PORTARIA NORMATIVA GM/MME Nº 91, DE 12 DE NOVEMBRO DE 2024

Define as premissas gerais a serem utilizadas na aplicação da metodologia definida na Portaria nº 101/GM/MME, de 22 de março de 2016.

O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no art. 2º, § 2º, e no art. 4º, § 1º, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, no Decreto nº 12.202, de 22 de abril de 2024, e o que consta no Processo nº 48000.001318/2008-08, resolve:

Art. 1º Definir, na forma do Anexo à presente Portaria Normativa, as premissas gerais a serem utilizadas na aplicação da metodologia definida na Portaria nº 101/GM/MME, de 22 de março de 2016, no que diz respeito ao cálculo da garantia física de energia de novas Usinas Hidrelétricas - UHE e de novas Usinas Termelétricas - UTE despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

Art. 2º Fica revogada a Portaria Normativa nº 43/GM/MME, de 27 de abril de 2022.

Art. 3º Esta Portaria Normativa entra em vigor na data de sua publicação.

ALEXANDRE SILVEIRA

ANEXO

PREMISSAS GERAIS QUE DEVEM SER EMPREGADAS NO CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA DE ENERGIA DE UHE E DE UTE DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO ONS

I - Parâmetros de Simulação

Tabela 1 - Parâmetros de Simulação do NEWAVE

Número Máximo de Iterações

50

Número de SimulaçõesForwarde de Aberturas para SimulaçãoBackwardUtilizadas na Construção da Política de Operação

200 e 20

Número de Séries Sintéticas de Vazões na Simulação Final

2000

Número de Anos do Período Estático Inicial

10

Número de Anos do Período de Estudo

5

Número de Anos do Período Estático Final

5

Racionamento Preventivo para Otimização Energética

Não Considerar

Despacho Antecipado de Usinas Térmicas a Gás Natural Liquefeito - GNL

Considerar

Tendência Hidrológica

Não Considerar

Acoplamento Hidráulico entre Reservatórios Equivalentes de Energia - REE

Considerar apenas entre os REEs:

- Paraná (origem) e Itaipu (destino); e

- Paranapanema (origem) e Itaipu (destino)

Consumo Próprio (Consumo Interno)

Não Considerar

Valor Máximo Percentual para Delta de Z inf no Critério de Parada Não Estatístico

0,1%

Número de Deltas de Z inf Consecutivos a ser Considerado no Critério Não Estatístico

6

CVAR

Considerar

Valores de Alfa e Lambda (Constantes no Tempo) Utilizados no CVAR

25% e 35%

Perdas nas Interligações entre Subsistemas

Não Considerar

Ano de Referência para Simulação Estática

Quinto ano após a realização do Leilão de Energia Nova

Taxa de Desconto

Valor Adotado no mais recente Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia

Tolerância para Atendimento ao Critério de Igualdade entre o Custo Marginal de Operação - CMO e Custo Marginal de Expansão - CME

2,00 R$/MWh

Metodologia de Seleção de Cortes

Considerar nas etapasbackwardeforward:

- Iteração para Início de Aplicação da Seleção de Cortes: 2;

- Tamanho da Janela de Cortes Ativos: 0;

- Quantidade de Cortes Adicionados por Iteração: 12;

- Considera Cortes da Própria Iteração: sim.

Base de Subproblemas da EtapaBackward

Usar da EtapaForwardAnterior

Tipo de Reamostragem

Plena

Frequência da Reamostragem no Momento daFoward

Passo 1

Centroide como Representante do Agrupamento da Agregação dos Ruídos

Considerar

Correlação Espacial Mensal

Considerar

Número Mínimo de Iterações

50

Critério Estatístico no Processo de Convergência

Não considerar

Tolerância para Atendimento ao Critério de Valor Esperado Condicionado a Determinado Nível de Confiança - CVar do Custo Marginal de Operação - CMO

30R$/MWh

Volume Mínimo Operativo (VminOp/VMINP)

Considerar

Tipo de Penalização do VminOp/VMINP

Penalização da Máxima Violação

Mês de Penalização do VminOp/VMINP

Novembro

Sazonalidade do VminOp/VMINP nos Períodos Pré e Pós Estudo

Considerar

Penalidade do VminOp/VMINP

[(1+taxadescontoanual)^ (11/12) ]xMAXCVU

Onde MAXCVU é o maior custo variável unitário considerando todo o horizonte de planejamento do NEWAVE

