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
Agenda
Contextualização/Histórico
Motivação: antecedentes – aspectos
operativos/regulatórios
Contextualização - Histórico
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
Desafios das Energias Renováveis
A 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 próxima estação chuvosa
Desafios no controle “carga X geração” no Nordeste – CAG do NE hoje está no SE/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 do intercâmbio de energia .... O caso Nordeste
Inserção crescente de novas fontes de geração distribuída, o que faz com que a carga 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
3.000 3.200 3.400 3.600 3.800 4.000 4.200 4.400 4.600 4.800 5.000 0 :0 0 0 :3 0 1 :0 0 1 :3 0 2 :0 0 2 :3 0 3 :0 0 3 :3 0 4 :0 0 4 :3 0 5 :0 0 5 :3 0 6 :0 0 6 :3 0 7 :0 0 7 :3 0 8 :0 0 8 :3 0 9 :0 0 9 :3 0 1 0 :0 0 1 0 :3 0 1 1 :0 0 1 1 :3 0 1 2 :0 0 1 2 :3 0 1 3 :0 0 1 3 :3 0 1 4 :0 0 1 4 :3 0 1 5 :0 0 1 5 :3 0 1 6 :0 0 1 6 :3 0 1 7 :0 0 1 7 :3 0 1 8 :0 0 1 8 :3 0 1 9 :0 0 1 9 :3 0 2 0 :0 0 2 0 :3 0 2 1 :0 0 2 1 :3 0 2 2 :0 0 2 2 :3 0 2 3 :0 0 2 3 :3 0 G e ra çã o E ó li ca ( M W )
Geração Eólica Verificada em 26/06/2016 - Nordeste
4.818 MW
55% da carga do NE
72% de F. Capacidade
1.385 MW em 1:45 h Rampa de 825 MW/h Rampa de 800 MW/hA Variabilidade e a imprevisibilidade intra-day
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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 MW em 31 min 717 MW
em 48 min
...em um mesmo dia..
Necessidade de Reserva pronta
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 Gerada
O desafio do Equilíbrio Carga X Geração na Matriz atual
Cenário 1
Geração que “some”
Cenário 2 Perda de Carga Perda de Linhas Ação no Limite: ERAC CORTA CARGA Ação no Limite: SEP CORTA 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!!!
Representação da Carga no Decomp
.... mas a Carga como ela é....
Cuva de Carga Diária
leve média 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..
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 Demanda Horária GT Ordem de
Mérito - DECOMP Outras Hidráulicas NE Previsão em D-1 Despacho Fora da Ordem de
Mérito – “DFOM” ESS
O São Francisco como Balanço Hídrico
“folga” para o Tempo Real
RNE – recebimento pelo Nordeste Para corrigir desvio de frequência ou eventualidades no SIN
R e v i s ã o S e m a n a l
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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 18.000 M W m e d
PMO Novembro/17 – Revisão 1 (Média Semanal)
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 18.000 M W m e d
PMO Novembro/17 – Revisão 1 (Maior Valor de DFOM)
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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 Demanda Horária GT Ordem de Mérito Outras Hidráulicas NE
Oportunidade para Participação da Demanda redução da GT
Oportunidade para Participação da
Demanda variação da
produção eólica Além de outros
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 e Programas Computacionais do Setor Elétrico:
Reunião de 27/07/2017:
“... A plenária da CPAMP aprovou a criação de subgrupo, sob coordenação do ONS e da CCEE, para conduzir os estudos de implantação do DESSEM. O subgrupo desenvolverá cronograma de trabalho, com foco na adoção operacional 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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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
Detalhes da Implantação do
Forma de uso do modelo DESSEM
(*) CCEE sem rede
ou com rede conjuntural
Cálculo do PLD horário
ONS com rede conjuntural
Programação Diária CMO semi-horário
DESSEM
Função de Custo Futuro do DECOMP
Entrada de Dados: 1) Previsão de Vazões 2) Previsão de Carga 3) Geração Eólica 4) Rede elétrica 22
Implantação do DESSEM
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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
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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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)
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
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 e
autorizados para uso pela ANEEL
Demais dados de entrada
Insumos
