Submódulo Diretrizes e critérios para estudos energéticos

Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos Rev. Nº. 1.1 2016.12 Motivo da revisão Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 395/09, de 15 de dezembro de 2009. Versão decorrente da Audiência Pública nº 020/2015. Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 15/09/2010 Despacho SRT/ANEEL nº 2744/10 16/12/16 Resolução Normativa nº 756/16 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br

1 INTRODUÇÃO... 4 2 OBJETIVO... 4 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO... 4 4 RESPONSABILIDADES... 4 4.1 OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO ONS... 4 4.2 AGENTES DE OPERAÇÃO... 5 5 DEFINIÇÃO DA CONFIGURAÇÃO DA OFERTA PARA ESTUDOS DE MÉDIO E CURTO PRAZO... 5 5.1 COMPOSIÇÃO DA OFERTA... 5 5.2 PARQUE GERADOR... 5 5.3 INTERCÂMBIOS INTERNACIONAIS... 5 5.4 EXPANSÃO DA OFERTA... 5 5.5 REPRESENTAÇÃO DE NOVOS APROVEITAMENTOS... 6 5.6 REPRESENTAÇÃO DA USINA HIDROELÉTRICA ITAIPU NOS ESTUDOS DE MÉDIO PRAZO... 6 6 DISPONIBILIDADE DOS APROVEITAMENTOS... 6 6.1 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA DE MÉDIO PRAZO... 6 6.2 PROGRAMAÇÃO MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA... 7 7 TAXA DE DESCONTO... 7 8 FUNÇÃO DE CUSTO DO DÉFICIT... 7 9 PARAMETROS ASSOCIADOS À METODOLOGIA CVAR DE AVERSÃO A RISCO... 7 10 REPRESENTAÇÃO DE APROVEITAMENTOS COM VÍNCULO HIDRÁULICO PERTENCENTES A SUBSISTEMAS DIFERENTES... 7 10.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS... 7 10.2 REPRESENTAÇÃO DE APROVEITAMENTO COM VÍNCULO HIDRÁULICO COM DIFERENTES SUBSISTEMAS... 7 11 REPRESENTAÇÃO DOS LIMITES DE TRANSMISSÃO ENTRE SUBSISTEMAS... 8 11.1 PREMISSAS BÁSICAS... 8 11.2 INFLUÊNCIA DA FORMA DE CONSIDERAÇÃO DA UHE ITAIPU SOBRE OS LIMITES DE TRANSMISSÃO... 8 11.3 GERAÇÕES CONECTADAS A SISTEMAS DE INTERLIGAÇÃO DE SUBSISTEMAS... 8 12 SIMULAÇÕES... 8 12.1 SIMULAÇÕES COM O HISTÓRICO DE AFLUÊNCIAS... 8 12.2 SIMULAÇÕES COM SÉRIES SINTÉTICAS... 8 13 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO... 8 13.1 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES SISTÊMICAS DE ATENDIMENTO À CARGA DE ENERGIA... 8 13.2 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO SISTÊMICO À CARGA DE DEMANDA... 9 14 DIRETRIZES E CRITÉRIOS RELATIVOS À PROGRAMAÇÃO MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA... 9 14.1 ATUALIZAÇÃO DAS FUNÇÕES DE CUSTO FUTURO... 9 14.2 RESERVA DE POTÊNCIA... 10 14.3 GERAÇÕES MÍNIMAS DAS USINAS HIDRÁULICAS E TÉRMICAS NOS PATAMARES DE CARGA POR RAZÕES DE CONFIABILIDADE ELÉTRICA... 10 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 2/12

14.4 LIMITES ELÉTRICOS DE TRANSMISSÃO ENTRE SUBSISTEMAS E DESLIGAMENTOS NO SISTEMA DE TRANSMISSÃO PROGRAMADOS PARA O PERÍODO DO ESTUDO... 10 14.5 BALANÇO OPERATIVO DE DEMANDA NA PONTA... 10 14.6 COORDENAÇÃO DOS CRONOGRAMAS DE MANUTENÇÃO DAS UNIDADES GERADORAS HIDRÁULICAS E TÉRMICAS... 11 14.7 DEFINIÇÃO DO CRONOGRAMA FINAL DE MANUTENÇÃO DE UNIDADES GERADORAS HIDRÁULICAS E TÉRMICAS... 12 14.8 CÁLCULO DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA... 12 14.9 ESTUDO PROSPECTIVO PARA O SIN... 12 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 3/12

1 INTRODUÇÃO 1.1 Este submódulo trata de diretrizes e critérios adotados nos estudos energéticos para cada um dos seus horizontes, especialmente quanto aos seguintes aspectos: configuração da oferta para estudos energéticos de curto e médio prazo, utilização de taxas de disponibilidade e de indisponibilidade, taxa de desconto, função do custo do déficit, parâmetros associados à metodologia CVaR de aversão a risco, representação de aproveitamentos com vínculo hidráulico pertencentes a subsistemas diferentes, representação dos limites de transmissão entre subsistemas, simulações, análise das condições de atendimento à carga de energia e de demanda, e programação mensal da operação energética (Submódulo 7.3 Programação mensal da operação energética). 