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Ministério de Minas e Energia

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO

Garantia Física dos Empreendimentos Hidrelétricos

2º Leilão de Energia Nova

A-5 de 2013

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE Ministério de Minas e Energia Ministro Edison Lobão Secretário Executivo do MME Márcio Pereira Zimmermann Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho Secretário de Energia Elétrica Ildo Wilson Grüdtner Secretário Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Marco Antônio Martins Almeida Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Carlos Nogueira da Costa Júnior

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA

GERAÇÃO

Garantia Física dos Empreendimentos Hidrelétricos

2º Leilão de Energia Nova

A-5 de 2013

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Amilcar Gonçalves Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis Elson Ronaldo Nunes Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira

Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Oduvaldo Barroso da Silva

Equipe Técnica Fernanda Gabriela Batista dos Santos

Glaysson de Mello Muller Thais Iguchi

Thiago Correa César

URL: http://www.epe.gov.br

Sede SAN – Quadra 1 – Bloco B – Sala 100-A 70041-903 – Brasília - DF

Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

No EPE-DEE-RE-110/2013-r0 Data: 28 de outubro de 2013


Histórico de Revisões

Rev. Data Descrição

0 28/10/2013 Publicação Original

v Garantia Física dos Novos Empreendimentos Hidrelétricos para o 2º LEN A-5 de 2013


SUMÁRIO

1. APRESENTAÇÃO ................................................................................................... 7

2. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 8

3. METODOLOGIA DE CÁLCULO DE GARANTIA FÍSICA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS ......................................................................................................... 9

4. CRITÉRIOS E PREMISSAS PARA O CÁLCULO DE GARANTIA FÍSICA DE USINAS HIDRELÉTRICAS ....................................................................................................... 10

5. DESCRIÇÃO DOS NOVOS EMPREENDIMENTOS HIDRELÉTRICOS ...................... 15

6. CÁLCULO DAS GARANTIAS FÍSICAS DAS NOVAS HIDRELÉTRICAS ................... 16

7. GARANTIAS FÍSICAS DURANTE O PERÍODO DE MOTORIZAÇÃO ....................... 19

8. RESUMO DOS RESULTADOS .............................................................................. 20

ANEXO 1 – CONFIGURAÇÃO HIDROTÉRMICA DE REFERÊNCIA ............................... 21

ANEXO 2 – DADOS ENERGÉTICOS DOS APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS ....... 24

vi Garantia Física dos Novos Empreendimentos Hidrelétricos para o 2º LEN A-5 de 2013


ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1 – Proporcionalidade da Carga de Energia – Ano 2018 .............................................................................. 11

Tabela 2 – Valores de TEIF e IP recomendados pelo BRACIER ............................................................................... 12

Tabela 3 – Restrições mensais de agrupamento de intercâmbio ................................................................................ 13

Tabela 4 – Aproveitamentos com estudos aprovados e DRDH e Licença Ambientais emitidas ................................. 15

Tabela 5 – Potência Instalada dos aproveitamentos - 2º Leilão A-5 de 2013 ............................................................ 16

Tabela 6 – Média dos CMO e riscos anuais de déficit ............................................................................................... 18

Tabela 7 – Energias Firmes e Garantias Físicas das Usinas Hidrelétricas ............................................................... 19

Tabela 8 - Cálculo do Benefício Indireto de Ribeiro Gonçalves ................................................................................ 19

Tabela 9 – Energia Firme no período de motorização ............................................................................................... 20

Tabela 10– Garantia Física no período de motorização ............................................................................................ 20

Tabela 11 – Resumo dos Resultados ........................................................................................................................... 20

Tabela 12 – Configuração Hidrelétrica ...................................................................................................................... 21

Tabela 13 – Configuração Termelétrica ..................................................................................................................... 22

Tabela 14 – Dados Energéticos – AHE Ribeiro Gonçalves ........................................................................................ 24

Tabela 15 – Dados Energéticos – AHE Cachoeira ..................................................................................................... 26

Tabela 16 – Dados Energéticos – AHE São Manoel .................................................................................................. 28

Tabela 17 – Dados Energéticos – AHE Itaocara I ..................................................................................................... 30

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Limites de Transmissão entre subsistemas ................................................................................................ 13

7 Garantia Física dos Novos Empreendimentos Hidrelétricos para o 2º LEN A-5 de 2013


1. Apresentação

A presente Nota Técnica registra os estudos efetuados pela Empresa de Pesquisa Energética

- EPE, em conformidade com a regulamentação vigente, para o cálculo das garantias físicas

dos empreendimentos hidrelétricos cadastrados e em processo de habilitação técnica para

participar do leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de

geração, com início da entrega da energia em 1º de maio de 2018 – 2o LEN A-5 2013, nos

termos do inciso I do § 1º do Art. 19 do Decreto nº 5.163, de 2004.

O referido leilão será realizado em 13 de dezembro de 2013, por meio de plataforma

eletrônica na rede mundial de computadores, conforme disposto na Portaria do Ministério de

Minas e Energia – MME nº 234, de 09 de julho de 2013.

Vale ressaltar que os cálculos das garantias físicas dos empreendimentos foram efetuados

segundo a Portaria MME nº 258, de 28 de julho de 2008, compreendendo o critério da

otimização da expansão do sistema elétrico, assegurada pela igualdade entre os custos

marginais de operação médios anuais – CMO e o custo marginal de expansão – CME.

Este documento registra, também, a memória de cálculo do processo de determinação das

garantias físicas dos empreendimentos hidrelétricos, explicitando ainda os resultados

intermediários obtidos como auxílio à eventual reprodução dos resultados.

Neste cálculo foram considerados os seguintes empreendimentos: São Manoel, Ribeiro

Gonçalves, Cachoeira e Itaocara I. Os empreendimentos hidrelétricos em questão foram

analisados com base nas características técnicas descritas nos Estudos de Viabilidade ou

Projeto Básico (Itaocara I) e complementações entregues à EPE. Também foram

consideradas as Declarações de Disponibilidade de Reserva Hídrica e Licenças Ambientais

emitidas até a presente data.

Cabe destacar que o processo de licenciamento ambiental de São Manoel está em

andamento, as Declarações de Reserva e Disponibilidade Hídrica (DRDH) de Ribeiro

Gonçalves e Cachoeira estão vencidas, a data da validade da Licença Prévia de Cachoeira

expira antes da data de realização do Leilão e não há DRDH para Itaocara I.

A validade dos cálculos e valores apresentados nesta nota técnica dependem do conteúdo

dos documentos que venham a ser publicados. Caso estes documentos apresentem alguma



característica distinta das consideradas neste cálculo, os valores constantes nesta nota

técnica perdem a validade.

2. Introdução

Consoante a Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, Art. 1°, §7°, “o CNPE proporá critérios

gerais de garantia de suprimento, a serem considerados no cálculo das garantias físicas e em

outros respaldos físicos para a contratação de energia elétrica, incluindo importação”. E,

segundo o Decreto 5.163 de 30 de junho de 2004, Art. 4°, §2°, “O MME, mediante critérios

de garantia de suprimento propostos pelo CNPE, disciplinará a forma de cálculo da garantia

física dos empreendimentos de geração, a ser efetuado pela Empresa de Pesquisa Energética

– EPE, mediante critérios gerais de garantia de suprimento”.

Segundo as diretrizes vigentes para cálculo das garantias físicas de energia de novos

empreendimentos, definidas pela Portaria MME 258, de 28 de julho de 2008, o cálculo foi

realizado utilizando o modelo NEWAVE1, em sua versão 18, e assumiu como premissa o

ajuste de carga crítica para obtenção da igualdade entre o custo marginal de operação –

CMO e o custo marginal da expansão – CME, respeitado o limite de risco de déficit de 5%2.

