discussÃo sobre a determinaÇÃo da garantia fÍsica para...

XI Simpósio sobre Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas,II Simpósio sobre Usinas ReversíveisBourbon Convention Ibirapuera, São Paulo

22 a 23 de maio de 2018

DISCUSSÃO SOBRE A DETERMINAÇÃO DA GARANTIA FÍSICA

PARA PCH (E CENTRAIS HÍBRIDAS)

Prof. Dr. Geraldo Lúcio Tiago FilhoMSc. Bruna Tayla Cabral de Vasconcellos

Centro Nacional de Referências em PCH - CERPC

Universidade Federal de Itajubá (Unifei)

SUMÁRIO

1. Despachos de Centrais

2. Garantia Física para Centrais Hidrelétricas

3. Revisão da Garantia Física de Usinas Não Despachadas Centralizadamente

4. Análise da atual metodologia de cálculo da Garantia Física

5. Estudo para o Cálculo da Revisão

6. Garantia Física para Usinas Híbridas

7. Referências


• Decreto nº 3.653/2000 (BRASIL, 2000), cabe ao ONS:• avaliar, mediante critérios aprovados pela ANEEL, quais usinas deverão ser

programadas e despachadas centralizadamente.

• programar a geração pode a ser estabelecido de forma coordenada ecentralizada:• em bases mensais, semanais e diárias, e

• Coordenar, Supervisionar e Controlar o despacho de geração no tempo real

• Centrais Despachadas Centralizadamente• Tipo I

• Centrais Não Despachadas Centralizadamente :• Tipo II – A, B e C

• Tipo III

• Tipo I: todas usinas têm a programação e o despacho centralizados.

• usinas conectadas à Rede Básica, cuja operação hidráulica possa afetar a operação de outras usinas Tipo I e, ainda,

• usinas conectadas fora da rede básica cuja máxima potência líquida injetada no SIN contribua para minimizar problemas operativos e proporcionar maior segurança para a rede de operação, nessa modalidade

1.1. Centrais Despachadas Centralizadamente

• Tipo II • usinas não classificadas como Tipo I, para as quais há necessidade de oferecer

informações ao ONS,

• Tipo II-A: Usinas Térmicas –• UTEs não classificadas como Tipo I e que têm Custo Variável Unitário – CVU declarado,

• Tipo II-B: a programação da operação é centralizada e estabelecida pelo ONS em bases mensais, semanais e diárias.

• o despacho de geração não é coordenado, estabelecido ou controlado pelo ONS, • é necessário que o agente apenas informe o despacho programado e as reprogramações em

tempo real.• usinas de características intermitentes da fonte primária, apresentam limitações que impedem

o atendimento ao despacho centralizado de forma sistemática, é o caso • PCHs, • UTEs à biomassa ou com cogeração, • Eólicas • Fotovoltaicas.

• Tipo II-C: • usinas que, embora individualmente não impactem a operação do SIN, quando analisadas em

conjunto com outras usinas que compartilham o mesmo ponto de conexão, representam uma potência significativa, impactando na operação da rede.

1.2. Centrais Não Despachadas Centralizadamente

• Tipo III:

• usinas não conectadas à rede básica,

• autoprodutoras conectadas à rede básica ou com a demanda permanentemente maior que a geração.

• Não causam impactos na operação do SIN,

• tanto a programação quanto o despacho não são centralizados

1.2. Centrais Não Despachadas Centralizadamente

2. GARANTIA FÍSICA PARA CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

2.1. GARANTIA FÍSICA

• Baseado no fato de que:• Geração de Hidrelétricas é incerta (variável de acordo com diversos fatores

como: hidrológicos, indisponibilidade – programada ou não

• Procura-se estabelecer:• Para cada usina, um patamar de geração que reflita uma garantia de

abastecimento.

2.1. GARANTIA FÍSICA

• Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004• regulamentada pelo art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004,

• a garantia física corresponde a máxima quantidade de energia que pode sercomercializada por usinas hidrelétricas, termelétricas e projetos de importação, ou seja,corresponde ao lastro de venda de empreendimentos de geração que irão comercializara sua garantia física, por meio de contratos de compra de energia ou potência.

