PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova Rio de Janeiro RJ

2 2016/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 23/01/2016 A 29/01/2016 NT (PMO - Semana Operativa a )

3 Sumário 1 Introdução 4 2 Conclusões Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Hidroenergética Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Relacionados com a Otimização Energética Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Diretrizes para operação energética das bacias Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 19 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 26 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 3 / 36

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 4 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Janeiro/2016, para a semana operativa de 23/01/2016 a 29/01/2016, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Não houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo nas regiões Sudeste/C.Oeste, Sul e Norte. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Termopernambuco, ERB Candeias, P. Pecém I e II, Fortaleza, R. Almeida, Pernambuco 3, Termoceará, C. Furtado, Maracanau, Suape II e, nos patamares de pesada e média, das UTE Termocabo, Campina Grande, Termonordeste, Termoparaíba, J. S. Pereira, Global I e II. Além disso, está previsto para a semana de 23/01/2016 a 29/01/2016, o despacho, em todos os patamares de carga, das UTE Santa Cruz Nova, por ordem de mérito, e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016, benefício marginal de R$ 4,94/MWh nos patamares de carga pesada, média e leve. Assim sendo, foi comandado o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, para a semana operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 4 / 36

5 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 Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. Foi estabelecido no oficio 333/2012 SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012: A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no cálculo do PLD; Não seja mais efetuado o cálculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP; Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Foram iniciados em 05/05/2015 testes e intervenções no Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira visando a entrada em operação do Bipolo 02 do Sistema de Corrente Contínua. Atualmente encontram-se interrompidos, aguardando a recuperação das torres derrubadas. Previsão atual para conclusão dos serviços na segunda semana de fevereiro. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 5 / 36

6 Neste mês de Janeiro foram liberadas para operação comercial, pela ANEEL, as UGs 17, 18, 19 e 41 de 75 MW cada, da UHE Jirau, no estado de Rondônia. Nos dias 07 e 21 de Dezembro de 2015, entraram em operação as LT 230 kv Vilhena-Pimenta Bueno C3 e LT 230 kv Samuel Ariquemes C3, respectivamente. A inserção destas linhas aumenta a confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: Na segunda semana de Janeiro foi concluído o teste de energização do transformador 04T2 230/69 kv 150 MVA da SE Lagoa Nova II no Rio Grande do Norte. A inserção deste transformador eleva a capacidade de escoamento da geração eólica da área. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 6 / 36

7 3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), em função da carga da Região Nordeste, do Recebimento/Exportação pelo Norte (RN / Exp_N) considerando vazões de 900 m³/seg a 800 m³/seg na cascata do Rio São Francisco. Esta análise teve por objetivo de assegurar a estabilidade entre as Regiões Norte e Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela a seguir: Limite de RNE (MW) Faixa do RN / Exp_N Carga NE > (*) < Carga NE (*) Carga NE RN > < RN < Exp_N /3700 (**) 4200/4100 (**) 1000 < Exp_N /4400 (**) 4800/4700 (**) 2000 < Exp_N /4500 (**) 4900/4800 (**) Limite = 40% da carga 3000 < Exp_N /4700 (**) 5100/5000 (**) 4000 < Exp_N /4600 (**) 5000/4900 (**) Exp_N > /4600 (**) 5000/4900 (**) Os limites da tabela anterior são válidos considerando: UHE Serra da Mesa - 3 UGs (até uma como síncrono). UHE Canabrava - 2 UGs. (*) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o da tabela anterior. (**) Valores modificados para atender a operação do CE de Bom Jesus da Lapa operando em modo degradado 4, que limita sua geração de potência reativa em 60 Mvar. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 7 / 36

