PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE ABRIL

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova 20211-160 Rio de Janeiro RJ

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0045-207-2016

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE ABRIL

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 16/04/2016 A 22/04/2016

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ONS NT-0045-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 3 / 35

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de

Segurança Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 5

3.3 Relacionados com a Otimização Energética 9

3.4 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11

3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões 15

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 15

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 17

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20

5 Previsão de Carga 24

5.1 Carga de Energia 24

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Abril/2016, para a semana operativa de 16/04/2016 a 22/04/2016, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Não houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo nas regiões Sul e Norte. Na região Sudeste/Centro-Oeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra I, Angra II e Norte Fluminense I. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, ERB Candeias, P. Pecém I, P. Pecém II, Fortaleza, R. Almeida, Pernambuco 3, C. Furtado, Maracanaú, Suape II e, somente nos patamares de carga pesada e média, das UTEs Termocabo, Campina Grande, Termonordeste e Termoparaíba.

Além disso, está previsto para a semana de 16/04/2016 a 22/04/2016, o despacho, em todos os patamares de carga, das UTE Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 18/06/2016 a 24/06/2016, benefício marginal de R$ 44,66/MWh nos patamares de carga pesada e média e R$ 44,63/MWh no patamar de carga leve. Assim sendo, foi comandado o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, para a semana operativa de 18/06/2016 a 24/06/2016.

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2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede, poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012, que a partir do PMO de Dezembro de 2012:

 A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no cálculo do PLD;

 Não seja mais efetuado o cálculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP;

 Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE, enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE.

3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

 Em Maio de 2015 foram iniciados testes e intervenções no Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira, visando a entrada em operação do Bipolo 02 do Sistema de Corrente Contínua. Após um período de interrupção, as atividades foram retomadas na segunda semana de fevereiro de 2016.

 Em Dezembro de 2015, entraram em operação as LT 230 kV Vilhena-Pimenta Bueno C3 e LT 230 kV Samuel–Ariquemes C3. A

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entrada em operação destas linhas aumenta a confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia.

 Em Março de 2016 foram concluídos os testes de energização da LT 230 kV Ariquemes/Ji-Paraná C3, no estado de Rondônia. A inserção desta linha aumenta a confiabilidade da rede de 230 kV nos estados do Acre e Rondônia.

 Está previsto para o 1º Semestre de 2016 a entrada da LT 230 kV Ji-Paraná – Pimenta Bueno C3. A entrada em operação desta linha, além de aumentar a confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia, aumenta o limite de transmissão entre o SIN e a área Acre/Rondônia.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse:

 No dia 12 de Abril de 2016 foram concluídos os testes nas barras 1 e 2 da SE Belo Monte e na LT 500 kV Belo Monte – Xingu C1, no estado do Pará. A inserção destes equipamentos no SIN proporcionará o escoamento da geração da UHE Belo Monte.

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3.2.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV

Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), em função da carga da Região Nordeste, do Recebimento/Exportação pelo Norte (RN / Exp_N), considerando vazões de 900 m³/s a 800 m³/s na cascata do Rio São Francisco. Esta análise teve por objetivo assegurar a estabilidade entre as Regiões Norte e Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela a seguir:

Limite de RNE (MW)

Faixa do RN / Exp_N Carga NE > 10.500 (*) 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 (*) Carga NE ≤ 8.500

RN > 1000 3350 3350 Limite = 40% da carga 0 < RN ≤ 1000 3500 3500 0 < Exp_N ≤ 1000 4100 4200 1000 < Exp_N ≤ 2000 4800 4800 2000 < Exp_N ≤ 3000 4900 4900 3000 < Exp_N ≤ 4000 5100 5100 4000 < Exp_N ≤ 5000 5000 5000 Exp_N > 5000 5000 5000

(*) deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o da tabela.

Os limites da tabela anterior são válidos considerando:  UHE Serra da Mesa - 3 UGs (até uma como síncrono).  UHE Canabrava - 2 UGs.

Não sendo possível manter esta configuração, reduzir 100 MW nos referidos limites.

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3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação, conforme indicado no Anexo I. Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizada antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

3.2.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações

 UTE Klabin Celulose (UG1 e UG2)

3.2.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 TR-1 500/230 kV – 450 MVA da SE Imperatriz (Sem previsão de retorno);  TR2 500/345 kV – 1050 MVA da SE Samambaia (Retorno em 20/05/2016);  Transformador TR2 500/138 kV – 300 MVA da SE Itajubá 3 (Retorno em

14/06/2016);

 Transformador TR12 500/345 kV – 400 MVA da SE Jaguara (Sem previsão de retorno);

 Compensador Síncrono 01 da SE Embu-Guaçu (Retorno em 30/04/2016);  Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 31/07/2016);  Compensador Estático 01 da SE Sinop (Sem previsão de retorno).

