ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO

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1 ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO Garantia Física dos Empreendimentos Hidrelétricos 1º Leilão de Energia Nova A-5 de 2013 Ministério de Minas e Energia

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3 GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO 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 Garantia Física dos Empreendimentos Hidrelétricos 1º Leilão de Energia Nova A-5 de 2013 Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Carlos Nogueira da Costa Júnior Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n , 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 Thais Iguchi Thais Soares Alves Thiago Correa César URL: Sede SAN Quadra 1 Bloco B Sala 100-A Brasília - DF Escritório Central Av. Rio Branco, 01 11º Andar Rio de Janeiro RJ N o EPE-DEE-RE-068/2013-r0 Data: 19 de julho de 2013

4 Histórico de Revisões Rev. Data Descrição 0 19/07/2013 Publicação Original

5 SUMÁRIO 1. APRESENTAÇÃO INTRODUÇÃO METODOLOGIA DE CÁLCULO DE GARANTIA FÍSICA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS CRITÉRIOS E PREMISSAS PARA O CÁLCULO DE GARANTIA FÍSICA DE USINAS HIDRELÉTRICAS DESCRIÇÃO DOS NOVOS EMPREENDIMENTOS HIDRELÉTRICOS CÁLCULO DAS GARANTIAS FÍSICAS DAS NOVAS HIDRELÉTRICAS GARANTIAS FÍSICAS DURANTE O PERÍODO DE MOTORIZAÇÃO RESUMO DOS RESULTADOS ANEXO 1 CONFIGURAÇÃO HIDROTÉRMICA DE REFERÊNCIA ANEXO 2 DADOS ENERGÉTICOS DOS APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS v

6 ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1 Proporcionalidade da Carga de Energia Ano Tabela 2 Valores de TEIF e IP recomendados pelo BRACIER Tabela 3 Restrições mensais de agrupamento de intercâmbio Tabela 4 Aproveitamentos com estudos aprovados e DRDH e Licença Prévia emitidas Tabela 5 Potência Instalada dos aproveitamentos participantes do Leilão A-5 de Tabela 6 Média dos CMO e riscos anuais de déficit Tabela 7 Energias Firmes e Garantias Físicas das Usinas Hidrelétricas Tabela 8 - Cálculo do Benefício Indireto de Ribeiro Gonçalves Tabela 9 - Cálculo do Benefício Indireto de Sinop Tabela 10 Energia Firme no período de motorização Tabela 11 Garantia Física no período de motorização Tabela 12 Resumo dos Resultados Tabela 13 Configuração Hidrelétrica Tabela 14 Configuração Termelétrica Tabela 15 Dados Energéticos AHE Ribeiro Gonçalves Tabela 16 Dados Energéticos AHE Cachoeira Tabela 17 Dados Energéticos AHE Estreito Tabela 18 Dados Energéticos AHE Castelhano Tabela 19 Dados Energéticos AHE Sinop Tabela 20 Dados Energéticos AHE São Manoel Tabela 21 Dados Energéticos AHE Salto Apiacás Tabela 22 Dados Energéticos AHE Paiaguá ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1 Limites de Transmissão entre subsistemas vi

7 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 janeiro de 2018 LEN A , nos termos do inciso I do 1º do Art. 19 do Decreto nº 5.163, de O referido leilão será realizado em 29 de agosto de 2013, por meio de plataforma eletrônica na rede mundial de computadores, conforme disposto na Portaria do Ministério de Minas e Energia MME nº 137, de 30 de abril de 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 hidrelétricos com potência instalada maior que 50 MW: Sinop, São Manoel, Ribeiro Gonçalves, Cachoeira, Estreito e Castelhano, e, ainda, Salto Apiacás e Paiaguá, com potência menor que 50 MW. Os empreendimentos hidrelétricos em questão foram analisados a partir das características descritas nos Estudos de Viabilidade (para aqueles cuja potência instalada é superior a 50MW) ou Projetos Básicos (no caso de potência instalada inferior a 50MW) e complementações entregues à EPE encaminhadas com vistas à Habilitação Técnica. Também foram consideradas as Declarações de Disponibilidade de Reserva Hídrica e Licenças Prévias emitidas. Dos empreendimentos cuja potência instalada é superior a 50 MW, apenas o Estudo de Viabilidade de São Manoel ainda não foi aprovado, em virtude de o processo de licenciamento ambiental estar em andamento. Cabe destacar que as Declarações de Reserva 7

