PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 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 NOVEMBRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 05/11/2016 A 11/11/2016 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 VazõesErro! Indicador não definido. 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 27 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 3 / 34

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 1 o Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Novembro/2016, para a semana operativa de 05/11/2016 a 11/11/2016, 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 Para a semana de 05/11/2016 a 11/11/2016, não está previsto o despacho da UTE Santa Cruz Nova, por ordem de mérito. A UTE Luiz O. R. Melo, será despachada 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, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 07/01/2017 a 13/01/2017, benefício marginal de R$ 200,44/MWh para os patamares de carga pesada e média e de R$ 200,38 para o patamar de carga leve. Assim sendo, há previsão de despacho, por ordem de mérito de custo, para as UTEs Luiz O. R. Melo e Santa Cruz Nova. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 4 / 34

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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 5 / 34

6 3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Em Maio de 2015 foram iniciados testes e intervenções no Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira, visando a entrada em operação do Bipolo 02 do Sistema de Corrente Contínua. Após um período de interrupção, as atividades foram retomadas 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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 6 / 34

7 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 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: No dia 1º de Novembro de 2016 foram concluídos os testes de comissionamento dos capacitores série 500 kv BC1 e BC2, da LT 500 kv Paranatinga Ribeirãozinho, localizada no estado do Mato-Grosso, sendo disponibilizados para a operação. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 7 / 34

8 3.2.1 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 (RN até 2500 MW, Exp_N até 2000 MW e tensão mínima em Serra da Mesa de 535 kv) 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 600 RN > (1) 3750 (1) 300 RN > (1) 4000 (1) Limite = 40% da carga 0 < Exp_N (1) Limite = 40% da carga ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 8 / 34

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 < Fluxo 600 Fluxo < Exp_N (1) 4600 (1) Limite = 40% da carga Nota: (1) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o da tabela acima. Tabela (RN até 2500 MW, Exp_N de até 2000 MW e tensão em Serra da Mesa inferior a 535 kv) 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) 2200 (1) 1600 RN > (1) 2900 (1) 1350 RN > (1) 3000 (1) 1000 RN > RN > (1) 3600 (1) 300 RN > (1) 3900 (1) Limite = 40% da carga 0 < Exp_N (1) 4100 (1) 1000 < Exp_N (1) 4600 (1) Limite = 40% da carga Nota: (1) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o da tabela acima. Tabela (Exp_N 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 II Fluxo < 440 Fluxo < 330 Fluxo < < Exp_N Limite = 40% da carga Limite = 40% da carga ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 9 / 34

10 Limite de RNE (MW) Faixa do RN / Exp_N Carga NE > < Carga NE Carga NE < Exp_N < Exp_N < Exp_N Exp_N > Observações: Obs.1: Os limites das Tabelas e acima são válidos considerando: UHE Serra da Mesa com tensão mínima de 535 kv (Tabela ). Não sendo possível atender a tensão mínima de 535 kv em Serra da Mesa, adotar os limites de RNE da Tabela Obs.2: Os limites das Tabelas , e acima são válidos considerando: UHE Serra da Mesa com 3 UGs (gerador ou síncrono). UHE Canabrava com no mínimo 1 UG. Não sendo possível manter a configuração mínima de UGs 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 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 10 / 34

11 3.2.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações UHE Santo Antonio UGs 45, 46, 48, 49 e 50 (Conexão na SE 230 kv Porto Velho) Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos TR-1 500/230 kv 450 MVA da SE Imperatriz (Retorno em 30/11/16); TR56 500/ MVA da SE Grajaú (Retorno em 22/12/16); AT /230 kv da SE São Luís II (Retorno em 28/11/16); Compensador Síncrono 01 da SE Imperatriz (Retorno em 30/12/16); Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 30/11/16); Compensador Estático 01 da SE Sinop (Retorno em 31/12/16); Compensador Estático 01 da SE Campo Grande (Retorno em 31/12/16); Compensador Estático 01 da SE São Luís II (Retorno em 31/12/16); LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita (Retorno início de novembro). 3.3 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO de Novembro/16, para a semana de 05/11/2016 a 11/11/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela : Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 11/11/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 33,1 85,3 9,5 24,2 39,0 Limite Inferior 32,5 82,4 9,3 24,0 39,0 Tabela : Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11/2016 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 30,7 80,9 7,5 13,7 18,5 Limite Inferior 28,2 69,7 6,5 12,9 18, Níveis de Armazenamento Operativos Os resultados da Revisão 1 do PMO/Revisão contemplam cenários de afluências visando melhor representar a incerteza na ocorrência de ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 11 / 34