1.2 Os módulos e submódulos aqui mencionados são: (a) Submódulo 6.3 Diretrizes para a operação elétrica com horizonte quadrimestral; (b) Submódulo 6.4 Diretrizes para a operação elétrica com horizonte mensal; (c) Módulo 7 Planejamento da operação energética; (d) Submódulo 7.2 Planejamento anual da operação energética; (e) Submódulo 7.3 Programa mensal da operação energética; (f) Módulo 9 Recursos hídricos e meteorologia; (g) Submódulo 18.2 Relação dos sistemas e modelos computacionais; (h) Submódulo 21.7 Estudos de reserva de potência operativa; e (i) (j) Módulo 25 Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho; e Módulo 26 Modalidade de operação de usinas. 2 OBJETIVO 2.1 O objetivo deste submódulo é estabelecer diretrizes e critérios adotados na realização dos estudos energéticos para o Sistema Interligado Nacional SIN para cada um dos seus horizontes, bem como atribuir responsabilidades pela realização desses estudos. 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3.1 Alterações decorrentes de melhoria do texto, de adequação ao Módulo 26, indicando a distinção entre usinas simuladas e não simuladas individualmente, de adequações à Resolução Normativa ANEEL nº 576, de 27 de agosto de 2013, aos Despachos ANEEL nº 2.978, de 27 de agosto de 2013 e nº 4.288, de 18 de dezembro de 2013, bem como da Audiência Pública 020/2015, realizada no período de 16 de abril de 2015 a 27 de outubro de 2016. 4 RESPONSABILIDADES 4.1 Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS (a) Manter atualizados as diretrizes e os critérios de forma compatível com a legislação e a regulamentação vigentes e também com os modelos utilizados nos processos de planejamento energético. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 4/12

4.2 Agentes de operação (a) Contribuir e participar no aperfeiçoamento de diretrizes, critérios e metodologias, sempre que considerarem oportuno ou mediante solicitação do ONS. 5 DEFINIÇÃO DA CONFIGURAÇÃO DA OFERTA PARA ESTUDOS DE MÉDIO E CURTO PRAZO 5.1 Composição da oferta 5.1.1 A oferta considerada nos estudos energéticos do Módulo 7 é composta pelo parque gerador existente, pelos intercâmbios internacionais existentes e por suas previsões de expansão. 5.2 Parque gerador 5.2.1 O parque gerador é composto por usinas simuladas individualmente e usinas não simuladas individualmente nos modelos energéticos. As usinas devem estar aptas a operar em algum intervalo de tempo dentro do horizonte abrangido pelo estudo. 5.2.2 Considerando as modalidades especificadas no Módulo 26, as usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos, representadas de acordo com as características específicas de cada modelo, são as seguintes: (a) usinas termoelétricas Tipo II A ou Tipo I com Custo Variável Unitário CVU declarado; (b) usinas hidroelétricas Tipo I; (c) reservatórios de usinas hidroelétricas Tipo II B ou Tipo III, cuja operação hidráulica afete ou seja afetada pela operação de usinas simuladas nos modelos energéticos; e (d) excepcionalmente, usinas não enquadradas nos critérios anteriores, desde que respaldadas por justificativa técnica aprovada pelo ONS ou regulamentação específica. 5.2.2.1 As usinas simuladas individualmente são representadas de forma integral, não sendo abatidas eventuais parcelas de cargas atendidas (autoprodução, cargas conectadas a produtores independentes ou consumos próprios). 5.2.3 As usinas não simuladas individualmente nos modelos energéticos, além da contribuição própria das usinas hidroelétricas Tipo II B e Tipo III cujos reservatórios são simulados nos modelos energéticos, são representadas por blocos de energia a serem abatidos da carga global, de acordo com as características específicas de cada modelo. Suas disponibilidades de energia são definidas de acordo com a regulamentação vigente. 5.3 Intercâmbios Internacionais 5.3.1 Os intercâmbios internacionais considerados nas etapas do planejamento da operação energética são representados conforme as modalidades de intercâmbio e de acordo com as características específicas de cada modelo. 5.3.2 Na etapa de programação da operação e no tempo real podem ser praticados intercâmbios internacionais que não tenham sido considerados nos estudos energéticos. 5.4 Expansão da oferta 5.4.1 Para os estudos energéticos do Módulo 7, toma-se por base a expansão da oferta de referência informada pelo Poder Concedente e Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 5/12

