PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JANEIRO

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

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NT 0003-207-2016 (PMO - Semana Operativa 16-01-2016 a 22-01-2016)

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0003-207-2016

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JANEIRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 16/01/2016 A 22/01/2016

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 3 / 38 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 Testes para a Entrada em Operação

de Novas Instalações 8

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 8

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 8

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 10 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 11 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada

subsistema 13

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 19

5 Previsão de Carga 25

5.1 Carga de Energia 25

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 4 / 38

1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Janeiro/2016, para a semana operativa de 16/01/2016 a 22/01/2016, 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 Sudeste/C.Oeste, Sul e Norte. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Termopernambuco, ERB Candeias, P. Pecém I e II, Fortaleza, R. Almeida, Pernambuco 3, Termoceará, C. Furtado, Maracanau, Suape II e, nos patamares de pesada e média, das UTE Termocabo, Campina Grande, Termonordeste, Termoparaíba, J. S. Pereira, Global I e II.

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 19/03/2016 a 25/03/2016, benefício marginal de R$ 6,11/MWh nos patamares de carga pesada e média e R$ 6,10/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 19/03/2016 a 25/03/2016.

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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.

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

 Foram iniciados em 05/05/2015 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. Atualmente encontram-se interrompidos, aguardando a recuperação das torres derrubadas. Previsão atual para conclusão dos serviços na segunda semana de fevereiro.

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 6 / 38  Na primeira semana de Janeiro foram liberadas para operação

comercial, pela ANEEL, as UGs 17, 18 e 19, de 75 MW cada, da UHE Jirau, no estado de Rondônia.

 Nos dias 07 e 21 de Dezembro de 2015, entraram em operação

as LT 230 kV Vilhena-Pimenta Bueno C3 e LT 230 kV Samuel– Ariquemes C3, respectivamente. A inserção destas linhas aumenta a confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia.

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

 Na segunda semana de Janeiro foi concluído o teste de

energização do transformador 04T2 – 230/69 kV – 150 MVA da SE Lagoa Nova II no Rio Grande do Norte. A inserção deste transformador eleva a capacidade de escoamento da geração eólica da área.

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3.1.2 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/seg a 850 m³/seg na cascata do Rio São Francisco. Esta análise teve por objetivo de 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 3600

0 < RN ≤ 1000 3500 3500 3800

0 < Exp_N ≤ 1000 4100/3700(**) 4200/4100(**) 4500

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.

(*) Para valores de carga inferiores a 8500 MW deve ser considerado como

limite de RNE o valor mais restritivo entre o de 40% da carga verificada e o da tabela acima.

(**) Valores modificados para atender a operação do CE de Bom Jesus da Lapa operando em modo degradado 4, que limita sua geração de potência reativa em 73 Mvar.

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3.1.3 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 utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

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

 Segunda unidade geradora da UHE Teles Pires.

 UGs 17, 18 e 19, de 75 MW cada da UHE Jirau

 Transformador 04T2 – 230/69 kV – 150 MVA da SE Lagoa Nova II.

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/03/2016)

 Compensador Síncrono 01 da SE Embu-Guaçu. (Retorno em 30/04/2016).

 Compensador Estático 01 da SE Sinop. (Sem previsão de retorno).

 Compensador Estático da SE Bom Jesus da Lapa – Encontra-se operando

em modo degradado (-250/+73 Mvar) – (Retorno em 31/01/2016)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/15, para a semana de 16/01/2016 a 22/01/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 22/01/2016

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

(%VU)

Valor Esperado

38,2

93,5

7,9

17,3

18,9

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Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01/2016

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

(%VU)

Valor Esperado

43,2

89,2

12,3

21,2

25,1

Limite Inferior

39,2

83,5

8,6

18,7

23,8

3.4.2 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 98.146 157 67.393 108 80.399 128 93.810 150 SUL 13.060 179 13.423 184 15.806 216 18.034 247 NORDESTE 3.926 28 3.123 22 4.912 35 6.811 48