Nível Mínimo Operativo em Todos os REE

Considerar o mesmo nível em todos os meses do ano

Nível Mínimo Operativo nos REEs Sudeste, Paraná e Paranapanema

20% Energia Armazenável Máxima (EARmáx)

Nível Mínimo Operativo nos REEs Sul e Iguaçu

30% EARmáx

Nível Mínimo Operativo no REE Nordeste

23,3% EARmáx

Nível Mínimo Operativo no REE Norte

19,1% EARmáx

Sazonalidade de VMINT, VMAXT, CMONT e CFUGA nos Períodos Pré e Pós Estudo

Considerar

Metodologia para Geração de Cenários Hidrológicos do Modelo GEVAZP

PAR(p)-A

Tabela 2 - Parâmetros de Simulação do Suishi

Tipo de Simulação

Cálculo de Energia Firme Para um Dado Período Crítico

Período Crítico

Jun/49 a Nov/56

Número de Faixas de Operação

20

Liberação de Vertimento Quando na Iminência de Déficit

Permitido

Tipo de Operação dos Reservatórios

Faixas Dinâmicas

Tipo de Prioridades de Operação das Usinas Hidrelétricas

Adaptativa, com Base em uma Função de Prioridades

Distribuição da Vazão Defluente entre os Patamares de Carga

Considerar

Duração do Patamar de Ponta

0,125 pu

Tolerância Máxima de Variação do Mercado, Entre a Penúltima e a Última Iteração, no Cálculo de Energia Firme do Sistema

1 MW médio

Priorizar Volume Mínimo Operativo em Detrimento de Outras Restrições Operativas

Considerar

Sazonalidade do Mercado de Energia do Sistema Interligado Nacional - SIN

Considerar a Sazonalidade Utilizada para o Ano de Referência do mais Recente Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia

Regras Especiais de Operação da Bacia do Rio Paraíba do Sul

Considerar

Regras de Operação do Rio São Francisco

Considerar

II - Configuração de Referência

Nos Estudos a Subsistemas Equivalentes - NEWAVE e a Usinas Individualizadas - SUISHI, a Configuração Hidrelétrica de Referência será composta pelas UHEs interligadas ao SIN em operação, concedidas ou autorizadas, e já licitadas. As Usinas com graves impedimentos, tanto para o início da construção, quanto para o início da operação comercial, bem como aquelas que estão em processo de devolução da concessão ou autorização serão excluídas da Configuração de Referência.

A Configuração Termelétrica de Referência será composta pelas UTEs despachadas centralizadamente e interligadas ao SIN em operação, autorizadas e acompanhadas pelo Departamento de Políticas para o Mercado - DPME/SNEE/MME. As Usinas com graves impedimentos, tanto para o início da construção, quanto para o início da operação comercial, bem como aquelas que estão em processo de suspensão ou revogação da autorização serão excluídas da Configuração de Referência.

No caso de Leilões de Energia, a Configuração de Referência será obtida a partir do Programa Mensal de Operação - PMO estabelecido na respectiva Portaria de Diretrizes. Caso esta definição não conste na Portaria de Diretrizes, deverá ser utilizado como referência o PMO publicado pelo ONS dois meses antes da realização do Leilão.

A Micro e Minigeração Distribuída - MMGD não é simulada individualmente nos modelos computacionais utilizados no cálculo de garantia física de energia. Será representada, apenas no Modelo NEWAVE, uma expectativa de geração agregada por Subsistema e por mês, utilizada para o Ano de Referência do mais recente Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia.

Usinas não despachadas centralizadamente não são simuladas individualmente nos modelos computacionais utilizados no cálculo de garantia física de energia. Será representada, apenas no Modelo NEWAVE, uma expectativa de geração agregada por Subsistema, por mês e por fonte. Esta expectativa de geração será obtida a partir da metodologia definida na Resolução Normativa ANEEL nº 1.032, de 26 de julho de 2022, considerando a duração dos patamares do primeiro ano e o conjunto de Usinas do PMO de Referência, assim como as Usinas já licitadas. Para efeitos de simulação estática, todas as Usinas são consideradas completamente motorizadas no início do estudo.

No caso de projetos de importação de energia não interruptível e por tempo indeterminado, serão considerados apenas os projetos instalados e que estejam com previsão de disponibilidade compatível com a Configuração de Referência.