8 e Disponibilidade Hídrica (DRDH) dos aproveitamentos do rio Parnaíba (Ribeiro Gonçalves, Cachoeira, Estreito e Castelhano) protocoladas na EPE, até a presente data, estão vencidas. Entre os empreendimentos com potência instalada inferior a 50 MW, apenas Salto Apiacás apresenta Projeto Básico, Licença de Instalação e Declaração de Reserva e Disponibilidade Hídrica (DRDH) aprovados. A usina Paiaguá, apesar possuir Licença Prévia, ainda não obteve DRDH publicada e portanto, seu Projeto Básico ainda não foi aprovado. 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 , 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 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 NEWAVE 1, em sua versão 17, 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. 1 Modelo desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CEPEL. 2 Estabelecido na Resolução CNPE nº1 de 17 de novembro de

9 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 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. 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 17. 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 9

10 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 n o 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 Leilão A-5 de Modelos Utilizados: NEWAVE - Versão 17 MSUI - Versão

11 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 Z sup a ser subtraído de L inf para o critério de parada estatístico: 10%; Valor máximo percentual para delta de Z inf no critério de parada não estatístico: 0,2%; Número de deltas de Z inf consecutivos a serem considerados no critério não estatístico: 3; 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 PDE 2021 SE/CO/RO S NE N ,6% 20,4% 61,6% 38,4% SSE NNE ,8% ,2% BRASIL Critério de Garantia de Atendimento à Carga: CMO igual ao CME 3, 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. 3 Admitida uma tolerância de aproximadamente 2%, neste caso, igual a 2 R$/MWh. 11

12 Custo Marginal da Expansão CME: estimado em 102 R$/MWh, o mesmo utilizado no Plano Decenal de Expansão de Energia 2021, aprovado em março de Este valor foi calculado conforme metodologia presente na NT EPE-DEE-RE-091/2011-r0, considerando os preços dos leilões referenciados a julho/2011. Taxa de Desconto: 8% ao ano - de forma a compatibilizar este parâmetro aos estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia Função Custo do Déficit de Energia: Atualizado o valor para R$ 3.100,00/MWh, de 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 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. 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.) , , , , , , , ,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

13 São apresentados a seguir os limites térmicos das interligações consideradas no estudo. Figura 1 Limites de Transmissão entre subsistemas LIMITES DE INTERCÂMBIO N/MAN/MAC IMP NE BM SE/CO/AC/RO S A versão 17 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 julho a dezembro EXPORTACAO NE janeiro fevereiro março abril a maio junho julho a agosto setembro outubro novembro a dezembro EXPORTACAO SE-NNE janeiro a dezembro EXPORTACAO NNE-SE janeiro fevereiro março abril maio junho julho a dezembro

14 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 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 / Atualização de séries históricas de vazões - Período 1931 a 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. 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 Leilão A-5 de 2012, com a atualização das características técnicas das usinas 4 dos Sistemas Elétricos Isolados de Macapá e Manaus cujas garantias físicas foram publicadas na portaria nº 185, de 27 de dezembro de 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 22/05/2013. Foram consideradas as atualizações dos custos variáveis das usinas conforme PMO de junho 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 os demais parâmetros considerados nos respectivos cálculos 4 Aparecida, Mauá Bloco III, Mauá Bloco IV, Santana Bloco I, Santana Bloco II, Ponta Negra, Cristiano Rocha, Manauara, Jaraqui e Tambaqui. 14

