RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.104, DE 22 DE OUTUBRO DE 2024 (parte 2 de 8)

2.1.4.3.5. Em virtude da sazonalidade das demais fontes não ser explícita, os patamares dessas fontes são considerados um mesmo valor para todos os períodos.
2.2.Representação em modelo com horizonte de curto prazo
Usinas de geração de fonte eólica
2.2.1.1.Metodologia
2.2.1.1.1. A representação das usinas eólicas no primeiro mês operativo do modelo de otimização da operação de curto prazo é realizada com base na previsão gerada pelo modelo de previsão
eólica semanal.
2.2.1.1.2. O modelo de previsão eólica semanal fornece previsões ou estimativas de geração para três blocos, sendo que cada bloco é composto pelas usinas listadas a seguir:
(a) Bloco 1: usinas eólicas dos Tipos I, II-B e II-C;
(b)Bloco 2: usinas eólicas do Tipo III; e
(c) Bloco 3: usinas eólicas da expansão com data de entrada em operação comercial prevista no primeiro mês operativo.
2.2.1.1.3. O resultado do modelo de previsão é dado pelo somatório dos montantes de geração dos três blocos.
2.2.1.1.4. A metodologia adotada para a realização da previsão do Bloco 1 consiste na criação de um modelo que relaciona as curvas Vento x Potência, que são estimadas pelo modelo de previsão
eólica semi-horário e voltado para o curtíssimo prazo, com dados previstos provenientes de modelos numéricos de tempo (modelos meteorológicos), que são fornecidos por provedores externos.
Os parâmetros do modelo são ajustados de forma que a previsão da geração eólica consiga incorporar adequadamente as características do comportamento de médio e curto prazo.
2.2.1.1.5. Na sequência, as previsões são selecionadas e/ou combinadas, agregadas por subsistema, semana operativa e patamar de carga.
2.2.1.1.6. A geração das usinas que compõem o Bloco 2 é estimada através de um modelo que utiliza os montantes históricos de geração observada das usinas do Bloco 1 (Tipo I, II-B e II-C) e das
usinas do Bloco 2 (Tipo III). Em seguida, o montante de previsão do Bloco 1 é aplicado a esse modelo gerando a estimativa do montante de geração das usinas do Bloco 2.
2.2.1.1.7. A estimação da geração de cada usina da expansão, que forma o Bloco 3, é feita a partir de uma relação de similaridade da usina com as usinas mais próximas geograficamente contidas
no Bloco 1, ponderadas pela relação da usina com as potências das usinas mais próximas.
2.2.1.1.8. Em caso de indisponibilidade de algum modelo de previsão numérica de tempo, o processo de previsão de geração se dá com os modelos disponíveis no momento de execução do
processo. Em caso de indisponibilidade de todos os modelos de previsão numérica de tempo, é utilizada a simulação feita com o modelo iniciado vinte e quatro horas antes da atual. Em caso de
nova indisponibilidade, utiliza-se a simulação feita com quarenta e oito horas de antecedência, e assim por diante.
2.2.1.1.9. A metodologia detalhada do modelo de previsão de geração eólica semanal é apresentada em Nota Técnica ONS Erro! Fonte de referência não encontrada.].
Submódulo Tipo Revisão Vigência
Usinas de geração de outras fontes de energia
2.2.2.1. A representação das usinas não simuladas individualmente das demais fontes de energia, para o modelo de curto prazo é realizada conforme descrito no item 2.1.
Centrais Geradoras de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD)
2.2.3.1. O processo de previsão de cargaglobal para o PMO estabelece osvalores de energia para os modelos de otimização energética. A carga global prevista será atendidapor diferentes fontes
de geração, simuladas e não simuladas. Uma parcela da carga atendida por geração não simulada será atendida por MMGD, considerando autoconsumo e injeção na rede.
