Reunião Inicial CONSOLIDAÇÃO DA PREVISÃO DE CARGA PARA OS ESTUDOS DO PAR 2014-2016 PEL 2014-2015 Planejamento Energético Anual 2013-2017 ONS Rio de Janeiro - RJ 14 de agosto de 2012 Diretoria de Planejamento e Programação da Operação - DPP Gerência de Previsão e Acompanhamento da Carga – GMC1 Núcleo Norte-Nordeste – NNNE3 Núcleo Sul – NSUL2

Agenda Agenda (Manhã) 08:30 às 09:00 – Recepção/identificação 09:00 às 09:30 – Abertura: Diretor de Planejamento e Programação da Operação do ONS. 09:30 às 10:30 – Palestra: Perspectivas macroeconômicas e efeitos sobre a demanda de energia elétrica e o setor elétrico brasileiro – GESEL/UFRJ. 10:30 às 10:45 – Intervalo 10:45 às 12:30 – Tema Técnico: • Integração das Usinas do Rio Madeira ao SIN – Assessor da DPP/ONS • Agentes convidados – Perspectivas para a previsão de carga para o horizonte 2012-2016: CELESC CEMIG PETROBRAS 12:30 às 13:00 - Apresentações da Gerência de Previsão e Acompanhamento da Carga – ONS: Comportamento da carga de energia Carga para o PEN 2013-2017. 2 2

Agenda (Tarde) 13:00 às 14:00 – Almoço. 14:00 às 14:30 - Apresentação das Gerências GAT-2 e GPO-1 sobre o Estudo de Ampliações e Reforços na Rede Básica e sobre o Planejamento da Operação Elétrica de Médio Prazo – ONS. 14:30 às 15:00 – Apresentação de novidades do aplicativo utilizado para a consolidação de previsão de carga – ONS 15:00 às 17:00 – Apresentações da Gerência de Previsão e Acompanhamento da Carga – ONS: Resultados do PAR 13-15 e PEL 13-14 Termo de Referência Planilha dos Consumidores Livres 17:00 às 17:30 – Esclarecimentos e comentários 3

ONS - Diretoria de Planejamento e Programação da Operação Agenda Abertura ONS - Diretoria de Planejamento e Programação da Operação Dr. Francisco José Arteiro 4 4

Equipe de Consolidação da Carga Estudos Elétricos – PAR/PEL/Curto Prazo Fausto Menezes – Gerente da GMC1 021 2203-9886 – fausto.menezes@ons.org.br Luis Carlos de Araújo Simões - GMC1 021 2203-9835 – luiscarlos@ons.org.br Douglas Alexander Alves de Farias - GMC1 021 2203-9577 - dfarias@ons.org.br Olívio Henrique da Silva Fortes Filho - GMC1 021 2203-9513 – olivio.fortes@ons.org.br Juliana Alves do Sacramento- GMC1 021 2203-9615 – juliana.alves@ons.org.br Luiz Antonio Weschenfelder – NSUL2 048 3231-3908 – wluiz@ons.org.br Conceição Alcoforado – NNNE3 081 3227-8914 – concessa@ons.org.br Jadnilza Cavalcanti – NNNE3 081 3227-8931 jadnilza@ons.org.br 5

Equipe de Consolidação da Carga Estudos Energéticos – PEN e PMO Fausto Menezes – Gerente da GMC1 021 2203-9886 – fausto.menezes@ons.org.br Márcia Pereira dos Santos - GMC1 021 2203-9837 – marciasantos@ons.org.br Jorge Luiz de Oliveira Rocha - GMC1 021 2203-9824 - jorgerocha@ons.org.br Marcela Rodrigues Peixoto - GMC1 021 2203-9827 - marcela@ons.org.br 6

Contexto para as previsões de carga Aprovação do Termo de Referência 7 7

Contexto Desafio: explicação para as variações de carga entre estudos e em relação ao verificado; Foco nas datas das transferências de carga entre barramentos; Considerações sobre a previsão de carga para a Copa do Mundo de 2014 e Copa das Confederações em 2013; 8

Termo de Referência – Datas de envio de previsões Dia 19 de cada mês => estudos mensais Dia 10/04 => 3º. Quadrimestre * Dia 10/08 => 1º. Quadrimestre * Dia 20/09 => PAR/PEL * Dia 10/12 => 2º. Quadrimestre * datas sugeridas na revisão nos Procedimentos de Rede Importante=> Interação: área de mercado / área de carga por barramento / área de estudos elétricos Obs: DECRETO Nº 5.163, de 30/07/2004: “Art. 17. A partir de 2005, todos os agentes de distribuição, vendedores, autoprodutores e os consumidores livres deverão informar ao Ministério de Minas e Energia, até 1º de agosto de cada ano, as previsões de seus mercados ou cargas para os cinco anos subseqüentes.” 9 9