5.5 Representação de novos aproveitamentos 5.5.1 Para efeito das simulações, considera-se a entrada de uma nova unidade geradora no início do estágio subsequente ao de sua data prevista para entrada em operação. Como exceção, se a data prevista for o primeiro dia do mês, nos estudos elaborados em estágios mensais considera-se a entrada da unidade geradora no estágio correspondente a essa data. 5.5.2 O mesmo critério aplica-se às obras de expansão da capacidade de transmissão entre subsistemas para a representação nos modelos energéticos. 5.5.3 Nos estudos de médio prazo, novos reservatórios são representados no início do mês subsequente ao mês de finalização do enchimento do seu volume morto. Nos estudos de curto prazo, os reservatórios são representados a partir do início do enchimento do volume morto. 5.6 Representação da Usina Hidroelétrica Itaipu nos estudos de médio prazo 5.6.1 A Usina Hidroelétrica Itaipu UHE Itaipu é considerada um subsistema separado, vinculado hidraulicamente ao Sudeste/Centro-Oeste, com carga correspondente ao seu consumo interno adicionado ao suprimento à Administración Nacional de Electricidad ANDE em 50 Hz. 5.6.2 Caso haja impedimentos de natureza computacional e/ou regulatória para a representação da UHE Itaipu como um subsistema, adota-se a representação de Itaipu no subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Nesse caso, a carga do Sudeste/Centro-Oeste é acrescida do suprimento de Itaipu à ANDE e do consumo interno de Itaipu em 50 Hz. 6 DISPONIBILIDADE DOS APROVEITAMENTOS 6.1 Planejamento da operação energética de médio prazo 6.1.1 Na determinação das disponibilidades máximas de aproveitamentos para os estudos energéticos são consideradas reduções decorrentes da aplicação de taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada da usina. Essas taxas são calculadas pelo ONS segundo critérios estabelecidos no Módulo 25. No cálculo das disponibilidades máximas, deve ser considerada também a capacidade de transmissão da instalação de conexão ao SIN. 6.1.2 Nos estudos energéticos, para usinas simuladas individualmente, são consideradas reduções por manutenções programadas no primeiro ano civil do horizonte de estudo. Essas reduções são definidas com base nos cronogramas informados pelos agentes de geração. Para os demais anos, as reduções por manutenções são obtidas da aplicação de taxas equivalentes de indisponibilidade programada da usina, segundo critérios estabelecidos no Módulo 25. Especificamente para o segundo ano do horizonte de estudo, devem ser preferencialmente considerados os cronogramas de manutenção fornecidos pelos agentes de geração, caso ocasionem impactos significativos para o SIN e para a operação energética. 6.1.3 Nos estudos de médio prazo, para as usinas hidroelétricas simuladas individualmente, caso o modelo computacional não esteja apto a representar as reduções por manutenção com base em cronogramas informados pelos agentes de geração, as reduções por manutenções programadas são obtidas da aplicação de taxas equivalentes de indisponibilidade programada da usina, segundo critérios estabelecidos no Módulo 25. 6.1.4 Na ausência de informações para a determinação das taxas mencionadas, são utilizados valores de referência oriundos do cálculo de garantia física, de informações oficiais dos agentes de geração ou do Bracier, nessa ordem. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 6/12

