PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 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 AGOSTO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 13/08/2016 A 19/08/2016 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 26 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 3 / 36

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Agosto/2016, para a semana operativa de 13/08/2016 a 19/08/2016, 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 Na região Sudeste/Centro-Oeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UNE Angra I e Angra II e das UTEs Norte Fluminense I e II, e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE Santa Vitória. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota III. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco e ERB Candeias. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTE Maranhão III, Parnaíba IV e somente nos patamares de carga pesada e média das UTEs Maranhão IV e Maranhão V. Além disso, está previsto para a semana de 13/08/2016 a 19/08/2016, o despacho, em todos os patamares de carga, das UTE Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por razão elétrica, 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 de custo, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 15/10/2016 a 21/10/2016, benefício marginal de R$ 87,00/MWh em todos os patamares de carga. Assim sendo, não há previsão de despacho, por ordem de mérito ou por garantia energética, para as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 15/10/2016 a 21/10/2016. Porém, visando a segurança elétrica da área ES, a UTE Linhares deverá ser despachada em 154 MWmed na referida semana. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 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 Foi elaborado relatório apresentando um conjunto de ações a serem realizadas nas etapas de programação e operação do SIN no atendimento à região metropolitana do Rio de Janeiro, bem como às demais cidades-sede de jogos de futebol durante o período das Olimpíadas e Paralímpíadas Rio 2016, objetivando garantir um suprimento de energia com padrões diferenciados de segurança ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 5 / 36

6 durante a realização destes eventos, em conformidade com a resolução n 01/2005 do CMSE. 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 em Fevereiro de Até o mês de Novembro de 2016 está prevista a entrada em operação das três primeiras unidades, do total de seis máquinas adicionais (6x69,59 MW), da UHE Santo Antônio, na subestação de 230 kv de Porto Velho, através de dois circuitos. A energia dessas máquinas adicionais foi vendida no leilão de energia nova da Aneel LEN A-3 de O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse, já considerando a conexão das máquinas adicionais: A UHE Teles Pires possui capacidade instalada de geração de MW e está conectada a SE 500 kv Paranaíta. Devido ao atraso da entrada em operação do tronco de 500 kv Ribeirãozinho Paranatinga Cláudia, as duas primeiras unidades geradoras da UHE Teles Pires se conectaram, de forma provisória, através de uma derivação na LT 500 kv Cláudia Paranatinga C2 e da instalação de ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 6 / 36

7 um transformador 500/230 kv 400 MVA na subestação de Sinop. Essa conexão provisória ficou em operação de Novembro de 2015 até o final de Maio de 2016, quando ocorreu a entrada em operação do restante do tronco de 500 kv, partindo da SE 500 kv Ribeirãozinho, integrando as subestações Paranatinga, Cláudia e Paranaíta através das LT 500 kv Ribeirãozinho Paranatinga C1 e C2 e Cláudia Paranatinga C1. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: Jauru Na quarta semana de Julho de 2016 foram concluídos os testes de energização do banco de capacitores BC kv, 100 MVAr, da SE Rio do Sul, localizada no estado de Santa Catarina. A inserção deste equipamento no SIN minimiza a ocorrência de subtensão na Região do Planalto de Santa Catarina em condições normais de operação. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 7 / 36

8 Na quarta semana de Julho de 2016 foram concluídos os testes de energização do segundo transformador TR-2 230/138 kv, 150 MVA, da SE Desterro, localizada no estado de Santa Catarina. A inserção deste equipamento melhora a confiabilidade no atendimento às cargas de Florianópolis. Na quarta semana de Julho de 2016 foram concluídos os testes de energização da LT 500 kv Luziânia/Rio das Éguas, localizada entre os estados de Goiás e Bahia. A inserção desta linha reforça a interligação entre as regiões Norte/Nordeste com as regiões Sudeste/Centro-Oeste 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 A fim de manter a estabilidade entre as regiões Norte e Nordeste, foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), em função da carga da região Nordeste (Carga NE), da Exportação pelo Norte (Exp_N) ou do Recebimento da região Norte (RN) e a geração das eólicas Igaporã II e III. O fator limitante para o dimensionamento desses limites é o desempenho dinâmico do sistema na perda da maior máquina da região Nordeste (1 UG da UHE Xingó), nos cenários em que a região Nordeste é recebedora predominantemente da região Sudeste. Para os cenários em que a região Nordeste é recebedora predominantemente da região Norte, o fator limitante é a abertura da SENE ou perda simples do circuito de 500 kv entre Colinas e São João do Piauí. Os limites de RNE podem ser observados conforme as duas tabelas a seguir: Tabela (Exportação do Norte de até 2000 MW) Limite de RNE (MW) Faixa do RN / Exp_N Carga NE > < Carga NE Carga NE Fluxo LT 230 kv Igaporã II / B. J. da Lapa 350 < Fluxo 600 Fluxo < Fluxo 600 Fluxo < Fluxo RN > (2) Fluxo RN > (1) 3000 (1) 1000 RN > Limite = 40% da carga ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 8 / 36