Neste cálculo, não são simuladas as pequenas centrais hidrelétricas - PCH, com exceção

daquelas despachadas centralizadamente. Também não são simuladas as usinas eólicas e

termelétricas não despachadas centralizadamente.

Ressalta-se que segundo previsto na Portaria MME 258/2008 a garantia física é determinada

na barra de saída do gerador, sem considerar o abatimento do consumo interno da usina e

as perdas elétricas tanto na sua conexão quanto na rede básica.

Os montantes de garantia física de cada empreendimento de geração, calculados pela EPE e

constantes desta nota técnica, somente serão válidos após publicação de portaria do

Ministério de Minas e Energia – MME, conforme competência estabelecida no art. 2º, §2º do

Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

Os valores aqui calculados perderão a validade caso as licenças prévias ou as declarações de

reserva de disponibilidade hídrica ainda não publicadas alterem características ou

estabeleçam condicionantes distintos dos aqui considerados.

1 Modelo desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL. 2 Estabelecido na Resolução CNPE nº1 de 17 de novembro de 2004.



3. Metodologia de cálculo de Garantia Física das Usinas Hidrelétricas

A garantia física de energia do Sistema Interligado Nacional – SIN pode ser definida como

aquela correspondente à máxima energia que este sistema pode suprir a um dado critério de

garantia de suprimento. Esta energia pode, então, ser rateada entre todos os

empreendimentos de geração que constituem o sistema. Este procedimento tem por objetivo

garantir efetivamente o lastro físico daqueles empreendimentos, com vistas à

comercialização de energia via contratos.

Resumidamente, a metodologia de cálculo da garantia física dos empreendimentos de

geração que compõem o SIN, em um dado momento (configuração estática de referência),

consiste nos passos a seguir descritos:

1) Determinação da oferta total de garantia física, correspondente à garantia física do

Sistema Interligado (Norte/Man/Mac/Belo Monte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul),

obtida por simulação estática da operação do sistema hidrotérmico, empregando-se o

modelo NEWAVE, em sua versão 18. No processo iterativo de ajuste da oferta total,

mantém-se uma proporção fixa entre as ofertas dos subsistemas Sul e Sudeste/C. Oeste,

assim como as dos subsistemas Norte/Man/Mac/Belo Monte e Nordeste, havendo, no

entanto, uma variação livre da oferta conjunta e da proporção relativa entre estes dois

grandes sistemas regionais. O processo é considerado convergido quando, no mínimo, um

subsistema de cada sistema regional atende o critério de igualdade entre o CMO e o CME,

admitindo-se uma tolerância. Neste processo, nenhum subsistema poderá estar com riscos

de déficit superiores ao risco de déficit estabelecido na Resolução CNPE nº1/2004, bem

como os CMO de cada subsistema também devem ser inferiores ou iguais ao CME.

2) Rateio da garantia física do SIN, ou oferta total (igual ao somatório das cargas críticas

resultantes para os quatro subsistemas), em dois grandes blocos de energia, oferta

hidráulica – EH e oferta térmica – ET, que são obtidos multiplicando-se a oferta total por um

Fator Hidro – FH e um Fator Térmico – FT. Estes fatores correspondem à participação

relativa das gerações hidráulica e térmica na geração total. Tais fatores são calculados com

base em uma ponderação pelo custo marginal de operação – CMO das gerações hidráulicas

– GH e térmicas – GT, que são obtidas na simulação com o modelo NEWAVE, utilizando-se

configuração estática, horizonte de 5 anos e 2000 séries sintéticas de energias afluentes.

3) Rateio da oferta hidráulica do conjunto das usinas hidrelétricas da configuração, ou oferta

hidráulica – EH, proporcional às energias firmes das usinas hidráulicas, obtidas com auxílio

do modelo MSUI, por simulação a usinas individualizadas do sistema integrado puramente

hidrelétrico. Utilizam-se, para tanto, séries de vazões históricas e toma-se como referência o



período crítico do Sistema Interligado, sendo o resultado do rateio limitado ao valor da

disponibilidade máxima de geração contínua da usina.

4) Rateio da oferta térmica do conjunto das usinas termelétricas da configuração, por usina

termelétrica, sendo o resultado do rateio limitado ao valor da disponibilidade máxima de

geração contínua da usina, sendo este excedente distribuído entre as demais térmicas da

configuração, na proporção de suas garantias físicas, calculadas no passo anterior. No caso

de usinas termelétricas, esta garantia física está condicionada, ainda, à apresentação de

contrato firme de suprimento de combustível. Este procedimento tem por objetivo garantir

efetivamente o lastro físico dos empreendimentos de geração, com vistas à comercialização

de energia via contratos.

Cabe ressaltar que segundo previsto na Portaria MME no 258/2008, a garantia física é

determinada na barra de saída do gerador, não sendo considerados nesses montantes os

consumos internos das usinas hidrelétricas, nem as perdas elétricas (na rede básica e até o

centro de gravidade do submercado no qual a usina esteja localizada).

4. Critérios e premissas para o cálculo de Garantia Física de Usinas Hidrelétricas

Os itens a seguir apresentam os modelos, os critérios e as premissas considerados no Caso

Base para o 2º Leilão A-5 de 2013.

• Modelos Utilizados:

� NEWAVE - Versão 18

� MSUI - Versão 3.2

• Configuração hidrotérmica estática com 5 anos de simulação, 10 anos de período

estático inicial e 5 anos de período estático final.

• Parâmetros do NEWAVE:

� Mínimo de 1 e máximo de 45 iterações, 200 simulações forward e 20 aberturas

� Curva de aversão a risco: não considerada;

� Racionamento preventivo: considerado;

� Tendência hidrológica: não considerada;



� Acoplamento hidráulico entre os subsistemas: não considerado;

� Valor percentual de Zsup a ser subtraído de Linf para o critério de parada estatístico: 10%;

� Valor máximo percentual para delta de Zinf no critério de parada não estatístico: 0,2%;

� Número de deltas de Zinf consecutivos a serem considerados no critério não estatístico: 3;

� CVaR com alfa 50% e lambda 25% constantes no tempo.

• Proporcionalidade da carga: adotada a proporcionalidade do ano 2018 do Plano Decenal

de Expansão de Energia 2021, já incorporada a carga prevista para os trechos isolados dos

estados do Acre e Rondônia, que na data em questão já estarão interligados ao SIN. Foi

mantida a premissa de ajuste dos sistemas dois a dois, quais sejam:

Sudeste/Acre/Rondônia/C.Oeste e Sul - Nordeste e Norte/Macapá/Manaus/Belo Monte. A

proporcionalidade entre os mercados é apresentada a seguir:

Tabela 1 – Proporcionalidade da Carga de Energia – Ano 2018

MERCADO DE REFERÊNCIA 2018 - PDE 2021

SE/CO/RO S NE N

48.916 12.564 11.472 7.138 79,6% 20,4% 61,6% 38,4%

SSE NNE

61.480 76,8% 18.610 23,2%

BRASIL

80.090

• Critério de Garantia de Atendimento à Carga: CMO igual ao CME3, em pelo menos um

dos subsistemas das regiões SE/CO/AC/RO-S e N/Mac/Man/BM-NE, limitado o risco de déficit

em 5%, conforme critério de cálculo de garantia física vigente.