• GF corresponde ao mínimo que a central pode gerar mesmo emcondições adversas;

• OBS.: Muitas vezes, o gerador não tem permissão para comercializartoda energia que é capaz de gerar.

(Potência disponível ≠ energia contratada – GF)

2.2. CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA PARA CENTRAIS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE


• Usinas do MRE que podem ser despachadas:• TIPO I

• Centralizadamente: necessitam de coordenação do ONS (em função daimportância, capacidade e localização no sistema elétrico);• GF para Usinas Despachadas Centralizadamente é definida e calculada pelo programa

NEWAVE, desenvolvido pela CEPEL.

• NEWAVE pode ser utilizado também para planejamento de expansão, operação, cálculo doPLD e elaboração de diretrizes para leilões.

• TIPO II

• Não centralizadamente: não necessita essa regulamentação do ONS (Caso dePCHs e CGHs).• PCHs: GF estabelecida sobre a média histórica de produção.

• (Variação na Produção real; maior ou menor que a GF)


𝐺𝐹𝐸

=

𝑖=1

𝑚

𝑀𝑖𝑛 (𝑄𝑖 − (𝑄𝑟 + 𝑄𝑐) ∙ 9,81 ∙ (𝐻𝑏 − ∆ℎ𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ∙ 𝜂𝑡𝑔); 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ∙ 1 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠𝑐𝑜𝑛

∙ 1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹 ∙ 1 − 𝐼𝑃 ∙1

𝑚 ∙ 1000− 𝐶𝑖𝑛𝑡

𝑇𝐸𝐼𝐹 =σ𝑖=1𝑛𝑚(𝐻𝐼𝐹𝑖 ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)

σ𝑖=1𝑛𝑚(𝐻𝑃′ ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)

𝐼𝑃 =σ𝑖=1𝑛𝑚(𝐻𝐼𝑃𝑖 ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)

σ𝑖=1𝑛𝑚(𝐻𝑃 ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)

3. REVISÃO DA GARANTIA FÍSICA DE USINAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE

3. REVISÃO DA GARANTIA FÍSICA DE USINAS NÃO DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE

• Revisão Ordinária• Geração média de energia elétrica nos seus primeiros quarenta e oito meses

de operação comercial < 80% ou >120% da GF

• Geração média de energia elétrica a partir dos seus sessenta meses deoperação comercial < 90% ou > 110% da GF.• Revisão é feita a cada 5 anos

• Limitadas em 5% do valor estabelecido na última revisão

• 10% da sua garantia física originalmente estabelecida

𝐺𝐹 = 𝐺𝑚é𝑑𝑖𝑎 =12

8760∙σ𝑖=1𝑚 𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖

𝑚

Gmédia: Geração média de energia elétrica (MWmédio);m: Número de meses, múltiplo de doze, desde o décimo terceiro mês de operação comercial até o penúltimo mês do período em análise;Egeri: Quantidade de energia gerada no mês i, referida ao ponto de conexão (MWh).

• Empresários alegam:• Crise Hídrica (2012 a 2015)

• Primeira revisão

• Média móvel de 30 anos

• Média móvel de 5 anos

• Revisão das usinas não despachadas centralizadamente seja feita emconcomitância com as grandes centrais despachadas centralizadamente

• Outorgas e usos e ocupação do solo

• Preocupações do governo:• Dificuldades em se verificar a série histórica do empreendedor

• Uso de médias diárias ou médias mensais

• Consideração da vazão mínima da turbina

• Variação do rendimento e a perda de carga em função da vazão e da queda

3.1. VISÃO ANTAGÔNICAS QUANTO A REVISÃO DA GF

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Aumentar Diminuir Manter

2011 2012 2013 2014 2015

Fonte: MME

Comportamento percentual da garantia física das PCHs e CGHs pertencentes ao MRE.

3.2. RESULTADOS DA REVISÃO DA. GARANTIA FÍSICA

3.3. ANÁLISE DOS MÉTODOS SUGERIDOS PARA A REVISÃO DA GF

Gmédia calculada para médias móveis de 5 anos.

Gmédia calculada para

médias móveis de 30 anos.

Geração média conforme

metodologia atual.

