PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA … ONS NT-0015-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE...

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE FEVEREIRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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NT 0015-207-2016 (PMO - Semana Operativa 06-02-2016 a 12-02-2016)

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ONS NT-0015-207-2016

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE FEVEREIRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

06/02/2016 A 12/02/2016

ONS NT-0015-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 3 / 35

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de

Segurança Elétrica 4

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação

de Novas Instalações 8

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 8

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 8

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 10

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 11

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada

subsistema 13

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 15

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 15

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 17

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20

5 Previsão de Carga 23

5.1 Carga de Energia 23

5.2 Carga de Demanda 25


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 1 do

Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Fevereiro/2016,

para a semana operativa de 06/02/2016 a 12/02/2016, estabelecendo as

diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização

dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional –

SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos

Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda

registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de

cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições

relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de

Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Não houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo nas

regiões Sudeste/C.Oeste, Sul e Norte. Na região Nordeste, houve indicação

de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da

UTE Termopernambuco, ERB Candeias e P. Pecém.

Além disso, está previsto para a semana de 06/02/2016 a 12/02/2016, o

despacho, em todos os patamares de carga, das UTE Santa Cruz Nova e

Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em cumprimento à instrução

antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por

ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO

Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 09/04/2016 a 15/04/2016,

benefício marginal de R$ 1,79/MWh nos patamares de carga pesada e

média e R$ 1,74/MWh no patamar de carga leve. Assim sendo, foi

comandado o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por

garantia energética, em suas disponibilidades máximas, em todos os

patamares de carga, para a semana operativa de 09/04/2016 a 15/04/2016.

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 4.4.1.


3 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.

3.1.1 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 serão retomadas a

partir de 11/02/2016.

Em Dezembro de 2015, entraram em operação as LT 230 kV

Vilhena-Pimenta Bueno C3 e LT 230 kV Samuel–Ariquemes C3,

respectivamente. A entrada em operação destas linhas aumenta a

confiabilidade de atendimento aos estados do Acre e Rondônia.

Está previsto para o 1º Semestre de 2016 a entrada das LT 230

kV Ariquemes - Ji-Paraná C3 e Ji-Paraná – Pimenta Bueno C3. A

entrada em operação destas linhas além de aumentar a confiabilidade

de atendimento aos estados do Acre e Rondônia, aumenta o limite de

transmissão entre o SIN e a área Acre/Rondônia.


O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área

de interesse:

No dia 31 de Janeiro de 2016 foram concluídos os testes de

energização da LT 230 kV Governador Mangabeiras/Tomba C2, no

estado da Bahia. A entrada em operação desta linha aumenta a

confiabilidade no atendimento as cargas da região de Feira de

Santana.

No dia 31 de Janeiro de 2016 foram concluídos os testes de

energização da LT 230 kV Miramar II/Utinga C1, no estado do Pará e

das seções de barra de 230 kV da SE Miramar II. A integração desta

SE contribui com o alívio do carregamento dos transformadores de

230/69 kV das SE Guamá e Utinga, aumentando a confiabilidade no

atendimento as cargas da região metropolitana de Belém do Pará.

No dia 02 de Fevereiro de 2016 foram concluídos os testes de

energização da LT 230 kV Sobral III/Aracaú II C2, no estado do Ceará.

A entrada em operação desta linha aumenta a capacidade de

escoamento da geração eólica ligada a SE 230 kV Acaraú II.


No dia 03 de Fevereiro de 2016 foram concluídos os testes de

energização do quarto transformador TR-4 230/138, 100 MVA, da SE

Rondonópolis, no estado do Mato Grosso. A entrada em operação

deste equipamento evita sobrecarga em regime normal de operação e

a atuação do SEP de corte de carga, em situações de contingência de

um dos transformadores da SE Rondonópolis.

3.1.2 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

Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE),

em função da carga da Região Nordeste, do Recebimento/Exportação pelo

Norte (RN / Exp_N) considerando vazões de 900 m³/seg a 800 m³/seg na

cascata do Rio São Francisco. Esta análise teve por objetivo de assegurar a

estabilidade entre as Regiões Norte e Nordeste. Esses limites são

apresentados na tabela a seguir:

Limite de RNE (MW)

Faixa do RN / Exp_N Carga NE > 10.500 (*) 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 (*) Carga NE ≤ 8.500

RN > 1000 3350 3350

Limite =

40% da carga

0 < RN ≤ 1000 3500 3500

0 < Exp_N ≤ 1000 4100/3700 (**) 4200/4100 (**)

1000 < Exp_N ≤ 2000 4800/4400 (**) 4800/4700 (**)

2000 < Exp_N ≤ 3000 4900/4500 (**) 4900/4800 (**)

3000 < Exp_N ≤ 4000 5100/4700 (**) 5100/5000 (**)

4000 < Exp_N ≤ 5000 5000/4600 (**) 5000/4900 (**)

Exp_N > 5000 5000/4600 (**) 5000/4900 (**)

Os limites da tabela anterior são válidos considerando:

UHE Serra da Mesa - 3 UGs (até uma como síncrono).