12 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 - 30/11 Subsistema NÍVEL PMO NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 30,7 28,2 30,7 33,3 SUL 80,9 69,7 80,9 89,2 NORDESTE 7,5 6,5 7,5 8,5 NORTE 13,7 12,9 13,7 14, Política Indicada no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO do mês de Novembro/2016 indicam, para a semana operativa de 05/11/2016 a 11/11/2016, 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 226,91 226,91 226,91 226,91 Média 226,91 226,91 226,91 226,91 Leve 219,99 219,99 219,99 219,99 Média Semanal 224,40 224,40 224,40 224,40 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 12 / 34

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 duas frentes uma no início e outra no final da semana, ocasionam chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Doce, Grande, Paranaíba e no trecho incremental a UHE Itaipu. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana em relação à média de longo termo é de 72% da MLT, sendo armazenável 70% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A rápida passagem de uma frente fria ocasiona chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema no final da semana. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 98% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 92% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A bacia do rio São Francisco deve apresentar chuva fraca em pontos isolados no início da semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 17% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A bacia do rio Tocantins apresenta chuva fraca em pontos isolados no início da semana. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 39% MLT, sendo armazenável 38% 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 NOVEMBRO 13 / 34

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 outubro é de uma média de 83% da MLT, sendo armazenável 81% 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 63% da MLT, sendo armazenável 61% da MLT. Na Tabela encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela : 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 outubro é de 92% da MLT, sendo armazenável 87% 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 56% da MLT, sendo armazenável 53% 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 NOVEMBRO 14 / 34

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 outubro é de 22% 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 17% 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 outubro apresente uma média de 43% da MLT, sendo armazenável 42% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 36% da MLT, sendo armazenável 35% 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 NOVEMBRO 15 / 34

16 Figura : Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 05/11 a 11/11/2016. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 16 / 34

17 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões A Resolução ANA/MMA nº 1.283, de 31 de outubro de 2016, autoriza a redução, até 31 de janeiro de 2017, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de m³/s para 700 m³/s. Porém, a efetivação da redução de vazão de Sobradinho e Xingó para valores inferiores a 800 m³/s ainda está em processo de discussão entre a ANA, IBAMA e CHESF. 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. A geração da UHE Tucuruí deverá ser utilizada para o fechamento do balanço energético do SIN. Permanece a operação 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. 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 nível de 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 das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 17 / 34

18 Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, 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 disponibilidades energéticas das UHEs Barra Bonita e Promissão serão utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranapanema: As gerações das UHEs Chavantes e Capivara, serão maximizadas em todos os períodos de carga, face as condições hidroenergéticas favoráveis. As demais usinas da bacia terão suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. 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. 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 está sendo dimensionada em função das decisões do grupo de Trabalho para a Operação Hidráulica da Bacia do rio Paraíba do Sul - GTAOH, ou seja, o bombeamento está reduzido de 160 m³/s para cerca de 85 m³/s em média, durante o mês de outubro, e o seu vertimento foi elevado de 55 m³/s para 65 m³/s, desde o dia 17/10. A partir do dia 24/10, haverá nova elevação deste vertimento, passando para 71 m³/s. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Serra da Mesa será minimizada em todos os períodos de carga, sendo a geração das UHEs Cana Brava e São Salvador dimensionada em função da defluência da UHE Serra da Mesa. A geração da UHE Peixe Angical e Lajeado será dimensionada de forma a coordenar a operação hidráulica da cascata, visando garantir os requisitos de afluência necessária da UHE Estreito, para o atendimento das suas restrições de defluência mínima e operativas do reservatório. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 18 / 34