• Custo Marginal da Expansão – CME: estimado em 102 R$/MWh, o mesmo utilizado no

Plano Decenal de Expansão de Energia 2021, aprovado em março de 2013. Este valor foi

calculado conforme metodologia presente na NT EPE-DEE-RE-091/2011-r0, considerando os

preços dos leilões referenciados a julho/2011.

• Taxa de Desconto: 8% ao ano - de forma a compatibilizar este parâmetro aos estudos

do Plano Decenal de Expansão de Energia 2021.

• Função Custo do Déficit de Energia: Atualizado o valor para R$ 3.100,00/MWh, de

3 Admitida uma tolerância de aproximadamente 2%, neste caso, igual a 2 R$/MWh.



acordo com a metodologia prevista na Nota Técnica “Atualização do valor para patamar

único de Custo de Déficit – 2013” (EPE-DEE-RE-007/2013-r0), de 18 de janeiro de 2013.

• Penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros usos: Penalidade

associada à violação da restrição = R$ 3.103,20/MWh, de acordo com a Portaria MME nº

258/2008.

• Penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima: 3.101,00 R$/MWh,

mesmo valor adotado no Plano da Operação Energética 2013/2017 – PEN 2013.

• Manutenção: Não foi considerada manutenção explícita, e, sim, índices de

indisponibilidade forçada - TEIF e indisponibilidade programada - IP. Para as usinas

hidrelétricas, foram considerados os seguintes índices recomendados pelo BRACIER:

Tabela 2 – Valores de TEIF e IP recomendados pelo BRACIER

Potência (MW) TEIF (p.u.) IP (p.u.)

10 – 29 0,02333 0,06861 30 – 59 0,01672 0,05403 60 – 199 0,02533 0,08091 200 – 499 0,02917 0,12122

O valor de potência referido na tabela do BRACIER corresponde à potência unitária da UHE,

desta forma, usinas que apresentam mais de um conjunto de máquinas com potências

unitárias em diferentes faixas da tabela acima, utilizou-se a média dos índices ponderada

pela potência total de cada conjunto. Para a UHE Itaipu foi adotado o valor de IP de 10%,

que corresponde ao compromisso contratual de manter sempre duas unidades paradas (uma

do lado brasileiro e outra do lado paraguaio) e TEIF igual a 0,21%.

• Topologia: 4 subsistemas interligados – Sudeste/Centro-Oeste/Acre/Rondônia, Sul,

Nordeste e Norte/Mac/Man/Belo Monte (vide esquema a seguir).

• Limites de transmissão entre subsistemas: Para a definição dos limites de intercâmbio,

foi levada em consideração a entrada em operação de todas as máquinas da UHE Belo

Monte. Portanto, tomou-se como base o ano de 2020 do PDE 2021.

São apresentados a seguir os limites térmicos das interligações consideradas no estudo.



Figura 1 – Limites de Transmissão entre subsistemas

A versão 18 do Modelo NEWAVE permite impor restrições máximas para o agrupamento livre

de interligações. Este agrupamento é uma combinação linear das interligações que o

compõem. Os arquivos do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) utilizam esta

funcionalidade, no entanto estes arquivos representam o mercado a ser atendido em 3

patamares.

A partir das restrições do PDE foram calculadas restrições mensais equivalentes a 1 patamar

de mercado. Os valores são apresentados a seguir:

Tabela 3 – Restrições mensais de agrupamento de intercâmbio

Agrupamento Período Limite

RECEBIMENTO NE janeiro a junho 9.350

julho a dezembro 6.831

EXPORTACAO NE janeiro 6.101

fevereiro 6.100

março 6.103

abril a maio 6.101

junho 6.103

julho a agosto 6.099

setembro 6.103

outubro 6.101

novembro a dezembro 6.103

EXPORTACAO SE-NNE janeiro a dezembro 9.458

EXPORTACAO NNE-SE janeiro 12.375

fevereiro 12.372

março 12.380

abril 12.376

maio 12.375

junho 12.381

julho a dezembro 14.586

24067 7950

N/MAN/MAC IMP NE

24067 3980

99999

12375 8058 1400 2211

BM

SE/CO/AC/RO

10039 10749

S

LIMITES DE INTERCÂMBIO



Para os períodos estático inicial e final foram considerados os limites médios anuais

referentes a cada interligação.

• Perdas nas interligações: Consideradas incorporadas ao mercado atendido.

• Consumo próprio (consumo interno): Não considerado.

• Restrições Operativas Hidráulicas: para as usinas em operação, foram consideradas as

restrições operativas de caráter estrutural recomendadas pelo ONS, segundo o Relatório

DPP-REL-0013/2013 “Inventário das restrições operativas hidráulicas dos aproveitamentos

hidrelétricos - Revisão-2 de 2013”.

• Histórico de vazões: Os históricos de vazões das usinas constantes na configuração

foram estendidos até o ano de 2011 de acordo com o Relatório ONS RE-3/219/2012 –

Novembro / 2012 - “Atualização de séries históricas de vazões - Período 1931 a 2011”.

• Usos Consuntivos e vazões remanescentes: o uso consuntivo é modelado como retirada

de água sem devolução, enquanto a vazão remanescente retorna a água desviada para a

usina de jusante. Ambas estão sujeitas à penalização por não atendimento. Foram

considerados os valores extrapolados para o ano de 2018 a partir dos dados apresentados

nas Declarações/Outorgas de Reserva de Disponibilidade Hídrica e Notas Técnicas da ANA.

• Configuração de Referência Inicial: composta pelo conjunto de usinas hidrelétricas e

termelétricas em operação e todas as usinas que já possuem contrato de concessão ou ato

de autorização. A seguir, algumas observações sobre a Configuração Hidrotérmica,

apresentada no Anexo 1:

• Configuração de Referência Termelétrica: é baseada na configuração termelétrica

adotada para o 1º Leilão A-5 de 2013. Na configuração, foram desconsideradas as

usinas com autorização revogada, com suspensão de operação comercial ou sem

previsão de entrada em operação de acordo com a reunião do DMSE de

monitoramento da expansão da oferta de geração realizada em 18/09/2013. Foram

consideradas as atualizações dos custos variáveis das usinas conforme PMO de

outubro de 2013 do ONS. Para as usinas que venderam energia nos leilões por

disponibilidade foram atualizadas as potências instaladas, em caso de alteração,

mantendo-se a disponibilidade e, quando possível, os demais parâmetros

considerados nos respectivos cálculos de suas garantias físicas. Para as usinas com

garantias físicas publicadas na Portaria MME 303/2004, foram mantidos os dados

básicos considerados naquela simulação de cálculo de garantia física, com atualização

de potência, quando cabível. Para as usinas constantes no Termo de Compromisso



entre Petrobras e ANEEL, foi considerada a modelagem de acordo com a Carta

Compromisso firmada entre ANEEL e Petrobras, aprovada através do Despacho

ANEEL nº 4.988/2011, contemplando a alteração registrada pelo Despacho ANEEL

nº 553/2012 e, ainda; com as respectivas portarias de definição da garantia física e

informações do Ofício nº 191/2013-SRG/ANEEL.

• Configuração de Referência Hidrelétrica: é baseada na configuração utilizada para

cálculo de Garantias Físicas no 1º Leilão A-5 de 2013, incluindo a UHE Sinop, que

obteve a concessão no referido Leilão, e ainda a UHE Salto Apiacás, usina autorizada

que negociou energia neste Leilão.

