PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2013/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 23/02/2013 A 01/03/2013 NT (PMO - Semana Operativa a ).docx

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 a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 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 Regiões Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Região Norte 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 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga 22 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 27 Lista de figuras e tabelas 38 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 3 / 38

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Março/2013, para a semana operativa de 23/02/2013 a 01/03/2013, 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 23/02/2013 a 01/03/2013, houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, L. C. Prestes, Atlântico, Juiz de Fora G. L. Brizola, PIE-RP, A. Chaves, B. L. Sobrinho, W. Arjona, E. Rocha, F. Gasparian e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE Santa Cruz 34 (indisponível, conforme declaração do Agente); Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos patamares de carga, das UTEs Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B, A2, A1 Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE Araucária; Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém I, R. Almeida, C. Furtado, Termoceará e J. S. Pereira; Na Região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos patamares de carga, das UTEs Maranhão IV e P. Itaqui. Além disso, está previsto para a semana de 23/02/2013 a 01/03/2013, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. Tendo por base metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, foi comandado o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares em suas disponibilidades máximas, para a semana operativa de 27/04 a 03/05/2013. Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o despacho pleno de geração térmica no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de MWmed por garantia energética para a próxima semana. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 4 / 38

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 Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o despacho pleno de geração térmica no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de MWmed por garantia energética para a próxima semana. 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 3.997/2012, de 17 de dezembro de 2012, foi utilizada, a partir do PMO de Janeiro/2013, a versão 18 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 deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 5 / 38

6 Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Março/13, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Março/13 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 º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo. (Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006). ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 6 / 38

7 A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/01/2013, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0018/400/2013, emitida em 19/02/2013. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 7 / 38

8 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 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 08 Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 8 / 38

9 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, devese 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 LT 230 kv Carajás - Palmeiras UG MW UHE Estreito UG-1 e UG-2 Eólica Sete Gameleiras 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Capacitor Série BC3 500 kv da SE Gurupi (até 28/02/2013) TR-1 345/138 kv da SE Itutinga (até 28/02/2013) LT 230 kv Itabira 2 - Taquaril C1 (até 08/02/2013) Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 29/05/2013) Compensador Síncrono 1 da SE Presidente Dutra (até 14/03/2013) Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/07/2013) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2013) TR-2 500/345 kv Samambaia (31/08/2013) TR-1 500/230 kv Imperatriz (31/07/2013) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Março/13, para a semana de 23/02/2013 a 01/03/2013, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 01/03 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 46,4 44,7 40,7 77,0 75,6 Limite Inferior 45,6 42,2 40,2 75,4 72,2 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 9 / 38

10 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 54,2 48,4 41,1 97,7 100,0 Limite Inferior 49,1 39,5 38,2 95,8 100,0 Os resultados do PMO de Março/13 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) N NE SE/CO IT S Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 314,61 314,61 314,61 314,61 Média 312,54 312,54 312,54 312,54 Leve 302,64 302,64 302,64 302,64 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 17), com base no Despacho ANEEL nº 3.997/2012. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 10 / 38

11 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 recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuva moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê e no trecho incremental a Uhe Itaipu e fraca na bacia do rio Grande e Paranaíba. 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 79% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentamse em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de duas frentes frias, no início e no fim da semana, ocasionam chuva fraca à moderada na bacia do rio Iguaçu e fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 146% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 144% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 55% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. Na próxima semana ocorrem pancadas de chuva em pontos isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 79% MLT, sendo armazenável 78% da MLT. Tabela 3-5: 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 11 / 38

12 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Março é de uma média de 89% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior 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 72% da MLT, sendo armazenável 69% 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 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 Março é de 119% da MLT, sendo armazenável 118% 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 80% da MLT, sendo armazenável 79% 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 12 / 38

13 Tabela 3-7: 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 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de Março é de 42%, sendo armazenável 41% da MLT o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 32% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 31% da MLT Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Março apresente uma média de 88% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 79% da MLT%, sendo armazenável 77% da MLT. 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 inferior 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 % 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 MARÇO 13 / 38

14 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 23/02 a 01/03 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 14 / 38

