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 da Quitanda, 196 - Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-11-194-2012

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-11-194-2012 - 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 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8 3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8 3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 9

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 9

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 10 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.6.2 Região Sul 13

3.6.3 Região Nordeste 13

3.6.4 Região Norte 13

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 18 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 19

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 21 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas. 23

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. 23

5 Previsão de Carga 28

5.1 Carga de Energia 28

5.2 Carga de Demanda 30

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Dezembro/2012, para a semana operativa de 01/12/2012 a 07/12/2012, 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, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Para a semana de 01/12 a 07/12/2012, houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, L. C. Prestes, Atlântico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal, PIE-RP, B.L. Sobrinho, A. Chaves e W. Arjona (indisponível, conforme declaração do agente); Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota III, P. Medici A e P. Medici B, J. Lacerda C, Uruguaiana (indisponível, conforme REN ANEEL nº 340 de 25/11/2008), J. Lacerda B, J Lacerda A2, Charqueadas, e nos patamares de carga pesada e média da UTE Madeira, Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, Fortaleza, R. Almeida e Termoceará, Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo na região Norte. Além disso, está previsto para a semana de 01/12 a 07/12/2012, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

Houve também, na região Sudeste/C.Oeste, a indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Santa Cruz e Linhares, utilizando GNL. Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho na sua disponibilidade máxima, na semana operativa de 02/02 a 08/02/2013.

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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 e stão 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 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 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 calculo do PLD;

 Não seja mais efetuado o calculo 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 de ck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE.

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O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Dezembro/12 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

• “Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas – Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.

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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

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 exportação das regiões Sudeste e Centro -Oeste para as regiões Norte e Nordeste (Exp_SE), objetivando evitar que a frequência do sistema Norte/Nordeste excursione a valor inferior a 57.1 Hz caso ocorra a perda das interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela a seguir:

Limites de Exp_SE Patamar de Carga

3900 MW Pesada/Média

2200 MW Leve

Além da adoção desses limites de exportação, deverá sempre ser mantida uma inércia sincronizada mínima nas regiões Norte e Nordeste, cujos valores são os seguintes:

Usina Configuração Mínima de Máquinas

UHE Luiz Gonzaga 03

UHE Paulo Afonso 4 04

UHE Xingó 04

UHE Tucuruí 05

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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

3.2.1 Encontra-se em testes desde o dia 19/11/2012 a UG1 de 360 MW da UTE Porto de Itaqui.

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 LT 345 kV Poços de Caldas – Campinas (até 08/12/2012)  LT 345 kV Furnas – Poços de Caldas C1 (até 13/12/2012)  TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/12/2012)

 Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/11/2012)  Compensador Síncrono 1 da SE Presidente Dutra (até 14/12/2012)  Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/01/2013)

 TR-13 500/345 kV da SE Jaguara (até 31/12/2012)

 Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2012)  LT 230 kV Coxipó – Nobres (20/11/2012)

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3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Dezembro/12, para a semana de 01/12/2012 a 07/12/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 07/12

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

Valor Esperado

31,5

39,5

33,8

39,1

18,7

Limite Inferior

30,7

37,2

32,8

38,8

19,4

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12

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

Valor Esperado

36,1

45,3

36,3

44,5

26,5

Limite Inferior

31,8

35,9

30,4

41,7

26,0

Os resultados do PMO de Dezembro/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)

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ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 11 / 41 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 202,60 202,60 202,60 202,60

Média 202,60 202,60 202,60 202,60

Leve 196,15 196,15 196,15 196,15

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.

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 previsão é de ocorrência de chuva em todas as bacias destes subsistemas devido a passagem de uma frente fria. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 82% da MLT, sendo armazenável 78% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na apresentam-semana em curso. A rápida passagem de uma frente fria ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 71% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 65% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão à semana corrente. A previsão é de ausência de precipitação. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 76% MLT, sendo totalmente armazenável.