5. Descrição dos Novos Empreendimentos Hidrelétricos

Os novos empreendimentos hidrelétricos com vistas à participação no 2º LEN A-5 de 2013

são: São Manoel, Ribeiro Gonçalves, Cachoeira e Itaocara I. Os empreendimentos

hidrelétricos em questão, foram analisados a partir das características descritas nos Estudos

de Viabilidade ou Projeto Básico (Itaocara I) e complementações entregues à EPE. Também

foram consideradas as Declarações de Disponibilidade de Reserva Hídrica e Licenças

Ambientais emitidas até a presente data.

Cabe registrar que os valores calculados perderão a validade caso as Licenças Prévias ou as

Declarações de Reserva de Disponibilidade Hídrica ainda não publicadas alterem

características ou estabeleçam condicionantes distintos dos considerados.

Tabela 4 – Aproveitamentos com estudos aprovados e DRDH e Licença Ambientais emitidas

Usina Estudo de Viabilidade ou Projeto Básico aprovados

Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica Licença Ambiental

Ribeiro Gonçalves

Despacho ANEEL 3.344/2012 Resolução ANA 23, de 22/02/20104 LP IBAMA nº 434, de 05/10/2012 (1ª Retificação)

Cachoeira Despacho ANEEL 3.809/2010 Resolução ANA 24, de 22/02/20104 Resolução ANA 830, de 05/12/2011

LP IBAMA nº 384, de 28/10/2011 (1ª Retificação) 5

São Manoel - Resolução ANA 129, de 28/03/2011 Resolução ANA 358, de 13/08/2012 -

Itaocara I - - LI IBAMA nº 954, de 29/07/2013

O estudos de viabilidade dos aproveitamentos Ribeiro Gonçalves e Cachoeira foram

aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Apenas o estudo de

4 O prazo de validade da DRDH é de 3 anos, portanto, o período de validade expirou.

5 O prazo de validade da LP é de 2 anos, portanto, na data de realização do 2º LEN A-5/2013, o período de validade estará expirado.



viabilidade da usina São Manoel e o projeto básico de Itaocara I encontram-se em

andamento na ANEEL.

Até o presente momento, apenas a usina São Manoel não apresenta pendências referentes à

declaração de reserva e disponibilidade hídrica (DRDH). As validades das declarações das

usinas Ribeiro Gonçalves e Cachoeira estão vencidas e não foi protocolada na EPE DRDH

referente ao projeto cadastrado de Itaocara I.

Em relação às licenças ambientais, apenas o aproveitamento Ribeiro Gonçalves possui

licença prévia válida e no caso de Itaocara I, licença de instalação válida. A licença da usina

Cachoeira, protocolada na EPE até o momento, expira antes da data de realização do Leilão.

O processo de licenciamento ambiental de São Manoel encontra-se em andamento.

Abaixo estão destacadas algumas características das usinas hidrelétricas consideradas na

configuração:

Tabela 5 – Potência Instalada dos aproveitamentos - 2º Leilão A-5 de 2013

Aproveitamento Rio UF Potência Instalada

(MW)

Potência por Unidade (MW) Unid

1 Unid

2 Unid

3 Unid

4 Unid

5

Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA 113 56,5 56,5 - - -

Cachoeira Parnaíba PI/MA 63 31,5 31,5 - - -

São Manoel Teles Pires MT/PA 700 140 140 140 140 140

Itaocara I Paraíba do Sul RJ 145 72,5 72,5 - - -

Os dados considerados nas simulações energéticas estão apresentados no Anexo 2.

6. Cálculo das Garantias Físicas das Novas Hidrelétricas

De acordo com a Portaria MME nº 258/2008, caso uma usina possua um reservatório de

regularização, com usinas a jusante, além do ganho de garantia física local na usina, poderá

haver um acréscimo de energia nessas usinas a jusante. Esse benefício, também conhecido

como benefício indireto, é calculado pela diferença entre o somatório da energia firme das

usinas a jusante na cascata com e sem a usina em questão. Assim, a garantia física de um

empreendimento hidrelétrico com reservatório de regularização, com usinas a jusante é

obtido pela soma da garantia física local com o benefício indireto.

Neste caso em questão, apenas o aproveitamento Ribeiro Gonçalves possui reservatório de

regularização com as usinas Boa Esperança e Cachoeira a jusante.



Portanto, no cálculo das garantias físicas foram consideradas duas configurações:

I. À configuração hidrotérmica descrita no Anexo 1 (Caso Base para o 2º LEN A-

5/2013) foram adicionados os aproveitamentos cadastrados para participação no

referido leilão;

II. Da configuração I foi retirado o AHE Ribeiro Gonçalves;

Da simulação com a configuração I foram obtidas as garantias físicas locais dos

aproveitamentos Ribeiro Gonçalves, São Manoel e Itaocara I. Da simulação com a

configuração II foi obtida a garantia física do AHE Cachoeira. O benefício indireto de Ribeiro

Gonçalves foi obtido a partir das configurações I e II.

Por ocasião do 1º LEN A-5/2013, a garantia física da UHE São Manoel foi calculada na

configuração sem a UHE Sinop, pois no cálculo do benefício indireto proporcionado pelo

reservatório de Sinop nas usinas a jusante, foi considerada a parcela referente à UHE São

Manoel, correspondente à 7,95 MWmed, conforme Nota Técnica EPE-DEE-RE-068/2013-r0,

de 19 de julho de 2013.

Portanto, no cálculo atual da garantia física da UHE São Manoel, em virtude de Sinop já

constar da configuração, pois foi concedida no 1º LEN A-5/2013, será descontada da

garantia física obtida com a configuração I a parcela referente ao benefício proporcionado

pelo reservatório de Sinop.

CARGA CRÍTICA E BLOCO HIDRÁULICO

A carga crítica é a máxima oferta global de energia que pode ser atendida ao critério de

otimização da expansão do sistema elétrico, assegurada pela igualdade entre os Custos

Marginais de Operação – CMO e o Custo Marginal de Expansão – CME, limitados a um risco

de déficit de 5%. Esta carga crítica é obtida por simulação estática da operação do sistema

hidrotérmico, empregando-se o modelo NEWAVE, em sua versão 18.

A partir dos dados e das premissas apresentados, foram feitas simulações com o modelo

NEWAVE de modo a obter a carga crítica que é atendida pelas configurações hidrotérmicas I

e II.

A carga crítica, os CMO e a média dos riscos anuais de déficit para cada subsistema e em

cada configuração são detalhadas a seguir.



Tabela 6 – Média dos CMO e riscos anuais de déficit

Média dos Custos Marginais de Operação (R$/MWh)

SE/CO/Acre/Rondônia S NE N

Caso Base 102,13 102,13 101,95 100,96

Configuração I 101,46 101,46 102,09 100,55

Configuração II 102,29 102,29 101,80 100,75

Média dos Riscos Anuais de Déficit (%)


Caso Base 0,42 0,26 0,31 0,20

Configuração I 0,47 0,27 0,34 0,26

Configuração II 0,49 0,30 0,35 0,25

Carga Crítica (MWmed)


Caso Base 39.879 10.243 11.360 7.068

Configuração I 39.847 10.235 11.754 7.314

Configuração II 40.105 10.301 11.493 7.151

Caso Base Config I Config II

Carga Brasil (MWmed) 68.550 69.150 69.050

Fator Hidráulico 81,22% 81,39% 81,42%

Bloco Hidráulico (MWmed) 55.677,8 56.280,9 56.222,7

Bloco Térmico (MWmed) 12.872,2 12.869,1 12.827,3

ENERGIAS FIRMES E GARANTIAS FÍSICAS

As Energias Firmes das usinas hidrelétricas foram obtidas através de simulação com o

Modelo MSUI em sua versão 3.2.