NORTE 4.339 43 3.510 35 3.948 39 4.392 43

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE 43,2 40,7 44,6 47,0 SUL 89,2 86,0 95,7 96,6 NORDESTE 12,3 8,0 12,3 16,7 NORTE 21,2 23,4 25,4 27,4 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 31/1 NÍVEL PMO Subsistema

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3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/16 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)

3.5 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 ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de áreas de instabilidade nos estados da região Centro-Oeste, em Minas Gerais, no Rio de Janeiro e no Espirito Santo ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, Paraíba do Sul, alto São Francisco e Doce na próxima semana operativa, enquanto as demais bacias hidrográficas do subsistema não apresentam precipitação significativa. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 157% da MLT, sendo armazenável 102% 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 hidrográficas do subsistema não apresentam precipitação significativa na próxima semana devido à atuação de um sistema de alta pressão na região Sul que dificulta a ocorrência de chuva. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 179% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 127% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A bacia do rio São Francisco apresenta chuva fraca a moderada devido à atuação de áreas de instabilidade em Minas Gerais e na Bahia. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 28% MLT, sendo totalmente armazenável.

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 12,60 12,60 323,02 12,78

Média 12,60 12,60 323,02 12,78

Leve 4,50 4,50 271,44 12,78

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 11 / 38 Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima

semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A condição de ocorrência de chuva fraca a moderada permanece na bacia do rio Tocantins na próxima semana operativa. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 43% MLT, sendo totalmente armazenável.

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 98.146 13.060 3.926 4.339

% MLT 157 179 28 43

% MLT Armazenável 102 127 28 43

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 70.518 7.800 1.526 3.656

% MLT 113 107 11 36

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.1.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de janeiro é de uma média de 128% da MLT, sendo armazenável 92% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior 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 108% da MLT, sendo armazenável 82% da MLT.

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 12 / 38 Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior

da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês

Bacia do Rio Grande 149 110 110 92

Bacia do Rio Paranaíba 147 102 101 81

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 175 130 133 110

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 218 183 159 155

Paraíba do Sul 77 81 50 69

3.1.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 216% da MLT, sendo armazenável 162% 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 184% da MLT, sendo armazenável 157% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês

Bacia do Rio Iguaçu 205 240 136 210

Bacia do Rio Jacuí 242 240 135 193

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3.1.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 35%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 22% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.1.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de dezembro apresente uma média de 39% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 35% da MLT, sendo totalmente armazenável.

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.7-1 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 80.399 15.806 4.912 3.948

% MLT 128 216 35 39

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 67.393 13.423 3.123 3.510

% MLT 108 184 22 35

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Figura 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 16/01/16 a 22/01/16

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 1.492, de 18 de dezembro de 2015, autoriza a redução, até 31 de janeiro 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. Adicionalmente, ressalta-se que a redução de 900 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.

A geração da UHE Tucuruí, será minimizada nos períodos de carga leve, sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se a ordem de prioridade definida para a geração das usinas hidrelétricas do SIN.

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 alocação destes excedentes energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHE Marimbondo e Água Vermelha deverá ser maximizada, face às elevadas afluências. A geração das demais UHE desta bacia será dimensionada para o fechamento do balanço energético, sendo as disponibilidades destas UHE exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão, Itumbiara, Serra do Facão, Emborcação e Nova Ponte deverá ser explorada nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHE Barra Bonita e Promissão será maximizada em todos os períodos de carga, face as elevadas afluências, visando minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 16 / 38 Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHE Jurumirim, Chavantes e

Capivara deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face as elevadas afluências, visando minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.