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ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 12 / 41 Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 33.781 5.079 7.834 3.709

% MLT 82 71 76 65

% MLT Armazenável 78 65 76 61

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 24.987 2.423 5.234 3.209

% MLT 61 34 51 57

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Dezembro é de uma média de 104% da MLT, sendo armazenável 98% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior 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 78% da MLT, sendo armazenável 73% 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: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 42 63 29 45

Bacia do Rio Paranaíba 68 92 40 62

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)

63 89 51 73

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)

99 126 84 108

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3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Dezembro é de 81% da MLT, sendo armazenável 80% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior 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 46% da MLT, sendo armazenável 45% 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 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 85 99 47 63

Bacia do Rio Jacuí 79 70 44 41

Bacia do Rio Uruguai 50 59 12 23

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 96%, sendo armazenável 96% da MLT o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 51% da MLT para a E NA mensal, sendo armazenável 51% da MLT.

3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de dezembro apresente uma média de 86% da MLT, sendo armazenável 83% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

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3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferi or da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 42.811 5.765 9.846 4.852

% MLT 104 81 96 86

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 32.125 3.274 7.034 3.969

% MLT 78 46 68 70

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Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 01/12 a 07/12

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, o ONS encaminhou ao Ministério de Minas e Energia - MME documento solicitando a permanência do atual valor de geração térmica da ordem de 13.200 MWmed no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de 5.600 MWme d por garantia energética para a próxima semana.

A geração da UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, visando a máxima defluência turbinada. Caso haja indisponibilidade de unidade geradora na UHE Serra da mesa, a vazão turbinada relativa à maximização desta unidade geradora deverá ser vertida, de modo a manter a política de defluência total nesta usina e não comprometer a política de operação energética para as usinas da bacia do rio Tocantins.

A geração da UHE Tucuruí deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

As vazões no rio São Francisco já refletiram um significativo crescimento em função da precipitação verificada no mês de novembro, sendo que as previsões indicam a permanência de chuva para o alto e médio São Francisco. Neste cenário, as vazões afluentes a UHE Sobradinho deverão permanecer elevadas ao longo do mês, o que possibilitará a continuidade do processo de replecionamento do reservatório da UHE Sobradinho. Neste contexto, a geração da UHE Três Marias deverá ser minimizada para valores que possibilitem o atendimento da vazão mínima devido restrição de uso múltiplo a jusante da usina. Entretanto, caso ocorra indisponibilidade de unidades geradoras na UHE Três Marias que impossibilitem o atendimento da vazão mínima através de sua geração, o vertedouro da UHE Três Marias deverá ser aberto para complementar a vazão necessária.

A geração da UHE Sobradinho deverá ser reduzida ao valor correspondente a defluência minima de 1300 m³/s (uso múltiplo da água), sendo o recebimento de energia da região NE consequência do seu balanço energético.

Na região Sul, em algumas usinas e bacias permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis, sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização dos estoques armazenados. Neste contexto, nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu, a geração das usinas será dimensionada visando o replecionamento/manutenção do nível de armazenamento de seus reservatórios, inclusive com o desligamento total de usinas se necessário. As disponibilidades energéticas da região Sul deverão ser utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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A exploração da geração da UHE Itaipu será dimensionada em função das afluências e do nível de armazenamento de seu reservatório, que poderá atingir a cota 217,50 m. Sua disponibilidade energética deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

As disponibilidades energéticas da região SE/CO serão exploradas prioritariamente para atendimento dos requisitos energéticos da Região Sul, Nordeste e da UHE Tucuruí.

Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:

1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;

2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios.

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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs M. Moraes, Furnas deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade. A geração das UHEs Água Vermelha e Marimbondo, que deverão ficar fora do CAG, deve ser mantida conforme programado.

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

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, visando o atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser explorada ao máximo nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será dimensionada prioritariamente para o atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná ao longo do ano e das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverão ser dimensionadas visando a controlabilidade do deplecionamento do reservatório da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: com a elevação das vazões a UHE Tucuruí, sua geração será utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada..

A UHE Serra da Mesa será operada visando o atendimento da política de defluência total definida para a usina. Neste cenário a geração da usina deverá ser maximizada em todos os períodos de carga.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A geração das UHEs Sobradinho deverá ser minimizada respitando -se a restrição de defluência mínima de 1300 m³/s (uso múltiplo).

