PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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NT 0166-207-2015 (PMO - Semana Operativa 28-11-2015 a 04-12-2015)

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0166-207-2015

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-0166-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 3 / 41 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 10

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 11

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 11

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 13

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 14

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada

subsistema 16

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 18

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 18

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 18

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 20

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 22

5 Previsão de Carga 28

5.1 Carga de Energia 28

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ONS NT-0166-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 4 / 41

1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Dezembro/2015, para a semana operativa de 28/11/2015 a 04/12/2015, 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

Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3, Santa Vitória e Baixada Fluminense. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTE Candiota 3 (indisponível, conforme declaração do Agente), P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente) e P. Médici B. 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 e II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C. Furtado, Pernambuco 3, J. S. Pereira e, somente nos patamares de carga pesada e média, das UTEs Maracanaú, Suape II, Termocabo, Campina Grande, Termonordeste e Termoparaíba. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, Maranhão V, Maranhão IV e Porto Itaqui.

Além disso, está previsto para a semana de 28/11/2015 a 04/12/2015, o despacho, em todos os patamares de carga, da UTE Santa Cruz Nova, por ordem de mérito, e da UTE Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

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Nova e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, para a semana operativa de 30/01/2016 a 05/02/2016.

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. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.276/2015, de 22 de setembro de 2015, está sendo utilizada, desde o PMO de Outubro/2015, a versão 21 do Modelo NEWAVE.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.276/2015, de 22 de setembro de 2015, está sendo utilizada, desde o PMO de Outubro/2015, a versão 23 do Modelo DECOMP.

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.

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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.

Destaca-se aqui as condições previstas para a operação do Sistema Acre/Rondônia durante a realização desses serviços:

 Bipolo 01 em operação bipolar, com fluxo de potência ativa de:

F (Bipolo 01) ≤ 2.000 MW

 BtB operando com um Bloco e o outro Bloco em stand by, com fluxo de potência ativa de:

F (BtB) ≤ 390 MW

 E ainda, deverá ser adotada a seguinte restrição de fluxo de potência ativa:

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 Evolução do Sistema Elétrico do Amapá Integrado ao SIN

Destaca-se que a SE Santa Rita está sendo atendida radialmente pelo SIN através da energização em tape da LT 69 kV Macapá (Isolux) – Santana, na LT 69 kV Santana – Santa Rita.

A SE Macapá II está sendo atenda radialmente pelo SIN com a energização da LT 69 kV Macapá (Isolux) – Macapá II, usando na SE Macapá II o bay da LT 69 kV Santana – Macapá II que ficará aberta em Macapá II e energizada em vazio sobre Santana.

A UHE Santo Antônio do Jari e a UHE Ferreira Gomes ambas localizadas no estado do Amapá, já estão operando com três unidades geradoras.

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 Evolução do Sistema para a conexão da UHE Teles Pires ao SIN

No mês de outubro/2015 foram encerrados os testes de energização do Sistema de Transmissão Provisório Associado à Entrada em Operação da UHE Teles Pires com conexão ao SIN através da SE Sinop. Desta forma está prevista para o mês de novembro/2015 a operação de até duas unidades geradoras da UHE Teles Pires conectadas ao SIN com um despacho máximo de 400 MW.

A figura a seguir mostra o diagrama unifilar simplificado da solução provisória que se inicia no trecho em construção, desde a SE Paranaíta até a torre 79/1 da LT 500 kV Cláudia / Paranatinga, ao sul da SE Cláudia, em circuito simples, e deste ponto se conectando à SE Sinop:

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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), considerando vazões de 900 m3/seg na cascata do Rio São Francisco de 900 m3/seg, objetivando assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na tabela a seguir:

Carga da Região Nordeste

(MW) Limites de RNE (MW)

Carga < 8.500 3400 MW

8.500 < Carga < 10.500 3500 MW

Carga > 10.500 3500 MW

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.

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

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3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 28/12/2015)  TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/03/2016)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Dezembro/15, para a semana de 28/11/2015 a 04/12/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 04/12

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

Valor Esperado

28,3

97,0

5,2

19,5

17,7

Limite Inferior

27,8

95,4

4,6

18,4

17,9

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12

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

Valor Esperado

33,4

89,5

9,9

19,0

19,6

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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.