9 Limite de RNE (MW) Faixa do RN / Exp_N Carga NE > < Carga NE Carga NE Fluxo LT 230 kv Igaporã II / B. J. da Lapa 350 < Fluxo 600 Fluxo < Fluxo 600 Fluxo RN > (1) 3600 (1) 350 < Fluxo 600 Fluxo RN > (1) 3900 (1) 0 < Exp_N (1) 4100 (1) 1000 < Exp_N (1) 4600 (1) Limite = 40% da carga Notas: (1) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o da tabela acima. (2) Limitar o RN em 1350 MW Tabela (Exportação do Norte superior a 2000 MW) Limite de RNE (MW) Faixa do RN / Exp_N Carga NE > < Carga NE Carga NE Fluxo LT 230 kv Igaporã II / B. J. da Lapa Fluxo < 440 Fluxo < 330 Fluxo < < Exp_N < Exp_N < Exp_N < Exp_N Exp_N > Limite = 40% da carga Limite = 40% da carga (*) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o das duas tabelas acima. Os limites das tabelas acima 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 9 / 36

10 de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação, conforme indicado no Anexo I. Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizada antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Não há Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos TR-1 500/230 kv 450 MVA da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016); Compensador Síncrono 01 da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016); RUAT /138 kv da SE Rurópolis (Retorno em 18/08/2016) LDAT /230 kv da SE São Luís II (Retorno em 30/08/2016) Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 30/11/2016); Compensador Síncrono da SE Embu-Guaçu (Retorno em 31/08/2016); Compensador Estático 01 da SE Sinop (Retorno em 31/08/2016); Filtro ZRJ da SE Ibiúna (Retorno em 28/08/2016) 3.3 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/16, para a semana de 13/08/2016 a 19/08/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela : Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 19/08/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 46,7 77,3 20,7 50,4 78,2 Limite Inferior 46,4 74,9 20,7 50,3 78,1 Tabela : Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/08/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 43,0 72,0 19,0 47,5 75,2 Limite Inferior 42,0 63,7 18,9 47,6 75,0 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 10 / 36

11 3.3.2 Níveis de Armazenamento Operativos Os resultados do PMO/Revisão contemplam cenários de afluências visando melhor representar a incerteza na ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos, principalmente das regiões SE/CO e NE. Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal VE LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE % EARmáx - 31/8 Subsistema NÍVEL PMO NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 43,0 42,0 43,0 44,4 SUL 72,0 63,7 72,0 81,0 NORDESTE 19,0 18,9 19,0 19,2 NORTE 47,5 47,4 47,5 47, Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO do mês de Agosto/2016 indicam, para a semana operativa de 13/08/2016 a 19/08/2016, os seguintes custos marginas de operação, em R$/MWh: Tabela : Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 92,85 92,85 105,75 105,75 Média 90,61 90,61 105,75 105,75 Leve 87,68 87,68 87,68 87,68 Média Semanal 89,79 89,79 99,19 99,19 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 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 áreas de instabilidade no Paraná, São Paulo e sul do Mato Grosso do Sul ocasiona chuva fraca a moderada na bacia do rio Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu, e fraca em pontos isolados das bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana em relação à média de longo termo é de 85% da MLT, sendo armazenável 84% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se estáveis em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de um sistema de baixa pressão associado a uma frente fria ocasiona 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 59% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 58% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se estáveis em relação à semana corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio São Francisco, típica dessa época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 36% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão com relação ao observado da semana corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio Tocantins, típica dessa época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 45% MLT, sendo armazenável 43% 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 AGOSTO 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 agosto é de uma média de 86% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT, o que representa um cenário hidrológico ligeiramente 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 77% da MLT, sendo armazenável 76% da MLT. Na Tabela encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela : 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 agosto é de 63% da MLT, sendo armazenável 62% 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 39% da MLT, sendo armazenável 38% da MLT. Na Tabela é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 13 / 36