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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. UHE Nova Ponte; 2. UHE Emborcação;

3. UHE Capivara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

4. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 5. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina;

7. UHEs Jurumirim e Chavantes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

8. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

9. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 10. UHE Itumbiara;

11. UHE Marimbondo; 12. UHE Água Vermelha;

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

14. Usinas da bacia do rio Jacuí; 15. UHE Passo Fundo;

16. UHE GPS;

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

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

19. Usinas da bacia do rio Iguaçu; 20. Usinas das bacias do rio Uruguai.

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. Explorar disponibilidade da Região SE.

2. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 3. UHE Passo Fundo;

4. UHE GPS;

5. UHEs GBM e Segredo;

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7. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. UHE Campos Novos, nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as

restrições operativas da usina.

9. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as suas restrições operativas; 10. UHE Barra Grande, respeitando-se as suas restrições operativas;

11. UHE Machadinho.

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 potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como últim o 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. UHEs L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa;

3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa;

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

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

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

7. Região SE/CO;

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. UHEs L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação;

2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação;

3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação;

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5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas destas usinas.

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.

(22)

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

Figura 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.

(23)

ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 23 / 41 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou

intercâmbio entre subsistemas.

 Polo 01 do Elo CC – Sistema de Itaipu das 06h00min do dia 01/12 (sábado) às 17h00min do dia 02/12 (domingo).

A intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras na SE Foz do Iguaçu 50 Hz.

Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda -se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 4.700 MW

 Filtro ZRA Foz do Iguaçu 50Hz das 06h00min às 17h30min do dia 02/12 (domingo). A intervenção está programada para realização de serviços manutenção corretiva em chaves seccionadoras e remanejamento dos capacitores do BFZRA na SE foz do Iguaçu 50 Hz. Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda -se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 3.600 MW

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

a) Área São Paulo

 SE Oeste – Disjuntor 1 de 440kV das 07h30min do dia 26/11 (segunda – feira) às 17h00min do dia 02/12 (domingo) – Em Execução

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção geral no disjuntor 36652-1 de 440 kV da SE Oeste.

(24)

 Barra A 345 kV da SE Guarulhos das 07h15min às 17h45min do dia 02/12 (domingo). Esta intervenção esta programada para realização de serviços de instalação de supressor de arco nas chaves seccionadoras dos bancos capacitores e manutenção corretiva da chave seccionadora SC801 da SE Guarulhos 345 kV.

Durante a realização desta intervenção, na ocorrência de faltas na Barra B 345 kV da SE Guarulhos, ou ainda contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor, acarretarão a interrupção do suprimento das cargas atendidas pelas SE Norte e Miguel Reale, da ordem de 700 MW.

 Proteção de Barras Totalizada de 88 kV da SE Baixada Santista das 06h00min às 18h00min do dia 02/12 (domingo) e das 07h00min às 24h00min do dia 07/12 (sexta – feira) .

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de substituição do TR-AT-1 de 88/13,8 kV de suprimento aos serviços auxiliares da SE Baixada Santista.

Durante a realização desta intervenção, contingências que levem ao desligamento da Barra 6 de 88 kV da SE Baixada Santista acarretarão a interrupção das carga atendidas por aquela subestação e pelo tronco 88 kV Baixada Santista - Henry Borden, em um montante de até 600 MW.

 LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho C1 das 06h30min às 16h30min no dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para ensaio de bobina de bloqueio nos terminais de 345 kV das SEs Leste e Ramon Reberte Filho e eliminar vazamento de ar comprimido do disjuntor 36052-4 da SE Leste 345 kV.

Durante a realização desta intervenção, a SE Ramon Reberte Filho ficará suprida apenas pelo circuito 1 da LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho e contingências que ocasionem o desligamento deste circuito acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE, da ordem de 450 MW.

 Barras de 345 kV da SE Baixada Santista das 00h30min às 06h30min do dia 03/12 (segunda – feira) até o dia 10/12 (segunda – feira).

(25)

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de defeitos em barras de 345 kV da SE Baixada Santista ou contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, pelo tronco de transmissão 88 kV Baixada Santista - Henry Borden e pela SE Henry Borden, de até 450 MW.

b) Área Goiás/Brasília

 SE Samambaia 345 kV das 00h00min às 07h00min do dia 01/12 (sábado) e das 05h30 min às 18h00min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção corretiva na chave seccionadora 8051C (dia 01/12) e no disjuntor 808 (dia 02/12) da SE Samambaia 345 kV.