15 de suas garantias físicas. Para as usinas com garantias físicas publicadas na Portaria MME 303/2004, também 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, e com a alteração registrada pelo Despacho ANEEL nº 553/2012. Configuração de Referência Hidrelétrica: é baseada na configuração utilizada para cálculo de Garantias Físicas no Leilão A-5 de 2012, incluindo a UHE Cachoeira Caldeirão que obteve a concessão no referido Leilão. Nessa configuração, foram atualizadas as características técnicas das usinas que tiveram suas garantias físicas revistas e publicadas nas portarias nº 184, de 27 de dezembro de e nº 53, de 12 de junho de e das usinas cujas garantias físicas foram publicadas na portaria nº 185, de 27 de dezembro de Descrição dos Novos Empreendimentos Hidrelétricos Os novos empreendimentos hidrelétricos com vistas à participação no LEN A-5 de julho/2013 são: Sinop, São Manoel, Ribeiro Gonçalves, Cachoeira, Estreito e Castelhano (com potência instalada superior a 50 MW) e Salto Apiacás e Paiaguá, com potência inferior a 50 MW. Os empreendimentos hidrelétricos em questão, foram analisados a partir das características descritas nos Estudos de Viabilidade (para aqueles cuja potência instalada é superior a 50MW) ou Projetos Básicos (no caso de potência instalada inferior a 50MW) e complementações entregues à EPE encaminhadas com vistas à Habilitação Técnica. Também foram consideradas as Declarações de Disponibilidade de Reserva Hídrica e Licenças Prévias emitidas. 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. 5 Jurumirim, Taquaruçu, Rosana, São Domingos, Passo São João e Irapé 6 Chavantes 7 Balbina e Coaracy Nunes 15

16 Tabela 4 Aproveitamentos com estudos aprovados e DRDH e Licença Prévia emitidas Usina Estudo de Viabilidade ou Projeto Básico aprovados Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica Licença Prévia Ribeiro Despacho ANEEL 3.344/2012 Resolução ANA 23, de 22/02/ LP IBAMA nº 434, de 05/10/2012 Gonçalves (1ª Retificação) Cachoeira Despacho ANEEL 3.809/2010 Resolução ANA 24, de 22/02/ LP IBAMA nº 384, de 28/10/2011 Resolução ANA 830, de 05/12/2011 (1ª Retificação) Estreito Despacho ANEEL 3.808/2010 Resolução ANA 25, de 22/02/ LP IBAMA nº 385, de 28/10/2011 Resolução ANA 831, de 05/12/2011 (1ª Retificação) Castelhano Despacho ANEEL 4.771/2011 Resolução ANA 26, de 22/02/ Resolução ANA 832, de 05/12/2011 LP IBAMA nº 422, de 03/11/2011 Sinop Despacho ANEEL 3.164/2012 Resolução ANA 772, de 24/10/2011 Resolução ANA 357, de 13/08/2012 LP SEMA/MT nº , de 10/05/2012 São Manoel - Resolução ANA 129, de 28/03/2011 Resolução ANA 358, de 13/08/ Salto Apiacás Despacho ANEEL 1.497/2013 Portaria SEMA/MT 327, de 19/06/2013 LI SEMA/MT n o 60335, de 25/01/2012 Paiaguá - - LP SEMA/MT n o /2013 O projeto básico da usina Salto Apiacás e os estudos de viabilidade dos aproveitamentos Cachoeira, Estreito, Castelhano e Sinop foram aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Apenas o estudo de viabilidade da usina São Manoel e o projeto básico de Paiaguá encontram-se em aceite na ANEEL, conforme despachos n o 441/2010 e 1.792/2012, respectivamente. Até o presente momento apenas as usinas Sinop, São Manoel e Salto Apiacás não apresentam pendências referentes à declaração de reserva e disponibilidade hídrica (DRDH). As validades das declarações das usinas Ribeiro Gonçalves, Cachoeira, Estreito e Castelhano estão vencidas. A Chesf entrou com pedido de renovação destas declarações no dia 03/06/2013, no entanto, até a presente data não havia nenhuma informação no site da Agência Nacional de Águas. A usina Paiaguá ainda não obteve DRDH, apenas apresentou o documento de solicitação de consulta prévia de disponibilidade hídrica à Secretaria de Estado de Meio Ambiente SEMA/MT. Em relação às licenças ambientais, os aproveitamentos Sinop, Ribeiro Gonçalves, Cachoeira, Estreito, Castelhano e Paiaguá possuem licença prévia válida e no caso de Salto Apiacás, licença de instalação válida. Destaca-se que a UHE Paiaguá, apesar de apresentar potência instalada inferior a 30 MW, não se enquadra como PCH nos termos da Resolução ANEEL 652/2009, devido à área do reservatório. O processo de licenciamento ambiental de São Manoel está em andamento. 8 O prazo de validade da DRDH é de 3 anos, portanto, o período de validade expirou. 16