15 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, será mantido o despacho pleno de geração térmica no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de MWmed por garantia energética para a próxima semana. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando manter a geração da UHE Sobradinho minimizada (vazão mínima de 1300 m³/s para atendimento de restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina), sendo o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE. A geração da UHE Três Marias deverá ser minimizada para valores que possibilitem o atendimento da vazão mínima devido à restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina. A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga, sendo os excedentes energéticos transferidos para as regiões NE e SE/CO, nesta ordem de prioridade, respeitando-se os limites elétricos vigentes. A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada em função da necessidade do fechamento do balanço energético do SIN. Na região Sul, nas usinas das bacias dos rios Iguaçu e Uruguai permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis. Neste contexto, a geração das usinas será dimensionada visando o preservar os estoques armazenados em 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 para fechamento do balanço energético do SIN. Neste contexto, o intercâmbio da região Sul será consequência da implementação das políticas de operação energética nas bacias do SIN. A geração da UHE Itaipu será maximizada em todos os períodos de carga em função das elevadas afluências a seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 15 / 38

16 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. Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais. 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: Tendo em vista as condições hidroenergéticas desfavoráveis nesta bacia, a geração das UHEs Furnas/M.Moraes, Marimbondo e Água vermelha deverá ser minimizada, nesta ordem de prioridade, objetivando buscar a recuperação do nível de armazenamento destes reservatórios, os quais apresentam níveis reduzidos de armazenamento para o período. Bacia do Rio Paranaíba: considerando também as condições hidroenergéticas desfavoráveis nesta bacia, a geração das UHEs Itumbiara, Nova Ponte e Emborcação deverá ser minimizada, nesta ordem de prioridade, objetivando buscar a recuperação do nível de armazenamento destes reservatórios, os quais atualmente apresentam níveis reduzidos de armazenamento. A geração da UHE São Simão será utilizada prioritariamente para fechamento do balanço energético da região SE/CO. Bacia do Rio Tietê: Em função das condições hidroenergéticas na bacia, a geração de suas usinas deverá ser dimensionada para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios dentro dos volumes de espera recomendados para o período, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN. As geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em todos os períodos, respeitandose as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul- SE/CO. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 16 / 38

17 Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser minimizada. A geração da UHE Funil será dimensionada em função do comportamento das afluências ao seu reservatório, visando o controle do seu nível de armazenamento (volume de espera), bem como o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada em função da necessidade do fechamento do balanço energético do SIN. 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 da UHE Sobradinho deverá ser minimizada (vazão mínima de 1300 m³/s para atendimento de restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina), sendo a geração das usinas de jusante exploradas de modo a atender a coordenação hidráulica da cascata, sendo as disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacias da Região Sul: Nas bacias dos rios Iguaçu e Uruguai, a geração das usinas será dimensionada visando preservar os estoques armazenados em seus reservatórios. A geração das demais usinas deverá ser explorada prioritariamente, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. 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 Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina; 3. UHE Mauá; 4. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 5. UHE Passo Fundo; 6. UHE GPS; 7. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 8. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 9. UHE Capivara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 10. UHEs Jurumirim e Chavantes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 17 / 38

18 11. UHE Serra da Mesa, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 12. Demais usinas da região Sul; 13. UHE Marimbondo; 14. UHE Água Vermelha; 15. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 16. UHE Itumbiara; 17. UHE Emborcação; 18. UHE Nova Ponte; 19. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 20. 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. UHE Mauá, 2. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 3. UHE Passo Fundo; 4. UHE GPS; 5. UHE GBM e Gov. Ney Braga, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas. 6. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. UHE Salto Santiago respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 8. UHE Barra Grande, respeitando-se as suas restrições operativas; 9. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina; 10. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as suas restrições operativas; 11. Explorar disponibilidade da Região SE; 12. 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 último recurso. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 18 / 38

19 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. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste; 2. UHEs L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa; 4. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa; 5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. 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; 4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 19 / 38

20 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 20 / 38

21 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. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 21 / 38

22 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Conversor 4 das SE Ibiúna e Foz do Iguaçu 50 Hz das 07h45min do dia 25/02 às 16h45min do dia 02/03 O desligamento está previsto para realização de serviços manutenção preventiva e corretiva. Para garantir a segurança do SIN, as grandezas apresentadas a seguir deverão ser iguais ou inferiores aos valores indicados: Elo de corrente contínua de Itaipu (ELO CC) 5500 MW LT 500 kv Teresina II Presidente Dutra C1 de 08h15min às 16h45min do dia 24/02 O desligamento será realizado para permitir serviços de manutenção corretiva em chave seccionadora bem como de tratamento anticorrosivo em reator. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado: RNE 2500 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga Barra 3 de 88 kv da SE Leste das 03h00min às 06h00min do dia 19/02 e das 07h00min às 17h00min do dia 24/02. A intervenção será realizada para manutenção parcial no disjuntor 24-2 de 88 kv e em chave seccionadora. Durante estas intervenções a ocorrência de contingência que levem ao desligamento da Barra 4 de 88 kv acarretará interrupção das cargas supridas pela SE Leste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 22 / 38