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3.3 Relacionados com a Otimização Energética

3.3.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Abril/16, para a semana de 16/04/2016 a 22/04/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.3-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 22/04/2016

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado

57,3

87,2

34,0

67,8

95,6

Limite Inferior

56,6

84,9

33,8

67,8

96,0

Tabela 3.3-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/04/2016

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado

56,1

83,3

33,5

70,1

99,1

Limite Inferior

54,6

77,6

33,1

68,8

97,3

3.3.2 Níveis de Armazenamento Operativos

Os resultados do PMO/Revisão contemplam cenários de afluências visando melhor representar a incerteza na ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos, principalmente das regiões SE/CO e NE.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

SUDESTE 32.373 63 34.824 68 37.020 72 39.281 76

SUL 7.688 116 6.955 105 8.886 135 10.906 165

NORDESTE 2.462 21 2.555 21 2.815 23 3.073 26

NORTE 8.496 53 8.074 51 8.682 54 9.290 58

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Semanal Previsão Mensal

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3.3.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 3 do PMO do mês de Abril/2016 indicam, para a semana operativa de 16/04/2016 a 22/04/2016, os seguintes custos marginas de operação, em R$/MWh:

Tabela 3.3-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)

VE LI VE LS SUDESTE

_56,1

_55,3

_56,8

_58,1

SUL

83,3

80,4

84,7

89,8

NORDESTE

_33,5

_33,1

_33,5

_33,9

NORTE

_70,1

_69,1

_70,6

_70,8

NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 30/4 NÍVEL PMO

Subsistema

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 41,18 41,18 282,80 41,18

Média 39,88 39,88 282,80 39,88

Leve 39,02 39,02 267,46 39,02

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3.4 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de um sistema de alta pressão nas regiões Sudeste e Centro-Oeste dificulta a ocorrência de precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema na próxima semana operativa. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 63% da MLT, sendo armazenável 55% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. As bacias dos rios Jacuí e Uruguai apresentam chuva fraca no final da semana devido ao avanço de uma frente fria pelo Rio Grande do Sul. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 116% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 101% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio São Francisco na próxima semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 21% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se no mesmo patamar em relação ao observado da semana corrente. Na próxima semana operativa, a bacia do rio Tocantins apresenta chuva fraca isolada. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 53% MLT, sendo armazenável 51% da MLT.

Tabela 3.4-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 32.373 7.688 2.462 8.496

% MLT 63 116 21 53

% MLT Armazenável 55 101 21 51

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 27.655 4.114 1.929 7.504

% MLT 54 62 16 47

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3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 3.5.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de abril é de uma média de 72% da MLT, sendo armazenável 63% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 68% da MLT, sendo armazenável 60% da MLT.

Na Tabela 3.5-1 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.5-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 57 70 49 66

Bacia do Rio Paranaíba 41 46 36 43 Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 55 65 48 61 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 81 98 68 91

Paraíba do Sul 62 69 51 64

3.5.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de abril é de 135% da MLT, sendo armazenável 117% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior em termos de MLT ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 105% da MLT, sendo armazenável 91% da MLT.

Na Tabela 3.5-2 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

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Tabela 3.5-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 89 117 64 100

Bacia do Rio Jacuí 255 233 146 176 Bacia do Rio Uruguai 113 131 34 92 3.5.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de abril é de 23%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 21% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.5.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de abril apresente uma média de 54% da MLT, sendo armazenável 52% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 51% da MLT, sendo armazenável 49% da MLT.

3.5.5 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.5-3 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.5-3: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 37.020 8.886 2.815 8.682

% MLT 72 135 23 54

% MLT Armazenável 63 117 23 52

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 34.824 6.955 2.555 8.074

% MLT 68 105 21 51

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Figura 3.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 16/04/16 a 22/04/16

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões

A Resolução ANA/MMA nº 287, de 28 de março de 2016, autoriza a redução, até 31 de maio de 2016, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 800 m³/s. Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência mínima, nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE.