3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Dezembro/15 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) (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

SUDESTE 44.033 126 33.854 83 46.507 114 58.564 143 SUL 15.610 190 7.950 108 12.070 164 16.142 219 NORDESTE 2.342 29 2.790 27 4.849 47 6.925 68

NORTE 1.630 35 1.990 34 2.371 40 2.756 47

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE _33,4 _31,3 _35,3 _37,7 SUL 89,6 87,4 97,8 98,4 NORDESTE _9,9 _4,7 _9,9 _15,1 NORTE _19,0 _20,1 _22,1 _23,8 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 31/12 NÍVEL PMO Subsistema

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 128,99 128,99 376,66 171,45

Média 128,99 128,99 376,66 169,12

Leve 116,59 116,59 314,63 169,12

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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. O avanço de uma frente fria pela região Sudeste no início da semana ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas do subsistema. A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste no decorrer da semana mantém a precipitação nas bacias. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 126% da MLT, sendo armazenável 98% 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 apresentam chuva fraca a moderada no início da semana devido ao rápido avanço de uma frente fria pelos estados da região Sul. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 190% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 120% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 44.033 15.610 2.342 1.630

% MLT 126 190 29 35

% MLT Armazenável 98 120 29 35

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 33.295 12.003 1.130 1.436

% MLT 95 146 14 31

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 novembro é de uma média de 114% da MLT, sendo armazenável 91% 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 83% da MLT, sendo armazenável 71% da MLT.

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 108 110 80 81

Bacia do Rio Paranaíba 68 74 48 52

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 108 107 82 82

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 182 156 146 116

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3.1.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de novembro é de 164% da MLT, sendo armazenável 132% 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 108% da MLT, sendo armazenável 84% 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 228 190 194 138

Bacia do Rio Jacuí 119 109 61 56

Bacia do Rio Uruguai 149 137 95 75

3.1.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de novembro é de 47%, 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 27% 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 novembro apresente uma média de 40% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

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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 46.507 12.070 4.849 2.371

% MLT 114 164 47 40

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 33.854 7.950 2.790 1.990

% MLT 83 108 27 34

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 1.208, de 27 de outubro de 2015, autoriza a redução, até 30 de novembro de 2015, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 900 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: As gerações das UHEs desta bacia serão dimensionadas para o fechamento do balanço energético, sendo as disponibilidades destas UHEs exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

Bacia do Rio Tietê: A UHE Barra Bonita terá sua geração maximizada e a UHE Promissão terá suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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reservatório. A geração das UHE Jurumirim deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: As gerações das UHEs 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, sendo os recursos energéticos da UHE Três Irmãos utilizados prioritariamente.

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 UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca serão definidas em função do controle do deplecionamento do reservatório da UHE Funil, respeitando-se as restrições operativas destas usinas. A geração da UHE Funil será dimensionada para 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 80 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 maximização da geração da UHE Serra da Mesa de forma a prover a máxima disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito além da minimização da geração da UHE Tucuruí.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 500 m³/s a partir das 07:00 horas do dia 29/09/2015, visando atenuar o deplecionamento do nível de armazenamento do reservatório da UHE Sobradinho. 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 900 m³/s, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco.

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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. UHE Capivara, Taquaruçu e Rosana; 3. UHE Xavantes;

4. UHE Barra Bonita;

5. Usinas da região Sul que apresentarem vertimentos;

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

7. Usinas térmicas;

8. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos;

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

10. 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;

11. UHE Água Vermelha;

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

13. 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.

14. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 15. UHE Itumbiara;

16. UHE Marimbondo; 17. UHE Emborcação;

18. 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;

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

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

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

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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. UHEs Garibaldi, Foz do Chapecó e Campos Novos; 3. UHE Ney Braga;

4. UHE Salto Santiago; 5. UHE Salto Caxias; 6. UHE Salto Osório; 7. UHE Mauá;

8. UHE G. B. Munhoz; 9. UHE Itá,

10. UHEs Machadinho; 11. UHE Barra Grande; 12. UHE Passo Fundo;

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

14. UHE GPS;

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. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito; 3. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os

limites elétricos vigentes;

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

5. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

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. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste, visando manter a coordenação hidráulica da cascata entre as usinas de L.Gonzaga e Xingó; 2. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina,

bem como a coordenação hidráulica da cascata;

3. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina, bem como a coordenação hidráulica da cascata;

4. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes, bem como a coordenação hidráulica da cascata;

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

6. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas, somente em caso de vertimento turbinável no SIN.