19 Bacia do Rio São Francisco: Em reunião realizada em 31/10/2016 pelo grupo gestor dos recursos hídricos da bacia do rio São Francisco, coordenado pela ANA, foi revista a vazão defluente da UHE UHE Três Marias para 340m³/s durante o mês de novembro de Enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco, a coordenação hidráulica de sua cascata será realizada com as vazões mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor de 800 m³/s. Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Uruguai, Passo Fundo, Iguaçu, Jacuí e Capivari 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. UHE Capivara, 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 que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO;; 4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. Usinas da região Sul, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO; 6. 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; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 19 / 34

20 7. UHEs 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; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHE Marimbondo; 10. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 11. UHE Itumbiara; 12. 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; 13. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 14. UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 15. UHE Emborcação; 16. UHE Nova Ponte, respeitando-se 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. UHE Corumbá; 19. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata; 20. UHEs 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. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições da usina; 3. UHE Passo Fundo; 4. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições da usina; 5. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 7. UHE Salto Santiago; 8. UHE Salto Osório; 9. UHE Salto Caxias; 10. UHE Garibaldi 11. UHE Ney Braga; 12. UHE Barra Grande; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 20 / 34

21 13. UHE G. B. Munhoz; 14. UHE GPS; 15. UHE Mauá; 16. 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; 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; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 21 / 34

22 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. As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 22 / 34

23 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 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 500 kv Gurupi Miracema C3 das 08h00min às 17h00min do dia 08/11 (Terça). Esta intervenção está programada para realização de serviços de inspeção geral e ensaios nas chaves MCSL7-10 E MCSR7-07. Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: < FGUMC + FSENE < 1200 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 23 / 34

24 LT 500 kv Miracema Colinas C3 das 08h00min às 17h00min do dia 09/11 (Quarta). Esta intervenção está programada para realização de serviços de inspeção geral e ensaios no reator de neutro, e inspeção geral e ensaios nas chaves MCSR7-06 e MCSD7-35. Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: < EXP_SE < 1200 SE Serra da Mesa - TCSC kv das 07h30min às 17h00min do dia 11/11 (Sexta). Esta intervenção está programada para realização de serviços de inspeção no Spark Gap e MOV das fases "A", "B" e "C". Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: < FNS < Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo LT 345 kv Interlagos Piratininga II C4 das 00h00min às 06h00min do dia 08/11 (Terça). Esta intervenção está programada para realização de testes para validação do relé da proteção alternada da linha de transmissão, devido à substituição do mesmo. Durante a intervenção, a perda da LT 345 kv Interlagos Piratininga II C3 acarretará a interrupção das cargas atendidas pela SE Piratininga II, em um montante de até 320 MW. SE Sul 345 kv Proteção diferencial de barras das 01h30min às 04h30min dos dias 09/11 (Quarta) e 10/11 (Quinta). Esta intervenção está programada para realização de manutenção preventiva periódica em chaves seccionadoras. Durante a intervenção, faltas de acarretem o desligamento das Barras 1 e 2 de 345 kv ocasionarão a interrupção das cargas atendidas pela SE Sul em um montante de até 500 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 24 / 34

25 5 Previsão de Carga 5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de novembro, onde são visualizados os valores verificados na primeira semana e a revisão das previsões 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 acréscimos de 4,6% para o subsistema SE/CO e 9,4% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de novembro (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 outubro sinalizam acréscimos de 2,1% para o subsistema SE/CO e 4,2% 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 acréscimos de 1,4% para o subsistema Nordeste e 2,7% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de novembro (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 outubro, sinalizam acréscimo de 3,7% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,4% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 25 / 34

26 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 26 / 34

27 5.2 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 29/10 a 04/11/2016 e as previsões para a semana de 05 a 11/11/2016. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 10/11, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer no dia 09/11, quarta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste, a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 05/11, 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 10/11. No Sistema Interligado Norte/Nordeste, a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 22h00min e 23h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Erro! Autoreferência de indicador não válida. a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 27 / 34