Durante a realização desta intervenção, a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento conduz ao corte de 25% das cargas da cidade de Brasília.

 Barra 8A e 8B de 345 kV da SE Bandeirantes das 07h00min às 16h30min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção corretiva nas chaves seccionadoras 8331 e 8333 da SE Bandeirantes 345 kV.

Durante a realização desta intervenção, contingências simples na seção de barra remanescente ou contingências em algum equipamento seguidas de falha de disjuntor conduzem ao desligamento do montante de 50% das cargas do estado de Goiás.

c) Área Acre – Rondônia e Mato Grosso

 SE Abunã 230 kV das 09h00min às 13h00min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços na SE Abunã 230 kV para a entrada em operação do 2º circuito da LT 230kV Porto Velho – Abunã – Rio Branco.

(26)

 Barras 1A e 2A de 230 kV da SE Coxipó das 08h00min às 16h00min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção periódica das chaves seccionadoras CXSB6-17 e CXSB6-18 do bay da LT 230 kV Coxipó – Jauru C2. Durante a realização desta intervenção a eventual perda de qualquer equipamento conectado ao setor 230kV, seguido de falha de disjuntor, ou mesmo a perda simples de barra de 230kV da SE Coxipó, acarretará um corte de carga d a ordem de 450 MW na região de Cuiabá no Estado do Mato Grosso.

d) Área Norte – Nordeste

 Disjuntor de 230 kV da SE Vila do Conde – VCDJ6-25 das 08h30min às 24h00min do dia 01/12 (sábado) e das 00h00min às 18h00min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de inspeção geral e ensaios quinquenais, limpeza e pintura de partes ativas do disjuntor de 230 kV VCDJ6 -25 da SE Vila do Conde.

Durante a realização desta intervenção, a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento poderá ocorrer, no dia 01/12 (sábado), um corte de até 30% das cargas da cidade de Belém. No dia 02/12 (domingo), esta intervenção estará sendo executada sem restrições.

 Barra 1 da SE Utinga 230 kV das 08h30min às 13h30min do dia 02/12 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção quinquenal e ensaios em chaves seccionadoras da SE Utinga 230 kV.

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

 TF-1de 230/69 kV – 100 MVA da SE São Luís I das 07h00min às 18h00min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de substituição de bucha do lado de 69 kV do TF-1da SE São Luís I 230/69 kV – 100 MVA que vem apresentando vazamento de óleo isolante.

(27)

como a perda da barra remanescente conduzem ao desligamento de cerca de 70% das cargas da cidade de São Luís.

 TR-6 de 500/230 kV – 600 MVA da SE Jardim das 07h00min às 10h00min do dia 02/12 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para interligar o novo trecho dos barramentos de transferência de 500 kV e 230 kV com trecho em operação.

Durante a realização desta intervenção, a perda dupla da LT 230 kV Itabaiana – Jardim conduz ao desligamento de 100% das cargas da cidade de Aracaju.

e) Áreas Sul, Rio de Janeiro, Espírito Santo e Minas Gerais

(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 quinta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 29. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de dezembro, sendo esses

valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 37.546 MW médios no subsistema SE/CO e 10.953 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimo de 0,6% para o SE/CO e variação nula para o Sul. A carga estimada para o mês de novembro de 36.528 MW médios para o SE/CO e de 10.618 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em outubro, significam respectivamente, decréscimo de 5,6% e acréscimo de 4,0%. As cargas previstas para o PMO de dezembro indicam acréscimo de 0,4% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 2,4% para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.523 MW médios e no Norte 4.122 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimo de 0,6% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 2,3% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de novembro de 9.326 MW médios para o Nordeste e 4.113 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em outubro, indicam respectivamente, acréscimo de 2,0% e decréscimo de 1,0%. As previsões de carga para o PMO de dezembro sinalizam decréscimo de 0,8% para ambos os subsistemas, 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 24 a 30/11/2012 e as previsões para a semana de 01 a 07/12/2012.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 06/12, com valor em torno de 41.400 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 12.800 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 53.700 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min da mesma quinta-feira, conforme

apresentadona Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 01/12, com valor em torno de 10.600 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima dever á situar-se em torno de 4.420 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 05/12. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 19h00min e 20h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14 .950 MW. Estes resultados podem ser verificados 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 do mês de Dezembro.