17 Abaixo estão destacadas algumas características das usinas hidrelétricas consideradas na configuração: Tabela 5 Potência Instalada dos aproveitamentos participantes do Leilão A-5 de 2012 Aproveitamento Rio UF Potência Potência por Unidade (MW) Instalada Unid Unid Unid Unid Unid (MW) Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA ,5 56, Cachoeira Parnaíba PI/MA 63 31,5 31, Estreito Parnaíba PI/MA Castelhano Parnaíba PI/MA Sinop São Manoel Teles Pires Teles Pires MT , , , MT/PA Salto Apiacás Apiacás MT Paiaguá Sangue MT Os dados considerados nas simulações energéticas estão apresentados no Anexo 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. Os aproveitamentos Sinop e Ribeiro Gonçalves possuem reservatórios de regularização com usinas a jusante, a saber: Na cascata de Sinop: Colíder, Teles Pires e São Manoel; Na cascata de Ribeiro Gonçalves: Boa Esperança, Cachoeira, Estreito e Castelhano; Portanto, no cálculo das garantias físicas foram consideradas três configurações: I. À configuração hidrotérmica descrita no Anexo 1 (Caso Base para o LEN A-5/2013) foram adicionados os aproveitamentos cadastrados para participação no referido leilão; 17

18 II. III. Da configuração I foi retirado o AHE Sinop; Da configuração I foi retirado o AHE Ribeiro Gonçalves; Da simulação com a configuração I foi obtida a garantia física local do AHE Ribeiro Gonçalves e garantia física dos aproveitamentos Salto Apiacás e Paiaguá. A restrição sazonal do N. A. Máximo Normal Operativo de um reservatório de regularização não está implementada no modelo MSUI (em sua versão 3.2), modelo este, de onde se obtém as energias firmes. De forma a considerar tal restrição no cálculo da energia firme do AHE Sinop, a EPE propôs uma modelagem energética na Nota Técnica EPE-DEE-RE- 066/2010-r0 Modelagem Energética da UHE Sinop. A partir da configuração I e considerando a metodologia da nota técnica supracitada, elaborou-se uma configuração I* (apenas para o modelo MSUI). A garantia física local do AHE Sinop é obtida da energia firme proveniente da metodologia proposta pela EPE e do Bloco Hidráulico da configuração I, pois no modelo Newave (em sua versão 17) é possível considerar a restrição de Sinop. Ainda para o cálculo da garantia física local, o somatório de energia firme das demais usinas do SIN é obtido a partir da configuração I*. Finalmente, o benefício indireto foi calculado a partir das configurações I* e II. Da simulação com a configuração II foi obtida a garantia física do AHE São Manoel. Da simulação com a configuração III foi obtida a garantia física dos aproveitamentos a jusante de Ribeiro Gonçalves: Cachoeira, Estreito e Castelhano. O benefício indireto de Ribeiro Gonçalves foi obtido a partir das configurações I e III. 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 17. 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, II e III. A carga crítica, os CMO e a média dos riscos anuais de déficit para cada subsistema e em cada configuração são detalhadas a seguir. 18

19 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 Configuração I Configuração II Configuração III Média dos Riscos Anuais de Déficit (%) SE/CO/Acre/Rondônia S NE N Caso Base Configuração I Configuração II Configuração III Carga Crítica (MWmed) SE/CO/Acre/Rondônia S NE N Caso Base Configuração I Configuração II Configuração III Caso Base Config I Config II Config III Carga Brasil (MWmed) Fator Hidráulico 79,45% 79,67% 79,66% 79,63% Bloco Hidráulico (MWmed) , , , ,0 Bloco Térmico (MWmed) , , , ,0 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 300m 3 /s. A metodologia para obtenção deste valor é detalhada na Nota Técnica EPE-DEE-RE-004/2010-r0 de 25 de janeiro de 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: 19