8 3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I. Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos. 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Segunda unidade geradora da UHE Teles Pires. UGs 17, 18, 19 e 41 de 75 MW cada da UHE Jirau Transformador 04T2 230/69 kv 150 MVA da SE Lagoa Nova II. 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos TR-1 500/230 kv Imperatriz (31/03/2016) Compensador Síncrono 01 da SE Embu-Guaçu. (Retorno em 30/04/2016). Compensador Estático 01 da SE Sinop. (Sem previsão de retorno). Compensador Estático da SE Bom Jesus da Lapa Encontra-se operando em modo degradado (-250/+60 Mvar) (Retorno em 31/01/2016) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 4 do PMO de Janeiro/15, para a semana de 23/01/2016 a 29/01/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 29/01/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 43,3 90,6 14,4 24,1 27,3 Limite Inferior 41,9 87,3 12,1 23,0 27,6 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 8 / 36

9 Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 45,6 88,0 19,9 28,3 33,6 Limite Inferior 43,0 81,8 16,1 25,7 32, 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. Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal VE LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE % EARmáx - 31/1 Subsistema NÍVEL PMO NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 45,6 43,0 46,5 48,4 SUL 88,0 81,8 94,2 95,6 NORDESTE 19,9 16,1 19,9 24,0 NORTE 28,3 25,7 30,7 32,6 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 9 / 36

10 3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 4 do PMO de Janeiro/16 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 7,08 7,08 323,02 7,68 Média 7,08 7,08 323,02 7,68 Leve 4,31 4,31 271,44 7,36 Média Semanal 6,07 6,07 304,29 7, Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A bacia do rio Doce permanece apresentando chuva fraca a moderada no início da semana e as bacias dos rios Paraíba do Sul, Grande, Paranaíba e o alto São Francisco precipitação de intensidade fraca isolada. O avanço de uma nova frente fria no final da semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 135% da MLT, sendo armazenável 104% 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. A partir do dia 27 uma frente fria avança pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 130% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 103% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A bacia do rio São Francisco permanece apresentando chuva fraca a moderada no início da próxima semana operativa devido à atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul-ZCAS entre as regiões Norte, Centro-Oeste e os estados da Bahia, Minas Gerais e Espírito Santo. O valor ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 10 / 36

11 esperado da ENA para a próxima semana é de 60% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. Na próxima semana operativa a bacia do rio Tocantins apresenta chuva fraca com períodos de moderada. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 57% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de janeiro é de uma média de 125% da MLT, sendo armazenável 92% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 115% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 11 / 36

12 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 Bacia do Rio Paranaíba Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) Paraíba do Sul Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de janeiro é de 207% da MLT, sendo armazenável 130% 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 193% da MLT, sendo armazenável 121% 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 Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 12 / 36

13 3.1.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de janeiro é de 38%, 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 30% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de janeiro apresente uma média de 39% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 36% da MLT, sendo totalmente armazenável. 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela 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 % MLT % MLT Armazenável ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 13 / 36

14 Figura 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 23/01/16 a 29/01/16 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 14 / 36

15 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 1.492, de 18 de dezembro de 2015, autoriza a redução, até 31 de janeiro de 2016, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de m³/s para 800 m³/s. Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência mínima, nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE. A geração da UHE Tucuruí, será minimizada nos períodos de carga leve, sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se a ordem de prioridade definida para a geração das usinas hidrelétricas do SIN. Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de jusante, minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, SE/CO e N, caso ocorram excedentes energéticos nas usinas da região Sul e de Itaipu, a geração das usinas térmicas do SIN despachadas por Garantia Energética (GE) e por Ordem de mérito deverá ser dimensionada de forma a possibilitar a alocação destes excedentes energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes. 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHE Marimbondo e Água Vermelha deverá ser maximizada, nos períodos de carga média e pesada, face às elevadas afluências. A geração das demais UHE desta bacia será dimensionada para o fechamento do balanço energético, nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão, Itumbiara, Serra do Facão, Emborcação e Nova Ponte deverá ser explorada nesta ordem de prioridade, nos períodos de carga pesada e média. Bacia do Rio Tietê: A geração das UHE Barra Bonita e Promissão será maximizada em todos os períodos de carga, face as elevadas afluências, visando minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 15 / 36