3.4. DESAFIOS DO CÁLCULO E REVISÃO

• Não há um processo de revisão das vazões afluentes

• Crise de disponibilidade

• Portaria Nº 376, de 5 de Agosto de 2015 institui um Grupo de Trabalho (GT)

• Déficit entre a Energia Gerada e a Garantia Física:• Regulamentada pela Res. 409/2010

• Poderia implicar na saída compulsória do MRE

• Condição eliminada pela Lei 13.360/2016

4. ANÁLISE DA ATUAL METODOLOGIA DE CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA

4.1. SELEÇÃO DA AMOSTRA

• Seleção da amostra

Usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente ;

Usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE);

Usinas com mais de 36 meses de operação comercial em Maio de 2014;

SPI - Índice Padronizado de Precipitação

SPI anual de 2012. Fonte: <http://clima1.cptec.inpe.br/spi/pt>.


Figura 5. Gráfico do índice de precipitação versus índice de geração para seleção de UHEndc e definição da amostra

(CERPCH, 2016).23


257Universo total de UHEndc

40Amostra definida pelos valores

de SPI e coordenadas geográficas

30 Centrais com dados disponíveis

26Centrais com série de vazões

calculadas

20Centrais com dados completos para cálculo da energia média

Correlação

Desvio Médio Absoluto [m³/s]

Desvio médio

1 99,1% 2,16 10,4%

2 98,9% 0,57 11,1%

3 -37,7% 114,30 97,2%

4 100% 0,00 0%

5 73,9% 1,54 25,2%

6 99,9% 0,14 2,0%

7 98,5% 0,01 45,7%

8 94,7% 0,26 5,1%

9 95,4% 17,99 11,5%

10 93,2% 2,58 41,6%

11 84,0% 1,92 23,6%

12 93,6% 1,33 18,7%

13 93,7% 2,07 21,2%

14 99,9% 0,25 1,6%

15 100% 0,00 0%

16 99,9% 0,13 2,0%

17 98,7% 1,15 8,4%

18 100% 0,00 0%

19 99,1% 0,10 4,7%

20 95,4% 11,47 9,2%

21 93,9% 3,07 17,3%

22 55,9% 22,20 33,5%

23 92,1% 0,09 12,5%

24 94,9% 2,17 7,0%

25 87,6% 1,79 29,3%

26 63,0% 9,65 40,0%

Correlação, desvio médio absoluto e desvio médio para as séries de vazões das 26 usinas.


4.2. LEVANTAMENTO DOS DADOS HIDROLÓGICOS

• Obtenção das séries históricas de vazões e demais dados de operação;• Hidroweb e Projetos Básicos

• Tratamento da série histórica de vazões• Preenchimento de falhas

• Transposição de Vazões

0

50

100

150

200

250

300

jan

eir

o, 2

00

0

julh

o, 2

00

0

jan

eir

o, 2

00

1

julh

o, 2

00

1

jan

eir

o, 2

00

2

julh

o, 2

00

2

jan

eir

o, 2

00

3

julh

o, 2

00

3

jan

eir

o, 2

00

4

julh

o, 2

00

4

jan

eir

o, 2

00

5

julh

o, 2

00

5

jan

eir

o, 2

00

6

julh

o, 2

00

6

jan

eir

o, 2

00

7

julh

o, 2

00

7

jan

eir

o, 2

00

8

julh

o, 2

00

8

jan

eir

o, 2

00

9

julh

o, 2

00

9

jan

eir

o, 2

01

0

julh

o, 2

01

0

jan

eir

o, 2

01

1

julh

o, 2

01

1

Vaz

ão M

ensa

l (m

³/s)

POSTO A

0

50

100

150

200

250

300

jan

eir

o, 2

00

0

julh

o, 2

00

0

jan

eir

o, 2

00

1

julh

o, 2

00

1

jan

eir

o, 2

00

2

julh

o, 2

00

2

jan

eir

o, 2

00

3

julh

o, 2

00

3

jan

eir

o, 2

00

4

julh

o, 2

00

4

jan

eir

o, 2

00

5

julh

o, 2

00

5

jan

eir

o, 2

00

6

julh

o, 2

00

6

jan

eir

o, 2

00

7

julh

o, 2

00

7

jan

eir

o, 2

00

8

julh

o, 2

00

8

jan

eir

o, 2

00

9

julh

o, 2

00

9

jan

eir

o, 2

01

0

julh

o, 2

01

0

jan

eir

o, 2

01

1

julh

o, 2

01

1

Vaz

ão M

ensa

l (m

³/s)