6.2 Programação mensal da operação energética 6.2.1 Nos estudos de curto prazo, para a determinação da disponibilidade máxima dos aproveitamentos, a disponibilidade das usinas geradoras hidráulicas e térmicas é calculada a partir das informações provenientes dos agentes de geração e é determinística para o mês do Programa Mensal de Operação Energética PMO. Para as usinas hidroelétricas simuladas individualmente, são consideradas as reduções de manutenção programada de acordo com cronograma encaminhado pelos agentes de geração responsáveis pelas usinas, e consolidada na reunião de coordenação de manutenção que ocorre no âmbito do PMO. 7 TAXA DE DESCONTO 7.1 A taxa de desconto utilizada nos modelos de planejamento da operação energética para determinar valores presentes é definida pela ANEEL. 8 FUNÇÃO DE CUSTO DO DÉFICIT 8.1 A função de custo do déficit representa o custo unitário da energia não suprida, expresso em R$/MWh. A função empregada nos estudos do PMO é definida pela ANEEL. 9 PARAMETROS ASSOCIADOS À METODOLOGIA CVAR DE AVERSÃO A RISCO 9.1 Os parâmetros associados à metodologia CVaR de aversão a risco são: α - percentual de cenários a ponderar; e λ - peso dado aos cenários de custo mais elevados. Esses parâmetros são definidos conforme regulamentação setorial. 10 REPRESENTAÇÃO DE APROVEITAMENTOS COM VÍNCULO HIDRÁULICO PERTENCENTES A SUBSISTEMAS DIFERENTES 10.1 Considerações gerais 10.1.1 No caso de haver limitações nos modelos computacionais e/ou restrições regulatórias que impeçam a representação adequada de aproveitamentos com vínculo hidráulico pertencentes a subsistemas diferentes, deve-se adotar representações específicas para esses aproveitamentos. 10.2 Representação de aproveitamento com vínculo hidráulico com diferentes subsistemas 10.2.1 Consideram-se dois aproveitamentos na modelagem: (a) O primeiro, com reservatório e unidades geradoras, é alocado no subsistema ao qual o aproveitamento está conectado à respectiva rede de transmissão. A água desse reservatório é valorizada tanto pela produtibilidade da própria usina quanto pela produtibilidade das usinas de jusante do mesmo subsistema. (b) O segundo, apenas com reservatório e sem unidades geradoras, é alocado em subsistema diferente daquele ao qual o aproveitamento está conectado eletricamente, o que faz com que apenas seu volume útil seja considerado nesse subsistema. (1) Caso o armazenamento desse segundo reservatório não possa ser completamente aproveitado no subsistema ao qual foi alocado, torna-se necessária a limitação de seu volume útil para efeito de cálculo da energia armazenada nos estudos que empregam sistema equivalente. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 7/12

11 REPRESENTAÇÃO DOS LIMITES DE TRANSMISSÃO ENTRE SUBSISTEMAS 11.1 Premissas básicas 11.1.1 Os limites de intercâmbio são obtidos com base em estudos elétricos de médio e curto prazo. Os valores resultantes dessas análises devem ser adequados à forma de representação requerida pelos modelos computacionais em que são empregados. A metodologia de transformação de limites elétricos de intercâmbio em limitação energética é apresentada no Planejamento Anual da Operação Energética. 11.2 Influência da forma de consideração da UHE Itaipu sobre os limites de transmissão 11.2.1 A representação dos limites de transmissão entre os subsistemas equivalentes é afetada pela forma de consideração da usina de Itaipu. 11.2.2 Caso Itaipu seja representada como um subsistema em separado, há que se adotar a topologia da rede que interliga os subsistemas Itaipu, Sul e Sudeste. 11.3 Gerações conectadas a sistemas de interligação de subsistemas 11.3.1 A geração de empreendimentos conectados aos sistemas de interligação de subsistemas limita a capacidade de transmissão entre subsistemas adjacentes. Assim, para uma modelagem mais adequada, uma estimativa da geração desses empreendimentos deve ser abatida do limite de transmissão. O detalhamento dos intercâmbios e usinas relacionados é feito no Planejamento Anual da Operação Energética. 12 SIMULAÇÕES 12.1 Simulações com o histórico de afluências 12.1.1 As simulações com o histórico de afluências são utilizadas nos estudos de planejamento da operação energética de médio prazo. Empregam-se séries históricas de vazões naturais médias mensais afluentes nos aproveitamentos hidroelétricos. A definição das séries históricas de vazões naturais médias mensais é feita por meio dos procedimentos descritos no Módulo 9. 