Bacia do Rio Paraná: As gerações das UHE Três Irmãos, Ilha Solteira, Jupiá e Porto Primavera terão suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser explorada em todos os períodos de carga em função das altas afluências e necessidade de 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 política de operação energética visa a exploração dos recursos energéticos das UHEs Serra da Mesa, Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada visando atingir, o mais breve possível, o nível de armazenamento que possibilite o retorno à operação da Fase 2 deste UHE.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 150 m³/s a partir do dia 16/01/2016, visando atenuar o deplecionamento do nível de armazenamento de seu reservatório. 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 de 800 m³/s, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas, as gerações das usinas serão maximizadas em todos os períodos de carga,

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 17 / 38 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;

2. 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;

3. 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;

4. Usinas da região Sul que apresentarem vertimentos;

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

6. Porto Primavera; 7. UHE Marimbondo; 8. Usinas térmicas;

9. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos; 10. UHE Água Vermelha;

11. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;

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

13. UHE Itumbiara;

14. 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.

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

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

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

18. UHE Emborcação;

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

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ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 18 / 38 20. 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 Ney Braga;

3. UHE Salto Santiago; 4. UHE Salto Osório; 5. UHE Salto Caxias; 6. UHE Mauá;

7. UHE G. B. Munhoz;

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

9. UHE Passo Fundo; 10. UHE GPS;

11. UHEs Ita e Foz do Chapecó; 12. UHE Machadinho;

13. UHE Barra Grande;

14. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 15. 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.

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 do SIN, em ordem crescente de custo, com valores inferiores a R$ 600,00/MWh;

3. Elevar o recebimento da região Nordeste conforme ordem de prioridade do Submercado SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 4. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as

(19)

ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 19 / 38 5. Usinas térmicas, em ordem crescente de custo, com valores superiores a

R$ 600,00/MWh;

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

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 Luiz 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 do SIN com custo acima de R$ 600,00/MWh e despachadas por RPO, em ordem decrescente de valores;

2. Usinas do Submercado SE/CO em sua ordem de prioridade;

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

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

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

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

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

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

9. Usinas térmicas do SIN com custo inferior a R$ 600,00/MWh; 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

(20)

ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 20 / 38 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:

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões

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.

(21)

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

 ATR01 765/500/69 kV – 1650 MVA SE Ivaiporã 500 kV das 06h00min

do dia 16/01 (sábado) às 17h00min do dia 17/01 (Domingo).

Esta intervenção está programada para a de serviços para a substituição dos transformadores de aterramento do circuito terciário do ATR01 e instalação de relés auxiliares.

Para evitar sobrecarga no ATR remanescente, em caso de perda de um dos ATRs em operação, recomenda-se atender a seguinte restrição:

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

a) Área São Paulo

 SE Oeste Barra 2 de 440 kV das 00h00min às 06h30min do dia

16/01 (Sábado).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva em chave seccionadora associada a Barra 2 de 440 kV da SE Oeste.

Durante esta intervenção, a ocorrência de perda de Barra 1 de 440 kV da SE Oeste, em operação, ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 440 kV da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montante de até 600 MW.

 SE Baixada Santista – Barras 3A, 3B – 345 kV 03h00min às

16h00min do dia 17/01 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização dos serviços de instalação e comissionamento de registrador de perturbações - dispositivo PMU.

Durante a realização desta intervenção, a SE Baixada Santista irá operar em configuração de barra simples. Portanto, falta na barra 4 ou falha em equipamento conectado ao setor 345kV, seguida de falha de disjuntor, implicará em perda total do setor 345kV de Baixada Santista e consequentemente interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista 88 kV em um montante da ordem de 600 MW.

(22)

b) Área Goiás/Brasília

 Barra 8B2 da SE Samambaia 345 kV das 07h00min às 16h00min no

dia 17/01 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de Lançamento de cabos condutores e pára-raios para atender a entrada do 4º transformador 345/138 kV.