16 Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHE Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face as elevadas afluências, visando minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios. Bacia do Rio Paraná: A geração da UHE Três Irmãos deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face as elevadas afluências. As gerações das UHE Ilha Solteira, Jupiá e Porto Primavera terão suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser explorada em todos os períodos de carga em função das altas afluências e necessidade de ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO (RSE). Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHE Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será minimizada em todos os períodos de carga, em função do reduzido nível de armazenamento de seus reservatórios e das condições hidroenergéticas favoráveis na UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada para controle do volume de espera em seu reservatório, ou garantia do atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília, ou seja, a vazão que é vertida no curso do rio Paraíba do Sul e a vazão que é bombeada para o Complexo de Lajes. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, o seu bombeamento está reduzido de 160 m³/s para cerca de 75 m³/s, em média, e o seu vertimento de 71 m³/s para 35 m³/s, face as condições hidrológicas desfavoráveis na bacia e a preservação de água para atendimento aos usos múltiplos. Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética passa a minimizar a geração da UHE Serra da Mesa, visando evitar vertimentos nas UHEs a jusante: Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito. A geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada visando atingir, o mais breve possível, o nível de armazenamento que possibilite o retorno à operação da Fase 2 deste UHE. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 150 m³/s a partir do dia 16/01/2016, visando elevar o nível de armazenamento de seu reservatório. A coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco será realizada com as vazões mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor vigente de 800 m³/s, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 16 / 36

17 Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas, as gerações das usinas serão maximizadas em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região SE/CO, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO. 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco de vertimento; 2. Usinas da bacia do rio Paranapanema, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 3. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 4. Usinas da região Sul que apresentarem vertimentos; 5. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 7. UHE Marimbondo; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 10. Usinas térmicas; 11. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos; 12. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 13. UHEs Ilha Solteira; 14. UHE Itumbiara; 15. UHE Furnas e Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas da usina e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 16. UHE 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. 17. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 18. UHE Emborcação; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 17 / 36

18 19. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco; 2. UHE Salto Caxias; 3. UHE Salto Osório; 4. UHE Salto Santiago; 5. UHE Ney Braga; 6. UHE G. B. Munhoz; 7. UHE Mauá; 8. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Dona Francisca, Itaúba, Jacuí e Passo Real); 9. UHE Passo Fundo; 10. UHE GPS; 11. UHEs Ita e Foz do Chapecó; 12. UHE Machadinho; 13. UHE Barra Grande; 14. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 15. Explorar disponibilidade da Região SE. Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas do SIN, em ordem crescente de custo, com valores inferiores a R$ 600,00/MWh; 3. Elevar o recebimento da região Nordeste conforme ordem de prioridade do Submercado SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 18 / 36

19 4. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. Usinas térmicas, em ordem crescente de custo, com valores superiores a R$ 600,00/MWh; 6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. UHE Paulo Afonso IV / P. Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes; 8. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 9. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 10. UHE Luiz Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes. Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas térmicas do SIN com custo acima de R$ 600,00/MWh e despachadas por RPO, em ordem decrescente de valores; 2. Usinas do Submercado SE/CO em sua ordem de prioridade; 3. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHE Paulo Afonso IV / P.Afonso 123, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes; 7. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 8. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 9. Usinas térmicas do SIN com custo inferior a R$ 600,00/MWh; 10. Usinas que apresentam vertimentos. 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 19 / 36