Termo de Referência – Consumidores Livres 10 10

Termo de Referência – Consumidores Livres Carga pesada de dias úteis: maior demanda do horário de ponta do Consumidor Carga pesada de sábados e domingos: maior demanda da 19a e a 22a hora Carga média de dias úteis, sábados e domingos: maior demanda da 9a e a 17a hora Carga leve de dias úteis, sábados e domingos : menor demanda da 1a e a 9a hora Obs: Carga mínima – dia 01/jan - considerar as reduções de carga programadas típicas para esse dia de feriado, se houver. 11 11

Termo de Referência – Consumidores Livres Deverá ser encaminhado ao ONS texto explicativo abordando os seguintes aspectos: Principais diferenças das previsões quando comparadas com os estudos anteriores. As intenções de ampliações de carga, não respaldadas por valores contratados ou constantes das solicitações e pareceres de acesso, com os respectivos prazos. Informações a respeito das previsões de fator de potência (observar procedimento de rede e parecer de acesso). Informações sobre a geração própria e sua ampliação, com destaque aos prazos previstos. Informações relevantes sobre o comportamento da carga. Informações sobre diferenças entre os valores previstos e os contratados. 12 12

Termo de Referência – Carga x Configuração 13

Termo de Referência – Carga x Configuração Verão => out-mar; Inverno => abr-set. Para o verão do último ano do horizonte (5º. ano), a pedido da área de estudos, será realizada pelo ONS uma projeção de previsão de carga até março do ano seguinte, tendo como base a sazonalidade da carga global do período dez-mar de cada agente. Para esse verão, será então considerada a maior carga global do período out-mar de cada agente com distribuição por barramento para último mês de dezembro. A área de estudos do ONS poderá considerar o mês de carga máxima considerando mês de menor injeção de geração na rede de distribuição, de modo a simular condições mais críticas para a rede básica. Exemplo: Alguns agentes de São Paulo, apesar de possuírem carga máxima de verão em out-nov, tem maiores valores de injeção de geração (biomassa) nesses meses. Nesses casos, será considerada a carga máxima do período dez-mar, quando não há geração de usinas de biomassa). 14

Termo de Referência – Anexos Anexos I a V  serão atualizados para cada estudo, caso necessário Anexo I : Data de obras de fronteira Anexo II : Roteiro para Relatório de Premissas Anexo III : Lista atualizada das usinas não despachadas pelo ONS (usinas tipo II e III – Submódulo 26) Anexo IV : Pontos do sistema para destaque na análise Anexo V – Roteiro para previsão de despacho de geração de usinas Tipo II e Tipo III 15 15

Termo de Referência – Configuração da Rede Básica Alteração de carga devido a mudança de configuração: Obras de fronteira da rede básica Anexo I Maior interação entre as áreas de estudos elétricos e de mercado internamente às empresas, com relação as obras que acarretem remanejamento definitivo de carga Considerar as datas das obras de fronteira da Rede Básica estimadas no Anexo I, para fornecimento dos dados de carga. Interagir com o ONS (GPO1 e GAT2) a respeito das datas informadas O Agente deverá avaliar se as datas indicadas no Anexo I são compatíveis com o andamento das obras sob sua responsabilidade 16

Termo de Referência – Configuração da Rede Básica NNE ANEXO I – Data estimada de obras de fronteira que afetam a previsão da carga 17

Termo de Referência – Configuração da Rede Básica - SECO 18

Termo de Referência – Configuração da Rede Básica - SECO 19

Termo de Referência – Configuração da Rede Básica - SUL 20

previsões de carga PAR 2014-2016 e PEL 2014-2015 Termo de Referência – Anexo II Roteiro para elaboração do texto de premissas e análise qualitativa das previsões de carga PAR 2014-2016 e PEL 2014-2015 21 21