Durante a realização desta intervenção, um defeito na barra 8A2 (remanescente) da SE Samambaia 345 kV, leva ao desligamento de 50% das cargas de Brasília (Taguatinga e Ceilândia Sul por atuação de ECE e outras cargas por subtensão).

c) Área Norte/Nordeste

 SE Xingu - Disjuntor 9022 de 500 kV das 07h00min às 18h00min do

dia 17/01 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva para substituição do mecanismo de manobra do disjuntor.

Durante a realização da intervenção, o desligamento do circuito 1 da LT 500kV Tucuruí - Xingu com falha de disjuntor, acarreta a perda simultânea do circuito 2, abrindo a interligação Tucuruí- Manaus e provocando a atuação do ERAC AM/AP.

 TR 500/230 da SE Xingu e LT 230 kV Tucuruí – Xingu – Altamira das

08h00min às 09h00min do dia 17/01 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços com o objetivo de desviar o traçado da LT 230 kV Tucuruí – Xingu (TAP) – Altamira na SE Xingu, em função da expansão da SE Xingu, para implantação da estação conversora pertencente ao empreendimento da UHE Belo Monte.

Durante a realização desta intervenção, as cargas do Tramo Oeste estarão sem suprimento. Após a intervenção as cargas do Tramo Oeste ficarão supridas somente pelo TR 500/230 kV da SE Xingu até o dia 06/03.

 SE Manaus – Disjuntor MND08 de 230 kV das 10h00min do dia 20/01

(23)

ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 23 / 38 Esta intervenção está programada para realização de serviços de

manutenção corretiva para regeneração do gás SF6 dos pólos do disjuntor. Durante a realização da intervenção, a perda dupla, por falha de disjuntor, dos TRs 230/69 kV, levará ao desligamento do TR remanescente por proteção de sobrecarga/temperatura, com consequente ERAC no subsistema Manuas.

 SE Messias – Barra 04B2 de 230 kV e LT 230 kV Messias – Maceió C

S7 das 05h15min às 17h45min do dia 17/01 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de substituição de chaves seccionadoras de 230 kV associadas à LT 230 kV Messias – Maceió C2, na SE Messias

Durante a realização desta intervenção a contingência em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou proteção, bem como a perda da Barra

remanescente ou do Circuito 1 da LT 230 kV Messias – Maceió, conduzem

ao desligamento total das cargas da cidade de Maceió.

 LT 230 kV Fortaleza – Aquiraz II das 08h45min às 13h15min do dia

17/01 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para substituição de polo em chave seccionadora e eliminação de ponto quente em TC da LT 230 kV Fortaleza – Aquiraz II, na SE Fortaleza.

Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência da LT 230 kV Banabuiú – Aquiraz haverá perda de suprimento de um montante de até 30% das cargas da cidade de Fortaleza.

 SE Utinga – Barra 2 de 230 kV das 07h00min às 11h30min do dia 17/01 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para possibilitar a energização inicial dos Circuitos 1 e 2 da LT 230 kV Utinga – Miramar.

Durante a realização desta intervenção, perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou proteção ou contingência em barramento da SE Utinga, poderá acarretar desligamento de um montante de até 60% das cargas da cidade de Belém.

(24)

ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 24 / 38  SE Santa Rita II – Barra 04B1 e 04B2 de 230 kV. Barra B1 das

06h30min às 17h30min do dia 16/01 (sábado) e B2 das 06h30min às 17h30min do dia 17/01 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para permitir a conexão do novo transformador 230/69 kV 04T3.

Durante a realização destas intervenções, em caso de ocorrência de falta na Barra remanescente, haverá perda de carga atendida pela SE Santa Rita correspondendo à um montante de até 45% das cargas da cidade de João Pessoa.