2.2.3.2. Os valores de geração de MMGD são obtidos a partir das instalações existentes, com base nos dados publicados pela ANEEL e acrescido das novas instalações que ocorrerão ao longo do
período de planejamento previstas pelo ONS. Os ritos de atualização das previsões estão detalhados no relatório da Fase 2 do GT MMGD disponibilizado no Portal de Relacionamento do ONS e no
portal do CT PMO/PLD. Também são disponibilizados os dados utilizados no processo de atualização das previsões.
2.2.3.3. Os valores de geração de MMGD são atualizados mensalmente de acordo com o estudo do PMO. Nos estudos do PMO que não forem meses de atualização das previsões de carga para
os Estudos de Planejamento da Operação Energética de Médio Prazo e revisões quadrimestrais do ciclo anual de planejamento da operação energético, somente os meses do horizonte de estudo
do PMO serão atualizados. Nos demais meses, todo horizonte de planejamento é atualizado.
2.2.3.4. A expansão das instalações de MMGD e respectivas gerações de energia serão obtidas com a utilização do Modelo de Mercado da Micro e Minigeração Distribuída (4MD) da EPE [3]. Sendo
os valores de potência instalada previstos pelo modelo 4MD atualizados em função da potência instalada verificada disponibilizada pela ANEEL. É realizada a conversão dessa potência instalada
em geração.
2.2.3.4.1. No caso da MMGD fotovoltaica, a geração é estimada utilizando-se a irradiação diária global média no plano inclinado, fornecida pelo Atlas Brasileiro de Energia Solar [4], e aplicando
uma taxa de performance estimada para os segmentos.
2.2.3.4.2. A geração das demais fontes é estimada pelo ONS por subsistema, utilizando-se de fatores de capacidade de usinas do SIN com características semelhantes.
2.2.3.4.3. A geração prevista é desagregada em patamares, seguindo a tabela de intervalo dos patamares de carga, referida no Submódulo 4.4.
2.2.3.4.4. No caso da MMGD fotovoltaica, são calculados os pontos por unidade de profundidade (PU’s da geração média) por subsistema, com base em dados históricos horários de MMGD
fotovoltaica. Esses dados abrangem até os 5 anos mais recentes da base histórica. Os PU’s calculados para cada dia são utilizados para o cálculo dos PU’s médios por patamar de carga (leve, média
e pesada), por tipo de dia (dia útil e final de semana/feriado) e por mês.
2.2.3.4.5. Em virtude da sazonalidade das demais fontes não ser explícita, os patamares dessas fontes são considerados um mesmo valor para todos os períodos.
2.3.Representação em modelo com horizonte de curtíssimo prazo
Geração de fonte eólica
2.3.1.1.Usinas dos Tipos I e II
2.3.1.1.1. A representação desta fonte para as usinas dos Tipos I, II-B e II-C no modelo de otimização da operação de curtíssimo prazo é feita a partir da previsão de geração eólica gerada pelo
modelo de previsão eólica semi-horário.
2.3.1.1.2. A metodologia adotada para a realização da previsão do modelo semi-horário consiste na criação dinâmica de curvas Vento x Potência, nas quais se aplicam dados ajustados de previsão
numérica de tempo para a obtenção da geração eólica prevista. Os dados previstos, provenientes de modelos numéricos de tempo, são fornecidos por provedores externos.
2.3.1.1.3. Mais de um modelo de previsão pode ser utilizado para a previsão da geração. Ao final do processo, as previsões de todos os modelos são combinadas levando-se em consideração o
nível de assertividade de cada previsão obtida.
2.3.1.1.4. Como resultado desse modelo de previsão, tem-se a previsão de geração da fonte eólica para cada meia hora, em um horizonte que se estende do dia corrente até 9 dias à frente.
2.3.1.1.5. Em caso de indisponibilidade de algum modelo de previsão numérica de tempo, o processo de previsão de geração se dá com os modelos disponíveis no momento de execução do
processo. Em caso de indisponibilidade de todos os modelos de previsão numérica de tempo, é utilizada a simulação feita com o modelo iniciado vinte e quatro horas antes da atual. Em caso de
nova indisponibilidade, utiliza-se a simulação feita com quarenta e oito horas de antecedência, e assim por diante.
