PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 SETEMBRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 03/09/2016 A 09/09/2016 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 14 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 22 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 26 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 3 / 36

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 1 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Setembro/2016, para a semana operativa de 03/09/2016 a 09/09/2016, 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, II e III, Santa Vitória e Baixada Fluminense. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, nos patamares de carga pesada e média, das UTEs Candiota III e P. Médici A e B. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, ERB Candeia, Porto Pecém I e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE P. Pecém II. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Maranhão III, Parnaíba IV, Maranhão IV, V e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE P. Itaqui. Para a semana de 03/09/2016 a 09/09/2016, está previsto o despacho da UTE Santa Cruz Nova, por razão elétrica, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. Para a UTE Luiz O. R. Melo não está previsto o despacho, por razão elétrica ou por garantia energética, para a referida semana. 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 05/11/2016 a 11/11/2016, benefício marginal de R$ 110,41/MWh em todos os patamares de carga. Assim sendo, não há previsão de despacho, por ordem de mérito para as UTE Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo. 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 SETEMBRO 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, durante o período das Paralímpíadas Rio 2016, objetivando garantir um suprimento de energia com padrões diferenciados de segurança durante a realização destes eventos, em conformidade com a resolução n 01/2005 do CMSE. Ref.: ONS NT ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 5 / 36

6 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 2016, prosseguindo até a atualidade. 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 um transformador 500/230 kv 400 MVA na subestação de Sinop. Essa conexão provisória ficou em operação de Novembro de 2015 até ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 6 / 36

7 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 No dia 17 de Agosto de 2016 foram concluídos os testes de energização do quarto transformador TR-4 230/138 kv, 150 MVA, da SE Joinville Norte, localizada no estado de Santa Catarina. A inserção deste equipamento evita sobrecarga na transformação de Joinville Norte e Joinville, quando da contingência simples em seus respectivos transformadores. No dia 31 de Agosto de 2016 foram concluídos os testes de energização do terceiro transformador TR-3 230/138 kv, 100 MVA, da SE Santa Maria, localizada no estado do Pará. Após a conclusão das ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 7 / 36

8 obras no setor de 138 kv desta SE, a inserção deste equipamento evitará a interrupção de carga quando do desligamento simples de um dos transformadores. No dia 31 de Agosto de 2016 foram concluídos os testes de energização das LT 500 kv Ribeirãozinho/Rio Verde Norte C3 e LT 500 kv Rio Verde Norte/Marimbondo II C1, permanecendo energizada em carga apenas a LT 500 kv Ribeirãozinho/Rio Verde Norte C3. Estes equipamentos fazem parte do sistema de transmissão de escoamento da geração das UHEs Teles Pires e Colider 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 II 350 < Fluxo 600 Fluxo < Fluxo 600 Fluxo < Fluxo 600 Fluxo RN > (1) 2300 (1) 1600 RN > (1) 3050 (1) 1350 RN > (1) 3250 (1) 1000 RN > (1) 3300 (1) Limite=40% da carga ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 II 350 < Fluxo 600 Fluxo < Fluxo 600 Fluxo RN > (1) 3750 (1) 350 < Fluxo 600 Fluxo RN > (1) 4000 (1) 0 < Exp_N (1) Limite = 40% da carga Limite = 40% da carga 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. 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 Os limites das tabelas acima são válidos considerando: UHE Serra da Mesa com tensão mínima de 535 kv. UHE Serra da Mesa - 3 UGs (gerador ou síncrono). UHE Canabrava No mínimo 1 UG. Não sendo possível manter a configuração mínima de máquinas citada acima, para cada unidade geradora abaixo do número mínimo reduzir 100 MW no limite de RNE 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 SETEMBRO 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 UHE Santo Antonio UGs 45, 46 e 45 (Conexão na SE 230 kv Porto Velho) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 10 / 36

