PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

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

2 2015/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 17/01/2015 A 23/01/2015 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 Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Relacionados com a Otimização Energética Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12 4 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13 5 Diretrizes para a Operação Eletroenergética Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Diretrizes para operação energética das bacias Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 19 6 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 25 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 3 / 35

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Janeiro/2015, para a semana operativa de 17/01/2015 a 23/01/2015, 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 Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov. Leonel Brizola L1, Cocal (indisponível, conforme declaração do Agente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, E. Rocha L13, L. C. Prestes L13, A. Chaves, G. L. Brizola L13, B. L. Sobrinho L13, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), Viana, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente), Igarapé, Termonorte II, Palmeiras do Goiás, Daia, Goiânia 2, Carioba, UTE Brasil e Xavantes. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível, conforme legislação vigente), Figueira, Araucária, Sepé Tiaraju (indisponível, conforme declaração do Agente), Uruguaiana (indisponível, conforme legislação vigente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs ERB Candeias, Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, Termoceará, C. Furtado, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I e II, Bahia I, Altos, Aracati, Baturité, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu, Juazeiro, Marambaia, Nazária, Pecém, Arembepe, Muricy; e somente nos patamares de carga ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 4 / 35

5 pesada e média a UTE Petrolina. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I e II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 2, 3, e 4, Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7, São José 1 e São José 2; e ; e somente nos patamares de carga pesada e média a UTE Mauá B1. Além disso, está previsto para a semana de 17/01/2015 a 23/01/2015, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, 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 21/03/2015 a 27/03/2015, benefício marginal de R$ 1.367,57/MWh, R$ 1.367,53/MWh e R$ 1.363,51/MWh para os patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas disponibilidades máximas, para a semana operativa de 21/03/2015 a 27/03/ 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. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013, está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo NEWAVE. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Janeiro/15. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 5 / 35

6 Foi estabelecido no oficio 333/2012 SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012: A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no calculo do PLD; Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP; Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Janeiro/15 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que: Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Sistema de Suprimento à cidade de Manaus Está previsto o atendimento às cargas da cidade de Manaus através de dois Subsistemas, a saber: Subsistema 01 SE Mauá III: é formado por carga e geração que será suprida pelo circuito duplo da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira e da LT 230 kv Jorge Teixeira Mauá 3 através da Transformação da SE Mauá III 230/138 kv 3x150 MVA e 138 / 69 kv 3x150 MVA, e: Subsistema 02 SE Manaus: é formado por carga e geração que será suprida pelo circuito duplo da LT 230 kv Lechuga Manaus através da Transformação 230/69 kv 3x150 MVA da SE Manaus. O diagrama unifilar a seguir mostra este Sistema de Suprimento à cidade de Manaus: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 6 / 35

7 Sistema de Suprimento ao Estado do Amapá As Usinas Hidroelétricas de Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes estão conectadas ao SIN através das Subestações de 230 kv de Laranjal e Macapá, respectivamente, do Sistema de Suprimento Tucuruí Macapá Manaus. O diagrama unifilar a seguir mostra o sistema de suprimento na área de interesse: 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 7 / 35

8 Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na tabela a seguir: Carga da Região Nordeste (MW) Carga < Limites de RNE (MW) 3000 MW < Carga < MW Carga > MW Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I. Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos. 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Não há testes na semana relacionada 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 28/12/2015) TR-1 500/230 kv Imperatriz (31/07/2015) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 8 / 35

9 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/15, para a semana de 17/01/2015 a 23/01/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 23/01 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 18,0 74,3 17,0 32,7 29,7 Limite Inferior 17,3 69,8 16,7 32,5 29,7 Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 18,0 75,7 16,6 32,3 29,7 Limite Inferior 16,3 67,5 15,7 31,5 29, Níveis de Armazenamento Operativos As regiões SE/CO e NE encontram-se em seus períodos úmidos históricos. Todavia, no seu início, a análise das atuais condições hidrometereológicas e climáticas ainda não caracterizam o seu efetivo estabelecimento. Assim sendo, faz-se necessário uma abordagem que permita a avaliação de diversos cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para essas regiões. Neste contexto, os resultados desta revisão irão contemplar cenários de afluências visando melhor representar à 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. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 9 / 35

10 3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/15 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) FICT NORTE 2574 R$ 823,65/MWh R$ 823,65/MWh N NE SE/CO R$ 1402,96/MWh Hz ITAIP 60 Hz Caso 1: JAN15_RV3_N-2_V Caso 2 SEMANA 4 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 675 S R$ 1402,96/MWh Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 1408, ,44 851,01 851,01 Média 1408, ,44 851,01 851,01 Leve 1393, ,36 775,66 775,66 Média Semanal 1402, ,96 823,65 823,65 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 10 / 35