2.3.1.1.6. O detalhamento da metodologia do modelo de previsão de geração eólica semi-horário é apresentado em [6].
2.3.1.1.7. Após o processamento do modelo de previsão, são consideradas as manutenções nas unidades geradoras eólicas para o primeiro dia do horizonte do modelo de otimização da operação
de curtíssimo prazo.
2.3.1.2.Usinas do Tipo III
2.3.1.2.1. A representação desta fonte para as usinas do Tipo III no modelo de otimização da operação de curtíssimo prazo é feita a partir de uma regra de estimativa, definida na Nota Técnica
[7].
Geração de fonte fotovoltaica
2.3.2.1.Usinas do Tipos I e II
2.3.2.1.1. A representação desta fonte para as usinas dos tipos I, II-B e II-C no modelo de otimização da operação de curtíssimo prazo é feita a partir da previsão de geração fotovoltaica gerada
pelo modelo de previsão solar fotovoltaico semi-horário.
2.3.2.1.2. A metodologia adotada para a realização da previsão do modelo semi-horário consiste na criação de modelos, nos quais se aplicam dados de previsão numérica de tempo para a
obtenção da geração solar fotovoltaica prevista. Os dados previstos, provenientes de modelos numéricos de tempo, são fornecidos por provedores externos.
2.3.2.1.3. Mais de um modelo de previsão pode ser utilizado para a previsão da geração. Ao final do processo, as previsões de todos os modelos são combinadas levando-se em consideração o
nível de assertividade de cada previsão obtida.
2.3.2.1.4. Como resultado desse modelo de previsão, tem-se a previsão de geração solar fotovoltaica para cada meia hora, em um horizonte que se estende do dia corrente até 9 dias à frente.
2.3.2.1.5. Em caso de indisponibilidade de algum modelo de previsão numérica de tempo, o processo de previsão de geração se dá com os modelos disponíveis no momento de execução do
processo. Em caso de indisponibilidade de todos os modelos de previsão numérica de tempo, é utilizada a simulação feita com o modelo iniciado vinte e quatro horas antes da atual. Em caso de
nova indisponibilidade, utiliza-se a simulação feita com quarenta e oito horas de antecedência, e assim por diante.
2.3.2.1.6. O detalhamento da metodologia do modelo de previsão de geração fotovoltaica semi-horário é apresentado em [8].
2.3.2.1.7. Após o processamento do modelo de previsão, são consideradas as manutenções nas unidades geradoras solares para o primeiro dia do horizonte do modelo de otimização da operação
de curtíssimo prazo.
2.3.2.2.Usinas do Tipo III
2.3.2.2.1. A representação desta fonte para as usinas do Tipo III no modelo de otimização da operação de curtíssimo prazo é feita a partir de uma regra de estimativa, definida na Nota Técnica
[7].
Geração de fonte hidráulica e térmicas
2.3.3.1.Usinas do Tipos II-B, II-C e III
2.3.3.1.1. A representação desta fonte para as usinas do Tipo III no modelo de otimização da operação de curtíssimo prazo é feita a partir de uma regra de estimativa, definida na Nota Técnica
[7].
Centrais Geradoras de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD)
2.3.4.1. O ONS estima a carga diária a ser atendida pela MMGD fotovoltaica das áreas geoelétricas, subsistemas e SIN com base em modelo de estimativa de geração. O modelo consiste em um
cálculo utilizando-se da potência instalada, fator de performance dos inversores e irradiância solar.
2.3.4.1.1. A potência instalada de todas as instalações de MMGD existente no país é obtida com base em dados disponibilizados pela ANEEL.
2.3.4.1.2. Os dados de radiação solar horários utilizados para o processo de estimativa de micro e minigeração distribuída são originários de dados de reanálise do Programa de Observação da
Terra, da União Europeia.
2.3.4.1.3. Os dados de radiação solar horários previstos utilizados para o processo de previsão de micro e minigeração distribuída são originários do Centro Europeu de Previsões Meteorológicas
a Médio Prazo.