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.

(23)

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.

(24)

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

 Polo 02 do Elo CC – Sistema de Itaipu das 05h45min às 17h00min do dia 29/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em equipamentos associados ao Polo 02 do Elo de CC do Sistema de Itaipu.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Bipolo 02, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 4.700 MW

 LT 500 kV Imperatriz – Presidente Dutra C2 das 08h00min às 18h00min do dia 29/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva quinquenal no reator de 136 MVAr/500 kV do circuito 2 da LT 500 kV Imperatriz – Presidente Dutra, na SE Imperatriz. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kV Açailândia – Imperatriz e LT 500 kV Imperatriz – Presidente Dutra C1, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

RNE < 2.800 MW

 LT 500 kV Sobradinho – US Luíz Gonzaga C2 das 06h00min do dia 29/11 (domingo) até às 03h30min do dia 30/11 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços no Sistema de Proteção do Circuito 2 da LT 500 kV Sobradinho – US Luíz Gonzaga, em ambos os terminais.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no sistema de 500 kV de atendimento a região Nordeste, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

RNE < 3.500 MW

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 SE Serra da Mesa – Disjuntor DJ9322 de 500 kV das 08h30min às 16h30min dos dias 30/11 (segunda – feira) e 01/12 (terça – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva no Sistema de Proteção associado ao Disjuntor DJ9322 de 500 kV da SE Serra da Mesa.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

FSM < 3.200 MW

 SE Samambaia – Barra 9B de 500 kV das 06h30min às 16h30min do dia 29/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a entrada em operação do novo AT08 de 500/345 kV – 1050 MVA da SE Samambaia.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda da Barra 9A de 500 kV da SE Samambaia, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

-1.800 MW< FSM < 1.800 MW

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

a) Área São Paulo

 SE Ramon Reberte Filho – Barra 1 de 345 kV das 00h00min às 06h00min do dia 01/12 (terça – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva em disjuntores e chaves seccionadoras associadas à Barra 1 de 345 kV da SE Ramon Rebert Filho.

(26)

b) Área Goiás/Brasília

 LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul C2 das 00h10min do dia 28/11 (sábado) até às 05h00min do dia 30/11 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços no Circuito 2 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul, visando a entrada em operação do Circuito 3 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul.

Durante a realização desta intervenção, a eventual perda de Circuito da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul, em operação, acarretará um corte de cerca de 30% das cargas da cidade de Brasília (Ceilândia Sul e Taguatinga).

 SE Brasília Sul – Disjuntor 8344 de 345 kV das 05h00min do dia 30/11 (segunda – feira) até às 17h30min do dia 04/12 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para substituição do Disjuntor 8344 de 345 kV da SE Brasília Sul, que vem apresentando vazamento de ar comprimido.

Durante a realização desta intervenção, a SE Brasília Sul 345 kV irá operar em configuração de barra simples. Em caso de contingências simples desta barra ou contingências em algum equipamento seguidas de falha de disjuntor, haverá corte de carga da ordem de 30% das cargas da cidade de Brasília.

 SE Samambaia – Proteção Diferencial de Barra de 345 kV das 00h00min às 06h00min dos dias 01/12 (terça – feira) e 02/12 (quarta – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para testes do Sistema de Proteção Diferencial de Barras de 345 kV visando a entrada em operação do Circuito 3 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul.

(27)

c) Área Norte/Nordeste

 SE Guamá – Disjuntor GMDJ6-02 de 230 kV das 07h30min do dia 28/11 (sábado) até às 16h30min do dia 30/11 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva no Disjuntor GMDJ6-02 de 230 kV da SE Guamá. Durante a realização desta intervenção, contingências em Barra de 230 kV em operação, implicará na atuação do ECE para perda dupla do trecho da LT 230 kV Vila do Conde – Guamá – Utinga, acarretando um corte de carga de 80% da cidade de Belém.

 SE Natal III – Barra 04B2 de 230 kV das 08h00min às 17h00min dos dias 28/11 (sábado) e 29/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras associadas à Barra 04B2 de 230 kV da SE Natal III.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a perda do Transformador remanescente, haverá perda de carga atendida pela SE Natal III em um montante de até 40% das cargas da cidade de Natal.

d) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Mato Grosso, Acre/Rondônia e Amazonas/Amapá.