POSTO B

y = 0,8997x + 7,6869R² = 0,9293

0

50

100

150

200

250

300

0 100 200 300

Po

sto

A

Posto B

Correlação entre postos

4.3 SOLUÇÕES POSSÍVEIS

• Uso de séries de vazões

Distribuição da série de vazões médias diárias.

Distribuição da série de vazões médias mensais.

Distribuição da série de vazões médias anuais.

• Vazão mínima condicionando a geração (Série diárias) ou descontandodiretamente da vazão afluente ou considerando no TEIF

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0% 50% 100%

Vaz

õe

s m

éd

ias

me

nsa

is[m

³/s]

Probabilidade de ocorrência [%]

Curva de Permanência

Engolimento Minimo

0

50

100

150

200

250

0% 50% 100%V

azõ

es

mé

dia

s d

iári

as[m

³/s]

Probabilidade de ocorrência [%]

Curva de Permanência

Engolimento Minimo

5. PROPOSTA DE NOVAS METODOLOGIAS

5. PROPOSTA DE NOVAS METODOLOGIAS

Método Vazão Engolimento Mínimo Rendimento¹

A Diária Condiciona a vazão Variável

B Diária Condiciona a vazão Constante

C Diária Inserido na TEIF pela curva de permanência Variável

D Mensal Não Considera Constante

E Mensal Inserido na TEIF pela curva de permanência Constante

F Diária Inserido no FCEM pela curva de permanência Variável

G Mensal Inserido no FCEM pela curva de permanência Constante

Cenários analisados para o cálculo da GF.

𝐺𝐹𝐸

=

𝑖=1

𝑚

𝑀𝑖𝑛 (𝑄𝑖 − (𝑄𝑟 + 𝑄𝑐) ∙ 9,81 ∙ (𝐻𝑏 − ∆ℎ𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ∙ 𝜂𝑡𝑔); 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ∙ [𝟏 − 𝑭𝑪𝑬𝑴]

∙ 1 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠𝑐𝑜𝑛 ∙ 1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹 ∙ 1 − 𝐼𝑃 ∙1

𝑚 ∙ 1000− 𝐶𝑖𝑛𝑡

Pelton = -0,3573x2 + 0,3846x + 0,8963

Kaplan = 1,0888x3 - 2,5492x2 + 1,8434x + 0,5759

Francis = 0,9259x3 - 3,5582x2 + 4,0979x - 0,4878

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1

η/η

máx

Q/Qnominal

Curvas características de rendimentos por vazão para diferentes tipos de turbinas hidráulicas.

Pelton Kaplan Francis

y = -0,7867x4 + 2,4767x3 - 3,1034x2 + 1,8914x + 0,5217R² = 0,9976

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

η/η

máx

P/Pnominal

Curva característica de rendimento para um gerador elétrico.

Kaplan = -0,1115x2 + 0,2321x + 0,8796

Francis = -0,2779x2 + 0,5687x + 0,7101

Hélice = -0,4962x2 + 1,0141x + 0,4821

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2

η/η

máx

H/Hmáx

Curvas características de rendimentos por altura de queda para diferentes tipos de turbinas hidráulicas.

Kaplan Francis Hélice

• Perda de carga

∆ℎ𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐾𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 . 𝑄2

𝐾𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝐾𝑑 +𝐾𝑙

𝐾𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =ℎ𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑄𝑛2

𝐾𝑑 =8.𝑓

𝑔.2.𝐿1+𝐿2+⋯

𝐷5 𝐾𝑙 = 𝐾𝑣á𝑙𝑣 + 𝐾𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎𝑠 + 𝐾𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 + 𝐾𝑑𝑒𝑟𝑖𝑣𝑎çõ𝑒𝑠+⋯

Regime turbulento, hidraulicamente rugoso, onde a fator de atrito depende apenas da rugosidade reativa do conduto.