2.3.4.1.4. Para as demais fontes de MMGD, a carga mensal a ser atendida é estimada com base na potência instalada verificada em até dois meses anteriores ao mês corrente e no fator de
capacidade extraído de plantas centralizadas.
2.3.4.1.5. Maiores detalhes sobre os ritos de atualização da estimação histórica e das previsões estão detalhados nos relatórios da Fase 1 e Fase 2 do GT MMGD disponibilizado no Portal de
Relacionamento do ONS e no portal do CT PMO/PLD.
3.METODOLOGIA PARA CONSOLIDAÇÃO DA PREVISÃO DE CARGA
3.1.Consolidação para o modelo com horizonte de médio prazo
Diretrizes Gerais
3.1.1.1. O processo de previsão de carga para os estudos de Planejamento da Operação Energética de Médio Prazo encontra-se definido no Submódulo 3.5 - Consolidação da previsão de carga
para planejamento da operação.
3.1.1.2. Esse processo é dividido em duas etapas: na primeira etapa obtém-se os dados necessários para embasamento das previsões e na segunda etapa são definidas as previsões de carga global
mensal de energia e demanda para o horizonte de estudo.
3.1.1.3. Esse processo é realizado em conjunto com a EPE e a CCEE, conforme Nota Técnica publicada anualmente [9].
Levantamento dos dados
3.1.2.1. O ONS solicita aos agentes de distribuição, consumidores livres e potencialmente livres, autoprodutores e produtores independentes os dados de carga global de energia em base mensal
na unidade MWmed.
Submódulo Tipo Revisão Vigência
3.1.2.2. As previsões de demanda ativa máxima global dos agentes, em MW, são obtidos do processo de previsão de carga para o planejamento da operação elétrica, conforme estabelecido no
Submódulo 3.5.
3.1.2.3. O ONS calcula a carga global de energia verificada com base na geração de MMGD estimada para o mês, nos dados verificados de geração oriundos do sistema de supervisão do ONS e
nos dados verificados de geração fornecidos pela CCEE.
3.1.2.4. O ONS obtém com base nos dados da ANEEL, a potência instalada de todas as instalações de MMGD existente no país.
3.1.2.5. O ONS obtém os dados de irradiação diária global média a partir do Atlas Brasileiro de Energia Solar do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE.
Previsões de Carga
3.1.3.1. O ONS analisa as previsões de carga global de energia encaminhadas pelos agentes, realizando comparações com a carga verificada e com as previsões de carga encaminhadas para o
Programa Mensal da Operação – PMO. Em caso de dúvidas ou divergências, solicita esclarecimento ao agente.
3.1.3.2. O ONS, em reunião conjunta com a EPE e CCEE, define os cenários macroeconômicos para o horizonte de estudo de até 5 anos.
3.1.3.3. Definido o cenário macroeconômico, o ONS em conjunto com a EPE e CCEE define as previsões de consumo e perdas totais para o horizonte de estudo e com base nessas previsões calcula-
se as projeções de carga global de energia, em periodicidade anual, para o horizonte de estudo.
3.1.3.4. Desagrega-se as projeções anuais de carga global de energia em base mensal, utilizando a sazonalidade histórica. As previsões mensais são desagregadas em patamares de carga, sendo
esses patamares de carga reavaliados anualmente como definido no Submódulo 4.4.
3.1.3.5. Com base nas previsões de energia anual, o ONS em conjunto com a EPE e a CCEE define as projeções de demanda ativa máxima, utilizando-se os fatores de carga históricos e a sazonalidade
média mensal para a desagregação dessa previsão.
3.1.3.6. O ONS prevê os valores de MMGD com base na potência instalada de dois meses anteriores ao estudo do PMO no qual será considerado e da irradiação diária global média de cada mês,
conforme metodologia divulgada em Nota Técnica no Portal de Relacionamento do ONS e no Portal do CT PMO/PLD.
