PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 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 ABRIL SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 09/04/2016 A 15/04/2016 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 Relacionados com a Otimização Energética Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12 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 20 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 27 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 3 / 36

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Abril/2016, para a semana operativa de 09/04/2016 a 15/04/2016, 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 Sul e Norte. Na região Sudeste/Centro-Oeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra I e Angra II e somente nos patamares de carga pesada e média da UTE Norte Fluminense I. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, ERB Candeias, P. Pecém I, P. Pecém II, Fortaleza, R. Almeida, Pernambuco 3, C. Furtado e Maracanaú e somente nos patamares de carga pesada e média das UTEs Suape II, Termocabo, Campina Grande, Termonordeste e Termoparaíba. Além disso, está previsto para a semana de 09/04/2016 a 15/04/2016, o despacho, em todos os patamares de carga, das UTE Santa Cruz Nova 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 11/06/2016 a 17/06/2016, benefício marginal de R$ 40,29/MWh nos patamares de carga pesada e média e R$ 40,28/MWh no patamar de carga leve. Assim sendo, foi comandado o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, para a semana operativa de 11/06/2016 a 17/06/2016. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 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. 3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Em Maio de 2015 foram iniciados 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. Após um período de interrupção, as atividades foram retomadas na segunda semana de fevereiro de Em Dezembro de 2015, entraram em operação as LT 230 kv Vilhena-Pimenta Bueno C3 e LT 230 kv Samuel Ariquemes C3. A ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 5 / 36

6 entrada em operação destas linhas aumenta a confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia. Em Março de 2016 foram concluídos os testes de energização da LT 230 kv Ariquemes/Ji-Paraná C3, no estado de Rondônia. A inserção desta linha aumenta a confiabilidade da rede de 230 kv nos estados do Acre e Rondônia. Está previsto para o 1º Semestre de 2016 a entrada da LT 230 kv Ji-Paraná Pimenta Bueno C3. A entrada em operação desta linha, além de aumentar a confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia, aumenta o limite de transmissão entre o SIN e a área Acre/Rondônia. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: Em Março de 2016 foram concluídos os testes de energização do segundo transformador TR2 500/230 kv, 600 MVA, da SE Curral Novo do Piauí II, 600 MVA, localizada no Piauí. A inserção deste equipamento permite o escoamento de geração eólica no SIN. Em Março de 2016 foi integrada ao SIN a LT 230 kv Pirineus/Xavantes C2, localizada no estado de Goiás. Esta linha foi conectada de forma provisória nos bays da LT 230 kv ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 6 / 36

7 Pirineus/Xavantes C1, em ambos terminais. A inserção desta linha evita risco de corte de carga quando há sobrecarga no circuito existente, em regime normal de operação, nas situações onde se observa esgotamento das medidas operativas, bem como reduz a necessidade de geração térmica da região. Em Março de 2016 foram concluídos os testes de energização no autotransformador AT-2 230/138/13,8 kv, 150 MVA e do banco capacitor shunt 138 kv, 40 MVAr da SE Várzea Grande, no estado do Mato Grosso. A inserção destes equipamentos no SIN aumenta a confiabilidade no atendimento das cargas a partir da SE Várzea Grande e melhora as condições para o controle de tensão na região 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/s a 800 m³/s na cascata do Rio São Francisco. Esta análise teve por objetivo 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 < Exp_N < Exp_N Limite = 40% da carga 3000 < Exp_N < Exp_N Exp_N > (*) deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o da tabela. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 7 / 36

8 Os limites da tabela anterior são válidos considerando: UHE Serra da Mesa - 3 UGs (até uma como síncrono). UHE Canabrava - 2 UGs. Não sendo possível manter esta configuração, reduzir 100 MW nos referidos limites 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 utilizada antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações UTE Klabin Celulose (UG1 e UG2) Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos TR-1 500/230 kv 450 MVA da SE Imperatriz (Sem previsão de retorno); TR2 500/345 kv 1050 MVA da SE Samambaia (Retorno em 20/05/2016); Transformador TR2 500/138 kv 300 MVA da SE Itajubá 3 (Retorno em 14/06/2016); Transformador TR12 500/345 kv 400 MVA da SE Jaguara (Sem previsão de retorno); Compensador Síncrono 01 da SE Embu-Guaçu (Retorno em 30/04/2016); Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 31/07/2016); Compensador Estático 01 da SE Sinop (Sem previsão de retorno). ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 8 / 36

9 3.3 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO de Abril/16, para a semana de 09/04/2016 a 15/04/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3.3-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 15/04/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 58,1 91,9 34,4 63,9 89,9 Limite Inferior 57,4 87,2 34,1 63,1 88,5 Tabela 3.3-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/04/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 57,0 90,7 34,1 70,6 100,0 Limite Inferior 54,8 78,2 32,9 70,0 99, 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. ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal VE LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 9 / 36

10 Subsistema NÍVEL PMO % EARmáx - 30/4 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 57,0 55,9 58,4 60,9 SUL 90,7 80,4 90,7 96,5 NORDESTE 34,1 32,9 34,1 35,2 NORTE 70,6 70,2 70,6 70, Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO do mês de Abril/2016 indicam, para a semana operativa de 09/04/2016 a 15/04/2016, os seguintes custos marginas de operação, em R$/MWh: Tabela 3.3-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 39,05 39,05 282,80 39,05 Média 37,80 37,80 282,80 37,80 Leve 36,60 36,60 264,36 36,60 Média Semanal 37,50 37,50 276,10 37,50 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 10 / 36

11 3.4 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. Na próxima semana operativa, as bacias hidrográficas do subsistema não apresentam precipitação significativa devido à atuação de um sistema de alta pressão nas regiões Sudeste e Centro-Oeste que dificulta a ocorrência de chuva. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 75% da MLT, sendo armazenável 65% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de um sistema de baixa pressão na região Sul ocasiona chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 146% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 125% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio São Francisco na próxima semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 26% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana corrente. A bacia do rio Tocantins apresenta chuva fraca isolada. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 57% MLT, sendo armazenável 54% da MLT. Tabela 3.4-1: 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 11 / 36

12 3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de abril é de uma média de 77% da MLT, sendo armazenável 67% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior 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 70% da MLT, sendo armazenável 61% da MLT. Na Tabela encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3.5-1: 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 abril é de 149% da MLT, sendo armazenável 127% 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 99% da MLT, sendo armazenável 84% da MLT. Na Tabela 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 ABRIL 12 / 36

13 Tabela 3.5-2: 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 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de abril é de 26%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 19% 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 abril apresente uma média de 58% da MLT, sendo armazenável 55% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 52% da MLT, sendo armazenável 49% da MLT 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 3.5-3: 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 ABRIL 13 / 36

14 Figura 3.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 09/04/16 a 15/04/16 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 14 / 36

15 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões A Resolução ANA/MMA nº 287, de 28 de março de 2016, autoriza a redução, até 31 de maio 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. Em função das condições hidroenergéticas à UHE Tucuruí, sua geração deverá ser explorada ao máximo prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes. 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 UHEs Furnas e Mascarenhas de Moraes será utilizada para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha será dimensionada de modo a realizar uma operação a fio d água próximo do limite de armazenamento máximo de seus reservatórios. As disponibilidades energéticas das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 15 / 36

16 Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão será dimensionada para atendimento de sua restrição ambiental. A geração das UHEs Itumbiara, Batalha, Serra do Facão, Emborcação, Nova Ponte e Miranda será utilizada para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Tietê: A geração e/ou vertimento das UHE Barra Bonita e Promissão será dimensionada visando manter o nível de armazenamento de seus reservatórios em seus volumes de espera recomendados para o período. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara será maximizada em todos os períodos de carga. Adicionalmente, suas gerações e vertimentos serão dimensionados visando manter o nível de armazenamento de seus reservatórios em seus volumes de espera recomendados para o período. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera será dimensionada visando manter o nível de armazenamento de seus reservatórios em seus volumes de espera recomendados para o período. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas em todos os períodos de carga visando evitar / minimizar a 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 geração da UHE Serra da Mesa será minimizada em todos os períodos de carga. As disponibilidades energéticas das UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 16 / 36

17 Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 150 m³/s, visando o atendimento do uso múltiplo da água a jusante de seu reservatório, conforme estratégia estabelecida do âmbito da gestão da bacia sob a coordenação da ANA. 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, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco. Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas favoráveis, as disponibilidades energéticas das usinas serão exploradas 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. UHE Capivara, 3. Usinas da região Sul que apresentarem vertimentos; 4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Água Vermelha; 6. 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; 7. 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; 8. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 9. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos; 10. Usinas térmicas autorizadas para despacho; 11. UHE Marimbondo; 12. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 13. UHE Corumbá; 14. UHE Itumbiara; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 17 / 36

18 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 Emborcação; 17. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 18. UHEs Porto Primavera, Jupiá, Ilha Solteira e Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 19. 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. 20. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 21. 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 Santiago; 3. UHE Ney Braga; 4. UHEs Salto Osório e Salto Caxias; 5. UHE Machadinho; 6. UHEs Ita e Foz do Chapecó; 7. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e Passo Real); 8. UHE Mauá; 9. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 10. UHE Passo Fundo; 11. UHE Barra Grande; 12. UHE GPS; 13. UHE G. B. Munhoz; 14. 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 18 / 36

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. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas da região Nordeste despachadas por ordem de mérito; 3. Elevar o recebimento da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 4. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. Usinas térmicas da região Nordeste, em ordem crescente de custo, não despachadas por ordem de mérito; 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 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 da região Nordeste que não foram despachadas por ordem de mérito; 2. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Paulo Afonso IV / P.Afonso 123, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 8. Reduzir o recebimento da região Nordeste, sem provocar vertimento turbinável em usinas do SIN; 9. Usinas térmicas despachadas por ordem de mérito; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 19 / 36

20 10. Usinas que apresentam vertimentos. 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 20 / 36

21 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 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 500 kv Luiz Gonzaga - Milagres C1 das 16h00min do dia 15/04 (Sexta) às 17h00min do dia 18/04 (Segunda). Esta intervenção está programada para realização de serviços de adequação da altura da flecha para permitir a consecução do barramento do reservatório de BOI I através do reposicionamento, substituição e ou inclusão de estruturas da Linha LT4-05V1 LT 500kV Luiz Gonzaga - Milagres. Projeto pertencente ao PAC -Programa 1036 Ação orçamentária M. I. - Ministério da Integração Nacional. Para garantir a segurança do sistema, quando de perdas simples no sistema de transmissão em 500kV que atende à região Nordeste recomenda-se atender às seguintes condições: Condição da região Norte Exportadora: RNE < 3800 MW (PESADA/MÉDIA); RNE < 3300 MW (LEVE/MÍNIMA). Condição da região Sudeste Exportadora: RNE < 3000 MW (PESADA/MÉDIA); RNE < 2700 MW (LEVE/MÍNIMA). ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 21 / 36

22 LT 500 kv Miracema Gurupi C1 das 07h30min às 17h00min do dia 10/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços para sanar o vazamento de óleo isolante nos flanges das válvulas do relé de gás do reator da linha em Gurupi. Para que emergência dupla dos circuitos remanescentes C2 e C3 não provoque atuação do ERAC do Sul/Sudeste ou Norte/Nordeste será mantido: MW < FMCGU FSENE < 2000 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo LT 345 kv Embu Guaçu Sul das 07h00min às 14h00min do dia 10/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de retirada do cabo guarda do vão entre as torres 102 e 103, que apresenta risco iminente de queda. Durante a realização desta intervenção, a da LT Baixada Santista / Sul ocasionará a interrupção das cargas supridas pela SE Sul, em um montante da ordem de 550 MW. SE Baixada Santista Proteção diferencial 88 kv (Totalizada) das 00h00min às 06h00min dos dias 12/04 (Terça), 13/04 (Quarta), 14/04 (Quinta) e 15/04 (Sexta). Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva em seccionadora de barra 88kV da SE Baixada Santista. Durante a realização desta intervenção, a SE Baixada Santista, setor 88kV irá operar com a proteção diferencial totalizada. Dessa forma, a eventual perda de equipamento conectado ao setor 88kV, com falha de disjuntor, ocasionará a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, em um montante da ordem de 500 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 22 / 36

23 b) Área Norte/Nordeste SE Guamá - Disjuntor GMDJ6-10 de 230 kv das 08h00min às 16h00min do dia 10/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de eliminação de vazamento de óleo no disjuntor GMDJ6-10 de 230 kv da SE Guamá. A SE Guamá será operada em barra única. Durante a realização desta intervenção, contingências na Barra de 230 kv em operação, implicará na atuação do ECE para perda dupla do trecho da LT 230 kv Vila do Conde Guamá Utinga, acarretando um corte de carga de 80% da cidade de Belém. LT 230 kv Fortaleza II Pici II C Z3 e C Z2. C Z3 das 05h45min às 10h45min e Z2 das 11h15min às 16h00min do dia 10/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de realização de serviços de substituição de isolador polimérico e de ferragens no Z3 e substituição do TC 94Z2, fase A, SE PCD, que apresentou teor de acetileno na amostra de óleo no Z2. Durante a realização destas intervenções a contingência do circuito remanescente implica no desligamento de 25% das cargas de Fortaleza. c) Área Mato Grosso LT 500 kv Ribeirãozinho - Rio Verde Norte C1 e C2 (Sem desligamento) das 08h00min às 17h00min dos dias 11/04 (Segunda) à 15/04 (Sexta). Esta intervenção está programada para realização de serviços de lançamento de cabos condutores do C3 dessa LT. Durante a realização desta intervenção, existe o risco de desligamento da LT 500kV Ribeirãozinho Rio Verde Norte C1 e C2. Para garantir a segurança do sistema haverá a necessidade de restrição do Fornecimento do Mato Grosso (FMT) para o restante do SIN. d) Área Amazonas/Amapá SE Manaus Disjuntor 05 de 230 kv das 09h00min do dia 11/04 (Segunda) às 17h00min do dia 17/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de regeneração do SF6 dos pólos do disjuntor (atendimento ao ofício circular 14/2015 SFE ANEEL - OLIMPIADAS RIO 2016). ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 23 / 36

24 Durante a realização desta intervenção, a emergência da LT 230 kv Lechuga Manaus C1, seguida de falha do disjuntor 01 da SE Manaus, implica em desligamento da LT 230 kv Lechuga Manaus C2, levando a atuação de ERAC no subsistema Manaus. e) Área Acre/Rondônia SE Porto Velho - Seções de Barra 01 e 02 de 230kV das 07h30min às 15h30min dos dias 09/04 (Sábado) e 10/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de isolamento das seções de barra visando a conexão dos bays das linhas de transmissão da UHE 230 kv Santo Antonio SE Porto Velho C1 e C2. Serviço necessário para possibilitar a entrada do vão das linhas de transmissão que irão ligar as 6 UGs da UHE Santo Antonio à SE 230 kv Porto Velho. Durante a realização desta intervenção, a perda da seção de barra em operação leva ao desligamento das cargas de Porto Velho, Abunã e Rio Branco. Essa carga significa, aproximadamente, 50 % do estado de Rondônia e 100% do estado do Acre, num total aproximado de 250 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 24 / 36

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 abril, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão das previsões da 3ª a 6ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela 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 1,1% para o subsistema SE/CO e 7,5% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de abril (revisão 2), 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 março, sinalizam decréscimos de 1,0% para o subsistema SE/CO e 2,8% 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 acréscimo de 0,4% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,8% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de abril (revisão 2), 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 março, sinalizam decréscimo de 2,7% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,3% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 25 / 36

26 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 26 / 36

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 02 a 08/04 e as previsões para a semana de 09 a 15/04/2016. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 14/04, 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, dia 13/04. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 09/04, 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 13/04. 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 Erro! Autoreferência de indicador não válida. 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 ABRIL 27 / 36

28 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Abril. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 28 / 36

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 ABRIL 29 / 36

30 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 30 / 36

31 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 ABRIL 31 / 36

32 Região Sul 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 maior máquina sincronizada (subtensão na região Sul de Santa Catarina). Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) 1 x J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 1 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) Total Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 1: Indisponível entre 14/03/2016 a 10/04/ UG 2: Indisponível entre 01/03/2016 a 11/07/ UG 5: Indisponível entre 21/01/2016 a 20/04/2016. Contudo, considerando as unidades disponíveis no Complexo Jorge Lacerda, o despacho necessário para atendimento aos requisitos de desempenho elétrico é apresentado na tabela a seguir: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) 1 x J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x Total Notas: 1. A geração térmica mínima da carga média, 2M (66 MW) + 1GG (180 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 32 / 36

33 ANEXO III Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 2 do PMO do mês de Abril/16, para a semana operativa de 09/04/2016 a 15/04/2016 Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) NUCLEAR Angra 2 20,12 Angra 1 25,38 CARVÃO Candiota III 71,06 P. Pecém I 103,20 P. Itaqui 108,28 P. Pecém II 113,95 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 87,49 Maranhão V 87,49 Santa Cruz Nova 93,17 Norte Fluminense 3 102,84 Fortaleza 139,88 L. C. Prestes_L1 194,05 Linhares 136,79 G. L. Brizola_L1 232,90 N.Venecia 2 188,18 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 297,27 B. L. Sobrinho _L1 306,89 C. Furtado 251,18 Termoceará 296,30 Euzébio Rocha_L1 274,25 R. Almeida 206,02 A. Chaves 210,35 Baixada Fluminense 82,43 Jesus Soares Pereira 314,63 Araucária 710,65 Norte Fluminense 4 232,56 F. Gasparian 399,02 M. Lago 529,51 M. Covas 511,77 Uruguaiana 486,20 Camaçari 486,20 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 214,69 Brizola_L15 249,52 Brizola_L13 212,06 L. C. Prestes_L13 206,89 Euzébio Rocha_L13 204,25 Macaiba 896,88 Tambaqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 RESIDUOS INDUSTRIAIS Atlântico 157,53 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 33 / 36

34 USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) ÓLEO S. Cruz 310,41 Pernambuco 3 228,68 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 678,04 R. Silveira 421,52 Maracanaú I 264,36 Termocabo 276,53 Termonordeste 282,80 Termoparaíba 282,80 Global I 318,78 Global II 318,78 Geramar I 279,63 Geramar II 279,63 Viana 279,63 Campina Grande 279,64 Alegrete 279,64 Igarapé 653,43 Bahia I 556,99 Camaçari Muricy I 605,46 Camaçari Polo de Apoio I 605,46 Petrolina 664,27 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 267,46 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 677,46 Aracati 677,46 Baturité 677,46 Campo Maior 677,46 Caucaia 677,46 Crato 677,46 Iguatu 677,46 Juazeiro do Norte 677,46 Marambaia 677,46 Nazária 677,46 Pecém 677,46 Daia 791,67 M. Covas 688,64 Goiânia II 817,24 William Arjona 808,02 Camaçari 943,88 Potiguar III 898,49 Potiguar 898,50 Xavantes 1069,54 Pau Ferro I 996,13 Termomanaus 996,13 Palmeiras de Goias 702,35 Santana I 640,96 Santana II 898,56 Brasília 1047,38 Flores 841,64 São José 873,18 BIOMASSA Sta Vitória 90,00 Sykué I 510,12 Cocal 510,12 PIE-RP 510,12 Madeira 255,00 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 34 / 36

35 ANEXO IV Limites de Transmissão As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kv, que interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da malha em 500 kv que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.SSE Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-OC.SSE Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste IO-OC.NSE Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste. IO-ON.NNE Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste IO-OC.NNE Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste IO-ON.SENE Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 35 / 36