(25)

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 janeiro, onde são visualizados os valores verificados nas duas 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 39.821 MW médios no subsistema SE/CO e 11.979 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 1,0% para o subsistema SE/CO e 2,6% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 4ª a 6ª semana de janeiro (revisão 3), estima -se para o fechamento do mês uma carga de 39.468 MW médios para o SE/CO e de 11.784 MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em dezembro, sinalizam acréscimos de 2,4% para o subsistema SE/CO e 10,5% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.367 MW médios e no Norte de 5.456 MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam acréscimos de 1,0% para o subsistema Nordeste e 2,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 4ª a 6ª semana de janeiro (revisão 3), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 10.378 MW médios para o Nordeste e de5.362 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em dezembro sinalizam decréscimos de 2,6% para o subsistema Nordeste e 1,7% para o subsistema Norte.

(26)

Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região –

(27)

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 15/01/16 e as previsões para a semana de 16 a 22/01/2016.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 21/01, com valor em torno de 43.000 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.400 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 21/01. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.000 MW, devendo ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 16/01, com valor em torno de 11.350 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.950 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 20/01. 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 17.100 MW. Estes resultados podem ser verificados na Erro! Autoreferência de indicador

não válida. a seguir.

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

(28)

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 Janeiro.

(29)

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

(30)

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

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica

INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L Angra 1 (640 MW) --- --- --- 640 640 640 640 Angra 2 (1350 MW) --- --- --- 1.350 1.350 1.350 1.350 J. Lacerda A1 (100 MW) --- --- --- 0 - - -J. Lacerda A2 (132 MW) (1) (3) (3) --- 0 33 33 33 J. Lacerda B 262 MW) (1) (3) (3) --- 0 160 160 160 J. Lacerda C (363 MW) --- (3) --- 0 180 180 180 Charqueadas (72 MW) (2) --- --- --- 0 - - -P. Médici A (126 MW) (1) --- --- --- 0 - - -P. Médici B (320 MW) (2) --- --- --- 80 180 180 180 S. Jerônimo (20 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Figueira (20 MW) --- --- --- 13 13 13 13 Candiota III (350 MW) (1) --- --- --- 210 210 210 210 P. Pecém I (360,14 MW) --- --- --- 0 720 720 720 P. Pecém II (176,2) --- --- --- 0 365 365 365 P. Itaqui (360,14 MW) --- --- --- 0 - - -F. Gasparian (576,08 MW) --- --- --- 0 - - -B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) --- --- --- 0 - - -M. Lago (922,62 MW) --- --- --- 0 - - -Juiz de Fora (87,05 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Uruguaiana (639,90 MW) (2) --- --- --- 0 - - -A. Chaves (226,0 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Termoceará (220,0 MW) --- --- --- 0 48,7 48,7 48,7 R. Almeida (138,02 MW) --- --- --- 0 75 75 75 Araucária (4854,15 MW) (2) --- --- --- 0 - - -C. Furtado (185,89 MW) --- (3) (3) 0 158,9 158,9 158,9 Fortaleza (346,63 MW) (6) --- --- --- 0 326,6 326,6 326,6 L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) --- --- --- 0 - - -Baixada Fluminense (344 MW) --- --- --- 0 - - -Cuiabá (529,20 MW) (4) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 1 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 2 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 3 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 4 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -Parnaíba IV (56,3 MW) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 25 50 25 Termopernambuco (532,76 M W) --- (3) (3) 348,8 532 532 532 Brizola_L1 (770,33 MW) (2) --- --- --- 73,7 73,7 73,7 73,7

Jesus Soares Pereira (322,97 MW) (2) --- (3) --- 0 310,1 310,1

-Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) --- --- --- 63,3 63,3 63,3 63,3