3.2.Consolidação para o modelo com horizonte de curto prazo
Diretrizes Gerais
3.2.1.1. O Submódulo 4.4 define o processo de consolidação da previsão de carga para o PMO.
3.2.1.2. Esse processo é dividido em duas etapas: na primeira etapa são levantados todos os dados necessários para embasamento das previsões de carga global de energia e na segunda etapa
são definidas as previsões de carga global de energia mensal e semanal para o horizonte de estudo.
3.2.1.3. As premissas, análises e resultados são publicadas semanalmente, conforme [10], e apresentadas aos agentes.
Levantamento dos dados
3.2.2.1. O ONS solicita aos agentes de distribuição, consumidores livres e potencialmente livres, autoprodutores e produtores independentes os dados de carga global de energia mensal e semanal
em MWmed, como definido no Submódulo 3.5, para o horizonte de estudo.
3.2.2.2. Os agentes de distribuição enviam ao ONS os dados verificados de geração horária das usinas que injetam em sua rede de Distribuição ou em DIT que não constam na CCEE, para composição
da carga global de energia.
3.2.2.3. O ONS obtém com base nos dados da ANEEL a potência instalada de todas as instalações de MMGD existente no país.
3.2.2.4. O ONS obtém os dados de irradiação diária global média a partir do Atlas Brasileiro de Energia Solar do INPE.
3.2.2.5. O ONS calcula a carga global de energia verificada com base na geração de MMGD estimada para o mês, nos dados verificados de geração oriundos do sistema de supervisão do ONS, nos
dados verificados de geração fornecidos pela CCEE e nos dados de geração fornecidos pelos agentes.
3.2.2.6. O ONS executa os modelos de previsão internos para embasamento das previsões de carga global de energia.
3.2.2.7. O ONS utiliza como premissa para as previsões de carga global de energia o cenário meteorológico previsto pela equipe de meteorologia do ONS para o horizonte de estudo.
Previsões de Carga
3.2.3.1. O ONS analisa os desvios de previsão de carga global de energia dos agentes em relação a carga verificada dos meses anteriores ao PMO. Destaca-se que, ao somar a carga dos agentes
que compõem aquele subsistema e a parcela de perdas da Rede Básica obtém-se as previsões de carga global de energia dos subsistemas utilizando as informações dos agentes.
3.2.3.2. O ONS analisa os desvios dos dados de carga global de energia verificados em relação as previsões consolidadas para os estudos do planejamento da operação energética de médio prazo
e as previsões dos modelos de previsão de carga global de energia do ONS, dos meses anteriores ao PMO.
3.2.3.3. O ONS analisa o comportamento sazonal histórico da carga global de energia para embasamento das previsões.
3.2.3.4. O ONS define em reunião, com a participação da CCEE, as previsões de carga global de energia mensais para o horizonte de estudo, com base nas análises realizadas nas etapas 2.1, 2.2 e
2.3, nas previsões de carga global de energia informadas pelos agentes, nas previsões de carga global de energia dos modelos e nas previsões de carga global de energia para os estudos de
planejamento da operação energética de médio prazo. Sendo realizado ajustes que julgar de relevância em função do comportamento da carga, das previsões meteorológicas e de outras variáveis
que tenham interferido nos resultados.
3.2.3.5. O ONS desagrega as previsões mensais do primeiro mês do horizonte em semanas operativas com base nos valores verificados, nas informações meteorológicas para o período (sendo
considerada de forma qualitativa na primeira semana operativa e nas demais semanas as previsões seguem de forma quantitativas) e nas previsões de carga global de energia dos modelos do
ONS.
3.2.3.6. Consolidadas as previsões de carga global de energia, os valores são disponibilizados em patamares de carga. Sendo esses patamares de carga reavaliados anualmente como definido no
submódulo 4.4 dos procedimentos de rede.
3.2.3.7. O ONS prevê os valores de MMGD com base na potência instalada de dois meses anteriores ao estudo do PMO e da irradiação diária global média de cada mês, de acordo com metodologia
divulgado em Nota Técnica no Portal de Relacionamento do ONS.
3.3.Consolidação para o modelo com horizonte de curtíssimo prazo
Diretrizes Gerais
3.3.1.1 O processo de consolidação da previsão de carga para a Programação Diária da Operação é definido no Submódulo 4.4.