11 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. O avanço de uma frente fria durante a semana pelo litoral da região Sudeste, deve ocasionar pancadas de chuva em pontos isolados das bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Paraíba do Sul e Grande. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 35% da MLT, sendo totalmente armazenável. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de áreas de instabilidade e o avanço de uma frente fria pelo o Rio Grande do Sul devem ocasionar chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 200% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 178% 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 deve apresentar pancadas de chuva isoladas no fim da semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 18% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de permanência de pancadas de chuva em pontos isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 65% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 11 / 35

12 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Janeiro é de uma média de 44% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 39% da MLT, sendo armazenável 39% da MLT. Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Grande Bacia do Rio Paranaíba Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) Paraíba do Sul Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Janeiro é de 222% da MLT, sendo armazenável 200% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 189% da MLT, sendo armazenável 179% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 12 / 35

13 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de Janeiro é de 27%, sendo armazenável 27% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 24% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 24% da MLT Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Janeiro apresente uma média de 63% da MLT, sendo armazenável 63% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 56% da MLT, sendo armazenável 56% da MLT. 4 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema. Tabela 4-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região ENA Mensal Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 13 / 35

14 Figura 4-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 17 a 23/01/15 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 14 / 35

15 5 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 5.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 2.050, de 23 de dezembro de 2014, prorroga até o dia 31 de janeiro de 2015, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de m³/s para m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 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 de m³/s para m³/s 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 de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis, a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 120 m³/s. Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante. A geração da UHE Tucuruí será dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seu reservatório e do nível mínimo para operação das UGs da fase 2, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. Na região Sul, a geração das usinas deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Em função das condições hidroenergéticas da UHE Itaipu, sua geração deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo que nos períodos de carga leve sua geração será dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. Esta operação será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de jusante e/ou minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, SE/CO, caso existam excedentes energéticos nas usinas da região Norte e Sul, a geração das usinas térmicas ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 15 / 35

16 do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar a alocação destes excedentes energéticos na curva de carga. 5.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes será dimensionada para fechamento do balanço energético após a exploração dos recursos energéticos das demais usinas do SIN. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser dimensionada para fechamento do balanço energético. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Batalha, Serra do Facão, Itumbiara, Emborcação e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser maximizada em todos os períodos. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada visando a manutenção de suas defluências em seus mínimos operativos de 3700 m³/s e 4300 m³/s, respectivamente. A geração das UHEs Ilha Solteira e Três Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá, Porto Primavera e Itaipu, respeitando-se as restrições operativas existentes. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil e da controlabilidade do nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido de 160 m³/s para 105 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 47 m³/s, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 16 / 35

17 Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seu reservatório e do nível mínimo para operação das UGs da fase 2, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra da Mesa será maximizada em todos os períodos de carga, de modo a garantir disponibilidade energética nas usinas situadas a jusante. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 120 m³/s), respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó. Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí, deverão ser utilizadas em todos os períodos de carga. A geração da UHE Capivari será utilizada somente nos períodos de carga média e pesada. 5.3 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 que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas; 3. Usinas da região Sul; 4. 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; 5. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. UHEs Batalha e Serra do Facão; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHE Tucuruí, dimensionada em função das condições hidroenergéticas; 10. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 11. UHE Itumbiara; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 17 / 35

18 12. UHE Emborcação; 13. 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; 14. UHE Chavantes; 15. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 16. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 17. 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; 18. UHE Marimbondo; 19. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. UHE Salto Santiago; 3. UHE Ney Braga; 4. UHE Mauá; 5. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. Usinas da bacia do rio Jacuí; 8. UHE Passo Fundo; 9. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas 10. UHEs Salto Osório, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante; 11. UHE Salto Caxias; 12. UHE Barra Grande; 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 18 / 35

19 abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito; 2. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina. 6. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se 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: 7. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina; 8. UHE Sobradinho; 9. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 10. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 11. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste; 12. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas. 5.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 19 / 35

20 A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 5-1: Interligações entre regiões Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 20 / 35