(28)

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 novembro onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 23. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Dezembro/2015, sendo esses valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 38.652 MW médios no subsistema SE/CO e 10.788 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 1,9% para o SE/CO e 2,7% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de novembro de 38.052 MW médios para o SE/CO e de 10.468 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em outubro, sinaliza decréscimos de 0,5% para o subsistema SE/CO e 0,8% para o subsistema Sul. A carga prevista para o mês de dezembro indica decréscimo de 1,8% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 2,0% para o subsistema Sul, em relação ao verificado no mês anterior.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 11.230 MW médios e no Norte de 5.607 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 0,8% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,1% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de novembro de 10.947 MW médios para o Nordeste e de 5.529 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em outubro, indica acréscimo de 3,6% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,1% para o subsistema Norte. As previsões de carga para o mês de dezembro sinalizam decréscimos de 0,9% para o subsistema Nordeste e 0,4% para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior.

(29)

(30)

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 21 a 27/11/2015 e as previsões para a semana de 28/11 a 04/12/2015.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 03/12, com valor em torno de 42.800 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 12.250 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, 03/12. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 54.900 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 28/11 com valor em torno de 11.750 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 6.300 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 02/12. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, entre 22h00min e 23h00min, e deverá atingir valores da ordem de 18.000 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.

(31)

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 Novembro.

(32)

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

(33)

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 66 66 66 J. Lacerda B 262 MW) (1) (3) (3) --- 0 80 80 80 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) --- --- --- 160 180 180 180 S. Jerônimo (20 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Figueira (20 MW) --- --- --- 13 13 13 13 Candiota III (350 MW) (1) --- --- --- 0 - - -P. Pecém I (360,14 MW) --- --- --- 0 720 720 720 P. Pecém II (176,2) --- --- --- 0 182,5 176,2 111,8 P. Itaqui (360,14 MW) --- --- --- 0 360 360 360 F. Gasparian (576,08 MW) --- --- --- 0 - - -B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) (3) (3) (3) 0 - - 4 M. Lago (922,62 MW) --- --- (3) 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 58,3 58,3 58,3 R. Almeida (138,02 MW) --- --- (3) 0 75 75 75 Araucária (4854,15 MW) (2) --- --- --- 0 - - -C. Furtado (185,89 MW) --- --- (3) 0 118,8 118,8 118,8 Fortaleza (346,63 MW) (6) --- --- --- 0 326,6 326,6 326,6 L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) --- --- --- 0 - - -Baixada Fluminense (344 MW) --- --- --- 0 530 530 530 Cuiabá (529,20 MW) (4) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 1 (868,93 MW) --- --- (3) 400 400 400 400 N. Fluminense 2 (868,93 MW) --- --- (3) 100 100 100 100 N. Fluminense 3 (868,93 MW) --- --- (3) 200 200 200 200 N. Fluminense 4 (868,93 MW) --- --- (3) 0 - - -Parnaíba IV (56,3 MW) --- --- --- 0 56,3 56,3 56,3 W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Termopernambuco (532,76 M W) --- --- --- 348,8 532,7 532,7 532,7 Brizola_L1 (770,33 MW) (2) --- --- (3) 65 65 65 65

Jesus Soares Pereira (322,97 MW) (2) --- --- --- 0 310,1 310,1 239,5

Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) --- --- --- 62 62 62 62

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

-Luiz O R Melo (204 MW) (7) --- --- --- 0 - -

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

-Santa Cruz Nova (500 MW) (2)(7) (3) (3) (3) 0 350 350 350

Maranhão IV (337,6 MW) --- --- --- 0 337,6 337,6 337,6 Maranhão V (337,6 MW) --- --- --- 0 337,6 337,6 337,6 Aparecida (166 MW) --- --- --- 137 137 137 137 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) --- --- --- 27 27 27 27 L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) --- --- --- 0 - - -Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) --- --- --- 25 25 25 25

Usina Térm ica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

(34)

(1) Valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção;