Method A: GE = 0.9784FECR² = 0.8928

Method B = 0.865FECR² = 0.9195

Method C: GE = 0.9715FECR² = 0.8624

Method F = 0.9646FECR² = 0.8872

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20 25

Ave

rage

Ge

ne

rate

d E

ne

rgy

(aM

W)

Firm Energy Certificate (aMW)

Axis (y=x) Method A

Method B Method C

Method F Linear (Method A)

Linear (Method B) Linear (Method C)

Linear (Method F)

Method D: GE = 0.825FECR² = 0.932

Method E: GE = 0.827FECR² = 0.929

Method G: GE = 0.836FECR² = 0.869

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20 25

Ave

rage

Ge

ne

rate

d E

ne

rgy

(aM

W)

Firm Energy Certificate (aMW)

Axis (y=x) Method D Method E

Method G Linear (Method D) Linear (Method E)

Linear (Method G)

Coeficientes Angular e de determinação das linhas de tendências resultante entre a

Geração Média e a Garantia Física Calculada, obtidas pela aplicação dos métodos propostos.

Método Vazão Engolimento Mínimo Rendimento¹ K R²

A Diária Condiciona a GF Variável 0,978 0,893

B Diária Condiciona a GF Constante 0,920 0,920

C Diária Inserido na TEIF pela curva de permanência Variável 0,972 0,862

D Mensal Não Considera Constante 0,825 0,932

E Mensal Inserido na TEIF pela curva de permanência Constante 0,827 0,929

F Diária Inserido no FCEM pela curva de permanência Variável 0,971 0,863

G Mensal Inserido no FCEM pela curva de permanência Constante 0,836 0,869

Condiciona a Vazão mínima

Condiciona a Vazão mínima

6. GARANTIA FÍSICA PARA USINA HÍBRIDAS

6.1. GARANTIA FÍSICA – PARQUE EÓLICOS

P90ac = produção anual de energia certificada, em MWh, referente ao valor de energia anual que é excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 90%, constante da Certificação de Medições Anemométricas e de Produção Anual de Energia;

TEIF = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada;

IP = Indisponibilidade Programada;

∆P = Estimativa Anual do Consumo Interno e Perdas Elétricas até o Ponto de Conexão da Usina Eólica com o Sistema Elétrico, em MWh;

e 8760 = número de horas por ano.

𝐺𝐹 =𝑃90𝑎𝑐 × 1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹 × 1 − 𝐼𝑃 − ∆𝑃

8760

6.2. GARANTIAS FÍSICAS DE ENERGIA DAS UTE E DAS USINAS SOLARES HELIOTÉRMICAS, INFLEXÍVEIS E COM CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO - CVU NULO

• Geração totalmente inflexível; • As usinas declaradas como inflexíveis só podem ter seu despacho

programado alterado pelo ONS em razão de controle da segurança do sistema e ainda assim, como último recurso.

• CVU igual à zero, em razão da inflexibilidade total da usina;

• Disponibilidade de energia para o SIN definida pelo agente gerador;

• A disponibilidade mensal de energia das usinas solares heliotérmicasdeverá ser baseada na Certificação dos Dados Solarimétricos e no Balanço Térmico da Planta, que deverá contemplar o Campo Solar e a Ilha de Potência.

𝐺𝐹 =σ𝑀=112 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑚8760

6.3. GARANTIA FÍSICA DAS USINAS SOLARES FOTOVOLTAICAS

• GF: garantia física de energia, em MW médio;

• P50ac: produção anual de energia certificada, em MWh, referente ao valor de energia anual com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 50%, constante da Certificação de Dados Solarimétricos e de Produção Anual de Energia;

• TEIF: taxa equivalente de indisponibilidade forçada, por unidade - pu;

• IP: indisponibilidade programada, por unidade - pu;

• ΔP: estimativa anual do consumo interno e perdas elétricas até o PMI da usina, em MWh;

• e 8760: número de horas por ano.