Termo de Referência – Anexo II Motivações: Procedimentos de Rede - submódulos 5.2 e 5.3 => Itens: 6.2.7(a)(vi) e 6.2.8(a)(6): “texto com análise qualitativa das previsões de carga elaboradas para este submódulo – globais e por barramento –, com as premissas adotadas, as variações mais significativas em relação às previsões de outros ciclos, acompanhadas de justificativas, bem como com quaisquer outras informações que o agente julgar necessárias ao processo de consolidação da previsão de carga” padronização do texto; ciclos anteriores: retrabalho (Agentes e ONS); identificação de problemas pela área de estudos do ONS; avaliação das previsões realizadas pelos Agentes; solicitação das áreas de estudos (variações de carga). Ganhos esperados => evitar retrabalho, aprofundar análise das previsões (ONS), filtrar problemas de previsão => melhorar a qualidade das previsões. 22 22

Termo de Referência – Anexo II Estrutura: 1. Previsão da Demanda Global 2. Carga por Barramento 3. Pontos do sistema para destaque na análise 4. Estimativa de perdas da Rede de Simulação 5. Cronograma de obras de usinas futuras consideradas no estudo. 6. Conclusões e Comentários Adicionais que o Agente julgar necessário. 23 23

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global Comentar a metodologia e critérios utilizados para obtenção das previsões de demanda global: utilização de modelos abertura mensal utilização de fator de carga consideração indicadores econômicos consideração de variáveis meteorológicas entrada/saída de grandes consumidores migração consumidores de/para rede básica particularidades das regiões elétricas da área de concessão particularidades dos mercados residencial, comercial e industrial 24 24

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global b) Comentar as eventuais diferenças das previsões das demandas máximas mensais entre o PAR e o Simples-EPE. Verificar planilha “Sazonalidade” (range A20:Q40). 25 25

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global c) Comentar as taxas de crescimento da demanda máxima anual dentro do horizonte do estudo e em relação ao verificado: A partir das informações da planilha “Sazonalidade” verificar e comentar: - taxas de crescimentos do PAR 2014-2016 (range N29:N33); - aderência com as taxas de crescimento históricas (ranges: N5:N18 e O20:S20); - diferenças em relação às taxas de crescimento do PAR 2013-2015 (range: P28:P31); 26 26

Termo de Referência – Anexo II Planilha “Sazonalidade” 27 27

Termo de Referência – Anexo II 28 28

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global Comentar a metodologia e critérios utilizados para obtenção da sazonalidade da demanda máxima, indicando: o período histórico utilizado; destacando ajustes efetuados, expurgo de atipicidades; consideração de novas tendências e entrada de grandes blocos de carga; Comentar diferenças em relação à sazonalidade do PAR 2013-2015 e a sazonalidade média histórica da planilha “sazonalidade”, considerando os mesmos períodos históricos, utilizando as informações e gráficos da planilha “Sazonalidade” (gráfico, range: A116:N149). 29 29

Termo de Referência – Anexo II 30 30

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global Comentar as diferenças em relação às previsões do PAR 2013-2015 a partir da análise gráfica da carga total dos barramentos (MW, Mvar e fator de potência, por condição de carga). picos e vales comportamento sazonal posição relativa das condições de carga entrada/saída de blocos de carga entrada/saída de compensação reativa mudanças de nível pode-se incrementar essa análise utilizando o dado verificado 31 31

Termo de Referência – Anexo II 32 32

Termo de Referência – Anexo II 33 33

Termo de Referência – Anexo II 34 34

Termo de Referência – Anexo II 35 35

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global f) Comentar variações significativas de diferença de MW ou %, fator de potência, relações de carga e crescimentos da carga total dos barramentos: PAR 2014-2016 e PAR 2013-2015 em todas as condições de carga. Verificar eventuais inconsistências, valores “fora da média” ou atípicos 36 36

Termo de Referência – Anexo II 37 37

Termo de Referência – Anexo II 38 38

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global g) Comentar as variações de Relações de Carga (relações entre as demandas das condições de carga, tendo como referência a demanda da condição de carga pesada de dias úteis) previstas e verificadas. metodologia / período utilizado, ajustes efetuados, expurgo de atipicidades, consideração de feriados regionais, consideração de novas tendências. para a “carga global verificada” por condição de carga obter “relações de carga verificadas” e comparar com as “relações de carga previstas”, para avaliar eventuais inconsistências, valores “fora da média” e comentar variações significativas. 39 39

Termo de Referência – Anexo II 40 40

Termo de Referência – Anexo II 41 41

Termo de Referência – Anexo II 1. Previsão da Demanda Global Comentar como foi projetada a curva de carga global prevista: metodologia / período utilizado destacando ajustes efetuados, expurgo de atipicidades, consideração de feriados regionais, consideração de novas tendências, destacar as principais diferenças entre PAR 2012-2014 e PAR 2013-2015. 42 42