14 Tabela : 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 agosto é de 35% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico levemente superior em termos de MLT ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 33% 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 agosto apresente uma média de 45% da MLT, sendo armazenável 43% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 42% da MLT, sendo armazenável 40% da MLT Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema. Tabela : 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 AGOSTO 14 / 36

15 Figura : Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 13 a 19/08/2016. rio São Lourenço rio Manso rio Paranaíba Emborcação S.Simão Jupiá Manso Itaipu rio Cuiabá rio Paraguai Promissão Capivara S.Osório rio Grande S.Mesa Tucuruí rio Tocantins Furnas Três Marias Sobradinho rio S. Francisco A.Vermelha Mascarenhas rio Doce B.Bonita rio Tietê Funil I.Pombos rio Pb. Sul Jurumirim rio Paranapanema F.Areia rio Iguaçu Itá rio Uruguai P.Real rio Jacuí O C E A N O A T L Â N T I C O mm rio Paraná ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 15 / 36

16 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões A Resolução ANA/MMA nº 642, de 27 de junho de 2016, autoriza a redução, até 30 de setembro 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 o intercâmbio de energia e a geração térmica local responsáveis pelo fechamento do balanço energético da região NE. Em função das condições hidroenergéticas, a geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada em todos os patamares de carga. Assim sendo, operar com o bypass do reator de curto circuito da subestação seccionadora de Tucuruí, o que possibilita a usina manter um número inferior a 8 UGs em operação. Este procedimento se traduz no benefício de se poder praticar geração reduzida na UHE Tucuruí, possibilitando minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório. Desde o dia 10/06/2016, a geração da UHE Serra da Mesa está sendo dimensionada para uma defluência média de cerca de 650 m³/s através de suas unidades geradoras, visando a estabilização das defluências das usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, para o atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins. 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, N e SE/CO, caso ocorram excedentes energéticos nas usinas da região Sul e de Itaipu, a geração das usinas térmicas do SIN despachadas por Ordem de mérito deverá ser dimensionada de forma a possibilitar a alocação destes excedentes energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Em função da permanência do cenário hidrológico extremamente desfavorável nas regiões N e NE, poderá ser necessário manter-se o despacho térmico por garantia de suprimento energético nessas regiões, cujo montante será definido em função da produção eólica na região Nordeste e da evolução do armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí na região Norte. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 16 / 36

17 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Mascarenhas de Moraes Água Vermelha e Marimbondo, será utilizada prioritariamente para o fechamento do balanço energético da região. As disponibilidades energéticas das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão será explorada prioritariamente. 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 das UHEs Barra Bonita e Promissão será maximizada nos períodos de carga média e pesada, face as condições hidroenegéticas favoráveis na bacia. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara será maximizada em todos os períodos de carga, face as condições hidroenegéticas favoráveis na bacia. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera será dimensionada visando a regularização da afluência a UHE Itaipu. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, 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 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 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 85 m³/s em média, durante a realização dos jogos olímpicos, 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 17 / 36

18 Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada para uma defluência de cerca de 650 m³/s através de suas unidades geradoras, visando a estabilização das defluências das usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, para o atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins, que se iniciou no dia 10/06. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias definiu elevação da defluência de 320 m³/s para 380 m³/s a partir do dia 01/08/2016, visando o atendimento do uso múltiplo da água a jusante de seu reservatório, conforme estratégia estabelecida do âmbito da gestão da bacia sob a coordenação da ANA. A coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco será realizada com as vazões mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor vigente, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco. Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas favoráveis, as disponibilidades energéticas das usinas serão exploradas prioritariamente 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. Caso seja necessário, a geração das usinas a fio d água será dimensionada de forma a disponibilizar recursos energéticos prioritariamente nos períodos de carga média e pesada dos dias úteis, sendo reduzida nos períodos de carga leve e finais de semana. 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco de vertimento; 2. Usinas da bacia do rio Paranapanema, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 3. Usinas da região Sul, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes; 4. 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; 5. 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; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 18 / 36