Camaçari (346,80 MW) --- --- --- 0 - -

-Luiz O R Melo (204 MW) (7) --- --- --- 0 195,5 195,5 195,5

Camaçari 346,80 MW) (4) --- --- --- 0 195,5 195,5 195,5

Santa Cruz Nova (500 MW) (2)(7) --- --- --- 0 350 350 350

Maranhão IV (337,6 MW) --- --- --- 0 - - -Maranhão V (337,6 MW) --- --- --- 0 - - -Aparecida (166 MW) --- --- --- 144 144 144 144 Mauá B3 (120 MW) --- --- --- 100 100 100 100 Tambaqui (75,48 MW) --- --- --- 63 63 63 63 Jaraqui (75,48 MW) --- --- --- 63 63 63 63 Manaurara (85,38 MW) --- --- --- 64,5 64,5 64,5 64,5 Ponta Negra (85,38 MW) --- --- --- 64 64 64 64 C. Rocha (85,38 MW) --- --- --- 65 65 65 65 B. L. Sobrinho_L13 (65,25 MW) --- --- --- 0 - - -Brizola_L13 (265,67 MW) (2) --- --- --- 25,5 25,5 25,5 25,5 L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) --- --- --- 0 - - -Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) --- --- --- 24,1 24,1 24,1 24,1

Usina Térm ica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) N U C LEA R C AR VÃ O GÁS

(31)

ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 31 / 38 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.

(6) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)

INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L S. Cruz 3 e 4 (436 MW) (2) --- --- --- 0 - - -R. Silveira (30 MW) --- --- --- 0 - - -Piratininga 1 e 2 (200 MW) --- --- --- 0 - - -Igarapé (131 MW) --- --- --- 0 - - -Nutepa (24 MW) --- --- --- 0 - - -Alegrete (66 MW) --- --- --- 0 - - -Carioba (36 MW) --- --- --- 0 - - -Petrolina (136,20 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari Muricy I (151,7 MW) --- --- --- 0 - - -Termonorte II (340,0 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Termocabo (49,73 MW) --- (3) (3) 0 46,7 46,9 -Pernambuco 3 (3 x 52,4 + 1 x 43,7 MW) --- (3) (3) 0 24 24 24 Geramar I (165,87 MW) --- --- --- 0 - - -Viana (174,6 MW) --- --- --- 0 - - -Geramar II (165,87 MW) --- --- --- 0 - -

-Camaçari Polo de Apoio I (150 MW) --- --- --- 0 - -

-Global I (148,80 MW) --- --- (3) 0 - - 15 Global II (148,80 MW) --- --- (3) 0 - 34,1 6 Maracanaú I (168 MW) --- --- (3) 0 80 80 80 Termonordeste (170,85 MW) --- (3) --- 0 140,7 140,7 -Termoparaíba (170,85 MW) --- --- --- 0 147,6 147,6 -Bahia I (31,8 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Campina Grande (169,08 MW) --- (3) (3) 0 50 50 -Suape II (381,26 MW) --- (3) (3) 0 336 336 264,6 Aparecida B1TG6 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Electron (30 MW) --- --- --- 0 - - -Iranduba (45 MW) (3) (3) (3) 0 12,6 8,9 -Mauá B1 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Mauá B4 (150 MW) (3) (3) (3) 0 14 14 6,9 Mauá B5 (30 MW) (3) (3) (3) 0 14 14 6,9 S. Tiaraju (160,57 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Brasília (10 MW) (2) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Altos (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Aracati (11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Baturité (11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari (346,8 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Campo Maior (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Caucaia (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Crato (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Pecém (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Iguatu (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Juazeiro do Norte (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Marambaia (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Nazária (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Daia (44,44 MW) --- --- --- 0 - - -Xavantes (53,58 MW) --- --- --- 0 - - -Goiânia II (140,0 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar (53,12 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar III (66,4 MW) --- (3) --- 0 - - -Termomanaus (156,15 MW) --- --- --- 0 - - -Pau Ferro I (102,6 MW) --- --- --- 0 - - -Palmeiras de Goias (175,56 MW) --- --- --- 0 - - -Santana I (58,12 MW) (3) (3) (3) 0 - - -Santana II (50,04 MW) --- --- --- 0 - - -Flores (80 MW) (3) (3) (3) 0 34,1 22,5 -São José 1 (50 MW) (3) (3) --- 0 17,2 12,8 -Sta Vitória (41,4 MW) --- --- --- 0 - - -Cocal (28,2 MW) --- --- --- 0 - - -Madeira (4,0 MW) --- --- --- 0 - - -Sol (147,30 MW) --- --- --- 133 133 133 133 Erb. Candeias(147,30 MW) --- --- --- 9,5 9,5 9,5 9,5 Atlântico (235,2 MW) --- --- --- 223 223 223 223 Atlântico CSA (254,80 MW) --- --- --- 10,7 10,7 10,7 10,7 Suzano MA (254,84 MW) --- --- --- 190 190 190 190 B IO M A S S A R E S Í D UO S