Do somatório de energia firme das usinas hidrelétricas em todas as configurações

consideradas foi subtraído o valor de 1,39 MWmed referente à perda energética decorrente

do deplecionamento do reservatório dos canais da UHE Belo Monte a fim de manter nestes a

vazão mínima ambiental de 300m3/s. A metodologia para obtenção deste valor é detalhada

na Nota Técnica EPE-DEE-RE-004/2010-r0 de 25 de janeiro de 2010.

As Garantias Físicas dos aproveitamentos hidrelétricos foram obtidas pela repartição do Bloco

Hidráulico, proporcionalmente à Energia Firme de cada aproveitamento hidrelétrico.

Os valores finais para todas as usinas estão discriminados na tabela seguinte:



Tabela 7 – Energias Firmes e Garantias Físicas das Usinas Hidrelétricas

Aproveitamento Rio UF Potência Instalada

(MW)

Energia Firme

(MWmed)

Garantia Física Local

(MWmed)

Benefício Indireto

(MWmed)

Garantia Física

(MWmed)

Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA 113 81,39 83,0 0,00 83,0

Cachoeira Parnaíba PI/MA 63 41,69 42,5 - 42,5

São Manoel Teles Pires MT/PA 700 421,11 429,6 - 421,7*

Itaocara I Paraíba do Sul RJ 145 77,67 79,2 - 79,2 * Foi descontada a parcela referente ao benefício proporcionado pelo reservatório da UHE Sinop em São Manoel (7,95 MWmed), conforme cálculo de garantias físicas para o 1º LEN A-5/2013, descrito na Nota Técnica EPE-DEE-RE-068/2013-r0, de 19 de julho de 2013.

O benefício indireto dado pela regularização do reservatório de Ribeiro Gonçalves foi

considerado nulo, pois ao se aplicar a metodologia constante na Portaria MME 258/2008

encontra-se uma diferença negativa entre as duas simulações.

Tabela 8 - Cálculo do Benefício Indireto de Ribeiro Gonçalves

Usinas a Jusante Energia Firme (MWmed) ∆Energia Firme

(MWmed) Config I Config III

Boa Esperança 123,83 125,59 -1,76

Cachoeira 41,76 41,69 0,07

Total 165,59 167,28 -1,69

Benefício Indireto 0,0

Encontrar um valor negativo corresponde a dizer que o acréscimo de energia nas usinas a

jusante devido a regularização é inferior ao decréscimo de energia nessas usinas oriundo da

evaporação no reservatório de regularização. Como essa perda não é valorada em usinas a

fio d’água, optou-se por não penalizar o reservatório de regularização, assim, não se

considerou o benefício indireto do AHE Ribeiro Gonçalves.

7. Garantias Físicas Durante o Período de Motorização

Para efeito de discretização da garantia física ao longo do processo de motorização de uma

usina hidrelétrica, calcula-se a garantia física, considerando a evolução da entrada das

unidades geradoras. A garantia física de cada estágio de motorização é proporcional à

razão entre a energia firme do conjunto de máquinas correspondente e a energia firme da

usina completa, limitada pela respectiva potência disponível.

As tabelas abaixo apresentam os resultados obtidos durante o período de motorização:



Tabela 9 – Energia Firme no período de motorização

Aproveitamento Energia Firme (MWmed)

Completa Unid 1 Unid 2 Unid 3 Unid 4 Unid 5

Ribeiro Gonçalves 81,39 52,55 81,39 - - -

Cachoeira 41,69 29,34 41,69 - - -

São Manoel 421,11 125,13 238,39 316,38 376,82 421,11

Itaocara I 77,67 59,57 77,67 - - -

Tabela 10– Garantia Física no período de motorização

Aproveitamento Garantia Física (MWmed)

Completa Unid 1 Unid 2 Unid 3 Unid 4 Unid 5

Ribeiro Gonçalves 83,0 52,6 83,0 - - -

Cachoeira 42,5 29,3 42,5 - - -

São Manoel 421,7 125,4 243,2 322,8 384,4 421,7*

Itaocara I 79,2 60,7 79,2 - - - * Foi descontada da última unidade a parcela referente ao benefício proporcionado pelo reservatório da UHE Sinop em São Manoel (7,95 MWmed), conforme cálculo de garantias físicas para o 1º LEN A-5/2013, descrito na Nota Técnica EPE-DEE-RE-068/2013-r0, de 19 de julho de 2013.

8. Resumo dos Resultados

A seguir, são apresentados os resultados obtidos no processo de cálculo das garantias

físicas dos aproveitamentos hidrelétricos para o 2º LEN A-5 de 2013.

Tabela 11 – Resumo dos Resultados

Aproveitamento Rio UF

Potência Instalada

Energia Firme

Garantia Física Local

Benefício Indireto

Garantia Física Nº de

Unidades

Nº de Unidades de Base

(MW) (MWmed) (MWmed) (MWmed) (MWmed)

Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA 113 81,39 83,0 0,00 83,0 2 2

Cachoeira Parnaíba PI/MA 63 41,69 42,5 - 42,5 2 2

São Manoel Teles Pires MT/PA 700 421,11 429,6 - 421,7* 5 4

Itaocara I Paraíba do Sul

RJ 145 77,67 79,2 - 79,2 2 2

* Foi descontada a parcela referente ao benefício proporcionado pelo reservatório da UHE Sinop em São Manoel (7,95 MWmed), conforme cálculo de garantias físicas para o 1º LEN A-5/2013, descrito na Nota Técnica EPE-DEE-RE-068/2013-r0, de 19 de julho de 2013.

O número de unidades de base em questão é aquele a partir do qual o modelo Newave

considera a usina como motorizada e é definido como a razão entre a garantia física local

da usina e a potência disponível unitária, conforme Despacho ANEEL nº 414, de 06 de

fevereiro de 2012.



Anexo 1 – Configuração Hidrotérmica de Referência

Tabela 12 – Configuração Hidrelétrica

Sudeste / Centro-Oeste / Acre / Rondônia A. VERMELHA DARDANELOS JAURU RETIRO BAIXO