12.1.2 Na representação a sistema equivalente, são utilizadas séries históricas de energias naturais afluentes, calculadas a partir do histórico de vazões naturais médias mensais e da configuração dos aproveitamentos hidroelétricos representados. 12.2 Simulações com séries sintéticas 12.2.2 As simulações com séries sintéticas são utilizadas nos estudos de planejamento da operação energética de médio prazo. São empregadas séries sintéticas de energias ou de vazões afluentes em base mensal, de forma a ampliar o significado estatístico dos resultados das simulações. 13 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 13.1 Análise das condições sistêmicas de atendimento à carga de energia 13.1.1 As condições de atendimento à carga de energia são avaliadas por meio de parâmetros obtidos de simulações com modelos a usinas individualizadas e a sistemas equivalentes. Utilizamse séries históricas e séries sintéticas. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 8/12

13.2 Análise das condições de atendimento sistêmico à carga de demanda 13.2.1 As condições de atendimento à carga de demanda sistêmica do SIN são analisadas por meio de abordagens determinísticas. 13.2.2 Na abordagem determinística, o diagnóstico das condições de atendimento emprega balanços de demanda, nos quais recursos e requisitos são confrontados, o que permite estimativas das sobras ou déficits resultantes. As premissas desses balanços são: (a) Análise independente de cada subsistema considerado no estudo. (b) Limites para transferência entre subsistemas no horário de demanda máxima do SIN. (c) Disponibilidade contratual, para o Brasil, da UHE Itaipu considerada como recurso da Região Sudeste/Centro-Oeste. (d) Representação individualizada da injeção de potência de determinados aproveitamentos que tenham especial relevância no âmbito deste estudo, a serem definidos pelo ONS com a participação dos agentes; (e) Disponibilidade líquida obtida a partir da capacidade instalada com abatimento de: (1) indisponibilidade programada estimada por taxas de manutenção definidas pelo ONS. Alternativamente, para o primeiro ano de estudo, utiliza-se o cronograma previsto de manutenção, caso este tenha sido enviado ao ONS; (2) montante de 5% da carga de demanda prevista como fator de segurança (reserva de potência), modelado como acréscimo à carga; (3) taxas equivalentes de indisponibilidade forçada conforme abordado no Módulo 25; (4) perda por deplecionamento com variação mensal, estimada segundo perfis típicos, considerando os meses de estoque/esvaziamento dos subsistemas; (5) outras restrições ou abatimentos, cuja pertinência seja respaldada por análise específica pelo ONS com a participação dos agentes. 14 DIRETRIZES E CRITÉRIOS RELATIVOS À PROGRAMAÇÃO MENSAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 14.1 Atualização das funções de custo futuro 14.1.1 O cálculo da função de custo futuro, no âmbito da elaboração do PMO, descrito no Submódulo 7.3, emprega os dados e informações utilizados nos estudos para o planejamento anual da operação energética. Visando garantir o uso de informações atualizadas, esses dados e informações são revisados periodicamente, com a frequência indicada no Submódulo 7.2. Os parâmetros do Modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados, descrito no Submódulo 18.2, que são empregados na atualização das funções de custo futuro, insumos para o PMO, estão definidos na Tabela 1: Tabela 1 Parâmetros adotados no Modelo para otimização hidrotérmica para subsistemas equivalentes interligados. Parâmetros Valores Período de estabilização final 5 (cinco) anos Racionamento preventivo sim Utilização de tendência hidrológica inicial com até 6 (seis) meses de afluências verificadas Nº de simulações forward 200 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 9/12