20 Tabela 7 Energias Firmes e Garantias Físicas das Usinas Hidrelétricas Aproveitamento Rio UF Potência Instalada (MW) Energia Firme Garantia Física Local Benefício Indireto Garantia Física (MWmed) (MWmed) (MWmed) (MWmed) Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA ,11 82,6 0,00 82,6 Cachoeira Parnaíba PI/MA 63 43,95 44,7-44,7 Estreito Parnaíba PI/MA 56 40,69 41,4-41,4 Castelhano Parnaíba PI/MA 64 44,19 45,0-45,0 Sinop Teles Pires MT ,60 213,5 26,34 239,8 São Manoel Teles Pires MT/PA ,55 421,2-421,2 Salto Apiacás Apiacás MT 45 22,48 22,9-22,9 Paiaguá Sangue MT 28 24,82 25,3-25,3 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) Config I Config III Energia Firme (MWmed) Boa Esperança 130,35 132,00-1,65 Cachoeira 43,80 43,95-0,15 Estreito 40,70 40,69 0,01 Castelhano 44,17 44,19-0,02 Total 259,02 260,83-1,81 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. Tabela 9 - Cálculo do Benefício Indireto de Sinop Usinas a Jusante Energia Firme (MWmed) Config I* Config II Energia Firme (MWmed) Colíder 187,72 183,01 4,71 Teles Pires 980,53 966,85 13,68 São Manoel 421,50 413,55 7,95 Total 1589, ,41 26,34 Benefício Indireto 26,34 *É considerada a modelagem energética para o AHE Sinop na configuração I 20

21 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: Aproveitamento Tabela 10 Energia Firme no período de motorização Energia Firme (MWmed) Completa Unid 1 Unid 2 Unid 3 Unid 4 Unid 5 Ribeiro Gonçalves 81,11 52,55 81, Cachoeira 43,95 29,30 43, Estreito 40,69 25,47 40, Castelhano 44,19 29,82 44, Sinop 209,60 114,99 181,47 209, São Manoel 413,55 125,13 230,67 307,90 368,18 413,55 Salto Apiacás 22,48 10,14 17,04 22, Paiaguá 24,82 12,74 24, Tabela 11 Garantia Física no período de motorização Garantia Física (MWmed) Aproveitamento Completa Unid 1 Unid 2 Unid 3 Unid 4 Unid 5 Ribeiro Gonçalves 82,6 52,6 82, Cachoeira 44,7 29,3 44, Estreito 41,4 25,5 41, Castelhano 45,0 29,8 45, Sinop* 239,8 117,1 184,8 239,8 - - São Manoel 421,2 125,4 234,9 313,6 375,0 421,2 Salto Apiacás 22,9 10,3 17,4 22,9 - - Paiaguá 25,3 12,7 25, *O benefício indireto foi considerado na última unidade. 21

22 8. Resumo dos Resultados A seguir, são apresentados os resultados obtidos no processo de cálculo das garantias físicas dos aproveitamentos hidrelétricos para o LEN A-5 de Aproveitamento Rio UF Tabela 12 Resumo dos Resultados Potência Instalada Energia Firme Garantia Física Local Benefício Indireto Garantia Física (MW) (MWmed) (MWmed) (MWmed) (MWmed) Nº de Unidades Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA ,11 82,6 0,00 82,6 2 2 Cachoeira Parnaíba PI/MA 63 43,95 44,7-44,7 2 2 Estreito Parnaíba PI/MA 56 40,69 41,4-41,4 2 2 Castelhano Parnaíba PI/MA 64 44,19 45,0-45,0 2 2 Sinop Teles Pires MT ,60 213,5 26,34 239,8 3 2 São Manoel Teles Pires MT/PA ,55 421,2-421,2 5 4 Salto Apiacás Apiacás MT 45 22,48 22,9-22,9 3 2 Paiaguá Sangue MT 28 24,82 25,3-25,3 2 2 Nº de Unidades de Base 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