11 3.2.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos TR-1 500/230 kv 450 MVA da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016); AT /138 kv da SE Rurópolis (Retorno em 31/10/2016); AT /230 kv da SE São Luís II (Retorno em 12/09/2016); AT /230 kv da SE São Luís II (Retorno em 30/12/2016); TR3 345/138 kv da SE Campos (Retorno em 30/11/2016); Compensador Síncrono 01 da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016); Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 30/11/2016); Compensador Estático 01 da SE Sinop (Retorno em 30/09/2016); 3.3 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO de Setembro/16, para a semana de 03/09/2016 a 09/09/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela : Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 09/09/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 44,7 81,4 17,7 45,3 72,2 Limite Inferior 44,0 87,3 17,6 45,3 72,2 Tabela : Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/09/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 40,8 92,2 14,6 39,7 66,0 Limite Inferior 38,5 76,7 14,3 39,6 66,0 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 11 / 36

12 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 - 30/9 Subsistema NÍVEL PMO NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 40,8 38,5 40,8 41,3 SUL 92,2 76,7 92,2 97,5 NORDESTE 14,6 14,3 14,6 15,0 NORTE 39,7 39,6 39,7 39, Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO do mês de Setembro/2016 indicam, para a semana operativa de 03/09/2016 a 09/09/2016, 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 139,80 139,80 139,80 139,80 Média 134,67 134,67 134,67 134,67 Leve 115,15 65,02 115,15 115,15 Média Semanal 126,65 104,86 126,65 126,65 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 12 / 36

13 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, Mato Grosso do Sul e no sul do estado de São Paulo ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu, e chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Tietê e Grande. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana em relação à média de longo termo é de 114% da MLT, sendo armazenável 108% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de dois sistemas de baixa pressão, um no início e outro no final da semana, ocasionam chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu e chuva fraca na bacia do rio Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 128% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 105% 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 em 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 52% MLT, sendo totalmente armazenável. 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 SETEMBRO 13 / 36

14 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 setembro é de uma média de 121% da MLT, sendo armazenável 117% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior 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 95% da MLT, sendo armazenável 92% 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 setembro é de 140% da MLT, sendo armazenável 121% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior 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 76% da MLT, sendo armazenável 65% 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 SETEMBRO 14 / 36

15 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 setembro é de 37% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 31% 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 setembro apresente uma média de 48% da MLT, sendo armazenável 47% 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 41% 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 SETEMBRO 15 / 36

16 Figura : Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 03/09 a 09/09/2016. 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 SETEMBRO 16 / 36

17 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. 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. 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 17 / 36

18 das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE São Simão será explorada prioritariamente. As gerações das UHEs Itumbiara, Emborcação, Nova Ponte, Miranda, Batalha e Serra do Facão, serão utilizadas para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Tietê: As gerações das UHEs Barra Bonita e Promissão serão maximizadas nos períodos de carga média e pesada, face as condições hidroenegéticas favoráveis na bacia. Bacia do Rio Paranapanema: As gerações das UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana serão maximizadas em todos os períodos de carga, face as condições hidroenegéticas favoráveis na bacia. Bacia do Rio Paraná: As gerações das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera serão dimensionadas visando a regularização da afluência a UHE Itaipu bem como o atendimento à demanda horária. 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 paraolímpicos, e o seu vertimento de 71 m³/s para 35 m³/s, face as condições hidrológicas desfavoráveis na bacia e a preservação de água para atendimento aos usos múltiplos. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada, visando a estabilização das defluências das usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito de forma a atender a vazão sanitária à jusante da UHE estreito, definida atualmente em 1000 m³/s. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias definiu elevação da defluência de 380 m³/s para 430 m³/s a partir do dia 01/09/2016, 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 18 / 36

19 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. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. 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; 6. 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; 7. UHE Água Vermelha; 8. UHE Marimbondo; 9. UHE Itumbiara; 10. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 11. UHEs Porto Primavera, Jupiá, Ilha Solteira e Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 12. UHE Corumbá; 13. UHE Emborcação; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 19 / 36

20 14. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 15. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 16. 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. 17. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas, 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 Mauá; 3. UHE Salto Santiago; 4. UHE Salto Osório; 5. UHE Salto Caxias; 6. UHE G. B. Munhoz; 7. UHE Ney Braga; 8. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições da usina;; 9. UHE GPS; 10. UHE Passo Fundo; 11. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 12. UHE Barra Grande; 13. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições da usina; 14. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e Passo Real); 15. Explorar disponibilidade da Região SE. 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; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 20 / 36