A.A. LAYDNER E. DA CUNHA JIRAU RONDON 2

A.S. LIMA EMBORCACAO JUPIA ROSAL

A.S.OLIVEIRA ESPORA L.N. GARCEZ ROSANA

AIMORES ESTREITO LAJEADO SA CARVALHO

B. COQUEIROS FONTES LAJES SALTO

BAGUARI FOZ R. CLARO M. DE MORAES SALTO GRANDE

BARRA BONITA FUNIL MANSO SAMUEL

BATALHA FUNIL-GRANDE MARIMBONDO SANTA BRANCA

BILLINGS FURNAS MASCARENHAS SAO SALVADOR

CACH.DOURADA GUAPORE MIRANDA SAO SIMAO

CACONDE GUARAPIRANGA NAVANHANDAVA SERRA FACAO

CACU GUILMAN-AMOR NILO PECANHA SERRA MESA

CAMARGOS HENRY BORDEN NOVA PONTE SIMPLICIO

CANA BRAVA I. SOLT. EQV OURINHOS SINOP

CANDONGA IBITINGA P. COLOMBIA SLT APIACAS

CANOAS I IGARAPAVA P. ESTRELA SLT VERDINHO

CANOAS II ILHA POMBOS P. PASSOS SOBRAGI

CAPIM BRANC1 IRAPE P. PRIMAVERA STA CLARA MG

CAPIM BRANC2 ITAIPU PARAIBUNA STO ANTONIO

CAPIVARA ITIQUIRA I PEIXE ANGIC TAQUARUCU

CHAVANTES ITIQUIRA II PICADA TELES PIRES

COLIDER ITUMBIARA PIRAJU TRES MARIAS

CORUMBA I ITUTINGA PONTE PEDRA VOLTA GRANDE

CORUMBA III JAGUARA PROMISSAO

CORUMBA IV JAGUARI QUEIMADO

Sul 14 DE JULHO FUNDAO MACHADINHO SALTO CAXIAS

BAIXO IGUACU G.B. MUNHOZ MAUA SALTO OSORIO

BARRA GRANDE G.P. SOUZA MONJOLINHO SALTO PILAO

CAMPOS NOVOS GARIBALDI MONTE CLARO SAO JOSE

CASTRO ALVES ITA PASSO FUNDO SAO ROQUE

D. FRANCISCA ITAUBA PASSO REAL SEGREDO

ERNESTINA JACUI PASSO S JOAO SLT.SANTIAGO

FOZ CHAPECO JORDAO QUEBRA QUEIX STA CLARA PR

Nordeste B. ESPERANCA ITAPARICA P. CAVALO XINGO

COMP PAF-MOX ITAPEBI SOBRADINHO

Norte / Manaus / Belo Monte BALBINA CACH CALDEIR ESTREITO TOC TUCURUI

BELO MONTE COARA NUNES FERREIRA GOM

B.MONTE COMP CURUA-UNA STO ANT JARI



Tabela 13 – Configuração Termelétrica

Usina Subsistema Combustível Potência Efetiva (MW)

Fcmax (%)

TEIF (%)

IP (%)

Disponibilidade máxima

(Mwmed)

Inflexibilidade (Mwmed)

CVU (R$/MWh)

ALTOS NE DIESEL 13,1 100 2 1,3 12,67 0 646,47

ANGRA 1 SE/CO/AC/RO NUCLEAR 640 100 3 17,88 509,80 509,8 23,29

ANGRA 2 SE/CO/AC/RO NUCLEAR 1350 100 3 8 1204,74 1080 19,59

ANGRA 3 SE/CO/AC/RO NUCLEAR 1405 100 2 6,84 1282,72 1282,7 23,23

ARACATI NE DIESEL 11,5 100 2 1,3 11,12 0 646,47

ARAUCARIA S GAS 484,5 99,9 2 3,43 458,07 0 304,42

BAHIA 1 NE OLEO 31,6 98 4 2 29,13 0 720,35

BAIXADA FLU SE/CO/AC/RO GAS 530 100 2 3 503,82 0 85,76

BATURITE NE DIESEL 11,5 100 2 1,3 11,12 0 646,47

CAMACARI G NE GAS 346,8 91 0,9 8,2 287,10 2,3 732,99

Camacari MI NE OLEO 152 100 4 2 143,00 0 828,54

Camacari PI NE OLEO 150 100 4 2 141,12 0 828,54

CAMPINAGRAND NE OLEO 169,1 100 1,3 2,7 162,40 0 613,54

CAMPO GRANDE NE CAVACO 150 100 1,5 3,5 142,58 23,76 84,13

CAMPO MAIOR NE DIESEL 13,1 100 2 1,3 12,67 0 646,47

CANDIOTA 3 S CARVAO 350 100 5,5 4,1 317,19 210 59,92

CANOAS S DIESEL 250,6 99,2 1,75 6,74 227,78 0 674,64

CANTO BURITI NE CAVACO 150 100 1,5 3,5 142,58 23,76 90

CAUCAIA NE DIESEL 14,8 100 2 1,3 14,32 0 646,47

CHARQUEADAS S CARVAO 72 100 13,94 12,25 54,37 24 180,65

Cisframa S BIOMASSA 4 90 3,5 6 3,27 0 214,73

COCAL SE/CO/AC/RO BIOMASSA 28,2 100 2 2 27,08 0 166,98

CRATO NE DIESEL 13,1 100 2 1,3 12,67 0 646,47

CUBATAO SE/CO/AC/RO GAS 216 100 2,26 2 206,90 86,4 231,31

CUIABA G CC SE/CO/AC/RO GAS 529,2 90,7 2 8,31 431,30 0 511,77

DAIA SE/CO/AC/RO DIESEL 44,3 85 2,5 2,2 35,91 0 703,91

DO ATLANTICO SE/CO/AC/RO GAS PROCES 490 93 2 6 419,79 419,78 133,24

ELETROBOLT SE/CO/AC/RO GAS 385,9 100 0,9 2,3 373,63 0 199,08

ENGUIA PECEM NE DIESEL 14,8 100 2 1,3 14,32 0 646,47

FAFEN NE GAS 138 99,6 2,81 6,48 124,93 0 258,85

FIGUEIRA S CARVAO 20 87 8,4 12,25 13,99 5 352,1

FORTALEZA NE GAS 326,6 98 1,94 1,91 307,86 223 111,28

GERAMAR I N/MAN OLEO 165,9 96 1,3 2,7 152,95 0 613,52

GERAMAR II N/MAN OLEO 165,9 96 1,3 2,7 152,95 0 613,52

GLOBAL 1 NE OLEO 148,8 100 2 2 142,91 0 690,79

GLOBAL 2 NE OLEO 148,8 100 2 4 139,99 0 690,79

Goiania 2 BR SE/CO/AC/RO DIESEL 140 97 3 2 129,09 0 766,12

IBIRITERMO SE/CO/AC/RO GAS 226 100 3,5 2,68 212,25 0 259,87

IGARAPE SE/CO/AC/RO OLEO 131 100 8,46 9,27 108,80 2,23 645,3

IGUATU NE DIESEL 14,8 100 2 1,3 14,32 0 646,47

J.LACERDA A1 S CARVAO 100 100 44,67 12,25 48,55 0 222,06

J.LACERDA A2 S CARVAO 132 100 10,38 11,09 105,18 33 168

J.LACERDA B S CARVAO 262 100 6 11,02 219,14 120 167,48

J.LACERDA C S CARVAO 363 100 4,11 5,44 329,15 300 138,13

JUAZEIRO NE DIESEL 14,8 100 2 1,3 14,32 0 646,47

JUIZ DE FORA SE/CO/AC/RO GAS 87,1 100 2 8 78,53 0 188,54

LINHARES SE/CO/AC/RO GAS 204 100 2 3 193,92 0 162,39

MACAE MER SE/CO/AC/RO GAS 928,7 100 3,5 2 878,27 0 350,3

MARACANAU I NE OLEO 168 97 3 2 154,91 0 596,85



Usina Subsistema Combustível Potência Efetiva (MW)

Fcmax (%)

TEIF (%)

IP (%)

Disponibilidade máxima

(Mwmed)

Inflexibilidade (Mwmed)

CVU (R$/MWh)