Nº de aberturas 20 Nº mínimo de iterações para convergência 3 Nº máximo de iterações para convergência 45 1 Intervalo de confiança (tolerância) 95% 14.2 Reserva de potência 14.2.1 Os valores de reserva de potência operativa do SIN utilizados no PMO são calculados com base nos resultados obtidos com a aplicação dos critérios estabelecidos no Submódulo 21.7. 14.3 Gerações mínimas das usinas hidráulicas e térmicas nos patamares de carga por razões de confiabilidade elétrica 14.3.1 Os valores de geração mínima e máxima por razões de confiabilidade elétrica das usinas simuladas individualmente nos modelos energéticos são obtidos dos estudos elétricos conforme descritos no Submódulo 6.4. 14.4 Limites elétricos de transmissão entre subsistemas e desligamentos no sistema de transmissão programados para o período do estudo 14.4.1 Para o cálculo dos limites máximos de intercâmbio entre subsistemas, são utilizados os limites de transferência de potência para todos os patamares de carga. 14.4.2 Os limites de transferência para os patamares de carga são aqueles determinados pelos estudos elétricos com horizonte quadrimestral e suas respectivas atualizações mensais de acordo com o descrito nos Submódulos 6.3 e 6.4, considerando as alterações topológicas da malha de transmissão. 14.4.3 No cálculo dos limites elétricos de transmissão, também devem ser incluídos os desligamentos que impõem limites na transmissão entre subsistemas informados nos estudos elétricos com horizonte quadrimestral, conforme Submódulo 6.3, e suas atualizações mensais, conforme Submódulo 6.4, bem como os desligamentos previstos para a primeira semana operativa. 14.5 Balanço operativo de demanda na ponta 14.5.1 O balanço operativo de demanda na ponta tem como objetivo avaliar as condições de atendimento à carga de demanda máxima instantânea semanal, a fim de definir a alocação de manutenções em unidades geradoras que garantam a preservação da reserva de potência operativa. 14.5.2 O balanço é feito com a premissa da ocorrência da carga de demanda máxima instantânea em qualquer dia útil da semana, uma vez que percentuais estatísticos de indisponibilidade forçada de unidades geradoras não são considerados nesse balanço. Dessa forma, as manutenções são tratadas como determinísticas, com base na referência inicial do cronograma de manutenções não consolidado informado pelos agentes de geração. 14.5.3 O balanço é realizado em base diária, para o mês do estudo, segundo as seguintes premissas sistêmicas: (a) Com relação a requisitos deve-se observar: (1) que a carga ativa global de demanda instantânea máxima semanal seja prevista para cada subsistema considerando inclusive a demanda correspondente à exportação; e 1 Em casos excepcionais em que a convergência não seja obtida em até 45 iterações, que é o número máximo permitido para simulação do modelo NEWAVE, descrito no Submódulo 18.2, os resultados válidos são os obtidos nesta última iteração. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 10/12

(2) que seja adicionada parcela correspondente à reserva de potência operativa à carga de demanda. (b) No que tange aos recursos, o balanço deve considerar: (1) a potência hidráulica efetiva por agente; (2) a potência térmica efetiva por agente; (3) a potência efetiva disponível em Itaipu; e (4) potência disponível correspondente à importação programada. (c) O valor da potência efetiva disponível na UHE Itaipu está limitado aos valores máximos de geração previstos para os setores de 50 Hz e 60 Hz por razões de limitações elétricas, abatido o suprimento da ANDE em 50 Hz. (d) O recurso de potência total para os subsistemas Sul, Norte e Nordeste é igual ao somatório da potência hidráulica com a potência térmica efetiva, por agente. (e) O recurso de potência total para o subsistema Sudeste é igual ao somatório das potências efetivas hidráulica e térmica, por agente, com a potência efetiva disponível na UHE Itaipu. (f) O balanço de potência por subsistema é igual aos recursos menos os requisitos. 