19 6. UHE Água Vermelha; 7. UHE Marimbondo; 8. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 9. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 10. UHEs Porto Primavera, Jupiá, Ilha Solteira e Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas, bem como as restrições elétricas existentes em função das quedas de torres no sistema de transmissão em 440 kv de São Paulo; 11. UHE Itumbiara; 12. UHE Corumbá; 13. UHE Emborcação; 14. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas, 15. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 16. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 17. 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. 18. 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 Mauá; 4. UHE G. B. Munhoz; 5. UHE Ney Braga; 6. UHE Passo Fundo; 7. UHE GPS; 8. UHE Barra Grande; 9. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e Passo Real); 10. UHE Salto Osório; 11. UHE Salto Caxias; 12. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições da usina;; 13. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições da usina; 14. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 15. Explorar disponibilidade da Região SE. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 19 / 36

20 Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas da região Nordeste despachadas por ordem de mérito e Garantia Energética (GE); 3. Elevar o recebimento da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 4. Usinas térmicas da região Nordeste, em ordem crescente de custo, não despachadas por ordem de mérito; 5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Paulo Afonso IV / P. Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes; 7. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 8. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 9. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 10. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes. Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 4. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 20 / 36

21 5. UHE Paulo Afonso IV / P.Afonso 123 / A. Sales, 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. Usinas térmicas da região Nordeste que não foram despachadas por ordem de mérito; 8. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste, sem provocar vertimento turbinável em usinas do SIN; 9. Usinas térmicas despachadas por ordem de mérito; 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 21 / 36

22 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 4.4-1: Interligações entre regiões Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIV Somatório do fluxo das LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 22 / 36

23 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas SE Serra da Mesa DJ 922 de 500 kv das 07h30min às 17h00min dos dias 15, 16 e 17/08 (Segunda, Terça e Quarta). Esta intervenção está programada para realização ensaios elétricos no DJ 922 da SE Serra da Mesa. Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: < FSM < 3200 MW SE Imperatriz Banco de Capacitores BCS-6 e BCS-6 das 08h00min às 12h00min no dia 13/08 (Sábado) e 14/08 (Domingo), respectivamente. Esta intervenção está programada para realização de manutenção corretiva nos bancos de capacitores. Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: < F(ITIZ-CO) < 3000 MW Onde F(ITIZ-CO): Fluxo de potência ativa total de Itacaiúnas e Imperatriz para Colinas 500 kv. Durante o período de 13 a 19 de Agosto as demais restrições previstas estão contidas na nota técnica ONS NT para atender critérios diferenciados nas Olimpíadas Rio Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga Durante o período de 13 a 19 de Agosto não são previstos desligamentos com expectativa de perda de confiabilidade, implicando em perda de grandes blocos de carga no SIN. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 23 / 36

24 5 Previsão de Carga 5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de agosto, onde são visualizados os valores verificados nas primeiras duas semanas e a revisão das previsões da 3ª à 5ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela Para a semana, a previsão de carga de energia é de MW médios no subsistema SE/CO e MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 0,7% para o subsistema SE/CO e variação nula para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª à 5ª semana de agosto (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 1,5% para o subsistema SE/CO e 1,3% 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 0,7% para o subsistema Nordeste e de 1,0% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª à 5ª semana de agosto (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o Nordeste e de MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em julho, sinalizam acréscimos de 1,4% para o subsistema Nordeste e 4,9% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 24 / 36

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

26 5.2 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 06 a 12/08/2016 e as previsões para a semana de 13 a 19/08/2016. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 18/08, 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 17/08. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 13/08, 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 17/08. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 26 / 36