20 A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 20 / 36

21 FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Para a presente semana operativa não foram programadas intervenções que impactem significativamente a geração e/ou intercâmbios entre os subsistemas Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo SE Guarulhos - Barras A e B de 345 kv das 00h00min às 06h00min do dia 23/01 (Sábado) e 24/01 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de conexão de cabos e fiações nos painéis de controle e proteção da nova UAC do SINOCON. Durante esta intervenção, contingências que levem ao desligamento da barra em operação ocasionarão a interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e SE Miguel Reale, em um montante de até 800 MW. SE Interlagos Barra 2 de 345 kv 00h00min às 06h00min entre os dias 27/01 (Quarta-feira) e 29/01 (Sexta-feira). Esta intervenção está programada para realização dos serviços de manutenção preventiva e corretiva em chaves seccionadoras. Durante a realização desta intervenção, a perda do TR-2 345/230kV da SE Interlagos com falha do disjuntor 52-9 leva ao desligamento dos dois circuitos da LT 345 kv Interlagos Piratininga II e à interrupção das cargas da SE Piratininga II, em um montante de até 320 MW. SE Baixada Santista Barras 3A, 3B e 4 de 345 kv 00h00min às 06h00min do dia 23/01 (Sábado). Esta intervenção está programada para realização dos serviços de substituição da fonte de alimentação da Bay Unit dos bays 345kV da SE Baixada Santista. Durante a realização desta intervenção, a SE Baixada Santista irá operar com a proteção diferencial do setor de 345 kv bloqueada. Portanto falha em equipamento conectado ao setor 345 kv, seguida de falha de disjuntor, implicará em perda total do setor 345 kv de Baixada Santista e ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 21 / 36

22 consequentemente interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista 88 kv em um montante da ordem de 600 MW. SE Sul Barra 2 de 345 kv 06h00min às 16h00min do dia 24/01 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização dos serviços de substituição de isoladores danificados nas conexões da Barra 2. Durante a realização desta intervenção, contingências que levem ao desligamento da barra em operação ocasionarão a interrupção das cargas supridas pela SE Sul, em um montante de até 600 MW. b) Área Goiás/Brasília Barra 8B2 da SE Samambaia 345 kv das 06h00min às 16h00min no dia 24/01 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de prensagem de cabos condutores e para-raios para atender a entrada do 4º transformador 345/138 kv e preventiva na chave seccionadora Durante a realização desta intervenção, um defeito na barra 8A2 (remanescente) da SE Samambaia 345 kv, leva ao desligamento de 50% das cargas de Brasília (Taguatinga e Ceilândia Sul por atuação de ECE e outras cargas por subtensão). c) Área Norte/Nordeste SE Recife II - Barras 04B1-1 e 04B kv das 07h30min às 15h00min do dia 24/01 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços para tratamento anti-corrosivo. Durante a realização desta intervenção, a SE Recife II 230kV irá operar em barra única. Em caso de contingência no barramento de 230 kv ou contingência em equipamentos ligados a este de barramento seguida de falha de disjuntor, haverá desligamento de cerca de 40% da capital Recife (SEs Joairam e Bongi). LT 230 kv Vila do Conde / Guamá C1 das 09h00min às 13h00min do dia 24/01 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços para eliminar ponto quente na seccionadora VCSL6-05 de 230 kv. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 22 / 36

23 Em caso de contingência no circuito remanescente 230 kv Vila do Conde - Guamá haverá atuação do esquema de corte de carga para perda dos circuitos duplos, cortando todas as cargas da SE Guamá e parte das cargas da SE Utinga (80% da capital Belém). SE Teresina - DJ 14W1-230 kv das 08h40min do dia 25/01 (Segunda-feira) às 18h00min do dia 31/01 (domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços para manutenção preventiva geral no disjuntor. Durante esta intervenção, a SE 230kV Teresina ficará operando em barra única. Em caso de contingência de barra ou contingência em equipamentos ligados a este de barramento seguida de falha de disjuntor, haverá a perda de toda a carga desta SE (100% da capital Teresina). LT 230 kv Boa Esperança - Teresina - 04L1 das 07h00min às 16h00min do dia 24/01 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva: substituição do macaco hidráulico do 14L1 (fase A) SE/BEA, face vazamento acentuado de óleo no mesmo. Durante esta intervenção, a contingência das LTs 230 kv Teresina II / Teresina 04L3 e 04L4, que compartilham a mesma estrutura, poderá ocorrer variações de tensão da ordem 20% nas SEs Teresina, Piripiri e Coelho Neto, com consequente perda de carga por afundamento de tensão, de até 30% da capital Teresina. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 23 / 36