3.3.1.2 O ONS considera para o processo de previsão de carga para a programação diária eletroenergética, estabelecida no Submódulo 4.5 – Programação Diária da Operação, os valores de
carga global obtidos a partir do sistema de medição de supervisão do ONS, dos dados de medição de geração de usinas não supervisionadas que injetam na Rede de Distribuição informados pela
CCEE e de dados de medição de geração, que não estão disponíveis na CCEE, enviados pelos agentes de distribuição.
Processo de previsão de carga
3.3.2.1 O ONS elabora as previsões de curvas de carga global em intervalos semi-horários referentes às áreas e subsistemas.
3.3.2.2 O ONS utiliza o modelo de previsão de carga PrevCargaDESSEM, conforme Manual de uso [11], em conjunto com outros modelos desenvolvidos pelo ONS.
3.3.2.3 O ONS considera também outras informações para definição dos valores previstos da curva de carga global diária, como: informações obtidas internamente de variáveis meteorológicas
previstas para o dia da operação e de eventos especiais que possam incorrer em um comportamento atípico da curva de carga diária.
3.3.2.4 O ONS considera as perdas na Rede Básica na carga dos subsistemas.
3.3.2.5 No caso de necessidade de envio de previsões encaminhadas pelos agentes envolvidos, estas serão analisadas e consideradas ou não para as previsões de áreas e subsistemas.
3.3.2.6 O ONS disponibiliza a Previsão de Curva de Carga Global de Demanda Diária por áreas geoelétricas, subsistemas e SIN.
3.3.2.7 O ONS disponibiliza a Previsão de Carga Global de Demanda Diária por patamar para os subsistemas e SIN, a partir do dia “D+1” até o final da semana operativa. Sendo esses patamares
de carga reavaliados anualmente como definido no Submódulo 4.4.
3.3.2.8 O ONS estima a carga global diária a ser atendida pela MMGD fotovoltaica das áreas geoelétricas, subsistemas e SIN com base na potência instalada verificada de dois meses anteriores
ao mês corrente e em dados horários de reanálise de radiação solar.
3.3.2.9 Para as demais fontes de MMGD, a carga mensal a ser atendida é estimada com base na potência instalada verificada em até dois meses anteriores ao mês corrente e no fator de
capacidade extraído de plantas centralizadas, conforme Nota Técnica.
3.3.2.10 O ONS estima a carga global diária a ser atendida pela MMGD por barramento, com base nas previsões semi-horárias por área geoelétrica, rateada a partir das estimativas elaboradas
pelos agentes para o estudo elétrico mensal.
3.3.2.11 O ONS estima a geração das usinas tipo III utilizando-se de modelos desenvolvidos pelo próprio ONS e que utiliza de histórico de geração atualizado semanalmente pela CCEE, conforme
apresentado na Nota Técnica [7].
4.REFERÊNCIAS
[1]ANEEL. Resolução Normativa nº 1.032, de 26 de julho de 2022.
[2]CNPE. Resolução nº 22, de 05 de outubro de 2022.
[3]Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Modelo de Mercado da Micro e Minigeração Distribuída (4MD): Metodologia, disponível no site da EPE.
[4]Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE. Atlas Brasileiro de Energia Solar – 2ª Edição, 2017
[5]ONS. Nota Técnica ONS-DPL – Modelo de Previsão Eólica em Base Semanal para até Um Mês à Frente, disponível no Portal de Relacionamento do ONS.
[6]ONS. Nota Técnica ONS-DPL – Desenvolvimento Metodológico para Previsão de Geração de Fonte Eólica, disponível no Portal de Relacionamento do ONS.
[7]ONS. Nota Técnica ONS-DPL - Metodologia de Estimativa de Geração Não Simuladas Tipo IIB e IIC (fontes Térmicas e Hidráulicas) e Tipo III, disponível no Portal de Relacionamento do ONS.
[8]ONS. Nota Técnica ONS-DPL – Desenvolvimento Metodológico para Previsão de Geração Solar Fotovoltaica, disponível no Portal de Relacionamento do ONS.