Em função das condições hidroenergéticas à UHE Tucuruí, sua geração deverá ser explorada ao máximo prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de jusante, minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, SE/CO e N, caso ocorram excedentes energéticos nas usinas da região Sul e de Itaipu, a geração das usinas térmicas do SIN despachadas por Garantia Energética (GE) e por Ordem de mérito deverá ser dimensionada de forma a possibilitar a alocaçã o destes excedentes energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e Mascarenhas de Moraes será utilizada para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha será dimensionada de modo a realizar uma operação a fio d’água próximo do limite de armazenamento máximo de seus reservatórios. As disponibilidades energéticas das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHEs Itumbiara, Batalha, Serra do Facão, Emborcação, Nova Ponte e Miranda será utilizada para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Tietê: A geração e/ou vertimento das UHE Barra Bonita e Promissão será dimensionada visando manter o nível de armazenamento de seus reservatórios em seus volumes de espera recomendados para o período.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara será maximizada em todos os períodos de carga. Adicionalmente, suas gerações e vertimentos serão dimensionados visando manter o nível de armazenamento de seus reservatórios em seus volumes de espera recomendados para o período.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera será dimensionada visando manter o nível de armazenamento de seus reservatórios em seus volumes de espera recomendados para o período.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas em todos os períodos de carga visando evitar / minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO (RSE).

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHE Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será minimizada em todos os períodos de carga, em função do reduzido nível de armazenamento de seus reservatórios e das condições hidroenergéticas favoráveis na UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada para controle do volume de espera em seu reservatório, ou garantia do atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília, ou seja, a vazão que é vertida no curso do rio Paraíba do Sul e a vazão que é bombeada para o Complexo de Lajes. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, o seu bombeamento está reduzido de 160 m³/s para cerca de 75 m³/s, em média, e o seu vertimento de 71 m³/s para 35 m³/s, face as condições hidrológicas desfavoráveis na bacia e a preservação de água para atendimento aos usos múltiplos.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Serra da Mesa será minimizada em todos os períodos de carga. As disponibilidades energéticas das UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 150 m³/s, visando o atendimento do uso múltiplo da água a jusante de seu reservatório, conforme estratégia estabelecida do âmbito da gestão da bacia sob a coordenação da ANA. A coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco será realizada com as vazões mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor vigente, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas favoráveis, as disponibilidades energéticas das usinas serão exploradas em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região SE/CO, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco de vertimento; 2. UHE Capivara,

3. Usinas da região Sul que apresentarem vertimentos; 4. Usinas térmicas autorizadas para despacho;

5. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. UHE Água Vermelha;

8. Usinas da bacia do rio Paranapanema, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

9. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

10. UHE Marimbondo;

11. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos;

12. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

13. UHE Corumbá; 14. UHE Itumbiara;

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15. UHE Furnas e Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas da usina e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

16. UHE Emborcação;

17. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

18. UHEs Porto Primavera, Jupiá, Ilha Solteira e Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

19. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata.

20. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

21. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco; 2. UHE Salto Santiago;

3. UHE Ney Braga;

4. UHEs Salto Osório e Salto Caxias; 5. UHE Machadinho;

6. UHEs Ita e Foz do Chapecó;

7. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e Passo Real);

8. UHE Mauá;

9. UHE Passo Fundo; 10. UHE GPS;

11. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 12. UHE G. B. Munhoz;

13. UHE Barra Grande;

14. Explorar disponibilidade da Região SE.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

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Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. Usinas térmicas da região Nordeste despachadas por ordem de mérito; 3. Elevar o recebimento da região Nordeste, respeitando-se os limites

elétricos vigentes;

4. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. Usinas térmicas da região Nordeste, em ordem crescente de custo, não despachadas por ordem de mérito;

7. UHE Paulo Afonso IV / P. Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

8. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

9. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

10. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas térmicas da região Nordeste que não foram despachadas por ordem de mérito;

2. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

3. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. UHE Paulo Afonso IV / P.Afonso 123, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

7. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

8. Reduzir o recebimento da região Nordeste, sem provocar vertimento turbinável em usinas do SIN;

(20)

10. Usinas que apresentam vertimentos.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

(21)

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas.

FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2.

FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema.

FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa.

FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.

FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas

 LT 500 kV Luiz Gonzaga - Milagres C1 das 16h00min do dia 15/04

(Sexta) às 17h00min do dia 18/04 (Segunda).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de adequação da altura da flecha para permitir a consecução do barramento do reservatório de BOI I através do reposicionamento, substituição e ou inclusão de estruturas da Linha LT4-05V1 LT 500kV Luiz Gonzaga - Milagres. Projeto pertencente ao PAC -Programa 1036 – Ação orçamentária 5900 - M. I. - Ministério da Integração Nacional.