RAZÃO ELÉTRICA COM POSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Ins talada)

ÓLEO

Us ina Té rm ica

D

IES

(32)

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 LT 525 kV Abdon Batista – Biguaçu ou da maior máquina sincronizada (subtensão na região Sul e litoral de Santa Catarina).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 1 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 - Total 146 373 - Notas:

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

- UG 2: Limitada em 37 MW entre 29/06/2015 a 29/02/2016.

2. A geração térmica mínima da carga média, 1M (33 MW) + 2G (160 MW) + 1GG (180 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

P. Médici (A e B) e Candiota III:

Considerando a indisponibilidade das LT 230 kV Cidade Industrial – Guaíba 2 e Porto Alegre 9 – Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 – Eldorado), se faz necessário o despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III de forma a evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Patamar de carga pesada de sábado e carga média: LT 230 kV Guaíba 2 – Camaquã ou da LT 230 kV Guaíba 2 – Camaquã 3 (subtensão nas SE Camaquã e Guaíba 2).

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - 2 x 25 -

(33)

Candiota III (UG. 5) - 1 x 175 -

Total 90 405 -

Nota:

1. Conforme informações da Eletrobras CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são:

- UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013, conforme resolução n° 4094.

- UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014, conforme resolução n° 2426.

- UG 3 (160 MW): Indisponível entre 02/01/2016 a 28/01/2016. - UG 4 (160 MW): geração máxima limitada a 100 MW. - UG 5 (350 MW): geração máxima limitada a 312 MW.

2. Segundo informações da CGTEE Eletrobras, o término da manutenção para recomposição de 1 unidade (UG 1) da UTE Presidente Médici A, com o acoplamento da Turbina 1 e o Gerador 2, foi concluído no final de agosto, estando em período de testes. Destaca-se que, até o momento, não há sinalização por parte da ANEEL para liberação para operação comercial desta unidade.

3. A UTE P. Médici B está limitada em 50% da sua potência nominal (223 MW) em função de restrições ambientais impostas pelo IBAMA, conforme o Termo de Ajustamento de Conduta – TAC/IBAMA, de 13/04/11.

4. Durante esse mês, na carga pesada de sábado a necessidade térmica mínima é de 2A(50 MW) + 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 405 MW.

5. A geração térmica mínima da carga média ou pesada de sábado, 2A(50 MW) + 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 405 MW, atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

Contudo, considerando as unidades disponíveis nas UTE P. Médici e Candiota III, o despacho necessário para atendimento aos requisitos de desempenho elétrico é apresentado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 2 x 90 -

Candiota III (UG. 5) - 1 x 175 -

Total - 355 -

Nota:

1. Durante esse mês, na carga pesada de sábado a configuração mínima possível e de 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 355 MW.

2. A geração térmica mínima da carga pesada de sábado ou carga média, 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 355 MW, atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

3. Ressalta-se que devido a suspenção comercial das unidades geradoras da fase A da UTE P. Médici, durante a indisponibilidade das LT 230 kV Cidade Industrial – Guaíba 2 e Porto Alegre 9 – Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 – Eldorado), não será possível com a geração disponível, evitar atuação do SEP de corte de carga por subtensão instalado na região Sul do Rio Grande do Sul.