[9]CCEE.EPE.ONS Nota Técnica – Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional.
[10]ONS. Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação – item “Previsão de carga”.
[11]Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL. Manual de metodologia e uso doPrevCargaDESSEM.
5.ANEXOS
Submódulo Tipo Revisão Vigência
Anexo A – Dados de entrada dos modelos da cadeia energética.ANEXO A - DADOS DE ENTRADA DOS MODELOS DA CADEIA ENERGÉTICA
A.1 A Tabela 1 apresenta os dados de entrada utilizados nos estudos e modelos computacionais da cadeia principal para formação do Custo Marginal da Operação – CMO. Os modelos incluem
os horizontes de estudo para o médio, curto e curtíssimo prazo Erro! Fonte de referência não encontrada..
A.2 Os dados de entrada listados na Tabela 1 são aqueles que podem ser incorporados nos modelos computacionais mencionados, respeitando as suas especificidades.
A.3 O detalhamento dos dados de entrada é disponibilizado pelo ONS no seu Portal de Relacionamento de acordo com o modelo relacionado.
Tabela 1 – Dados de entrada dos modelos computacionais NEWAVE, DECOMP e DESSEM.
ID
Procedi-
mentos
de Rede
Dado de entrada Origem
PLAN, PMO (NEWAVE)
PMO, Revisão semanal PMO
(DECOMP)
Formação do CMO semi-horário
(DESSEM)
Periodicidade
de atualização
Vigência do Dado
(horizonte)
Periodicidade de
atualização
Vigência do
Dado
(horizonte)
Periodicidad
e de
atualização
Vigência do Dado
(horizonte)
00
1
3.3; 3.5
Carga global de energia - Dados Previstos
(PLAN)
ONS, EPE,
CCEE
Quadrimestral
até o final do
horizonte do
modelo
Não utilizado Não utilizado Não utilizado Não utilizado
00
2
4.3; 4.4
Carga global de energia - Dados Previstos
(PMO)
ONS, CCEE Mensal
até o final do
horizonte do
modelo de curto
prazo
Mensal
até o final do
horizonte do
modelo
Não utilizado Não utilizado
00
3
4.3; 4.4
Carga global de energia - Dados Previstos
(Revisão semanal PMO e Formação do
CMO semi-horário)
ONS Não utilizado Não utilizado Semanal
Até a última
semana
operativa do 1º
mês de estudo
Diária
Até o final da
semana operativa
que estiver sendo
programada
00
4
1.2; 2.4;
3.3; 3.8;
4.3; 4.5;
4.6; 4;7
;7.7; 6.18
Dados técnicos de aproveitamentos
hidroelétricos
Poder
Concedent
e, ANEEL,
Agentes,
ONS
Mensal
até o final do
horizonte do
modelo
Mensal
Até o final do
horizonte do
modelo
Diária
Até o final da
semana operativa
que estiver sendo
programada
00
5
2.4; 3.3;
4.3; 4.5;
7.7; 6.18
Enchimento do Volume Morto de novos
reservatórios
DPME,
ANEEL,
Agentes
Mensal
até o final do
horizonte do
modelo
Semanal
Até o final do
horizonte do
modelo
Diária
Até o final da
semana operativa
que estiver sendo
programada
00
6
2.4, 3.3,
4.3; 7.2;
6.18
Cronograma de entrada em operação
das usinas hidroelétricas e
termoelétricas
DPME,
ANEEL
Mensal
até o final do
horizonte do
modelo
Mensal
Até o final do
horizonte do
modelo
Não utilizado Não utilizado
00
7
2.4, 4.5;
6.18
Entrada efetiva em operação das usinas
hidroelétricas e termoelétricas
ANEEL Mensal
até o final do
horizonte do
modelo
Semanal
Até o final do
horizonte do
modelo
Diária
Até o final da
semana operativa
que estiver sendo
programada
00
8
2.4; 2.5;
3.3,3.7;
3.8; 4.3;
4.5; 4.7;