(32)

ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 32 / 41 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 5-2: Despachos de Geração Térmica

(1) Os 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.

(34)

(35)

ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 35 / 41 Jorge Lacerda:

O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kV e 230 kV da área Sul de Santa Catarina ou nos barramentos de 69 kV da região metropolitana de Florianópolis, quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande –

Forquilhinha ou da LT 525 kV Campos Novos – Biguaçu,

respectivamente.

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 2 x 33 -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 -

J. Lacerda C (UG. 7) - - -

Total 66 146 -

Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 2 x 33 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 1 x 80

Total 146 146 146

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 55 2 x 55 2 x 55 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 120 1 x 120 1 x 120

(36)

ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 36 / 41 P. Médici (A e B) e Candiota III (C):

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Patamar de carga pesada e média, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Presidente Médici – Quinta (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

 Patamar de carga leve de domingo, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 - P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 2 x 90 -

Candiota III (UG. 5) - - -

Total 105 205 -

Notas: 1. Na carga leve de domingo será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1B = 90 MW”.

2. Na carga pesada de sábado será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A+2B = 205 MW”.

Adicionalmente, considerando as unidades disponíveis, a geração e a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 45 1 x 45 1 x 45 P. Médici B (UG. 3 e 4) 2 x 90 2 x 90 2 x 90

Total 225 225 225

Notas: 1. A seguir são apresentadas as indisponibilidades das unidades geradoras da UTE Presidente Médici e da UTE Candiota III, conforme informações da Eletrobrás CGTEE:

- UG 1: 01/09/2011 a 31/12/2012. - UG 5: 20/11 a 20/12/2012.

2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici definidos por restrições operacionais:

- UG 2 = 50 MW.

- UG 3 e UG 4 = 100 MW.

(37)

UTE P. Médici, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seg uir:

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 50 1 x 50 1 x 50 P. Médici B (UG. 3 e 4) 2 x100 2 x100 2 x100

Total 250 250 250

Termonorte II:

Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

Termonorte II 120 150 120

Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.

(38)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de

Dezembro/12, semana operativa de 01/12 a 07/12/2012 Tabela 5-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 19,28 Angra 1 24,27 Candiota III 56,63 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 128,25 J. Lacerda B 155,50 J. Lacerda A2 156,45 Charqueadas 169,55 J. Lacerda A1 207,40 S. Jerônimo 248,31 Figueira 341,89 M. Covas 6,27 Norte Fluminense 1 37,80

Santa Cruz Nova 91,32

Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Linhares 136,10 Fortaleza 101,47 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 119,05 G. L. Brizola 141,27 Uruguaiana 141,18 Norte Fluminense 4 149,33 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho 181,19 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 Termoceará 192,16 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 218,54 Araucária 219,00 F. Gasparian 233,27

Jesus Soares Pereira 287,83

(39)

ONS NT-11-194-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 39 / 41 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Piratininga 1 e 2 470,34 Term onorte II 487,56 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 532,55 Term ocabo 541,81 Term onordes te 544,49 Term oparaíba 544,49 Global I 544,67 Global II 544,67 Geram ar I 548,48 Geram ar II 548,48 Viana 548,49

Cam pina Grande 548,50

Alegrete 564,57

Term onorte I 610,33

Igarapé 645,30

Bahia I 717,76

Cam açari Muricy I 825,76 Cam açari Polo de Apoio I 825,76

Petrolina 905,97 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 S. Tiaraju 541,93 Altos 580,30 Aracati 580,30 Baturité 580,30 Cam po Maior 580,30 Caucaia 580,30 Crato 580,30 Iguatu 580,30 Juazeiro do Norte 580,30 Maram baia 580,30 Nazária 580,30 Pecém 580,30 Daia 631,84 M. Covas 634,03 Goiânia II 687,70 William Arjona 808,02 Cam açari 834,35 Potiguar III 1006,20 Potiguar 1006,21 Xavantes 916,12 Pau Ferro I 1115,55 Term om anaus 1115,55

Palm eiras de Goias 737,41

(40)

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

(41)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 10

Figura 4-1: Interligações entre regiões 22

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 07/12 10 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12 10 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 11 Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12 Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13 Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

01/12 a 07/12 15

Tabela 0-2: Despachos de Geração Térmica 33