga SIN ≤ 6.000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Bipolos MadeiraSe BIP ≤ 3150FNS ≤ 4100FNS ≤ -1,714 Bip Madeira + 7557FNS ≤ -3 Bip Madeira + 11350

Se BIP > 3150FNS ≤ -0,588 Bip Madeira + 3652


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� Insumos

� Rede elétrica – Lista de Limites de Segurança

– RNE em função de Exportação Norte CA– FNS em função dos Bipolos Madeira– FNS em função do Bipolo Xingu – Estreito– FNS em função do corte de UG em Itaipu 60Hz– RSE em função de Itaipu 60Hz, Bipolos Furnas e Madeira– RSE em função dos Bipolos Madeira

– GIPU em função dos Bipolos Madeira– Fbain em função de Itaipu 60Hz e Bipolos Furnas– RSUL em função dos Bipolos Madeira– F(ass-lon) em função dos Bipolos Madeira– Finba em função de Itaipu 60Hz– Geração T. Pires e S. Manoel em função dos Bipolos Madeira– FACRO em função dos Bipolos Madeira– Back to Back em função de Fsmaq– Back to Back em função do FACRO– FSECO e RSECO em função de Serra da Mesa– Bipolo Xingu – Estreito em função de Belo Monte


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� Insumos

� Dados de empreendimentos solicitados aos agentes e autorizadospara uso pela ANEEL

Dados hidráulicos: polinômios e volumes já sendo revistos pelos agentes

Dados térmicos: restrições de rampa e duração

� Demais dados de entrada

Régua 11

Carga da ANDE

Intervenções em UG (desligamentos e/ou restrições)


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segunda terça quarta quinta sextadomingosábado

D+2 D+3 D+4 D+5 D+6D+1DD-1

SEMANA OPERATIVA

FU

NÇ

ÃO

DE

CU

ST

O F

UT

UR

O D

O D

EC

OM

P


� Carga, previsão de geração eólica e rede elétrica� 48 estágios semi-horários� Vazões diárias, rodada semanal

� Carga, previsão de geração eólica, sem rede elétrica� Agregação por patamar de carga� Vazões diárias, rodada semanal


D-1 = Dia em que se faz a programação de Dcom horizonte até a próxima sexta feira

D = Dia da Programação Diária PLDh

D+ i = dias consecutivos para acoplamento com a FCF do DECOMP

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D+2 D+3 D+4 D+5 D+6D+1DD-1

D+2 D+3 D+4 D+5D+1D

D+2 D+3 D+4D+1D

D+2 D+3D+1D

D+2D+1D

D+1D

D

D-1

D-1

D-1

D-1

D-1

D-1

SEMANA OPERATIVA

FU

NÇ

ÃO

DE

CU

ST

O F

UT

UR

O D

O D

EC

OM

P



D-1 = Dia em que se faz a programação de Dcom horizonte até a próxima sexta feira

D = Dia da Programação Diária PLDh

D+ i = dias consecutivos para acoplamento com a FCF do DECOMP

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DD-1

SEMANA OPERATIVA

FU

NÇ

ÃO

DE

CU

ST

O F

UT

UR

O D

O D

EC

OM

P



� Casos particulares

� Casos quando o último dia do mês corresponde ao último dia dasemana: executar DECOMP com uma semana adicional

� Está em fase de análise a abertura em intervalos horários nosegundo dia para melhor representação do despacho térmico com“unit commitment”. Neste caso, quando D é sexta-feira, ohorizonte deverá se estender até a sexta-feira da semana seguinte,para acoplamento com a FCF do DECOMP da segunda semanaoperativa

40

� O que será representado� Primeiro dia semi-horário – será avaliada a condição de ampliar essa

condição para o segundo dia� Rede elétrica no primeiro dia� Reserva de potência� Unit commitment térmico� Previsão de vazão diária executada semanalmente� Previsão de geração eólica� Carga da programação diária� Manutenção hidráulica e térmica� Polinômios das usinas a fio d’água� Restrições hidráulicas conforme FSARH

� Diferenças já identificadas para a programação

� Representação dos limites elétricos

� Representação detalhada das térmicas

� Rampa de fluxo

� Restrições hidráulicas condicionais

Implantação do DESSEM – processo “sombra”

Durante a operação sombra, enquanto o DESSEM não tratar, será necessário pós-processamento.

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� Opção de cálculo do preço com Unit Commitment Térmico

Há duas opções para determinação do CMO/PLD durante o tempo mínimo de despacho quando se considera o “unit commitment térmico”. O DESSEM faz internamente 2 otimizações: a 1ª para definir o despacho (ligada ou desligada); e a 2ª para calcular o CMO/PLD.

� (opção 1) todas as variáveis inteiras são fixadas com o valor encontrado na solução da 1ª otimização. Neste caso, há possibilidade de ocorrência de valores de CMO/PLD inferiores ao valor do CVU de alguma térmica despachada durante o tempo mínimo -> térmicas remuneradas por encargo de restrição de operação.

� (opção 2) apenas as variáveis inteiras com solução nula são fixadas e as demais podem variar entre 0 e 1. Neste caso o CMO/PLD tenderia a ser mais elevado -> podendo reduzir o encargo de restrição de operação.

A CPAMP deliberou que a operação sombra considerará otimização na qual todas as variáveis inteiras são fixadas, mas haverá continuidade dos estudos da outra opção (variáveis inteiras com solução nula são fixadas e as demais podendo variar entre 0 e 1) durante a operação sombra até o prazo para decisão

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� O que será disponibilizado no primeiro momento

� Deck de dados do DESSEM

� Principais resultados

https://agentes.ons.org.br/publicacao/pmo-sombra/

� Em um segundo momento

� Demais dados serão estruturados para disponibilização (insumos paraprevisão de geração eólica, previsão de carga e previsão de vazões)

� Relatório de diferenças entre a programação diária e os resultados domodelo


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� Alterações legais, regulatórias e de PR

� necessidade de estabilização do processo para alterações de PR

• Módulo 5 - Consolidação da previsão de carga• Módulo 7 - Planejamento da operação energética• Módulo 8 - Programação diária da operação eletroenergética• Módulo 9 - Recursos hídricos e meteorologia• Módulo 10 - Manual de Procedimentos da Operação• Módulo 18 - Sistemas e modelos computacionais• Módulo 23 - Critérios para estudos

� SRT/ANEEL (coordenação PR da ANEEL) já tem conhecimento do assunto

� SRG será responsável: ONS encaminhou cronograma

� CP 042/MME finalizada com 27 contribuições


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