Para garantir a segurança do sistema, quando de perdas simples no sistema de transmissão em 500kV que atende à região Nordeste recomenda-se atender às seguintes condições:

Condição da região Norte Exportadora:

RNE < 3800 MW (PESADA/MÉDIA); RNE < 3300 MW (LEVE/MÍNIMA).

Condição da região Sudeste Exportadora:

RNE < 3000 MW (PESADA/MÉDIA); RNE < 2700 MW (LEVE/MÍNIMA).

(22)

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

 LT 345 kV Norte – Guarulhos C2 e Barra 1 de 345 kV da SE Norte das 05h00min às 14h00min do dia 21/04 (Quinta-Feriado).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva em seccionadores e reparo em proteção contra pássaros.

Durante esta intervenção, a perda da LT 345 kV Norte – Guarulhos C1 ou da Barra 2 de 345 kV da SE Norte ocasiona a interrupção das cargas das SE Norte e Miguel Reale, em um montante de até 800 MW.

b) Área Norte/Nordeste

 SE Vila do Conde – Disjuntor 08 de 500 kV das 07h20min às 16h00min do dia 21/04 (Quinta-Feriado).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de eliminação de vazamento de óleo no circuito hidráulico do disjuntor 08 de 500 kV da SE Vila do Conde.

Contingência no C1 ou C2 da LT 500 kV Tucuruí - Vila do Conde, com falha do respectivo disjuntor de barra, conduz à perda do circuito C3 da referida linha, provocando rejeição natural de cargas por queda de tensã o nas SE Vila do Conde, Guamá, Utinga e Santa Maria, conduzindo ao desligamento da ordem de 30% do total das cargas da cidade de Belém.

 SE São Luis III – TR2 230/69 kV das 07h00min às 16h00min do dia 21/04 (Quinta-Feriado).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva em seccionadora da SE São Luis III.

A contingência no TR 230/69 kV remanescente conduz ao desligamento da ordem de 40% do total das cargas da cidade de São Luis.

c) Área Amazonas/Amapá

 SE Manaus – Transformador TR-3 230/69 kV das 09h00min do dia 21/04 (Quinta-Feriado) às 17h00min do dia 23/04 (Sábado).

(23)

Esta intervenção está programada para realização de serviços de inspeção preventiva (testes elétricos e operacionais nos SPCs) das fases A,B,V do TR-3.

Nos períodos de carga média e pesada emergência do TR-1 ou TR-2 provocará desligamento do único transformador remanescente, pela proteção de sobrecarga acima de 50%, com consequente atuação de ERAC do subsistema Manaus.

(24)

5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de abril, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão das previsões da 4ª a 6ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 40.120 MW médios no subsistema SE/CO e 10.810 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 8,2% para o subsistema SE/CO e 5,7% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 4ª a 6ª semana de abril (revisão 3), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 41.657 MW médios para o SE/CO e de 11.572 MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em março, sinalizam acréscimo de 0,7% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 0,9% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.300 MW médios e no Norte de 5.377 MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimos de 2,3% para o subsistema Nordeste e 2,0% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 4ª a 6ª semana de abril (revisão 3), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 10.522 MW médios para o Nordeste e de 5.543 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em março, sinalizam decréscimo de 2,9% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,8 % para o subsistema Norte.

Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana estão associados à ocorrência do feriado de Tiradentes, dia 21/04.

(25)

ONS NT-0045-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 25 / 35 Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região –

(26)

5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 09 a 15/04 e as previsões para a semana de 16 a 22/04/2016.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quarta-feira, dia 20/04, com valor em torno de 45.000 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.800 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 20/04. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 58.000 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min também de quarta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 16/04, com valor em torno de 11.450 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.870 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 20/04. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 22h00min e 23h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.300 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.

(27)

Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração

do PMO de Abril.

(28)

ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

 IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

 IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste  IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste  IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

 IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste  IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

 IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande

 IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo  IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

 IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais

 IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo

 IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste  IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília  IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso  IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste  IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia  IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

(29)

ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

(30)

Valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança;

(1) Usina com unidade geradora em manutenção;

(2) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página);

(3) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível;

(4) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente;

(5) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

(31)

Região Sul Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples/indisponibilidade de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Patamar de carga pesada e média: contingência da LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha ou da LT 230 kV Caxias 5 – Lajeado Grande ou da maior máquina sincronizada (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) 1 x 25 - - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 1 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - - - Total 91 193 - Notas:

1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são:

- UG 1: Indisponível entre 16/04/2016 a 22/04/2016. - UG 2: Indisponível entre 01/03/2016 a 11/07/2016. - UG 3: Indisponível entre 16/04/2016 a 22/04/2016. - UG 4: Indisponível entre 16/04/2016 a 22/04/2016. - UG 5: Indisponível entre 21/01/2016 a 20/04/2016.