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

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

29 GÁS CARVÃO ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L N U C LEA R Angra 2 (1350 MW) Angra 1 (640 MW) Candiota III (350 MW) P. Pecém I (720MW) P. Itaqui (360,14 MW) P. Médici A (126 MW) P. Médici B (320 MW) P. Pecém II (365 MW) J. Lacerda C (363 MW) J. Lacerda B 262 MW) J. Lacerda A2 (132 MW) Charqueadas (36 MW) S. Jerônimo (20 MW) J. Lacerda A1 (100 MW) Figueira (20 MW) Tambaqui (93 MW) Jaraqui (75,48 MW) Manaurara (67 MW) ,5 64,5 64,5 64,5 Ponta Negra (66 MW) C. Rocha (85,38 MW) N. Fluminense 1 (868,93 MW) N. Fluminense 2 (868,93 MW) Parnaíba IV (56,3 MW) ,2 52,6 47,9 Maranhão 3 (519 MW) ,8 518,8 518,8 Termopernambuco (532,76 MW) ,8 532,7 532,7 532,7 N. Fluminense 3 (868,93 MW) Baixada Fluminense (530 MW) Maranhão IV (337,6 MW) ,6 337,6 - Maranhão V (337,6 MW) ,6 249,9 - Santa Cruz Nova (500 MW) Fortaleza (327 MW) Nova Venécia 2 (178 MW) Luiz O R Melo (204 MW) ,8 198,8 L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) Juiz de Fora (87,05 MW) N. Fluminense 4 (868,93 MW) Brizola_L1 (770,33 MW) Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) R. Almeida (138,02 MW) L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) A. Chaves (226,0 MW) Brizola_L13 (265,67 MW) ,7 265,7 265,7 B. L. Sobrinho_L13 (65,25 MW) Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) Brizola_L15 (30,45 MW) C. Furtado (185,89 MW) W. Arjona (206,35 MW) Termoceará (223 MW) Aparecida (166 MW) B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) Jesus Soares Pereira (368 MW) F. Gasparian (572 MW) Mauá B3 (110 MW) Piratininga 1 e 2 (200 MW) Uruguaiana (639,90 MW) Cuiabá (529,20 MW) M. Lago (922,62 MW) Araucária (4854,15 MW) Macaíba (6,0 MW) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 29 / 36

30 DIESEL ÓLEO Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L B IOM A SSA R ESÍ D UOS Pernambuco 3 (201 MW) S. Cruz 3 e 4 (436 MW) Maracanaú I (168 MW) Suape II (381,26 MW) Termocabo (49,73 MW) Geramar I (165,87 MW) Geramar II (165,87 MW) Viana (174,6 MW) Campina Grande (169,08 MW) Termonordeste (170,85 MW) Termoparaíba (170,85 MW) Global I (148,80 MW) Global II (148,80 MW) Bahia I (31,8 MW) Mauá B4 (150 MW) Muricy I (147 MW) Arembepe (150 MW) Igarapé (131 MW) Petrolina (136,20 MW) Termonorte II (340,0 MW) Mauá B1 (20 MW) Iranduba (25 MW) 18,6 18,6 18,6 0 18,6 18,6 18,6 Nutepa (24 MW) Electron (15 MW) Aparecida OC (36 MW) Carioba (36 MW) R. Silveira (25 MW) Santana I (58,12 MW) Altos (13,1 MW) Aracati (11,5 MW) Baturité (11,5 MW) Campo Maior (13,1 MW) Caucaia (14,8 MW) Crato (13,1 MW) Iguatu (14,8 MW) Juazeiro do Norte (14,8 MW) Marambaia (13,1 MW) Nazária (13,1 MW) Pecém (14,8 MW) S. Tiaraju (249 MW) Palmeiras de Goias (175,56 MW) Flores UG 01 (20 MW) Flores UG 02 e UG 03 (40 MW) Daia (44,44 MW) São José 1 (42 MW) Goiânia II (140,0 MW) Flores UG 04 (20 MW) Santana II (50,04 MW) Potiguar III (66,4 MW) Potiguar (53,12 MW) Camaçari (346,80 MW) Pau Ferro I (94 MW) Termomanaus (143 MW) Brasília (10 MW) Xavantes (53,58 MW) Erb. Candeias(17 MW) Sta Vitória (41,4 MW) Madeira (4,0 MW) Sykué I (30,0 MW) Atlântico CSA (254,80 MW) ,3 151,3 151,3 151,3 Suzano MA (254,84 MW) Atlântico (235,2 MW) ,7 218,7 218,7 218,7 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 30 / 36

31 Região Sul Jorge Lacerda: O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples/indisponibilidade de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada e média: contingência da LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha ou da LT 230 kv Caxias 5 Lajeado Grande (subtensão na região Sul de Santa Catarina) ou da maior máquina sincronizada. Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) Total Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 2: Indisponível entre 01/03/2016 a 30/08/ UG 4: Indisponível entre 07/08/2016 a 18/12/2016. Contudo, considerando as unidades disponíveis no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, o despacho necessário para atendimento aos requisitos de desempenho elétrico é apresentado na tabela a seguir: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - 1 x 25 - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 1 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) Total Notas: 1. A geração térmica mínima da carga média, 1P (25 MW) + 1M (33 MW) + 1G (80 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 31 / 36

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