24 5 Previsão de Carga 5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de janeiro, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão das previsões da 5ª e 6ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela Para a semana, a previsão de carga de energia é de MW médios no subsistema SE/CO e MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 5,1% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 1,9% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 5ª e 6ª semanas de janeiro (revisão 4), estima-se para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em dezembro/2015, sinalizam variação aproximadamente nula para o subsistema SE/CO e acréscimo de 12,6% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte de MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam acréscimos de 2,3% para o subsistema Nordeste e 1,5% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 5ª e 6ª semanas de janeiro (revisão 4), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o Nordeste e de MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em dezembro/2015, sinalizam decréscimos de 3,1% para o subsistema Nordeste e 1,6% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 24 / 36

25 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 25 / 36

26 5.2 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 16 a 22/01/16 e as previsões para a semana de 23 a 29/01/2016. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 28/01, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 28/01. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 23/01, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 27/01. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 22h00min e 23h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período a seguir. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 26 / 36

27 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Janeiro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 27 / 36

28 ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kv da Região Sudeste IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kv Goiás/Brasília IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kv Mato Grosso IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre Rondônia IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 28 / 36

29 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica Valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (1) Usina com unidade geradora em manutenção; (2) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (3) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (4) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (5) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (6) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 29 / 36

30 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 30 / 36

31 Jorge Lacerda: O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples/indisponibilidade de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada e média: contingência da LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha ou da LT 230 kv Caxias 5 Lajeado Grande ou da LT 525 kv Abdon Batista Biguaçu ou da maior máquina sincronizada (subtensão na região Sul e litoral de Santa Catarina). Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 1 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x Total Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 2: Limitada em 37 MW entre 29/06/2015 a 29/02/ UG 7: Indisponível entre 16/01/2016 a 23/01/ A geração térmica mínima da carga média, 1M (33 MW) + 2G (160 MW) + 1GG (180 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga. P. Médici (A e B) e Candiota III: Considerando a indisponibilidade das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado), se faz necessário o despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III de forma a evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada de sábado e carga média: LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã ou da LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã 3 (subtensão nas SE Camaquã e Guaíba 2). Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) - 2 x 25 - P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 2 x 90 - Candiota III (UG. 5) - 1 x Total Nota: 1. Conforme informações da Eletrobras CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 31 / 36

32 - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013, conforme resolução n UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014, conforme resolução n UG 3 (160 MW): geração máxima limitada a 80 MW. - UG 4 (160 MW): Indisponível entre 02/01/2016 a 28/01/2016 e após geração máxima limitada a 100 MW. - UG 5 (350 MW): geração máxima limitada a 325 MW. 2. Segundo informações da CGTEE Eletrobras, o término da manutenção para recomposição de 1 unidade (UG 1) da UTE Presidente Médici A, com o acoplamento da Turbina 1 e o Gerador 2, foi concluído no final de agosto, estando em período de testes. Destaca-se que, até o momento, não há sinalização por parte da ANEEL para liberação para operação comercial desta unidade. 3. A UTE P. Médici B está limitada em 50% da sua potência nominal (223 MW) em função de restrições ambientais impostas pelo IBAMA, conforme o Termo de Ajustamento de Conduta TAC/IBAMA, de 13/04/ Durante esse mês, na carga pesada de sábado a necessidade térmica mínima é de 2A(50 MW) + 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 405 MW. 5. A geração térmica mínima da carga média ou pesada de sábado, 2A(50 MW) + 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 405 MW, atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga. Contudo, considerando as unidades disponíveis nas UTE P. Médici e Candiota III, o despacho necessário para atendimento aos requisitos de desempenho elétrico é apresentado na tabela a seguir: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 2 x 90 - Candiota III (UG. 5) - 1 x Total Nota: 1. Durante esse mês, na carga pesada de sábado a configuração mínima possível e de 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 355 MW. 2. A geração térmica mínima da carga pesada de sábado ou carga média, 2B(180 MW) + 1C(175 MW) = 355 MW, atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga. 3. Ressalta-se que devido a suspenção comercial das unidades geradoras da fase A da UTE P. Médici, durante a indisponibilidade das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado), não será possível com a geração disponível, evitar atuação do SEP de corte de carga por subtensão instalado na região Sul do Rio Grande do Sul. Região NE Durante intervenção na LT 230kV Recife II - Goianinha, programada para o período de 07:00 hs às 16:30 hs do dia 23/01/2016, será necessária geração térmica na UTE Termonordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 32 / 36