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

(4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

(7) 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) --- --- --- 0 49,7 49,7 3 Pernambuco 3 (3 x 52,4 + 1 x 43,7 MW) --- --- --- 0 48 48 48 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) --- --- --- 0 - - -Global II (148,80 MW) --- --- --- 0 - - -Maracanaú I (168 MW) --- --- --- 0 20 20 3 Termonordeste (170,85 MW) --- --- --- 0 - 32,9 -Termoparaíba (170,85 MW) --- (3) --- 0 155,5 155,5 -Bahia I (31,8 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Campina Grande (169,08 MW) --- --- --- 0 100 100 2 Suape II (381,26 MW) --- --- --- 0 336 336 22 Aparecida B1TG6 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Electron (30 MW) --- --- --- 0 - - -Iranduba (45 MW) (3) (3) (3) 0 21,2 14,2 3,9 Mauá B1 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Mauá B4 (150 MW) (3) (3) (3) 0 14 14 14 Mauá B5 (30 MW) (3) (3) (3) 0 14 14 14 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) --- --- --- 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 8,2 7,8 7,4 Santana II (50,04 MW) --- --- --- 0 - - -Flores (80 MW) (3) (3) (3) 0 68,2 46,3 13,1 São José 1 (50 MW) (3) (3) --- 0 42,6 19,3 3,9 Sta Vitória (41,4 MW) --- --- --- 19,8 19,8 19,8 19,8 Cocal (28,2 MW) --- --- --- 0 - - -Madeira (4,0 MW) --- --- --- 0 - - -Sol (147,30 MW) --- --- --- 137 137 137 137 Erb. Candeias(147,30 MW) --- --- --- 9 9 9 9 Atlântico (235,2 MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2 Atlântico CSA (254,80 MW) --- --- --- 113,4 113,4 113,4 113,4 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 COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Ins talada)

ÓLEO

Us ina Té rm ica

D

IES

(35)

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 de Santa Catarina).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - 2 x 25 - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - - - Total 113 276 - Notas:

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

- UG 1: Indisponível entre 22/04/2015 e 30/11/2015. - UG 5: Indisponível entre 03/10/2015 e 09/12/2015.

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:

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 - Total 113 326 - Notas:

(36)

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) - 1 x 25 -

P. Médici B (UG. 3 e 4) - - -

Candiota III (UG. 5) - - -

Total - 25 -

Nota:

1. Conforme informações da Eletrobrás 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 7: indisponível de 07/11/2015 a 06/12/2015.

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. As 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 será necessária, pelo menos, a operação com a configuração “1B = 90 MW”.

5. A geração térmica mínima da carga pesada de sábado ou carga média, 1B (90 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

(37)

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 -

Candiota III (UG. 5) - - -

Total - 90 -

Nota:

1. Durante esse mês, na carga pesada de sábado será necessária, pelo menos, a operação com a configuração “1B = 90 MW”.

2. A geração térmica mínima da carga pesada de sábado ou carga média, 1B (90 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

Região SE/CO:

Área RJ/ES

Durante intervenção nas barras A2 138kV e B 345kV da SE Jacarepaguá será necessário despacho mínimo nas UTEs Santa Cruz e B. L. Sobrinho.

Região NE:

Durante intervenção na LT 500 kV Paulo Afonso IV / Olindina será necessário despacho mínimo nas UTE R. Almeida e C, Furtado.

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ONS NT-0166-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 38 / 41 ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas no PMO do mês de

Dezembro/15, para a semana operativa de 28/11/2015 a 04/12/2015. 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 121,60 P. Itaqui 125,38 P. Pecém II 131,37 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. Jerônimo 248,31 Figueira 402,18 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Parnaíba IV 69,00 Termopernambuco 70,16 Maranhão IV 96,49 Maranhão V 96,49

Santa Cruz Nova 103,15

Norte Fluminense 3 102,84 Fortaleza 139,88 L. C. Prestes_L1 156,28 Linhares 152,70 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 279,04 Termoceará 252,49 Euzébio Rocha_L1 269,08 R. Almeida 269,69 A. Chaves 271,78

Jesus Soares Pereira 314,63

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ONS NT-0166-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 39 / 41 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Pernam buco 3 313,79 Piratininga 1 e 2 470,34 Term onorte II 678,04 R. Silveira 421,52 Maracanaú I 359,09 Term ocabo 371,10 Term onordes te 376,66 Term oparaíba 376,66 Global I 426,94 Global II 426,94 Geram ar I 375,44 Geram ar II 375,44 Viana 375,44

Cam pina Grande 375,45

Alegrete 375,45

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 369,14 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 1173,04 Pau Ferro I 995,10 Term om anaus 995,10

Palm eiras de Goias 682,43

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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

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Lista de figuras e tabelas

Figuras

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

de 28/11/15 a 04/12/15 17

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 23

Tabelas

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 04/12 11

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12 11

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 12

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14

Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 16

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 33