Termo de Referência – Anexo II 2. Previsão de Carga por Barramento Comentar metodologia e os critérios utilizados para obtenção das previsões de carga por barramento. Caso utilizada uma metodologia “top-down” (desagregação) indicar qual distribuição de carga foi utilizada como ponto de partida (“semente”): - dado verificado (indicar anos/meses, ajustes) ou - dado previsto (indicar estudo, anos/meses, ajustes). 43 43

Termo de Referência – Anexo II 2. Previsão de Carga por Barramento b) Comentar as principais variações de carga em relação ao mesmo ano do PAR 2013-2015 e aos sucessivos anos do PAR 2014-2016: Remanejamentos (obras ou operativos): novos, adiantados, postergados, excluídos; Entrada, ampliação e retirada de carga: novas, adiantadas, postergadas, excluídas; Ajustes ou correção de previsão. 44 44

Termo de Referência – Anexo II Rotinas através do CPNE? (geração de 8 tabelas comparativas): - “Tabela completa” para “Diferença Percentual” entre o PAR 2014-2016 e PAR 2013-2015 (anos de 2012, 2013, 2014 e 2015) - “Tabela completa” para “Diferença Percentual” entre os anos do PAR 2014-2016: 2013-2012, 2014-2013, 2015-2014 e 2016-2015. Corresponde ao crescimento previsto ano a ano. 45 45

Termo de Referência – Anexo II ”Tabela completa” para “Diferença Percentual” entre o PAR 2012-2014 e PAR 2011-2013 (anos de 2011, 2012, 2013 e 2014): 46 46

Termo de Referência – Anexo II 47 47

Termo de Referência – Anexo II Barramentos cuja variação deve ser comentada: Cor da célula do dado de variação% do MW: - diferente de “branca” ou - diferente da cor do Total dos Barramentos (para cada mês, condição de carga) Meses a serem considerados: Pesada DU – mês de máxima carga jan-mar, abr-set e out-dez; Media DU - mês de máxima carga jan-mar, out-dez e mês de jul; Lev DU – fev, jul e dez; MIN – jan e jun; SAB - mês de máxima carga. 48 48

Termo de Referência – Anexo II Visando facilitar a identificação das variações a serem comentadas, sugere-se, fazer uma cópia das planilhas, apagar ou ocultar colunas dos dados dos meses não considerados, e acionar o botão “MW” para ocultar as variações de Mvar. Em caso de alteração do mês de demanda máxima (inverno ou verão) de um ciclo para o outro ou de um ano para o outro, considerar os dois meses envolvidos na alteração, para a identificação das variações a serem comentadas. 49 49

Termo de Referência – Anexo II “Tabela completa” para “Diferença Percentual” entre os anos do PAR 2012-2014: 2012-2011, 2013-2012, 2014-2013 e 2015-2014 Repetir o mesmo procedimento anterior 50 50

Termo de Referência – Anexo II 2. Previsão de Carga por Barramento c) Comentar as principais variações de fator de potência em relação ao mesmo ano do PAR 2013-2015 e aos sucessivos anos do PAR 2014-2016: Remanejamentos (obras ou operativos): novos, adiantados, postergados, excluídos; Entrada, ampliação e retirada de carga: novas, adiantadas, postergadas, excluídas; Bancos de capacitores instalados nas subestações de Distribuição: novos, adiantados, postergados, excluídos, alteração na operação do banco. Ajustes ou correção de previsão. 51 51

Termo de Referência – Anexo II Rotinas através do CPNE? (geração de 8 tabelas comparativas): - “Tabela completa” para “Dif Fator de Potência” entre o PAR 2013-2015 e PAR 2012-2014 (anos de 2012, 2013, 2014 e 2015) - “Tabela completa” para “Dif Fator de Potência” entre os anos do PAR 2013-2015: 2013-2012, 2014-2013, 2015-2014 e 2016-2015. Corresponde ao crescimento previsto ano a ano. 52 52

Termo de Referência – Anexo II “Tabela completa” para “Dif Fator de Potência” entre o PAR 2012-2014 e PAR 2011-2013 (anos de 2011, 2012, 2013 e 2014): 53 53

Termo de Referência – Anexo II 54 54

Termo de Referência – Anexo II Barramentos cuja variação deve ser comentada: Cor da célula do dado de variação% do fator de potência: - diferente de “branca” (para cada mês, condição de carga) Meses a serem considerados: Pesada DU – mês de máxima carga jan-mar, abr-set e out-dez; Media DU - mês de máxima carga jan-mar, out-dez e mês de jul; Lev DU – fev, jul e dez; MIN – jan e jun; SAB - mês de máxima carga. 55 55