Previsão de vazões:
Proposição atual: Previsão de vazões diárias com frequência
semanal
obtidas pelos modelos chuva-vazão para todos os dias do horizonte do
DESSEM. Nesta previsão é utilizada uma combinação de previsões de
precipitação dos modelos ETA 40 e GEFS. Para as bacias que não
possuem modelo chuva-vazão, será utilizado o modelo PREVIVAZ que
produz 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 previsão
de precipitação
Dados que serão disponibilizados:
Implantação do DESSEM
Dadvaz e relatório
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Insumos
Previsão de carga:
Proposição atual: Uso da carga da programação diária, obtida a partir dos resultados 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
Insumos
Previsão de geração por fonte solar
Proposição atual:
Heurística a partir da geração verificada
Avanços previstos: Utilização de
modelo de previsão de geração
fotovoltaica
Previsão de geração por fonte eólica
Uso de
modelo de previsão de geração de fonte eólica já em uso pelo
ONS. Esta previsão é a combinação das previsões de geração resultantes
de 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 2 Previsão
Implantação do DESSEM
Insumos
Rede Elétrica
Caso Base Mensal
Topologia 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 ONS
Rede Básica + Rede Complementar
Limites de fluxos para controle de sobrecarga em emergência
Inequações conforme instruções de operação do ONS
Limites de Segurança
Linearizados e tabelados a partir das instruções de operação do ONS
Planejamento Elétrico Mensal SGI Planejamento Elétrico Quadrimestral 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
Implantação do DESSEM
RNE ≤ 0,9 Exp_N + 4300 RNE ≤ 0,7 Exp_N + 4100 RNE ≤ 0,5 Exp_N + 4000 RNE ≤ 0,25 Exp_N + 4000 RNE ≤ 0,2 Exp_N + 4050 RNE ≤ 0,15 Exp_N + 4150 RNE ≤ -0,05 Exp_N + 4750 RNE ≤ -0,1 Exp_N + 4950 RNE ≤ 43% Carga NEExemplo: FNS (em função dos Bipolos do Madeira)
Não convexidde:
Duas Faixas para Bipolo. Inferior a 3150 MW
Superior 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 Madeira Se BIP ≤ 3150 FNS ≤ 4100 FNS ≤ -1,714 Bip Madeira + 7557 FNS ≤ -3 Bip Madeira + 11350 Se BIP > 3150 FNS ≤ -0,588 Bip Madeira + 3652
Implantação do DESSEM
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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
Insumos
Dados de empreendimentos
solicitados aos agentes e autorizados
para 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 sexta domingo sábado D+2 D+3 D+4 D+5 D+6 D+1 D D-1 SEMANA OPERATIVA F U N Ç Ã O D E C U S T O F U T U R O D O D E C O M 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 D
com horizonte até a próxima sexta feira D = Dia da Programação Diária PLDh
segunda terça quarta quinta sexta domingo sábado D+2 D+3 D+4 D+5 D+6 D+1 D D-1 D+2 D+3 D+4 D+5 D+1 D D+2 D+3 D+4 D+1 D D+2 D+3 D+1 D D+2 D+1 D D+1 D D D-1 D-1 D-1 D-1 D-1 D-1 SEMANA OPERATIVA F U N Ç Ã O D E C U S T O F U T U R O D O D E C O M P
Forma de uso do modelo DESSEM
Implantação do DESSEM
D-1 = Dia em que se faz a programação de D
com horizonte até a próxima sexta feira D = Dia da Programação Diária PLDh
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segunda terça quarta quinta sexta domingo sábado D D-1 SEMANA OPERATIVA F U N Ç Ã O D E C U S T O F U T U R O D O D E C O M P
Forma de uso do modelo DESSEM
Implantação do DESSEM
Casos particulares
Casos quando o último dia do mês corresponde ao último dia da
semana: executar DECOMP com uma semana adicional
Está em fase de análise a abertura em intervalos horários no segundo dia para melhor representação do despacho térmico com “unit commitment”. Neste caso, quando D é sexta-feira, o horizonte deverá se estender até a sexta-feira da semana seguinte, para acoplamento com a FCF do DECOMP da segunda semana operativa
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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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
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 para previsão de geração eólica, previsão de carga e previsão de vazões)
Relatório de diferenças entre a programação diária e os resultados do modelo
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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