MARAMBAIA NE DIESEL 13,1 100 2 1,3 12,67 0 646,47

MARANHAO III N/MAN GAS 499,3 100 1,85 1,62 482,12 241,63 55,36

MARANHAO IV N/MAN GAS 337,6 100 1 2 327,54 0 100,01

MARANHAO V N/MAN GAS 337,6 100 1 2 327,54 0 100,01

MAUA 3 N/MAN GAS 583 100 3,7 3,81 540,04 540 0,01

MC2 N VENECI N/MAN GAS 176 100 1 2 170,76 0 151,74

NAZARIA NE DIESEL 13,1 100 2 1,3 12,67 0 646,47

NORTEFLU-1 SE/CO/AC/RO GAS 400 100 0 0 400,00 399,99 37,8

NORTEFLU-2 SE/CO/AC/RO GAS 100 100 5,56 7,61 87,25 0 58,89

NORTEFLU-3 SE/CO/AC/RO GAS 200 100 5,56 7,61 174,51 0 102,84

NORTEFLU-4 SE/CO/AC/RO GAS 168,9 42,9 5,56 7,61 63,22 0 310,49

NOVAPIRAT SE/CO/AC/RO GAS 572,1 97 2,69 3,4 521,65 0 320,92

P. PECEM 1 NE CARVAO 720,3 100 1,7 8,3 649,29 0 116,13

P. PECEM 2 NE CARVAO 365 98,6 1,5 3,5 342,08 0 123,05

P.MEDICI A S CARVAO 126 87,3 14 23 72,84 50 115,9

P.MEDICI B S CARVAO 320 90 20 10 207,36 105 115,9

PALMEIRA GOI SE/CO/AC/RO DIESEL 175,6 80 2,5 2,2 133,95 0 767,04

Pau Ferro I NE DIESEL 94,1 99,9 0 0 94,01 0 1117,84

PERNAMBUCO 3 NE OLEO 200,8 100 1 2 194,82 0 454,42

PETROLINA NE OLEO 136 100 2,5 5,5 125,31 0 909,03

PIE C ROCHA N/MAN GAS 85,4 100 1 20,72 67,03 67 0,01

PIE JARAQUI N/MAN GAS 75,5 86,9 4 0 62,99 62,98 0,01

PIE MANAUARA N/MAN GAS 66,8 100 2,5 0,39 64,88 64,87 0,01

PIE P NEGRA N/MAN GAS 66 100 2,5 0,53 64,01 64 0,01

PIE TAMBAQUI N/MAN GAS 75,5 86,9 4 0 62,99 62,98 0,01

PORTO ITAQUI N/MAN CARVAO 360,1 100 1,5 3,5 342,28 0 117,9

Potiguar NE DIESEL 52,8 100 2 2 50,71 0 1008,28

Potiguar III NE DIESEL 66,4 82,5 0 0 54,78 0 1008,27

S.JERONIMO S CARVAO 20 75 1,25 1,25 14,63 5 248,31

ST.CRUZ NOVA SE/CO/AC/RO GAS 564 88,7 2,2 6,3 458,44 0 107,81

SUAPE II NE OLEO 381,3 100 1 2 369,94 0 627,5

T.NORTE 2 SE/CO/AC/RO OLEO 340 100 2,33 3,39 320,82 0 551,09

TERMOBAHIA NE GAS 185,9 85,5 1,5 4,22 149,95 0 205,25

TERMOCABO NE OLEO 49,7 98 2 2 46,78 0 606

TERMOCEARA NE GAS 223 100 1,2 0,6 219,00 0 219,52

Termomanaus NE DIESEL 143 99,4 0 0 142,14 0 1117,84

TERMONORDEST NE OLEO 170,9 95 3 1 155,91 0 608,2

TERMOPARAIBA NE OLEO 170,9 95 3 1 155,91 0 608,2

TERMOPE NE GAS 532,8 100 3 4,5 493,56 348,8 70,16

TERMORIO SE/CO/AC/RO GAS 1036 100 1 2,7 997,95 100,5 155,32

TRES LAGOAS SE/CO/AC/RO GAS 350 100 1,2 2,88 335,84 0 127,37

UTE SOL SE/CO/AC/RO GAS PROCES 196,5 100 7,38 18,77 147,84 132,98 0,01

VALE DO ACU NE GAS 367,9 84,3 3 5,2 285,19 0 287,83



Anexo 2 – Dados Energéticos dos Aproveitamentos Hidrelétricos

Tabela 14 – Dados Energéticos – AHE Ribeiro Gonçalves

AHE Ribeiro Gonçalves Potência instalada (MW) 113,00

Número de unidades geradoras 2

Hidrelétrica a jusante Boa Esperança

Tipo de turbina Francis

Rendimento médio do conjunto turbina-gerador(%) 92,12

Taxa de indisponibilidade forçada - TEIF (%) 1,672

Indisponibilidade programa - IP (%) 5,403

Interligação no Subsistema Nordeste

Queda líquida de referência (m) 47,50

Perda Hidráulica média (m) 1,03

Canal de fuga médio (m) 192,12

Influência do vertimento no canal de fuga? (S/N) S

Vazão efetiva (m3/s) 132

Vazão remanescente (m³/s) -

Vazão mínima do histórico (m³/s) 113

Vazão mínima defluente (m³/s) 140

RESERVATÓRIO

Volume máximo (hm3) 3204,00

Volume mínimo (hm3) 2553,00

NA máximo normal (m) 243,00

NA mínimo normal (m) 240,00

Área máxima (km2) 237,76

Área mínima (km2) 196,15

Regulação (Diária/ Semanal/ Mensal) Mensal

EVAPORAÇÃO LÍQUIDA MÉDIA MENSAL (mm)

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

10 3 -3 0 25 92 219 342 290 167 76 30

VAZÕES DE USOS CONSUNTIVOS (m3/s) 6

Horizonte Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

2018 0,09 0,09 0,09 0,40 1,94 2,42 2,50 2,90 2,92 1,79 0,42 0,14

POLINÔMIOS

A0 A1 A2 A3 A4

PVC 2,1261226E+02 2,2890933E-02 -8,5129334E-06 1,9303478E-09 -1,8095966E-13 PCA -3,3682416E+06 5,7307729E+04 -3,6538905E+02 1,0345714E+00 -1,0974038E-03 PVNJ 1,9045948E+02 9,4503397E-03 -1,0747852E-05 9,0801544E-09 -3,0292102E-12