(34)

W. Arjona:

Durante a indisponibilidade das LT 230 kV Nova Porto

Primavera – Rio Brilhante e Nova Porto Primavera – Ivinhema

2, com previsão de retorno para 25/01/2016, se faz necessário o despacho mínimo na UTE W. Arjona de forma a evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Todos os patamares de carga: LT 230 kV Chapadão – Imbirussú (subtensão na região de Campo Grande, São Gabriel d´Oeste, Sidrolândia e Dourados).

Pesada Média Leve

W. Arjona 1 x 25 2 x 25 1 x 25

Total 25 50 25

Após a indisponibilidade das LT 230 kV Nova Porto Primavera – Rio

Brilhante e Nova Porto Primavera – Ivinhema 2, não há

necessidade de geração térmica mínima por razões elétricas na UTE W. Arjona.

Região NE

Durante intervenção no disjuntor 500 kV Olindina 15D2, programada para o período de 08:45 hs às 16:45 hs do dia 17/01/2016, será necessária geração térmica nas UTEs C. furtado, R. Almeida e Global I e II.

(35)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 3 do PMO do mês de Janeiro/16, para a semana operativa de 16/01/2016 a 22/01/2016. Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 20,12 Angra 1 25,38 Candiota III 69,72 P. Pecém I 111,74 P. Itaqui 116,22 P. Pecém II 122,04 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 110,36

Maranhão V 110,36

Santa Cruz Nova 118,53

Fortaleza 139,88 L. C. Pres tes _L1 156,28 Linhares 177,22 G. L. Brizola_L1 183,95 N.Venecia 2 188,18 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 297,27 B. L. Sobrinho _L1 231,30 C. Furtado 259,42 Term oceará 252,49 Euzébio Rocha_L1 269,08 R. Alm eida 213,45 A. Chaves 217,52

Jes us Soares Pereira 314,63

Araucária 595,11

F. Gas parian 399,02 M. Lago 422,56 M. Covas 511,77 Uruguaiana 486,20 Cam açari 486,20 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 221,67 Brizola_L13 219,18 L. C. Pres tes _L13 214,30 Euzébio Rocha_L13 211,80 Tam baqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 Atlântico 155,50 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

(36)

ONS NT-0003-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 36 / 38 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Pernam buco 3 232,01 Piratininga 1 e 2 470,34 Term onorte II 678,04 R. Silveira 421,52 Maracanaú I 268,07 Term ocabo 280,23 Term onordes te 286,47 Term oparaíba 286,47 Global I 323,02 Global II 323,02 Geram ar I 283,38 Geram ar II 283,38 Viana 283,38

Cam pina Grande 283,39

Alegrete 283,39

Igarapé 653,43

Bahia I 556,28

Cam açari Muricy I 604,20

Cam açari Polo de Apoio I 604,20

Petrolina 662,89 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 271,44 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 743,06 Aracati 743,06 Baturité 743,06 Cam po Maior 743,06 Caucaia 743,06 Crato 743,06 Iguatu 743,06 Juazeiro do Norte 743,06 Maram baia 743,06 Nazária 743,06 Pecém 743,06 Daia 839,21 M. Covas 688,64 Goiânia II 896,43 William Arjona 808,02 Cam açari 943,88 Potiguar III 897,56 Potiguar 897,57 Xavantes 1173,10 Pau Ferro I 995,10 Term om anaus 995,10

Palm eiras de Goias 701,91

Santana I 640,96 Santana II 898,56 Bras ília 1047,38 Flores 841,64 São Jos é 873,18 Sta Vitória 90,00 Cocal 194,28 PIE-RP 194,28 Madeira 249,51 BIOMASSA ÓLEO DIESEL USINA TÉRMICA

(37)

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

(38)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período

de 16/01/16 a 22/01/16 14

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 20

Tabelas

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

22/01/2016 8

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

31/01/2016 9

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 10 Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11 Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12 Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12 Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 30