23 Anexo 1 Configuração Hidrotérmica de Referência Sudeste / Centro-Oeste / Acre / Rondônia Tabela 13 Configuração Hidrelétrica 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 DOMINGOS CACH.DOURADA GUAPORE MIRANDA SAO SALVADOR CACONDE GUARAPIRANGA NAVANHANDAVA SAO SIMAO CACU GUILMAN-AMOR NILO PECANHA SERRA FACAO CAMARGOS HENRY BORDEN NOVA PONTE SERRA MESA CANA BRAVA I. SOLT. EQV OURINHOS SIMPLICIO CANDONGA IBITINGA P. COLOMBIA SLT VERDINHO CANOAS I IGARAPAVA P. ESTRELA SOBRAGI CANOAS II ILHA POMBOS P. PASSOS STA CLARA MG CAPIM BRANC1 IRAPE P. PRIMAVERA STO ANTONIO CAPIM BRANC2 ITAIPU PARAIBUNA TAQUARUCU CAPIVARA ITIQUIRA I PEIXE ANGIC TELES PIRES CHAVANTES ITIQUIRA II PICADA TRES MARIAS COLIDER ITUMBIARA PIRAJU VOLTA GRANDE CORUMBA I ITUTINGA PONTE PEDRA 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 23

24 Tabela 14 Configuração Termelétrica Usina Subsistema Combustível Potência Efetiva (MW) Fcmax (%) TEIF (%) IP (%) Disponibilidade máxima (Mwmed) Inflexibilidade (Mwmed) CVU (R$/MWh) ALTOS NE DIESEL 13, ,3 12, ,37 ANGRA 1 SE/CO/AC/RO NUCLEAR ,83 509,82 23,29 ANGRA 2 SE/CO/AC/RO NUCLEAR , ,28 ANGRA 3 SE/CO/AC/RO NUCLEAR , , ,7 23,23 ARACATI NE DIESEL 11, ,3 11, ,37 ARAUCARIA S GAS 484, ,43 458, ,42 BAHIA 1 NE OLEO 31,8 97, , ,85 BAIXADA FLU SE/CO/AC/RO GAS , ,76 BATURITE NE DIESEL 11, ,3 11, ,37 CAMACARI G NE GAS 346,8 91 0,9 8,2 287,10 2,3 732,99 Camacari MI NE OLEO , ,15 Camacari PI NE OLEO , ,15 CAMPINAGRAND NE OLEO 169, ,3 2,7 162, ,37 CAMPO MAIOR NE DIESEL 13, ,3 12, ,37 CANDIOTA 3 S CARVAO ,5 4,1 317, ,22 CANOAS S DIESEL 248, ,75 6,74 227, ,64 CAUCAIA NE DIESEL 14, ,3 14, ,37 CHARQUEADAS S CARVAO ,94 12,25 54, ,65 Cisframa S BIOMASSA ,5 6 3, ,65 COCAL SE/CO/AC/RO BIOMASSA 28, , ,19 CRATO NE DIESEL 13, ,3 12, ,37 CUBATAO SE/CO/AC/RO GAS 249,9 86,4 2, ,81 86,4 224,74 CUIABA G CC SE/CO/AC/RO GAS 529,2 90,7 2 8,31 431, ,77 DAIA SE/CO/AC/RO DIESEL 44,3 85 2,5 2,2 35, ,71 DO ATLANTICO SE/CO/AC/RO GAS PROCES ,79 419,78 129,15 ELETROBOLT SE/CO/AC/RO GAS 385, ,9 2,3 373, ,14 ENGUIA PECEM NE DIESEL 14, ,3 14, ,37 FAFEN NE GAS ,6 2,81 6,48 124, ,85 FIGUEIRA S CARVAO ,4 12,25 13, ,1 FORTALEZA NE GAS 346,6 98 1,94 1,91 326, ,47 GERAMAR I N/MAN OLEO 165,9 96 1,3 2,7 152, ,35 GERAMAR II N/MAN OLEO 165,9 96 1,3 2,7 152, ,35 GLOBAL 1 NE OLEO 148, , ,87 GLOBAL 2 NE OLEO 148, , ,87 Goiania 2 BR SE/CO/AC/RO DIESEL , ,92 IBIRITERMO SE/CO/AC/RO GAS ,5 2,68 212, ,87 IGARAPE SE/CO/AC/RO OLEO ,46 9,27 108,80 2,23 645,3 IGUATU NE DIESEL 14, ,3 14, ,37 J,LACERDA A1 S CARVAO ,67 12,25 48,55 27,08 222,06 J,LACERDA A2 S CARVAO ,38 11,09 105, J,LACERDA B S CARVAO ,02 219, ,48 J,LACERDA C S CARVAO ,11 5,44 329, ,13 JUAZEIRO NE DIESEL 14, ,3 14, ,37 JUIZ DE FORA SE/CO/AC/RO GAS 87, , ,54 LINHARES SE/CO/AC/RO GAS , ,44 MACAE MER SE/CO/AC/RO GAS 922, , , ,83 MARACANAU I NE OLEO , ,6 MARAMBAIA NE DIESEL 13, ,3 12, ,37 MARANHAO III N/MAN GAS 499, ,85 1,62 482,12 241,63 55,36 24

