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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
4
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
6
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
7
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
4.600
4.800
5.000
0:0
00
:30
1:0
01
:30
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3:0
03
:30
4:0
04
:30
5:0
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6:0
06
:30
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15:
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16:
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00
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00
18:
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19:
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00
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30
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00
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30
23:
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
11
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
12
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..
14
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
15
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
19
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....
19
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
22
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
22
Implantação do DESSEM
(*) a ser avaliado durante a operação sombra
23
� 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
Implantação do DESSEM
24
� 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
Implantação do DESSEM
25
� 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
26
� 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
Implantação do DESSEM
27
� 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
Implantação do DESSEM
28
� 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:
Implantação do DESSEM
Dadvaz e relatório
https://agentes.ons.org.br/operacao/previsao_vazoes.aspx
29
� 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
Implantação do DESSEM
30
� 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
Implantação do DESSEM
31
� Previsão de geração por fonte eólica: Reunião em 24/04
Módulo 1 Preparação da dados
Módulo 3 Processos internos
Módulo 2Previsão
32
Implantação do DESSEM
� 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
33
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
Implantação do DESSEM
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
Implantação do DESSEM
35
� 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
Implantação do DESSEM
36
� 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)
Implantação do DESSEM
37
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
Forma de uso do modelo DESSEM
� 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
Implantação do DESSEM
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
38
segunda terça quarta quinta sextadomingosábado
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
Forma de uso do modelo DESSEM
Implantação do DESSEM
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
39
segunda terça quarta quinta sextadomingosábado
DD-1
SEMANA OPERATIVA
FU
NÇ
ÃO
DE
CU
ST
O F
UT
UR
O D
O D
EC
OM
P
Forma de uso do modelo DESSEM
Implantação do DESSEM
� 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.
41
Implantação do DESSEM – processo “sombra”
� 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
42
� 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
Implantação do DESSEM – processo “sombra”
43
� 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
Implantação do DESSEM
FIM
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