23 Bloqueio da Proteção Diferencial de Barras de 88 kv da SE Norte da 01h00min às 06h30min do dia 28/02 A intervenção será realizada para manutenção preventiva em disjuntores e chaves seccionadoras e execução de serviços para entrada em operação da nova proteção diferencial de barras do setor de 88 kv da instalação. Durante esta intervenção a ocorrência de contingência que levem ao desligamento de Barra de 88 kv acarretará interrupção das cargas supridas pela SE Norte. Barra 2 de 88 kv da SE Milton Fornasaro das 00h00min às 07h00min dos dias 27 e 28/02. A intervenção será realizada para manutenção preventiva em chaves seccionadoras. Durante esta intervenção, o setor de 88 kv da SE Milton Fornasaro irá operar com todos os equipamentos conectados à Barra 4 e na ocorrência de defeitos nesta barra ou ainda contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor, haverá interrupção das cargas supridas pela SE Milton Fornasaro. LT 230 kv Delmiro Gouveia / Fortaleza 04F4 e Barra 230 KV SE Fortaleza II 04B2-2 das 06h20min às 08h40min do dia 24/02 A intervenção está programada para correção de ponto quente crítico na chave 34F4-2 no terminal da SE Fortaleza II. Durante sua realização, em caso de contingência do circuito remanescente da LT 230 Fortaleza / Delmiro Gouveia haverá perda de suprimento das cargas da SE Delmiro Gouveia. TR 230/69 kv SE Natal III 04T2 das 07h15min às 11h45min do dia 24/02 Esta intervenção está programada para inspeção no circuito da válvula de alívio e caixas de interligação das fiações. Durante sua realização haverá transferência prévia de carga de 65 MW para a SE Natal II. Em caso de contingência no transformador remanescente, haverá interrupção temporária de 10 MW. TR 230/69 kv SE Natal III 04T1 das 13h15min às 16h45min do dia 24/02 Esta intervenção está programada para inspeção no circuito da válvula de alívio e caixas de interligação das fiações. Durante sua realização haverá transferência prévia de carga de 65 MW para a SE Natal II. Em caso de contingência no transformador remanescente, haverá uma interrupção temporária de 10 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 23 / 38

24 TR 230/69 kv SE Utinga UGTF6-01 das 06h00min às 15h00min dos dias 23 e 24/02 Esta intervenção está programada para substituição de para-raios e realizar inspeção geral e ensaios em equipamentos associados ao transformador. Em caso de contingência em um transformador da SE Utinga, haverá sobrecarga de até 27% nos transformadores remanescentes, devendo ser necessário, apenas no dia 23/02 (sábado), reduzir até 70 MW de cargas da SE Utinga. Barra 230 kv SE Utinga 01 das 06h00min às 10h00min do dia 24/02 Esta intervenção está programada para inspeção geral e ensaios na chave seccionadora UGSB6-09. Durante a intervenção a SE Utinga operará em barra única. Em caso de contingência de algum equipamento na SE Utinga com falha de disjuntor ou proteção, ocorrerá o desligamento de todos os equipamentos ligados ao setor de barra energizado, interrompendo o suprimento à SE Utinga. Barra 230 kv SE Utinga 02 das 10h30min às 15h00min do dia 24/02 Esta intervenção está programada para inspeção geral e ensaios na chave seccionadora UGSB6-10. Durante a intervenção a SE Utinga operará em barra única. Em caso de contingência de algum equipamento na SE Utinga com falha de disjuntor ou proteção, ocorrerá o desligamento de todos os equipamentos ligados ao setor de barra energizado, interrompendo o suprimento à SE Utinga (260 MW, 64% da capital Belém). Intervenção associada ao desligamento do transformador. DJ 230 kv SE UTINGA UGDJ6-01 das 08h00min do dia 01/03 às 16h30min do dia 03/03 Esta intervenção está programada para eliminar vazamento de óleo e tratamento de gás SF6 no disjuntor. Durante sua realização a SE Utinga operará em barra única e, em caso de contingência de algum equipamento na SE Utinga com falha de disjuntor ou proteção, ocorrerá o desligamento de todos os equipamentos ligados ao setor de barra energizado, interrompendo o suprimento à SE Utinga. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 24 / 38

25 5 Previsão de Carga 5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de fevereiro onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 21. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Março, sendo esses valores exibidos por subsistema, na Figura 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 decréscimos de 1,0% para o SE/CO e 0,9% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de fevereiro de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em janeiro, significam respectivamente, acréscimos de 6,0% e 6,4%. As cargas previstas para o PMO de março indicam acréscimo de 1,1% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 1,4% 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 MW médios e no Norte MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimo de 0,2% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,1% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de fevereiro de MW médios para o Nordeste e MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em janeiro, indicam respectivamente, acréscimos de 0,6% e 2,1%. As previsões de carga para o PMO de março sinalizam acréscimos de 0,3% para o subsistema Nordeste e 0,8% para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 25 / 38

26 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 26 / 38

27 5.2 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 16 a 22/02/2013 e as previsões para a semana de 23/02 a 01/03/2013. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 28/02, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quarta-feira, 27/02. 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 também de quinta-feira, conforme apresentado na tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 23/02, 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 27/02. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, 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. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 27 / 38

28 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Março. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 28 / 38

29 ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kv da Região Sudeste IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kv Goiás/Brasília IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kv Mato Grosso IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre Rondônia IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 29 / 38

30 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela 0-2: 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. (7) 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 MARÇO 30 / 38

31 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 31 / 38

32 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 e no barramento de 525 kv das SE Biguaçu e Blumenau 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 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x Total 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: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 1 x 80 J. Lacerda C (UG. 7) 1 x x x 180 Total Nota: 1. Conforme informações da Tractebel Energia, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda são: - UG 1: Previsão de retorno até o dia 22/02/ UG 6: 25/02 a 26/03/2013. 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: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 32 / 38

33 Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x x x 131 J. Lacerda C (UG. 7) 1 x x x 330 Total P. Médici (A e B) e Candiota III: 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 ou da LT 230 kv Presidente Médici Quinta (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul). Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada (1) Média Leve (2) P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 - P. Médici B (UG. 3 e 4) - 2 x 90 - Candiota III (UG. 5) 1 x x Total Notas: 1. Na carga pesada de sábado será necessário, pelo menos, a operação com a configuração 1A+2B+1C= 380 MW. 2. Na carga leve de domingo será necessário, pelo menos, a operação com a configuração 1C = 175 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: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 33 / 38

34 Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 43 1 x 43 1 x 43 P. Médici B (UG. 3 e 4) 2 x 90 2 x 90 2 x 90 Candiota III (UG. 5) 1 x x x 350 Total Uruguaiana: Termonorte II: Notas: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A e B são: - UG 1: 01/09/2011 a 31/12/ Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici A e B definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 2: 45 MW. - UG 3 e UG 4: 100 MW. Contudo, a Eletrobrás CGTEE informou que, devido a restrições de caráter ambiental, a geração total máxima nas fases A e B da UTE P. Médici está limitada em 223 MW. A Geração na UTE Uruguaiana, programada em cerca de 164 MWmed, propicia melhores condições de controle nos fluxos para o Rio Grande do Sul (FRS) e, nas LT 525 kv Itá - Salto Santiago e LT 525 kv Areia - Campos Novos. 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. Despacho Mínimo Necessário (MW) Usina Térmica Pesada Média Leve Termonorte II Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real. As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 34 / 38

35 ANEXO III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Março/13, semana operativa de 23/02/2013 a 01/03/2013. Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) NUCLEAR Angra 2 19,28 Angra 1 24,27 CARVÃO Candiota III 56,71 P. Pecém I 104,59 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 352,10 P. Itaqui 107,17 GÁS M. Covas 722,52 Norte Fluminense 1 37,80 Maranhão IV 79,85 Santa Cruz Nova 85,46 Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Linhares 126,75 Fortaleza 101,47 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 126,07 G. L. Brizola 153,28 Uruguaiana 719,99 Norte Fluminense 4 149,33 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho 197,17 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 Termoceará 216,57 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 218,86 Araucária 304,42 F. Gasparian 233,27 Jesus Soares Pereira 287,83 M. Lago 347,82 Camaçari 732,99 RESIDUOS INDUSTRIAIS Atlântico 126,32 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 35 / 38