25 Usina Subsistema Combustível Potência Efetiva (MW) Fcmax (%) TEIF (%) IP (%) Disponibilidade máxima (Mwmed) Inflexibilidade (Mwmed) CVU (R$/MWh) MARANHAO IV N/MAN GAS 337, , ,67 MARANHAO V N/MAN GAS 337, , ,67 MAUA 3 N/MAN GAS ,7 3,7 540, ,01 MC2 N VENECI N/MAN GAS , ,74 NAZARIA NE DIESEL 13, ,3 12, ,37 NORTEFLU-1 SE/CO/AC/RO GAS ,00 399,99 37,8 NORTEFLU-2 SE/CO/AC/RO GAS ,56 7,61 87, ,89 NORTEFLU-3 SE/CO/AC/RO GAS ,56 7,61 174, ,84 NORTEFLU-4 SE/CO/AC/RO GAS 168,9 42,9 5,56 7,61 63, ,33 NOVAPIRAT SE/CO/AC/RO GAS 576,1 96,3 2,69 3,4 521, ,92 P, PECEM 1 NE CARVAO 720, ,7 8,3 649, ,86 P, PECEM 2 NE CARVAO ,5 3,5 342, ,38 P,MEDICI A S CARVAO , , ,9 P,MEDICI B S CARVAO , ,9 PALMEIRA GOI SE/CO/AC/RO DIESEL 175,6 80 2,5 2,2 133, ,06 Pau Ferro I NE DIESEL 102,6 91, , ,69 PERNAMBUCO 3 NE OLEO 200, , ,76 PETROLINA NE OLEO ,5 5,5 125, ,5 PIE C ROCHA N/MAN GAS 85, ,72 67, ,01 PIE JARAQUI N/MAN GAS 75,5 86, ,99 62,98 0,01 PIE MANAUARA N/MAN GAS 66, ,5 0,39 64,88 64,87 0,01 PIE P NEGRA N/MAN GAS ,5 0,53 64, ,01 PIE TAMBAQUI N/MAN GAS 75,5 86, ,99 62,98 0,01 PORTO ITAQUI N/MAN CARVAO 360, ,5 3,5 342, ,43 Potiguar NE DIESEL 52, , ,24 Potiguar III NE DIESEL 66,4 82, , ,23 S,JERONIMO S CARVAO ,25 1,25 14, ,31 ST,CRUZ NOVA SE/CO/AC/RO GAS ,7 2,2 6,3 458, ,26 SUAPE II NE OLEO 381, , ,36 T,NORTE 2 SE/CO/AC/RO OLEO ,33 3,39 320, ,09 TERMOBAHIA NE GAS 185,9 85,5 1,5 4,22 149, ,25 TERMOCABO NE OLEO 49, , ,89 TERMOCEARA NE GAS ,44 219, ,91 Termomanaus NE DIESEL 156,2 91, , ,69 TERMONORDEST NE OLEO 170, , ,69 TERMOPARAIBA NE OLEO 170, , ,69 TERMOPE NE GAS 532, ,5 493,56 348,8 70,16 TERMORIO SE/CO/AC/RO GAS ,9 0,99 2,68 998,04 100,5 154,24 TRES LAGOAS SE/CO/AC/RO GAS 385,8 90,7 1,2 2,88 335, ,73 UTE SOL SE/CO/AC/RO GAS PROCES 196, ,38 18,77 147,84 132,98 0,01 VALE DO ACU NE GAS ,2 285, ,83 VIANA SE/CO/AC/RO OLEO 174, ,3 2,7 167, ,36 XAVANTE SE/CO/AC/RO DIESEL 53, ,5 8 47, ,89 25