6 Conforme orientação da Agência Nacional de Águas, estabelecida na Nota Técnica nº 019/2013/SPR-ANA.



SÉRIE DE VAZÕES MÉDIAS MENSAIS

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 1931 229 339 341 293 218 175 157 151 152 184 180 186 1932 235 256 246 262 197 165 158 150 197 183 177 197 1933 312 348 368 361 223 175 157 151 131 168 255 346 1934 379 388 399 296 230 160 143 145 153 163 249 380 1935 396 357 338 393 296 195 152 138 130 187 252 304 1936 330 399 313 325 249 153 142 135 129 135 231 254 1937 253 358 310 275 237 165 143 136 135 167 229 292 1938 387 353 412 344 239 167 136 130 127 141 161 290 1939 348 445 387 249 168 209 176 161 187 191 271 290 1940 422 455 473 369 213 154 140 135 147 152 239 243 1941 269 367 389 329 192 152 146 138 135 145 216 215 1942 305 320 278 245 202 145 132 129 133 189 266 345 1943 348 351 392 291 179 149 143 139 134 158 233 296 1944 277 273 259 259 192 150 140 136 131 168 226 316 1945 376 358 349 366 279 194 161 156 150 197 243 282 1946 298 310 318 284 207 177 160 156 148 150 228 235 1947 274 315 416 412 218 170 163 156 159 174 258 305 1948 298 277 326 284 218 170 158 152 156 172 170 297 1949 297 302 313 264 218 178 161 161 152 179 284 263 1950 240 292 309 303 215 156 152 148 147 167 221 261 1951 223 217 281 292 224 166 147 143 138 140 153 216 1952 241 267 326 288 216 157 139 136 158 150 177 265 1953 274 274 278 250 167 132 130 128 136 154 199 229 1954 246 299 274 258 193 151 136 132 128 127 202 203 1955 193 264 280 338 198 123 121 118 121 134 180 226 1956 214 222 246 201 176 143 135 130 125 142 233 305 1957 384 318 395 377 229 168 156 145 145 157 190 277 1958 293 289 321 254 169 152 148 145 141 195 189 226 1959 299 310 294 220 175 157 141 135 132 161 186 207 1960 295 344 503 378 185 153 145 139 133 146 189 234 1961 298 369 341 242 184 147 134 129 127 130 161 218 1962 332 331 310 247 177 162 143 130 125 150 219 292 1963 290 338 278 238 208 159 138 133 128 124 192 293 1964 407 403 361 354 267 173 151 139 128 165 206 224 1965 250 268 311 347 218 150 143 131 127 197 209 201 1966 226 464 298 233 169 145 128 118 126 155 183 267 1967 218 358 345 446 205 149 130 131 134 133 290 292 1968 335 355 408 236 192 159 148 137 124 145 252 272 1969 276 299 359 194 194 151 136 123 119 137 179 298 1970 373 276 264 261 256 143 131 119 113 181 259 214 1971 191 238 253 304 183 151 134 126 120 164 231 210 1972 221 254 243 224 161 145 132 124 120 146 191 225 1973 205 230 281 274 189 150 138 131 115 181 184 238 1974 252 283 437 350 280 208 170 152 146 201 238 225 1975 253 302 303 294 197 172 169 146 134 183 231 225 1976 246 325 290 275 198 164 148 134 135 196 227 234 1977 291 311 248 311 258 181 159 143 142 200 190 306 1978 328 336 456 306 297 209 185 162 151 208 200 303 1979 435 655 332 321 249 201 187 177 175 194 294 238 1980 401 931 398 301 231 208 194 182 190 199 266 316 1981 323 267 408 370 225 200 180 178 166 200 317 256 1982 468 311 344 333 219 198 185 173 169 205 197 220 1983 321 381 323 252 187 182 170 160 153 163 203 287 1984 240 272 332 289 198 171 158 150 159 165 186 203 1985 376 396 331 382 253 214 187 169 161 223 251 501 1986 468 390 356 310 257 212 198 186 169 226 214 256 1987 271 250 381 327 238 191 175 168 155 179 266 314 1988 287 314 380 295 221 194 173 160 147 169 186 329 1989 251 286 354 322 267 201 186 168 162 165 243 498 1990 361 341 335 277 217 188 179 160 165 181 193 237 1991 395 319 327 295 221 183 167 150 141 148 233 235 1992 335 466 223 251 198 168 157 146 143 148 221 289 1993 223 289 242 249 199 152 141 132 140 158 166 235 1994 277 283 354 291 183 169 153 136 126 135 199 261 1995 277 291 276 319 246 184 158 143 129 142 229 294 1996 285 251 292 282 220 167 151 136 125 157 235 208 1997 357 235 430 356 247 190 169 152 148 157 174 239 1998 262 241 258 194 180 145 136 128 122 138 232 248 1999 263 252 283 184 182 155 146 140 150 154 240 352 2000 345 348 303 276 205 173 166 154 157 149 212 335 2001 204 232 311 227 200 169 151 138 135 151 185 240 2002 578 313 234 245 181 163 152 141 140 135 159 206 2003 252 232 280 214 175 157 141 133 129 135 168 176 2004 329 423 391 231 185 164 154 144 137 153 159 203 2005 264 319 431 277 233 173 159 148 140 135 165 209 2006 175 235 266 372 213 169 157 146 144 158 206 176 2007 195 372 229 200 170 149 138 132 129 128 142 187 2008 189 269 344 307 189 162 151 140 131 130 160 231 2009 215 237 242 317 344 195 169 154 146 181 183 211 2010 231 201 236 240 162 172 140 132 127 147 182 192 2011 236 296 354 223 178 159 148 138 129 162 197 231



Tabela 15 – Dados Energéticos – AHE Cachoeira

AHE Cachoeira

Potência instalada (MW) 63,00


Hidrelétrica a jusante Não há

Tipo de turbina Bulbo




Interligação no Subsistema Nordeste









RESERVATÓRIO







Regulação (Diária/ Semanal/ Mensal) Diária



10 3 -3 0 25 92 219 342 290 167 76 30



2018 0,90 1,04 1,03 2,49 8,25 10,66 11,19 13,06 12,88 8,56 3,56 1,61

POLINÔMIOS

A0 A1 A2 A3 A4

PVC 1,0618000E+02 7,7538000E-02 -2,2223000E-04 3,9662000E-07 -2,9002000E-10

PCA 1,2687265E+03 -4,3672029E+01 4,2588542E-01 -1,2133988E-03 0,0000000E+00

PVNJ 1,0015000E+02 7,2289000E-03 -5,4572000E-06 2,3834000E-09 -3,7269000E-13

7 Conforme orientação da Agência Nacional de Águas, estabelecida na Nota Técnica nº 019/2013/SPR-ANA.



Tabela 16 – Dados Energéticos – AHE São Manoel

AHE São Manoel




Tipo de turbina Kaplan




Interligação no Subsistema Sudeste / CO






Vazão remanescente (m³/s) 9,6



RESERVATÓRIO










43 52 71 -10 -11 -3 7 23 33 7 41 58



2018 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

POLINÔMIOS

A0 A1 A2 A3 A4

PVC 1,4378722E+02 6,9433736E-02 -1,4938418E-04 2,0548736E-07 -1,1363975E-10

PCA 2,3741814E+06 -6,0871932E+04 5,8512605E+02 -2,4992905E+00 4,0027681E-03 PVNJ 1,3197482E+02 1,8805105E-03 -8,9917776E-08 5,6856059E-12 -1,4465003E-16

8 Usos consuntivos incrementais calculado pela diferença entre os usos consuntivos acumulados definidos na DRDH da UHE São Manoel (Resolução nº 129, de 28 de março de 2011) e na outorga da UHE Teles Pires (Resolução nº 501, de 11 de julho de 2011). Estas usinas apresentam o mesmo valor de usos consuntivos acumulados.



Tabela 17 – Dados Energéticos – AHE Itaocara I

AHE Itaocara I




Tipo de turbina Kaplan




Interligação no Subsistema Sudeste









RESERVATÓRIO










-15 0 47 75 77 58 35 -5 -6 -7 -16 -15



2018 0,18 0,21 0,17 0,17 0,16 0,16 0,16 0,18 0,16 0,14 0,11 0,14

POLINÔMIOS

A0 A1 A2 A3 A4

PVC 6,8940421E+01 1,1524476E-01 -2,9049205E-04 4,1348927E-07 -2,2447236E-10

PCA 3,8314418E+03 -1,9350569E+02 3,6389389E+00 -3,0332551E-02 9,5451335E-05

PVNJ 6,1252196E+01 3,3114625E-03 -6,2658738E-07 6,3635278E-11 -2,4338418E-15

9 Calculado segundo metodologia de cálculo de parâmetros energéticos médios constante no item 4.2 da Nota Técnica EPE-DEE-RE-037/2011-r2. Foi utilizada a constante de perdas de 8,127x10-6 definida no item 4.2.3.4 do projeto básico desta usina. 10

Usos consuntivos incrementais calculado com base na Resolução ANA nº 096, de 09 de abril de 2007.



SÉRIE DE VAZÕES MÉDIAS MENSAIS Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

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estudos para a licitaÇÃo da expansÃo da geraÇÃo · otimização da expansão do sistema...

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