21 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 SE US Luíz Gonzaga Teste de Black Start das 01h00min às 07h00min do dia 21/01 (quarta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para testes de auto restabelecimento da UHE Luíz Gonzaga. Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no sistema de 500 kv de atendimento a região Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo LT 345 kv Norte Guarulhos C1 das 07h00min às 16h30min do dia 18/01 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em disjuntores e chaves seccionadoras do Circuito 1 da LT 345 kv Norte Guarulhos C1. Durante esta intervenção, a perda da LT 345 kv Norte Guarulhos C2 ocasionará a interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e SE Miguel Reale, em um montante de até 800 MW. b) Área Goiás/Brasília SE Brasília Sul TR 8 de 345/138 kv 150 MVA e Barra A de 138 kv das 07h00min às 17h30min do dia 18/01 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras e disjuntores de 345 kv e 138 kv da SE Brasília Sul. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 21 / 35

22 Durante esta intervenção, a perda da Barra B de 138 kv da SE Brasília Sul implica em um corte de 20% de carga 20% das cargas da CEB (Taguatinga e Ceilândia do Sul). c) Área Acre/Rondônia LT 230kV Porto Velho Abunã C1 das 02h00min às 08h00min dos dias 16/01 (sexta feira) e 17/01 (sábado). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para implementação do novo sistema de proteções de barras na SE Abunã. Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do circuito remanescente da LT 230kV Porto Velho Abunã, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: F SMAQ + F PVAN 340 MW d) Área Norte/Nordeste SE São Luís III 230 kv Barra LTBR6-02 das 08h00min às 17h30min do dia 18/01 (domingo). Esta intervenção está programada para a ampliação de barramento da SE São Luís III. Durante esta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento de 230 kv da SE São Luís III, em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção, poderá ocorrer o desligamento de cerca de 40% de carga da capital de São Luís. e) Áreas do Sistema de Transmissão Associado à UHE Itaipu, Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Mato Grosso e Amazonas/Amapá No período de 17/01/2015 à 23/01/2015 não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 22 / 35

23 6 Previsão de Carga 6.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de janeiro, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão da 4ª à 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 7,7% para o subsistema SE/CO e 5,6% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 4ª à 6ª semana de janeiro (revisão 3), estimase para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em dezembro, sinalizam acréscimos de 5,8% para o subsistema SE/CO e 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 decréscimo de 2,3% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,4% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 4ª à 6ª semana de janeiro (revisão 3), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o Nordeste e de MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em dezembro, sinalizam acréscimo de 2,2% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,4% para o subsistema Norte. Tabela 6.1-1Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 23 / 35

24 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 24 / 35

25 6.2 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 10 a 16/01 e as previsões para a semana de 17 a 23/01/2015. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 22/01, 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 21/01. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 17/01, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 21/01. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 25 / 35

26 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Janeiro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 26 / 35

27 ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kv da Região Sudeste IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kv Goiás/Brasília IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kv Mato Grosso IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre Rondônia IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 27 / 35

28 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 JANEIRO 28 / 35

29 (1) Valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 29 / 35

30 Jorge Lacerda: O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada: LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina). Patamar de carga média: LT 525 kv Campos Novos Biguaçu ou maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda. Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - 2 x 25 - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x Total Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/02/2015. P. Médici (A e B) e Candiota III: O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para: Evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, notadamente da LT 230 kv Quinta Povo Novo ou da LT 230 kv Camaquã 3 Povo Novo (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul). Atendimento aos limites de fornecimento para o estado do Rio Grande do Sul (FRS). Despacho Mínimo Necessário (MW) Usina Térmica Pesada Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) P. Médici B (UG. 3 e 4) - 1 x Candiota III (UG. 5) - 1 x Total Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/ UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/ UG 3: 29/11/2014 a 30/01/ UG 5: unidade geradora limitada a 300 MW. 2. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração total desta fase está limitada em 120 MW. 3. O despacho mínimo indicado na tabela anterior para as UTE P. Médici e Candiota III considerou a UTE Sepé Tiaraju com despacho nulo. Entretanto, no patamar de carga média, caso a UTE Sepé Tiaraju esteja em operação, o ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 30 / 35