As características técnicas das Usinas Hidrelétricas da Configuração de Referência, que ainda não entraram em operação comercial, serão compatíveis com os estudos aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel. Para as Usinas Termelétricas, serão consideradas as características técnicas associadas aos seus atos autorizativos.

Para os Empreendimentos Hidrelétricos em Operação Comercial, os dados técnicos deverão ser obtidos do PMO de Referência, das revisões extraordinárias de garantia física de energia, dos estudos aprovados pela Aneel, das licenças ambientais e das declarações ou outorgas de usos de recursos hídricos de Usinas previstas ou localizadas na mesma Cascata.

Para os Empreendimentos Termelétricos em Operação Comercial, os Custos Variáveis Unitários - CVUs, os valores de potência, de Fator de Capacidade Máximo - FCmáx, da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada - TEIF e da Indisponibilidade Programada - IP deverão ser obtidos do PMO de Referência. Os valores de potência deverão ser compatíveis com os atos legais vigentes relacionados a essas Usinas. Para a inflexibilidade operativa serão utilizados os valores declarados por ocasião dos cálculos das garantias físicas de energia vigentes. Para as UTEs, que não têm garantia física de energia definida, serão empregados os valores de inflexibilidade constantes no PMO de Referência.

Em relação aos Dados Hidrológicos:

a) serão utilizadas as restrições operativas hidráulicas avaliadas como de caráter estrutural;

b) serão considerados os valores de usos consuntivos estabelecidos pela Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico - ANA ou pelos Órgãos Estaduais de Meio Ambiente em horizonte compatível com a Configuração de Referência do cálculo de garantia física de energia. Na ausência dos referidos documentos, serão adotados os valores apresentados nos Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica ou nos Projetos Básicos aprovados pela Aneel; e

c) será utilizado o histórico de vazões consistido em conjunto pelo ONS, Aneel e ANA para todas as Usinas da configuração. Em caráter especial, será considerado o histórico de vazões compatível com declarações ou outorgas de usos de recursos hídricos de Usinas previstas ou localizadas na mesma Cascata.

III - Topologia

Para a simulação energética do SIN, a topologia de Subsistemas a ser considerada é: Sudeste - SE, Sul - S, Nordeste - NE e Norte - N.

A Topologia de Reservatórios Equivalentes de Energia - REE a ser considerada é aquela denominada como G (12 REEs), composta, nesta ordem, pelos REEs:

a) no Subsistema Sudeste: Sudeste, Madeira, Teles Pires, Itaipu, Paraná e Paranapanema;

b) no Subsistema Sul: Iguaçu e demais Usinas da Região Sul;

c) no Subsistema Nordeste: Nordeste; e

d) no Subsistema Norte: Norte, Belo Monte e demais Usinas da Região Norte (Amapá e Margem Esquerda do Rio Amazonas).

IV - Proporcionalidade da Carga

Devem ser consideradas as proporcionalidades do mercado do Ano de Referência previsto no mais recente PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia, agregado de modo a respeitar a topologia descrita no item III.

V - Limites de Intercâmbio Entre os Subsistemas

Considerar limites de transferência de energia não restritivos entre os Subsistemas.

VI - Custo do Déficit de Energia e Penalidades Associadas

Utilizar o Custo do Déficit de energia vigente, estabelecido de acordo com os procedimentos estabelecidos pela Resolução ANEEL nº 1.032, de 26 de julho de 2022, ou outra que venha a substituí-la e em conformidade com o disposto no art. 2º, § 5º, da Resolução CNPE nº 22, de 5 de outubro de 2021.

A penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros usos, em R$/MWh, será obtida a partir do Custo do Déficit, conforme a seguinte expressão:

Penalidade DA = Custo Déficit + 0,1% Custo Déficit + 0,10 R$/MWh

Sendo:

Penalidade DA : penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros usos (R$/MWh); e

Custo Déficit: custo do déficit de energia (R$/MWh).

A penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima, em R$/MWh, será obtida a partir do custo do déficit, conforme a seguinte expressão:

Penalidade VM = CustoDéficit+ 1,00 R$/MWh

Sendo:

Penalidade VM : penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima (R$/MWh); e

Custo Déficit: custo do déficit de energia (R$/MWh).

VII - Custo Marginal de Expansão - CME

Utilizar o Custo Marginal de Expansão adotado no mais recente Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia.