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 02/04/2016 A 08/04/2016 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 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 21 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 1 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Abril/2016, para a semana operativa de 02/04/2016 a 08/04/2016, 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. 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, Maracanaú, Suape II, Termocabo, Campina Grande, Termonordeste e Termoparaíba, e somente nos patamares de carga pesada e média das UTEs Termoceará, Global I e Global II. Além disso, está previsto para a semana de 02/04/2016 a 08/04/2016, 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 04/06/2016 a 10/06/2016, benefício marginal de R$ 34,59/MWh em todos os partamares de carga. 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 04/06/2016 a 10/06/2016. 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: Na primeira semana de Março de 2016 foram concluídos os testes de energização da LT 230 kv Sobra/Acaraú II C2 no estado do Ceará. A inserção desta linha aumenta a capacidade de escoamento da geração eólica ligada à SE Acaraú 230 kv. Na segunda semana de Março de 2016 foram concluídos os testes de energização dos transformadores TR-3 e TR-4 500/138 kv, 450 MVA cada, e do reator E1, 500 kv, 181 MVAr da SE João Câmara III, no estado do Rio Grande do Norte. Estes equipamentos fazem ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 6 / 36

7 parte do conjunto de obras que possibilitará o escoamento da geração de novas usinas eólicas no estado do Rio Grande do Norte para o restante do SIN. Na segunda semana de Março de 2016 foram concluídos os testes de energização da LT 230 kv Angelim/Garanhuns C4, no estado de Pernambuco. Esta linha de transmissão faz parte do conjunto de obras que possibilitará o escoamento da geração de novas usinas eólicas do estado de Pernambuco para o restante do SIN. Na terceira semana de Março de 2016 foram concluídos os testes de energização do quarto transformador AT08 500/345 kv, 1050 MVA, da SE Samambaia, localizada no Distrito Federal. A inserção deste equipamento no sistema melhora o controle de carregamento desta transformação aumentando a confiabilidade de atendimento às cargas do Distrito Federal. No dia 23 de 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. No dia 25 de 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 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. No dia 30 de 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 7 / 36

8 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. 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 8 / 36

9 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 9 / 36

10 3.3 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO de Abril/16, para a semana de 02/04/2016 a 08/04/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3.3-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 08/04/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 59,5 94,9 34,9 61,1 84,3 Limite Inferior 58,2 94,1 34,6 62,5 86,7 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 60,6 84,7 34,9 68,8 95,3 Limite Inferior 56,4 80,8 33,7 71,1 100, 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 10 / 36

11 3.3.3 Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO do mês de Abril/2016 indicam, para a semana operativa de 02/04/2016 a 08/04/2016, 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 34,21 34,21 303,49 34,21 Média 33,32 33,32 303,49 33,32 Leve 31,71 31,71 269,52 31,71 Média Semanal 32,83 32,83 291,16 32,83 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 11 / 36

12 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. A atuação de um sistema de alta pressão na região Sudeste dificulta a ocorrência de precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema na próxima semana. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 92% da MLT, sendo armazenável 77% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. O avanço de uma frente fria pelo Rio Grande do Sul no início da semana e a atuação de áreas de instabilidade nesse estado no decorrer da semana ocasionam chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 163% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 126% 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 bacia do rio São Francisco não deve apresentar chuva significativa na próxima semana devido à atuação do sistema de alta pressão que dificulta a ocorrência de precipitação. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 28% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A condição de pancadas de chuva em pontos isolados da bacia do rio Tocantins permanece na próxima semana operativa. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 61% MLT, sendo armazenável 57% 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 12 / 36

13 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 84% da MLT, sendo armazenável 74% 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 72% da MLT, sendo totalmente armazenável. 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 141% da MLT, sendo armazenável 125% 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 85% da MLT, sendo totalmente armazenável. 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 13 / 36

14 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 28%, 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 22% 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 63% da MLT, sendo armazenável 60% 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 57% da MLT, sendo totalmente armazenável 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 14 / 36

15 Figura 3.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 02/04/16 a 08/04/16 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 15 / 36

16 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 16 / 36

17 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 política de operação energética passa a minimizar a geração da UHE Serra da Mesa visando minimizar e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento do reservatório das usinas de jusante. As disponibilidades energéticas das UHEs Cana Brava, ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 17 / 36

18 São Salvador, Peixe Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 100 m³/s a partir do dia 17/01/2016, visando elevar o nível de armazenamento de seu reservatório. A coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco será realizada com as vazões mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor vigente, 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. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos; 9. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 10. Usinas térmicas autorizadas para despacho; 11. UHE Marimbondo; 12. UHE Corumbá; 13. UHE Itumbiara; 14. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 18 / 36

19 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. UHE Campos Novos; 5. UHEs Salto Osório e Salto Caxias; 6. UHEs Ita e Foz do Chapecó; 7. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 8. UHE Mauá; 9. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e Passo Real); 10. UHE Passo Fundo; 11. UHE Barra Grande; 12. UHE Machadinho; 13. UHE GPS; 14. UHE G. B. Munhoz; 15. Explorar disponibilidade da Região SE. Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 19 / 36

20 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 20 / 36

21 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 21 / 36

22 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 Pecem II Sobral III C1 (V7) das 06h00min às 16h00min do dia 03/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços para efetuar a substituição dos TCs Siemens AKOF (fases A, B e C) com risco de explosão. A postergação desta intervenção traz risco à integridade do equipamento. Para garantir a segurança do sistema, quando de perdas duplas no sistema de transmissão em 500kV que atende à região Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 3000 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo SE Norte Barra 2 de 345 kv e LT 345 kv Norte Miguel Reale C2 das 04h00min às 14h00min do dia 03/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva em disjuntores, seccionadores e relés. Durante esta intervenção, a perda da LT 345 kv Norte Miguel Reale C1 ocasiona a interrupção das cargas da SE Miguel Reale, em um montante de até 150 MW. A perda da Barra 1 de 345 kv da SE Norte ocasiona a interrupção das cargas das SE Norte e Miguel Reale, em um montante de até 750 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 22 / 36

23 SE Baixada Santista Disjuntor P1 de 345 kv e Barra 4 de 345 kv das 05h00min às 14h00min do dia 03/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva nos equipamentos que compõem o bay 345kV do disjuntor P1/SB 4 345kV da SE Baixada Santista. Durante a realização desta intervenção, a SE Baixada Santista irá operar em configuração de barra simples. Dessa forma, a eventual perda de equipamento conectado ao setor 345kV, com falha de disjuntor, ocasionará a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, em um montante da ordem de 500 MW. SE Baixada Santista Proteção Diferencial 88kV (Totalizada) das 00h00min às 06h00min dos dias 05/04 (Terça), 06/04 (Quarta), 07/04 (Quinta), 08/04 (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. b) Área Norte/Nordeste SE Guamá - Disjuntor GMDJ6-09 de 230 kv das 07h00min do dia 02/04 (Sábado) até 11h00min do dia 04/04 (Segunda). Esta intervenção está programada para realização de serviços de eliminação de vazamento de óleo no disjuntor GMDJ6-09 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. SE Miracema - Transformador MCTF7-01 de 500/138 kv das 07h00min às 16h00min do dia 03/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de correção de baixo nível de óleo, bem como inspeção geral e ensaios quinquenais no Transformador MCTF7-01 de 500/138 kv da SE Miracema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 23 / 36

24 Durante a realização desta intervenção, a perda do transformador MCTF /138 kv 180 MVA em operação, implicará na perda de cerca de 90% das cargas da cidade de Palmas. c) Área Goiás/Brasília SE Samambaia Proteção Diferencial de Barras de 345 kv das 07h00min do dia 02/04 (Sábado) às 16h00min do dia 03/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de substituição dos relés da proteção diferencial, visando entrada em operação da nova LT 345 kv Samambaia Brasília Sul C3. Nessa configuração, contingências simples em uma das barras 8A ou 8B da SE Samambaia 345 kv ou contingências em algum equipamento seguidas de falha de disjuntor conduzem ao desligamento do montante de 50% das cargas de Brasília. d) Área Goiás/Brasília SE Coxipó - BR-1 e BR kv das 07h00min às 17h00min do dia 03/04 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva em chave seccionadora. Durante a realização desta intervenção, a contingência da seção de barra remanescente ou de qualquer equipamento com falha de disjuntor conduz a perda de toda a transformação 230/138kV da SE Coxipó, resultando em subtensão na rede de 138kV e em corte de carga na região de Cuiabá, estimado em 400MW. 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 na primeira semana e a revisão das previsões das 2ª a 6ª semanas, 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 decréscimo de 0,9% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 0,1% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções das 2ª a 6ª semanas de abril (revisão 1), 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 2,2% para o subsistema SE/CO e de 5,9% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte de MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam acréscimos de 1,3% para o subsistema Nordeste e 0,6% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções das 2ª a 6ª semanas de abril (revisão 1), 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 1,4% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,4% 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 26/03 a 01/04 e as previsões para a semana de 02 a 08/04/2016. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 07/04, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 07/04. 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 na sexta-feira, dia 08/04, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 05/04. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também na sexta-feira, 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 GÁS CARVÃO ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica N U C LEA R Usina Térmica (Capacidade Instalada) RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL P M L (Média) P M L Angra 1 (640 MW) , Angra 2 (1350 MW) J. Lacerda A1 (100 MW) J. Lacerda A2 (132 MW) (1) (3) (3) ,3 13,6 12,6 J. Lacerda B 262 MW) (1) J. Lacerda C (363 MW) --- (3) Charqueadas (72 MW) (2) P. Médici A (126 MW) (1) P. Médici B (320 MW) (2) S. Jerônimo (20 MW) (2) Figueira (20 MW) Candiota III (350 MW) (1) P. Pecém I (360,14 MW) P. Pecém II (176,2) P. Itaqui (360,14 MW) F. Gasparian (576,08 MW) B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) M. Lago (922,62 MW) Juiz de Fora (87,05 MW) (2) Uruguaiana (639,90 MW) (2) A. Chaves (226,0 MW) (2) Termoceará (220,0 MW) R. Almeida (138,02 MW) Araucária (4854,15 MW) (2) C. Furtado (185,89 MW) ,9 158,9 158,9 Fortaleza (346,63 MW) (6) ,6 326,6 326,6 L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) Baixada Fluminense (344 MW) Cuiabá (529,20 MW) (4) N. Fluminense 1 (868,93 MW) N. Fluminense 2 (868,93 MW) N. Fluminense 3 (868,93 MW) N. Fluminense 4 (868,93 MW) Parnaíba IV (56,3 MW) W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) Termopernambuco (532,76 MW) , Brizola_L1 (770,33 MW) (2) Jesus Soares Pereira (322,97 MW) (2) Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) Brizola_L15 (30,45 MW) (2) Camaçari (346,80 MW) Luiz O R Melo (204 MW) (7) Camaçari 346,80 MW) (4) Santa Cruz Nova (500 MW) (2)(7) Maranhão IV (337,6 MW) Maranhão V (337,6 MW) Aparecida (166 MW) Mauá B3 (120 MW) ,7 85,7 85,7 85,7 Tambaqui (75,48 MW) Macaíba (6,0 MW) Jaraqui (75,48 MW) Manaurara (85,38 MW) ,5 64,5 64,5 64,5 Ponta Negra (85,38 MW) C. Rocha (85,38 MW) B. L. Sobrinho_L13 (65,25 MW) Brizola_L13 (265,67 MW) (2) L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 30 / 36

31 DIESEL ÓLEO B IOM A SSA R ESÍ D UOS Usina Térmica (Capacidade Instalada) RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL P M L (Média) P M L S. Cruz 3 e 4 (436 MW) (2) R. Silveira (30 MW) Piratininga 1 e 2 (200 MW) Igarapé (131 MW) Nutepa (24 MW) Alegrete (66 MW) Carioba (36 MW) Petrolina (136,20 MW) Camaçari Muricy I (151,7 MW) Termonorte II (340,0 MW) (2) Termocabo (49,73 MW) Pernambuco 3 (3 x 52,4 + 1 x 43,7 MW) Geramar I (165,87 MW) Viana (174,6 MW) Geramar II (165,87 MW) Camaçari Polo de Apoio I (150 MW) Global I (148,80 MW) Global II (148,80 MW) ,6 - Maracanaú I (168 MW) Termonordeste (170,85 MW) ,3 162,3 62,2 Termoparaíba (170,85 MW) ,3 162,3 - Bahia I (31,8 MW) (2) Campina Grande (169,08 MW) Suape II (381,26 MW) Aparecida B1TG6 (40 MW) Electron (30 MW) Iranduba (45 MW) Mauá B1 (40 MW) Mauá B4 (150 MW) Mauá B5 (30 MW) S. Tiaraju (160,57 MW) (4) Brasília (10 MW) (2) W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) Altos (13,1 MW) Aracati (11,5 MW) Baturité (11,5 MW) Camaçari (346,8 MW) (4) Campo Maior (13,1 MW) Caucaia (14,8 MW) Crato (13,1 MW) Pecém (14,8 MW) Iguatu (14,8 MW) Juazeiro do Norte (14,8 MW) Marambaia (13,1 MW) Nazária (13,1 MW) Daia (44,44 MW) Xavantes (53,58 MW) Goiânia II (140,0 MW) Potiguar (53,12 MW) Potiguar III (66,4 MW) Termomanaus (156,15 MW) Pau Ferro I (102,6 MW) Palmeiras de Goias (175,56 MW) Santana I (58,12 MW) Santana II (50,04 MW) Flores (80 MW) São José 1 (50 MW) Sta Vitória (41,4 MW) Sykué I (30,0 MW) Cocal (28,2 MW) Madeira (4,0 MW) Sol (147,30 MW) Erb. Candeias(147,30 MW) Atlântico (235,2 MW) ,2 235,2 235,2 235,2 Atlântico CSA (254,80 MW) ,8 129,8 129,8 129,8 Suzano MA (254,84 MW) 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