31 despacho das UTE P. Médici e Candiota III poderá ser minimizado para 1B (90 MW) +1C (175 MW) = 265 MW. 4. No patamar de carga pesada de sábado a geração térmica mínima necessária é 1C = 175 MW. Araucária: Para valores de carga na região Sul acima de MW (valor com perdas de transmissão, sem incluir a carga do estado do Mato Grosso do Sul), será necessário o despacho na UTE Araucária por razões elétricas visando: Garantir o atendimento, com valores mínimos de tensão (95%), nas barras de 525 kv das SE 525 kv Curitiba e Bateias, e nas SE 230 kv São Mateus do Sul (PR), Canoinhas e Joinville (SC). Fazer frente a perdas de elementos do sistema de 525 kv, notadamente de circuitos da interligação entre as regiões Sul e Sudeste (LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2) ou da LT 525 kv Areia Curitiba ou LT 525 kv Areia Bateias, em situações de carga elevada na região Sul, e evitar a ocorrência de corte de carga por subtensão nas regiões de São Mateus do Sul, Ponta Grossa e Metropolitana de Curitiba, no Paraná e regiões de Joinville e Canoinhas, em Santa Catarina. Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve UTE Araucária Unidade a Gás - 1 x UTE Araucária Unidade a Vapor - 1 x 60 - Total Região Norte Área Manaus: Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4, B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na área Manaus, quando da perda da LT 230 kv Manaus-Lechuga e da LT 230 kv Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 31 / 35

32 ANEXO III Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 3 do PMO do mês de Janeiro/15, para a semana operativa de 17/01/2015 a 23/01/2015. Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) NUCLEAR Angra 2 20,12 Angra 1 23,21 CARVÃO Candiota III 64,08 P. Pecém I 111,25 P. Itaqui 114,63 P. Pecém II 120,10 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 145,71 J. Lacerda B 176,67 J. Lacerda A2 176,85 Charqueadas 196,16 J. Lacerda A1 234,31 S. Jerônimo 248,31 Figueira 402,18 GÁS Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Parnaíba IV 69,00 Termopernambuco 70,16 Maranhão IV 101,07 Maranhão V 101,07 Santa Cruz Nova 108,58 Norte Fluminense 3 102,84 Fortaleza 118,51 L. C. Prestes_L1 143,49 Linhares 162,42 G. L. Brizola_L1 168,44 N.Venecia 2 171,19 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 197,85 B. L. Sobrinho _L1 220,92 C. Furtado 279,04 Termoceará 239,76 Euzébio Rocha_L1 247,30 R. Almeida 236,48 A. Chaves 238,68 Jesus Soares Pereira 314,63 Araucária 490,30 Norte Fluminense 4 247,83 F. Gasparian 399,02 M. Lago 388,48 M. Covas 463,79 Uruguaiana 740,00 Camaçari 732,99 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 240,43 Brizola_L13 239,20 L. C. Prestes_L13 236,79 Euzébio Rocha_L13 235,55 Tambaqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 RESIDUOS INDUSTRIAIS Atlântico 142,82 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 32 / 35

33 CUSTO VARIÁVEL USINA TÉRMICA (R$/MWh) ÓLEO S. Cruz 310,41 Pernambuco 3 321,61 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 678,04 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 366,92 Termocabo 377,76 Termonordeste 382,53 Termoparaíba 382,53 Global I 431,78 Global II 431,78 Geramar I 382,24 Geramar II 382,24 Viana 382,24 Campina Grande 382,25 Alegrete 382,25 Igarapé 653,43 Bahia I 681,59 Camaçari Muricy I 775,66 Camaçari Polo de Apoio I 775,66 Petrolina 851,01 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 379,01 Aparecida B1TG6 926,82 Distrito A 611,14 Distrito B 622,60 Electron 1165,12 Iranduba 654,56 Mauá B1 844,72 Mauá B4 449,98 Mauá B5 A 616,42 Mauá B5 B 590,42 Mauá B6 657,05 Mauá B7 659,10 DIESEL S. Tiaraju 698,14 Altos 727,61 Aracati 727,61 Baturité 727,61 Campo Maior 727,61 Caucaia 727,61 Crato 727,61 Iguatu 727,61 Juazeiro do Norte 727,61 Marambaia 727,61 Nazária 727,61 Pecém 727,61 Daia 822,15 M. Covas 688,64 Goiânia II 877,87 William Arjona 808,02 Camaçari 943,88 Potiguar III 959,23 Potiguar 959,24 Xavantes 1148,68 Pau Ferro I 1063,46 Termomanaus 1063,46 Palmeiras de Goias 730,20 Brasília 1047,38 Cidade Nova 654,63 Flores 1 618,81 Flores 2 636,82 Flores 3 631,82 Flores 4 639,79 São José 1 660,35 São José 2 660,35 BIOMASSA Cocal 178,43 PIE-RP 178,43 Madeira 229,17 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 33 / 35

34 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 JANEIRO 34 / 35

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