Termo de Referência – Anexo II Visando facilitar a identificação das variações a serem comentadas, sugere-se, fazer uma cópia das planilhas, apagar ou ocultar colunas dos dados dos meses não considerados. Em caso de alteração do mês de demanda máxima (inverno ou verão) de um ciclo para o outro ou de um ano para o outro, considerar os dois meses envolvidos na alteração, para a identificação das variações a serem comentadas. 56 56

Termo de Referência – Anexo II “Tabela completa” para “Dif Fator de Potência” entre os anos do PAR 2012-2014: 2012-2011, 2013-2012, 2014-2013 e 2015-2014 Repetir o mesmo procedimento anterior 57 57

Termo de Referência – Anexo II 2. Previsão de Carga por Barramento Citar a entrada, ampliação e retiradas de carga, explicitando a data e barramento da Rede de Simulação associado (verificar se a planilha “Carga Horo-Sazonal” foi atualizada) e destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015. Comentar os remanejamentos definitivos (verificar se a planilha “remanejamento” foi atualizada) e destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015. 58 58

Termo de Referência – Anexo II 2. Previsão de Carga por Barramento f) Para agentes do NNE, citar a relação de subestações que compõem cada barramento da Rede de Simulação envolvido. (verificar se a planilha “SE Distribuição” foi atualizada). Destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015. g) Comentar como foi projetado o fator de potência dos barramentos, a influência do plano de obras da subtransmissão. Informar o cronograma de obras de novos bancos de capacitores instalados nas subestações de Distribuição (indicar mês e ano) (verificar se as planilha “Compensação Reativa” e “Obras da Distribuição” foram atualizadas e/ou indicar nova representação de bancos na rede de simulação). Destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015. 59 59

Termo de Referência – Anexo II 3. Pontos do sistema para destaque na análise Comentar os pontos do sistema para destaque na análise, estabelecidos no ANEXO IV em conjunto com as áreas de estudos elétricos. 4. Estimativa de perdas da Rede de Simulação Comentar os critérios utilizados para obtenção das previsões das perdas da Rede de Simulação (diferença entre a carga global e a carga total dos barramentos). 60 60

Termo de Referência – Anexo II 5. Cronograma de obras de usinas futuras consideradas no estudo. Comentar as usinas futuras consideradas no horizonte do estudo informando a data de entrada em operação: - usinas do Anexo III com data de previsão igual a do Anexo III; - usinas do Anexo III com data de previsão diferente a do Anexo III (justificar); - usinas do Anexo III não consideradas nas previsões (justificar); - usinas consideradas nas previsões, mas que não constam do Anexo III (justificar). 6. Conclusões e Comentários Adicionais que o Agente julgar necessário. 61 61

Termo de Referência – Anexo II Observações finais: Gráficos e tabelas não precisam ser colados no texto de premissas; Podem ser enviados na própria pasta de envio de dados ou em pasta separada; Caso necessário os gráficos e tabelas gerados podem ser referenciados no texto de premissas. 62 62

Termo de Referência – Coerência entre as previsões Previsões de carga de demanda global do PAR/PEL  comparadas com a demanda máxima Simples-EPE. Previsões de carga de demanda global do PAR/PEL  compatibilidade com a carga de energia do PEN. Previsões por barramento da Rede de Simulação  compatibilidade com as previsões para os pontos de conexão com a Rede Básica a ser contratada nos CUST. 63 63

Termo de Referência – Configuração da Rede Distribuição Alteração de carga devido a mudança de configuração: Obras de Distribuição: Ações preventivas: O termo de referência da carga solicita os remanejamentos de carga e a indicação das obras da rede de distribuição e fronteira da rede básica que afetam a previsão da carga (Premissas, Planilha Remanejamento, Planilha Obras de Distribuição) Área de carga articulada à de estudos: solicita o resumo do programa de obras de distribuição que está sendo considerado na previsão de carga  planilha Obras Distribuição 64

Termo de Referência – Configuração da Rede Distribuição 65

Termo de Referência – Configuração da Rede Distribuição Subestações de Distribuição (aplicado ao NNE): 66

Termo de Referência – Carga x Topologia da Rede O ONS (área de estudos em conjunto com a área de carga de carga) enviará e-mail aos Agentes (área de estudos é cópia para área de carga) visando a definição antecipada da configuração da Rede de Simulação que afetem a distribuição da carga => envio da planilha de “Obras de Distribuição”. 67

Termo de Referência – Usinas Anexo III : Lista atualizada das usinas não despachadas pelo ONS (Tipo II e Tipo III ) Usinas em operação: mensalmente pelo Agente no PMO, Usinas Futuras: Ver critérios para que usinas futuras sejam consideradas nos estudos elétricos Anexo V – Roteiro para previsão de despacho de geração de usinas Tipo II e Tipo III  Previsão geração de potência reativa = 0  Limites de geração e absorção de reativo 68

Termo de Referência – Usinas Critério para consideração de usinas futuras (Tipo II e Tipo III ) Para que uma futura usina seja considerada no estudo, a mesma deverá ter o sinal verde da ANEEL ou constar na relação do DMSE considerada no PMO ou PEN, ou seja, não deverão existir impedimentos para sua entrada em operação 2015 a 2017  também as usinas com sinal amarelo (ANEEL) Incluir ou retirar uma usina (Anexo III)  deverá ser validada pelas áreas de estudo do ONS e dos agentes 69

Termo de Referência – Usinas Informações complementares - fornecidas pelos Agentes: Deverá ser identificado o Agente de Distribuição em que a usina se conectará Deverá ser incluída a referência do barramento elétrico ao qual a usina está conectada (número e nome) Usinas inoperantes em períodos dentro do horizonte de estudo, deverá ter despacho igual a zero, no período correspondente Inclusões de novas usinas deverão ser justificadas pelo Agente 70

Termo de Referência – Usinas Informações complementares - fornecidas pelos Agentes: A não consideração da previsão do despacho de geração de alguma usina deverá ser justificada pelo Agente. Caso seja identificado algum erro ou falta de informação nos dados que identifiquem as usinas, os agentes deverão proceder à correção na planilha pertinente Lembrete: Barramentos com carga e geração  utilizar o conceito de Carga Plena 71

Termo de Referência– Dados verificados Subsídio para os processos de consolidação das previsões de carga Carga Global => carga plena => sistema Sagic Enviados nos estudos de Curto Prazo – Mensais (Submódulo 5.3 dos Procedimentos de Rede) Carga de demanda ativa e reativa, por barramento da rede de simulação, por condição de carga com intervalo de integralização de 1 (uma) hora Carga de demanda ativa global, por condição de carga com intervalo de integralização de 1 (uma) hora 72

Termo de Referência– Fator de Potência Ênfase especial será dada à previsão da carga reativa Não considerar nas previsões de carga a compensação reativa representada na rede de simulação Premissas: Comentar como foi projetado o fator de potência dos barramentos Comentar a influência do plano de obras da rede de distribuição Comentar as principais variações em relação ao PAR 2013-2015, ao Curto Prazo 2011 e 2012 e aos dados verificados

Termo de Referência– Fator de Potência Planilha “Compensação Reativa” preenchimento obrigatório com a informação dos bancos de capacitores e reatores não representados na rede de simulação: Compensações existentes até agosto/2012 Compensações a serem instaladas no período de setembro de 2012 a dezembro de 2017 74

Termo de Referência– Fator de Potência Fator de Potência: Item 3.1 d Os fatores de potência informados pelas distribuidoras para os novos pontos de fronteira da rede básica e DIT, em cada condição de carga, não devem ser inferiores aos valores das solicitações e pareceres de acesso e conforme estabelecido nos procedimentos de rede do Módulo 3. Em relação a pontos existentes, ressalta-se que a obra só será indicada caso seja necessária após simulação considerando a correção do fator de potência dos pontos de fronteira envolvidos, observando o Módulo 3. 75

Termo de Referência– Remanejamento Comentar os remanejamentos definitivos Citar a relação de subestações que compõem cada barramento da rede de simulação envolvido Comentar as principais variações em relação ao PAR 2013-2015, ao Curto Prazo 2011 e 2012 e aos dados verificados Lembrete: Confirmar se o montante de carga que foi remanejada foi abatido do barramento de origem. 76

Termo de Referência– Remanejamento 77 77

Termo de Referência– Inclusão 4.2.3 j) Com relação à migração de consumidores livres da rede de distribuição para a rede básica, a partir da data mais provável prevista para essa migração (data essa a ser indicada pelo ONS), os agentes de distribuição não deverão considerar, em suas previsões, a carga de consumidores livres que já solicitaram acesso à rede básica. 78

Termo de Referência– Considerações Outras questões sobre o entendimento do Termo de Referência 79 79