28 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Novembro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 28 / 34

29 ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kv da Região Sudeste IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kv Goiás/Brasília IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kv Mato Grosso IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre Rondônia IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 29 / 34

30 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica REGIÃO SE/CO TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA (255) 0,00 92,70 92,70 92,70 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 ANGRA 2 (1350) 20, , , ,00 0,0 0,0 0,0 1274,0 1275,0 1281,0 1274,0 1275,0 1281,0 ANGRA 1 (640) 29,13 520,00 520,00 520,00 120,0 120,0 120,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 NORTEFLU 1 (400) 61,69 400,00 400,00 400,00 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 NORTEFLU 2 (100) 70,10 100,00 100,00 100,00 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 STAVITORIA (41) 98,16 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 BAIXADA FL (530) 110,05 265,0 265,0 265,0 265,0 265,0 265,0 265,0 265,0 265,0 SANTA CRUZ (500) 124,37 NORTEFLU 3 (200) 134,81 200,00 200,00 200,00 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 ATLANTICO (235) 169,07 218,70 218,70 218,70 0,0 0,0 0,0 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 LUIZORMELO (204) 185,62 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0 LCPRES_L1 (134) 195,90 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 JUIZ DE FO (87) 213,84 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 EUZEBI_L13 (59) 217,75 23,00 23,00 23,00 35,8 35,8 35,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 LCPRES_L13 (216) 220,64 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 0,0 AUR.CHAVES (226) 224,42 212,0 212,0 212,0 212,0 212,0 212,0 0,0 GLBRIZ_L13 (266) 226,28 25,00 25,00 25,00 240,7 240,7 265,7 265,7 25,0 265,7 265,7 25,0 BLSOBR_L13 (65) 229,15 NORTEFLU 4 (127) 232,56 GLBRIZ_L1 (770) 235,97 GLBRIZ_L15 (30) 264,26 3,00 3,00 3,00 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 EROCHA_L1 (157) 292,89 W.ARJONA (206) 297,27 BLSOBR_L1 (321) 309,64 ST.CRUZ 34 (436) 310,41 VIANA (175) 365,22 FGASPARIAN (572) 399,02 PIRAT.12 O (200) 470,34 CAMPOS (25) 500,34 CUIABA CC (529) 511,77 M.LAGO (929) 533,66 PALMEIR_GO (176) 609,97 IGARAPE (131) 653,43 TNORTE 2 (340) 678,04 DAIA (44) 794,90 GOIANIA 2 (140) 820,74 CARIOBA (36) 937,00 UTE BRASIL (10) 1047,38 XAVANTES (54) 1133,12 TOTAL SE/CO (10916) 2856, , , ,1 1328,1 659,9 4184,5 4185,5 3523,3 154,0 154,0 154,0 4338,5 4339,5 3677,3 REGIÃO SUL TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L CANDIOTA_3 (350) 75,89 200,00 200,00 200,00 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 P.MEDICI A (126) 115,90 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 P.MEDICI B (320) 115,90 80,00 80,00 80,00 40,0 40,0 40,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 J.LACER. C (363) 155,85 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 J.LACER. B (262) 186,33 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 J.LAC. A2 (132) 195,49 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 CHARQUEADA (36) 205,48 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 S.JERONIMO (20) 248,31 J.LAC. A1 (100) 258,42 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 MADEIRA (4) 272,11 FIGUEIRA (20) 459,92 13,00 13,00 13,00 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 URUGUAIANA (640) 486,20 S.TIARAJU (249) 698,14 ARAUCARIA (484) 710,65 NUTEPA (24) 780,00 TOTAL SUL (3130) 293,00 293,00 293,00 802,0 802,0 802,0 1095,0 1095,0 1095,0 25,0 25,0 25,0 1120,0 1120,0 1120,0 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 30 / 34