33 ANEXO III Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 4 do PMO do mês de Janeiro/16, para a semana operativa de 23/01/2016 a 29/01/2016. Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) USINA TÉRMICA NUCLEAR CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 20,12 Angra 1 25,38 CARVÃO Candiota III 69,72 P. Pecém I 111,74 P. Itaqui 116,22 P. Pecém II 122,04 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 155,85 J. Lacerda B 186,33 J. Lacerda A2 195,49 Charqueadas 205,48 J. Lacerda A1 258,42 S. Jerônimo 248,31 Figueira 459,92 GÁS Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Parnaíba IV 69,00 Termopernambuco 70,16 Maranhão IV 110,36 Maranhão V 110,36 Santa Cruz Nova 118,53 Norte Fluminense 3 102,84 Fortaleza 139,88 L. C. Prestes_L1 156,28 Linhares 177,22 G. L. Brizola_L1 183,95 N.Venecia 2 188,18 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 297,27 B. L. Sobrinho _L1 231,30 C. Furtado 259,42 Termoceará 252,49 Euzébio Rocha_L1 269,08 R. Almeida 213,45 A. Chaves 217,52 Jesus Soares Pereira 314,63 Araucária 595,11 Norte Fluminense 4 279,71 F. Gasparian 399,02 M. Lago 422,56 M. Covas 511,77 Uruguaiana 486,20 Camaçari 486,20 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 221,67 Brizola_L13 219,18 L. C. Prestes_L13 214,30 Euzébio Rocha_L13 211,80 Tambaqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 RESIDUOS INDUSTRIAIS Atlântico 155,50 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 33 / 36

34 USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) ÓLEO S. Cruz 310,41 Pernambuco 3 232,01 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 678,04 R. Silveira 421,52 Maracanaú I 268,07 Termocabo 280,23 Termonordeste 286,47 Termoparaíba 286,47 Global I 323,02 Global II 323,02 Geramar I 283,38 Geramar II 283,38 Viana 283,38 Campina Grande 283,39 Alegrete 283,39 Igarapé 653,43 Bahia I 556,28 Camaçari Muricy I 604,20 Camaçari Polo de Apoio I 604,20 Petrolina 662,89 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 271,44 Aparecida B1TG6 905,99 Electron 872,84 Iranduba 867,33 Mauá B1 711,77 Mauá B4 575,00 Mauá B5 575,00 DIESEL S. Tiaraju 698,14 Altos 743,06 Aracati 743,06 Baturité 743,06 Campo Maior 743,06 Caucaia 743,06 Crato 743,06 Iguatu 743,06 Juazeiro do Norte 743,06 Marambaia 743,06 Nazária 743,06 Pecém 743,06 Daia 839,21 M. Covas 688,64 Goiânia II 896,43 William Arjona 808,02 Camaçari 943,88 Potiguar III 897,56 Potiguar 897,57 Xavantes 1173,10 Pau Ferro I 995,10 Termomanaus 995,10 Palmeiras de Goias 701,91 Santana I 640,96 Santana II 898,56 Brasília 1047,38 Flores 841,64 São José 873,18 BIOMASSA Sta Vitória 90,00 Cocal 194,28 PIE-RP 194,28 Madeira 249,51 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 34 / 36