21 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; 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 21 / 36

22 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 22 / 36

23 FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIV Somatório do fluxo das LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT Teresina II Sobral III C1 das 05h00min às 17h00min dos dias 03/09 (Sábado) e 04/09 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização do seccionamento da LT Teresina II Sobral III C1 para entrada de uma nova LT que segue para a SE Ibiapina (Nova). Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender a seguinte condição: RNE < 3000 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área Nordeste LT 230 kv Bongi Joairam das 07h30min às 17h00min do dia 04/09 (Domingo). Esta intervenção está programada para realização de serviços para substituir isoladores e ferragens oxidadas ao longo da LT. Durante a intervenção, em caso de perda do circuito duplo entre Bongi - Joairam haverá o desligamento de toda a SE Bongi e das respectivas cargas (Equivalente a 25% da carga de Recife). ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 setembro, onde são visualizados os valores verificados na primeira semana e a revisão da 2ª a 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 decréscimos de 1,0% para o subsistema SE/CO e 3,3% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de setembro (revisão 1), estima-se para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em agosto sinalizam acréscimo de 4,1% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 0,2% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte de MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam acréscimo de 1,3% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 2,3% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de setembro (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o Nordeste e de MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em agosto, sinalizam acréscimos de 2,4% para o subsistema Nordeste e 2,2% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 SETEMBRO 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 20 a 26/08/2016 e as previsões para a semana de 27/08 a 02/09/2016. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 01/09, 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 31/08. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste, a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min também de quinta-feira, dia 01/09, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 27/08 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-feira, dia 31/08. No Sistema Interligado Norte/Nordeste, a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, dia 27/08, entre 22h00min e 23h00min, 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 SETEMBRO 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 Setembro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 SETEMBRO 28 / 36

29 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L N U C LEA R CARVÃO GÁS Angra 2 (1350 MW) Angra 1 (640 MW) Candiota III (350 MW) P. Pecém I (720MW) ,2 P. Itaqui (360,14 MW) ,1 360,1 - 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) ,8 53,8 53,8 53,8 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) Maranhão 3 (519 MW) ,6 518,8 518,8 518,8 Termopernambuco (532,76 MW) , N. Fluminense 3 (868,93 MW) Baixada Fluminense (530 MW) Maranhão IV (337,6 MW) Maranhão V (337,6 MW) Santa Cruz Nova (500 MW) Fortaleza (327 MW) Nova Venécia 2 (178 MW) Luiz O R Melo (204 MW) 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) 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 SETEMBRO 29 / 36

30 DIESEL ÓLEO 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 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) 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) 5,3 5,3 5,3 0 5,3 5,3 5,3 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 SETEMBRO 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 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 SETEMBRO 31 / 36

32 P.Médici (A e B) e Candiota III: Considerando a indisponibilidade das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado), se faz necessário o despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III de forma a evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada e média: LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã 3 (subtensão nas SE Camaquã, Eldorado e Guaíba 2). Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 - Candiota III (UG. 5) Total Notas: 1. Segundo informações da Eletrobras CGTEE, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras da UTE P. Médici e Candiota III são: - Candiota III: Geração máxima limitada em 270 MW. - P.Médici A UG1: geração máxima limitada a 40 MW. - P.Médici A UG2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014, conforme resolução n P.Médici B UG3: geração máxima limitada a 80 MW. Indisponível entre 14/08/2016 a 10/09/ P.Médici B UG4: geração máxima limitada a 120 MW. 2. A UTE P. Médici B está limitada em 50% da sua potência nominal (223 MW) em função de restrições ambientais impostas pelo IBAMA, conforme o Termo de Ajustamento de Conduta TAC/IBAMA, de 13/04/11. Operação Especial Jogos Paraolímpicos Rio 2016 Além disso, conforme NT ONS 0071/ Diretrizes para a Programação e Operação do SIN durante os Jogos Olímpicos e Paraolímpicos Rio 2016, deverá ser necessária geração térmica adicional visando a segurança elétrica durante a realização de eventos dos Jogos Paraolímpicos. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 32 / 36