26 Anexo 2 Dados Energéticos dos Aproveitamentos Hidrelétricos Tabela 15 Dados Energéticos AHE Ribeiro Gonçalves AHE Ribeiro Gonçalves Potência instalada (MW) 113,00 Número de unidades geradoras 2 Hidrelétrica a jusante Tipo de turbina Boa Esperança 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 (m 3 /s) 132 Vazão remanescente (m³/s) - Vazão mínima do histórico (m³/s) 113 Vazão mínima defluente (m³/s) 140 RESERVATÓRIO Volume máximo (hm 3 ) 3204,00 Volume mínimo (hm 3 ) 2553,00 NA máximo normal (m) 243,00 NA mínimo normal (m) 240,00 Área máxima (km 2 ) 237,76 Área mínima (km 2 ) 196,15 Regulação (Diária/ Semanal/ Mensal) Mensal EVAPORAÇÃO LÍQUIDA MÉDIA MENSAL (mm) Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez VAZÕES DE USOS CONSUNTIVOS (m 3 /s) Horizonte Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez ,42 1,43 1,45 1,57 1,77 1,95 2,03 2,07 2,15 1,92 1,62 1,50 POLINÔMIOS A0 A1 A2 A3 A4 PVC 2, E+02 2, E-02-8, E-06 1, E-09-1, E-13 PCA -3, E+06 5, E+04-3, E+02 1, E+00-1, E-03 PVNJ 1, E+02 9, E-03-1, E-05 9, E-09-3, E-12 26

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

28 Tabela 16 Dados Energéticos AHE Cachoeira AHE Cachoeira Potência instalada (MW) 63,00 Número de unidades geradoras 2 Hidrelétrica a jusante Estreito Parnaíba Tipo de turbina Bulbo Rendimento médio do conjunto turbina-gerador(%) 91,14 Taxa de indisponibilidade forçada - TEIF (%) 1,672 Indisponibilidade programa - IP (%) 5,403 Interligação no Subsistema Nordeste Queda líquida de referência (m) 11,70 Perda Hidráulica média (m) 0,29 Canal de fuga médio (m) 102,58 Influência do vertimento no canal de fuga? (S/N) S Vazão efetiva (m 3 /s) 301 Vazão remanescente (m³/s) - Vazão mínima do histórico (m³/s) 178 Vazão mínima defluente (m³/s) 240 RESERVATÓRIO Volume máximo (hm 3 ) 236,00 Volume mínimo (hm 3 ) 197,00 NA máximo normal (m) 116,42 NA mínimo normal (m) 115,42 Área máxima (km 2 ) 42,08 Área mínima (km 2 ) 35,93 Regulação (Diária/ Semanal/ Mensal) Diária EVAPORAÇÃO LÍQUIDA MÉDIA MENSAL (mm) Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez VAZÕES DE USOS CONSUNTIVOS (m 3 /s) Horizonte Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez ,46 0,46 0,43 0,67 1,02 1,17 1,32 1,53 1,58 1,30 0,92 0,72 POLINÔMIOS A0 A1 A2 A3 A4 PVC 1, E+02 7, E-02-2, E-04 3, E-07-2, E-10 PCA 1, E+03-4, E+01 4, E-01-1, E-03 0, E+00 PVNJ 1, E+02 7, E-03-5, E-06 2, E-09-3, E-13 28