31 REGIÃO NORDESTE TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE (533) 70,16 348,80 348,80 348,80 183,9 183,9 183,9 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 ERB CANDEI (17) 76,54 8,50 8,50 8,50 0,0 0,0 0,0 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 P.PECEM1 (720) 124,17 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 P.PECEM2 (365) 135,04 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 FORTALEZA (327) 139,88 163,3 163,3 163,3 163,3 163,3 163,3 163,3 163,3 163,3 R.ALMEIDA (138) 219,69 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 C.FURTADO (186) 265,67 TERMOCEARA (223) 300,66 PERNAMBU_3 (201) 303,21 JS_PEREIRA (368) 314,63 MARACANAU (168) 348,06 SUAPE II (381) 356,06 TERMOCABO (50) 361,05 CAMPINA_GR (169) 365,22 TERMONE (171) 367,32 TERMOPB (171) 367,32 GLOBAL I (149) 415,64 GLOBAL II (149) 415,64 BAHIA_1 (31) 509,48 SYKUE I (30) 510,12 AREMBEPE (150) 577,13 MURICY (147) 577,13 PETROLINA (136) 633,20 ALTOS (13) 680,42 ARACATI (11) 680,42 BATURITE (11) 680,42 C.MAIOR (13) 680,42 CAUCAIA (15) 680,42 CRATO (13) 680,42 IGUATU (15) 680,42 JUAZEIRO N (15) 680,42 MARAMBAIA (13) 680,42 NAZARIA (13) 680,42 PECEM (15) 680,42 POTIGUAR_3 (66) 779,82 POTIGUAR (53) 779,83 PAU FERRO (94) 864,56 TERMOMANAU (143) 864,56 MACAIBA (6) 896,88 CAMACARI (347) 943,88 TOTAL NE (5835) 357,30 357,30 357, ,2 1507,2 1507,2 1864,5 1864,5 1864,5 0,0 0,0 0,0 1864,5 1864,5 1864,5 REGIÃO NORTE TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L C. ROCHA (85) 0,00 48,00 48,00 48,00 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 JARAQUI (75) 0,00 63,00 63,00 63,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 MANAUARA (67) 0,00 64,50 64,50 64,50 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 PONTA NEGR (66) 0,00 64,00 64,00 64,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 SUZANO MA (255) 0,00 140,00 140,00 140,00 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 TAMBAQUI (93) 0,00 63,00 63,00 63,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 MARANHAO3 (519) 74,72 241,60 241,60 241,60 277,2 277,2 277,2 518,8 518,8 518,8 518,8 518,8 518,8 PARNAIB_IV (56) 82,47 0,0 0,0 0,0 MARANHAO V (338) 115,87 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 MARANHAOIV (338) 115,87 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 P. ITAQUI (360) 130,16 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 N.VENECIA2 (178) 202,47 178,2 178,2 178,2 178,2 178,2 178,2 178,2 178,2 178,2 APARECIDA (166) 302,19 GERAMAR1 (166) 365,21 GERAMAR2 (166) 365,21 MAUA B3 (110) 411,92 100,00 100,00 100,00 100,0 100,0 100,0 5,0 5,0 5,0 105,0 105,0 105,0 MAUA B4 (150) 575,00 SANTANA I (58) 640,96 MAUA B1 (20) 711,77 FLORES 1 (20) 788,28 FLORES 23 (40) 788,28 SAO JOSE (42) 815,43 IRANDUBA (25) 836,40 ELECTRON (15) 872,84 SANTANA II (50) 898,56 APARECD OC (36) 905,99 FLORES 4 (20) 912,78 TOTAL NORTE (3514) 784,10 784,10 784, ,7 1490,7 1490,7 2274,8 2274,8 2274,8 5,0 5,0 5,0 2279,8 2279,8 2279,8 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 31 / 34

32 Região Sul: Jorge Lacerda: O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples/indisponibilidade de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada e média: contingência da LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha ou da LT 230 kv Caxias 5 Lajeado Grande ou da LT 230 kv Siderópolis Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina) ou da LT 525 kv Abdon Batista Biguaçu 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) - 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) Total Notas: 1. Conforme informações da Engie, 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 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) Total Notas: 1. A geração térmica mínima da carga média, 1P (25 MW) + 1M (33 MW) + 2G (160 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 32 / 34