14.5.4 A comparação entre os recursos e requisitos, por subsistemas, define os montantes de déficit ou superávit de cada um deles. Os subsistemas que apresentarem déficits, ou seja, recursos insuficientes para atendimento de seus requisitos, recebem potência dos subsistemas com superávit até que seus déficits sejam cobertos ou que se esgote a disponibilidade de potência do subsistema superavitário ou, ainda, que seja atingido o limite de transmissão para recebimento de potência do(s) subsistema(s) superavitário(s). 14.5.5 Se o déficit de potência em um subsistema persistir, depois de esgotados os fornecimentos dos subsistemas com superávit, será necessária a implementação de medidas que objetivem recompor o montante de reserva de potência operativa do subsistema em déficit. Essas medidas, descritas a seguir, serão adotadas por ordem de mérito de custo, quando da confecção do PMO: (a) realocação/cancelamento de manutenção de unidades geradoras; (b) elevação da geração termoelétrica no horário de demanda máxima do SIN; (c) solicitação de compra de potência de autoprodutores e/ou comercializadores; (d) autorização de recebimento de potência de outros países; (e) solicitação para modulação de carga de grandes consumidores; (f) solicitação de compra de redução de demanda ofertada pelos agentes de distribuição/comercialização; (g) redução/cancelamento de exportação de energia. 14.6 Coordenação dos cronogramas de manutenção das unidades geradoras hidráulicas e térmicas 14.6.1 A coordenação do cronograma de manutenção das unidades geradoras hidráulicas e térmicas ocorre em reunião específica, com a participação do ONS e dos agentes geradores, no âmbito do PMO. 14.6.2 Com base nos resultados do balanço de demanda instantânea por subsistema, a necessidade de realocação/cancelamento de manutenção de unidades geradoras hidráulicas e/ou térmicas é indicada para os agentes. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 11/12

14.6.3 As solicitações para realocações/cancelamentos de manutenção de unidades geradoras, conforme necessidades sistêmicas, são feitas de modo a preservar a integridade física dos equipamentos e a segurança do SIN. 14.6.4 No caso de coincidência de solicitações para realocações/cancelamentos de manutenção de unidades geradoras, terá sua manutenção postergada a usina geradora cuja permanência em operação mais contribuir para a confiabilidade elétrica do sistema. 14.7 Definição do cronograma final de manutenção de unidades geradoras hidráulicas e térmicas 14.7.1 Após a reunião de coordenação da manutenção de unidades geradoras hidráulicas e/ou térmicas, o que pode gerar realocação/cancelamento conforme descrito no item 14.6 deste submódulo, é definido um cronograma final de manutenção de forma a minimizar os riscos operativos para o atendimento à demanda máxima do SIN e/ou restrições à otimização energética indicada para o SIN. Este cronograma final contempla as realocações e cancelamentos solicitados pelo ONS, e será objeto de aprovação do agente, após análise dos riscos envolvidos aos equipamentos e às demais restrições operativas. 14.8 Cálculo dos custos marginais de operação energética 14.8.1 Os custos marginais de operação energética são calculados diretamente pelo Modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas individualizadas, descrito no Submódulo 18.2, para cada semana operativa do PMO, considerando todas as restrições operativas nas usinas hidráulicas e térmicas, bem como no sistema elétrico de interconexão entre os diversos subsistemas. 14.9 Estudo prospectivo para o SIN 14.9.1 No estudo prospectivo para o SIN, efetua-se uma análise da evolução das condições operativas dos subsistemas que o compõem, a fim de subsidiar a tomada de decisão de curto prazo. Sua elaboração é feita com periodicidade e critérios determinados pelo ONS, em função das condições conjunturais de armazenamento e afluências, bem como dos cenários de evolução de oferta e carga e do comportamento hidrológico nas bacias do SIN. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 12/12