𝐺𝐹 =[𝑃50𝑎𝑐 × (1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹) × (1 − 𝐼𝑃) × ∆𝑃]

8760

6.4. ANÁLISE DO APROVEITAMENTO HÍBRIDO NOS RESERVATÓRIOS

PV = 13.902P + 105,27R² = 0,9961

E = 17.189P + 636,79R² = 0,9934

R$-

R$1.000,00

R$2.000,00

R$3.000,00

R$4.000,00

R$5.000,00

R$6.000,00

R$7.000,00

R$0,00 R$0,05 R$0,10 R$0,15 R$0,20 R$0,25 R$0,30 R$0,35 R$0,40

Pre

ço m

áxim

o d

o k

W in

stal

ado

Preço de venda do kWh gerado

Solar fotovoltaica (PV) Eólica (E)

Curvas que descrevem o preço máximo do kW instalado que viabiliza o incremento por fonte solar fotovoltaica e eólica segundo um preço de venda de

energia.

R$-

R$1.000,00

R$2.000,00

R$3.000,00

R$4.000,00

R$5.000,00

R$6.000,00

4,00 4,20 4,40 4,60 4,80 5,00 5,20 5,40

Pre

ço m

áxim

o d

o k

Win

stal

ado

Irradiação solar global horizontal (kWh/m²/dia)

R$ 0,34

R$ 0,23

R$ 0,13

Preço máximo do kW instalado que viabiliza o aproveitamento solar fotovoltaico em função da irradiação global horizontal do local.

R$-

R$1.000,00

R$2.000,00

R$3.000,00

R$4.000,00

R$5.000,00

R$6.000,00

R$7.000,00

R$8.000,00

R$9.000,00

4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0

Pre

ço m

áxim

o d

o k

Win

stal

ado

Velocidade do vento na altura do aerogerador (m/s)

R$ 0,34

R$ 0,23

R$ 0,13

Preço máximo do kW instalado que viabiliza o aproveitamento eólico em função da velocidade do vento na altura do aerogerador.

y = 1,2553xR² = 0,8124

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00

GF

Co

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Wm

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io)

GF arranjo híbrido (MWmédio)

Eixo (y=x) Linear (GF arranjo híbrido)

7. REFERÊNCIAS

• AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL). Relatórios do Sistema de Apoio a Decisão, 2015. Disponível em:<http://relatorios.aneel.gov.br/_layouts/xlviewer.aspx?id=/RelatoriosSAS/RelSAMPRegiao.xlsx&Source=http://relatorios.aneel.gov.br/RelatoriosSAS/Forms/AllItems.aspx&DefaultItemOpen=1>. Acesso em: 20 Setembro 2016.

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• BRASIL. Decreto 5.163/04 de 30 de julho de 2004. Regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energiaelétrica, e dá outras providências. Casa Civil. Subchefia para Assuntos Jurídicos., Brasília (DF), 2004.

• BRASIL. Portaria MME nº. 463, de 3 de dezembro de 2009. Ministério de Minas e Energia., Brasília (DF), 2009.

• BRASIL. Portaria Nº 376, de 5 de Agosto de 2015. Ministério de Minas e Energia, Brasília (DF), 2015.

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• CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Regras de Comercialização: Mecanismo de Realocação de Energia. Versão 2013.1.0. Disponível em:https://www.ccee.org.br/portal/faces/oquefazemos_menu_lateral/regras?_afrLoop=462958793836905#%40%3F_afrLoop%3D462958793836905%26_adf.ctrl-state%3D1akxvzjxo2_98. Acesso em: 13 jul. 2016.

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• MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIAS. Planilha Geral de Revisão Jan. 2015. Banco de dados.

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• SILVA, J.M. “Análise da Metodologia para o Cálculo e dos Mecanismos Regulatórios para Revisão da Garantia Física de Centrais Hidrelétricas Não Despachadas Centralizadamente”,MSc Tesis, Unifei, 201

• VASCONCELOS , B. T. C. ANÁLISE DA GARANTIA FÍSICA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DE PEQUENO PORTE, DESPACHADAS NÃO CENTRALIZADAMENTE, E DO POTENCIAL DECOMPLEMENTAÇÃO HÍBRIDO, MSC Tesis, UNIFEI, 2017

discussÃo sobre a determinaÇÃo da garantia fÍsica para...

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