Contudo, considerando as unidades disponíveis no Complexo Jorge Lacerda, o despacho necessário para atendimento aos requisitos de desempenho elétrico é apresentado na tabela a seguir:

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) - - - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) 1 x 180 1 x 180 - Total 180 260 - Notas:

1. A geração térmica mínima da carga média, 1G (80 MW) + 1GG (180 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

(32)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 3 do PMO do mês de Abril/16, para a semana operativa de 16/04/2016 a 22/04/2016

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 20,12 Angra 1 25,38 Candiota III 71,06 P. Pecém I 103,20 P. Itaqui 108,28 P. Pecém II 113,95 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 155,85 J. Lacerda B 186,33 J. Lacerda A2 195,49 Charqueadas 205,48 J. Lacerda A1 258,42 S. Jerônim o 248,31 Figueira 459,92

Norte Flum inens e 1 37,80

Parnaíba IV 69,00

Term opernam buco 70,16

Maranhão IV 87,49

Maranhão V 87,49

Santa Cruz Nova 93,17

Fortaleza 139,88 L. C. Pres tes _L1 194,05 Linhares 136,79 G. L. Brizola_L1 232,90 N.Venecia 2 188,18 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 297,27 B. L. Sobrinho _L1 306,89 C. Furtado 251,18 Term oceará 296,30 Euzébio Rocha_L1 274,25 R. Alm eida 206,02 A. Chaves 210,35

Baixada Flum inens e 82,43

Jes us Soares Pereira 314,63

Araucária 710,65

F. Gas parian 399,02 M. Lago 529,51 M. Covas 511,77 Uruguaiana 486,20 Cam açari 486,20 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 214,69 Brizola_L15 249,52 Brizola_L13 212,06 L. C. Pres tes _L13 206,89 Euzébio Rocha_L13 204,25 Macaiba 896,88 Tam baqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 Atlântico 157,53 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

(33)

ONS NT-0045-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 33 / 35 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Pernambuco 3 228,68 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 678,04 R. Silveira 421,52 Maracanaú I 264,36 Termocabo 276,53 Termonordeste 282,80 Termoparaíba 282,80 Global I 318,78 Global II 318,78 Geramar I 279,63 Geramar II 279,63 Viana 279,63 Campina Grande 279,64 Alegrete 279,64 Igarapé 653,43 Bahia I 556,99 Camaçari Muricy I 605,46

Camaçari Polo de Apoio I 605,46

Petrolina 664,27 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 267,46 Aparecida B1TG6 905,99 Electron 872,84 Iranduba 867,33 Mauá B1 711,77 Mauá B4 575,00 Mauá B5 575,00 S. Tiaraju 698,14 Altos 677,46 Aracati 677,46 Baturité 677,46 Campo Maior 677,46 Caucaia 677,46 Crato 677,46 Iguatu 677,46 Juazeiro do Norte 677,46 Marambaia 677,46 Nazária 677,46 Pecém 677,46 Daia 791,67 M. Covas 688,64 Goiânia II 817,24 William Arjona 808,02 Camaçari 943,88 Potiguar III 898,49 Potiguar 898,50 Xavantes 1069,54 Pau Ferro I 996,13 Termomanaus 996,13 Palmeiras de Goias 702,35 Santana I 640,96 Santana II 898,56 Brasília 1047,38 Flores 841,64 São José 873,18 Sta Vitória 90,00 Sykué I 510,12 Cocal 510,12 PIE-RP 510,12 Madeira 255,00 BIOMASSA ÓLEO DIESEL USINA TÉRMICA

(34)

ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.

 IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste  IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

 IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste

 IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.

 IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste  IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

 IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste

(35)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período

de 16/04/16 a 22/04/16 14

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 20

Tabelas

Tabela 3.3-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

22/04/2016 9

Tabela 3.3-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

30/04/2016 9

Tabela 3.3-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 10

Tabela 3.4-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11

Tabela 3.5-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

Tabela 3.5-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3.5-3: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 29