UHE Canabrava - 2 UGs.

(*) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE

verificada e o da tabela anterior.

(**) Valores modificados para atender a operação do CE de Bom Jesus da Lapa operando

em modo degradado 4, que limita sua geração de potência reativa em 60 Mvar.


3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e

média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição

de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes

constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de

geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de

máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de

medidas de aberturas de circuitos.

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações

Nova transformação 230/138 kV – 2 x 50 MVA da SE Ivinhema 2

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos

TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/03/2016)

Compensador Síncrono 01 da SE Embu-Guaçu. (Retorno em 30/04/2016).

Compensador Estático 01 da SE Sinop. (Sem previsão de retorno).

Compensador Estático da SE Bom Jesus da Lapa – Encontra-se operando

em modo degradado (-250/+60 Mvar) – (Sem previsão de retorno)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Fevereiro/15, para a semana de 06/02/2016 a

12/02/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 12/02/2016

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí

(%VU)

Valor Esperado 47,3 98,5 27,0 46,6 63,6

Limite Inferior 46,5 96,3 25,6 43,9 59,4


Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 29/02/2016

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí

(%VU)

Valor Esperado 51,9 96,8 34,9 70,1 97,0

Limite Inferior 47,3 89,2 30,4 64,1 90,2

3.4.2 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.

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

SUDESTE 55.003 82 48.160 72 59.489 89 70.880 106

SUL 15.264 184 9.557 115 13.933 168 18.103 218

NORDESTE 19.047 129 11.371 77 14.137 96 16.916 115

NORTE 14.550 107 13.517 99 15.114 111 16.709 122

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS

VE LI VE LS

SUDESTE 51,9 48,4 52,4 56,3

SUL 96,8 94,2 97,3 97,8

NORDESTE 34,9 30,4 34,9 39,6

NORTE 70,1 64,1 70,5 74,0

NÍVEL OPERATIVO

% EARmáx - 29/2

NÍVEL PMOSubsistema


3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Fevereiro/16 indicam as seguintes

metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos

marginais de operação associados:

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para

a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas

na semana em curso. O avanço de uma frente fria pela região Sudeste no

início da semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema,

Tietê, Grande e Paraíba do Sul. No final da semana a passagem de uma

nova frente fria provoca chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas

do subsistema e no alto São Francisco. O valor previsto de Energia Natural

Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo

termo, é de 82% da MLT, sendo armazenável 73% 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 partir do dia 9, uma nova frente fria avança pelos estados da

região Sul ocasionando chuva fraca a moderada nas hidrográficas do

subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um

valor de 184% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 160%

da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima

semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana

corrente. A bacia do rio São Francisco apresenta chuva fraca no final da

semana devido ao avanço da frente fria pelo centro-sul de Minas Gerais. O

valor esperado da ENA para a próxima semana é de 129% MLT, sendo

armazenável 121% da MLT.

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 0,08 0,08 111,23 0,08

Média 0,08 0,08 111,23 0,08

Leve 0,07 0,07 111,23 0,07

Média Semanal 0,08 0,08 111,23 0,08


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 pancadas de chuva no final da

próxima semana operativa. Em relação à média de longo termo, a previsão

para a próxima semana é de um valor de ENA de 107% MLT, sendo

armazenável 102% da MLT

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 55.003 15.264 19.047 14.550

% MLT 82 184 129 107

% MLT Armazenável 73 160 121 102

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 41.137 9.270 15.160 12.886

% MLT 61 112 103 94


3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de

fevereiro é de uma média de 89% da MLT, sendo armazenável 82% da

MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao

que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA

prevista para o mês situar-se-á no patamar de 72% da MLT, sendo


Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior

da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 63 75 45 59


Bacia do Rio Paranaíba 53 63 38 49

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 70 82 53 67

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 101 109 78 89

Paraíba do Sul 90 95 66 79

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de fevereiro é de

168% da MLT, sendo armazenável 139% 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 115% da MLT, sendo


Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior

da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 149 147 105 110

Bacia do Rio Jacuí 220 214 129 137

Bacia do Rio Uruguai 240 199 126 125

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de fevereiro é de 96%,

sendo armazenável 93% da MLT, o que representa um cenário hidrológico

superior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 77% da MLT para a ENA

mensal, sendo armazenável 74% da MLT


3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de

fevereiro apresente uma média de 111% da MLT, sendo armazenável 109%

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 99% da MLT, sendo


3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.7-1 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite

inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 59.489 13.933 14.137 15.114

% MLT 89 168 96 111


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 48.160 9.557 11.371 13.517

% MLT 72 115 77 99



Figura 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

06/02/16 a 12/02/16


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 66, de 28 de janeiro de 2016, autoriza a redução, até 31

de março de 2016, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de

Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 800 m³/s.

Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São

Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política

de redução da defluência mínima, nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a

geração térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo

fechamento do balanço energético da região NE.

Com a elevação da afluência a UHE Tucuruí e o retorno total a operação das

unidades geradoras da Etapa 2, sua geração deverá ser explorada ao

máximo em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos

vigentes.

Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento

dos requisitos das usinas de jusante, minimização da geração das usinas

hidrelétricas das regiões NE, SE/CO e N, caso ocorram excedentes

energéticos nas usinas da região Sul e de Itaipu, a geração das usinas

térmicas do SIN despachadas por Garantia Energética (GE) e por Ordem de

mérito deverá ser dimensionada de forma a possibilitar a alocação destes

excedentes energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas E Mascarenhas de Moraes

deverá ser minimizada em todos os períodos de carga. A geração das

UHEs Marimbondo e Água Vermelha será dimensionada de modo a realizar

uma operação a fio d’água próximo do limite de armazenamento máximo de

seus reservatórios. As disponibilidades energéticas das demais usinas da

bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão será dimensionada

para atendimento de sua restrição ambiental. A geração das UHEs Batalha,

Serra do Facão, Emborcação, Nova Ponte e Miranda deverá ser minimizada

em todos os períodos de carga. A geração das UHE Itumbiara será utilizada

para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e

pesada.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHE Barra Bonita deverá ser minimizada

em todos os patamares de carga. A geração da UHE Promissão será


dimensionada visando manter o seu reservatório próximo do seu limite

máximo de armazenamento.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim e Capivara será

dimensionada em função do comportamento de suas afluências visando

evitar / minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de

armazenamento de seus reservatórios. A geração da UHE Chavantes deverá

ser minimizada em todos os períodos de carga.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira e Três Irmãos será

dimensionada de visando manter os seus reservatórios próximos do limite

máximo de armazenamento para o período. As disponibilidades energéticas

das UHEs Jupiá e Porto Primavera serão exploradas prioritariamente nos

períodos de carga média e pesada.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas em todos os

períodos de carga visando evitar / minimizar a ocorrência de vertimentos para

controle do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se as

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação

Sul-SE/CO (RSE).

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia

indica que a geração das UHE Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será

minimizada em todos os períodos de carga, em função do reduzido nível de

armazenamento de seus reservatórios e das condições hidroenergéticas

favoráveis na UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada para

controle do volume de espera em seu reservatório, ou garantia do atendimento

da vazão objetivo em Santa Cecília, ou seja, a vazão que é vertida no curso do

rio Paraíba do Sul e a vazão que é bombeada para o Complexo de Lajes. Cabe

destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja,

o seu bombeamento está reduzido de 160 m³/s para cerca de 75 m³/s, em

média, e o seu vertimento de 71 m³/s para 35 m³/s, face as condições

hidrológicas desfavoráveis na bacia e a preservação de água para atendimento

aos usos múltiplos.

Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética passa a minimizar

a geração da UHE Serra da Mesa visando minimizar e/ou evitar a ocorrência

de vertimentos para controle do nível de armazenamento do reservatório das

usinas de jusante. A geração das UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe

Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí será dimensionada visando

evitar / minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de

armazenamento de seus reservatórios, sendo suas disponibilidades

energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e

pesada.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE

Três Marias, indica uma defluência de 150 m³/s a partir do dia 16/01/2016,


visando elevar o nível de armazenamento de seu reservatório. A coordenação

hidráulica da cascata do rio São Francisco será realizada com as vazões

mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor vigente de

800 m³/s, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro

hidrológico na bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas, as

disponibilidades energéticas das usinas serão exploradas em todos os

patamares de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a

região SE/CO, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites

elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de

carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a

geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco de vertimento;

2. Usinas da região Sul que apresentarem vertimentos;

3. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites

elétricos vigentes;

4. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes;

5. UHE Capivara;

6. Usinas da região Sul que não apresentarem vertimentos;

7. Usinas térmicas;

8. 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;

9. UHE Marimbondo;

10. UHE Água Vermelha;

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 São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;

13. UHE Corumbá;

14. 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;

15. UHE Itumbiara;


16. 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;

17. UHE Emborcação;

18. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a

fio d'água situadas a jusante na cascata;

19. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e

a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na

cascata.

20. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas

das usinas;

21. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da

cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de

recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas

deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHE Salto Santiago;

3. UHE Salto Osório;

4. UHE Salto Caxias;

5. UHE Barra Grande;

6. UHE Mauá;

7. UHE GPS;

8. UHEs Garibaldi e Campos Novos;

9. UHE Ney Braga;

10. UHE G. B. Munhoz;

11. UHE Passo Fundo;

12. UHEs Ita e Foz do Chapecó;

13. UHE Machadinho;

14. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Dona Francisca, Itaúba, Jacuí e

Passo Real);

15. Explorar disponibilidade da Região SE.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em

filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de

abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua,

fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser

utilizados como último recurso.


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 do SIN, em ordem crescente de custo, com valores

inferiores a R$ 600,00/MWh;

3. Elevar o recebimento da região Nordeste conforme ordem de prioridade

do Submercado SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

4. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

5. Usinas térmicas, em ordem crescente de custo, com valores superiores a

R$ 600,00/MWh;

6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e

os limites elétricos vigentes;

7. UHE Paulo Afonso IV / P. Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as

restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

8. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

9. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os


10. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes.

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de

recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de

regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos

vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas térmicas do SIN com custo acima de R$ 600,00/MWh e

despachadas por RPO, em ordem decrescente de valores;

2. Usinas do Submercado SE/CO em sua ordem de prioridade;

3. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os


4. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os


5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

6. UHE Paulo Afonso IV / P.Afonso 123, respeitando-se as restrições

operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

7. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e

os limites elétricos vigentes;

8. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas

da usina e os limites elétricos vigentes;

9. Usinas térmicas do SIN com custo inferior a R$ 600,00/MWh;


10. Usinas que apresentam vertimentos.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas

do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em

Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de

Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de

Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as

solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de

intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de

Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os

pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução

dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas

energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de

desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede,

podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de

contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem

reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais

favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual

contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são

condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e

Norte/Nordeste.

As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e

Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões


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.

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas

SE Colinas 500 kV – DJ 11 - das 09h00min do dia 11/02 às

17h00min do dia 14/02 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de

manutenção corretiva para intervenção na válvula de carga do sistema

pneumático de acionamento e substituição das vedações do disjuntor 11 e

manutenção preventiva a cada seis anos no disjuntor e dos TCs da bucha

do disjuntor.

Para garantir a segurança do sistema, quando de perda dupla, por falha de

disjuntor, das LT 500 kV Colinas – Miracema C1, C2 e C3, recomenda-se

atender a seguinte restrição energética:

F (CO-MI) < 2000 MW

SE Samambaia 500 kV – Barra B - 06h00min às 17h00min do dia

07/02 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de

execução de solda no barramento rígido e pingados do barramento

principal para os equipamentos do vão do TR-08 (novo 4º transformador

500/345 kV).

Para garantir a segurança do sistema, quando de emergência da barra A

(remanescente), recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

-1800 < FSM < 1800 MW


4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

LT 500 kV Campinas – Itatiba das 07h30min do dia 06/02 (sábado)

às 18h00min do dia 10/02 (quarta-feira)

Esta intervenção está programada para realização serviços referentes à

implantação do SINOCON na SE Campinas.

Na perda da LT 500kV Ibiúna - Itatiba haverá risco de interrupção de até

200 MW na Grande Campinas, devido à abertura de linhas de transmissão

de 138 kV por sobrecarga e perda de carga por subtensão.

b) Área Amazonas/Amapá

SE Mauá III – Proteção Diferencial das Barras e Falha de Disjuntor

do setor de 230 kV das 10h30min às 19h00min dos dias 08/02 e 09/02

(Segunda e Terça).

Esta intervenção está programada para realização de testes elétricos na

proteção diferencial de barras e falha de disjuntor para entrada em

operação do novo transformador TF4 de 230/138 kV – 150 MVA da SE

Mauá III.

Durante a realização da intervenção, em caso de emergência em uma das

barras de 230 kV da SE Mauá III ou emergência em linha ou transformador

seguida de falha de disjuntor, acarretará a atuação de até 4 estágios do

Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) do subsistema Mauá.


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 fevereiro, onde são visualizados os valores

verificados na primeira semana e a revisão das previsões da 2ª à 5ª

semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são

calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga

mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados

aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por

subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 38.900 MW médios no

subsistema SE/CO e 11.300 MW médios no Sul. Quando comparadas aos

valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam

decréscimos de 7,5% para o subsistema SE/CO e 4,2% para o subsistema

Sul. Com a revisão das projeções da 2ª à 5ª semana de fevereiro

(revisão 1), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 40.389 MW

médios para o SE/CO e de 11.967 MW médios para o subsistema Sul.

Estes valores, se comparados à carga verificada em janeiro, sinalizam

acréscimos de 5,0% para o subsistema SE/CO e de 0,9% para o

subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é

de 10.000 MW médios e no Norte de 5.060 MW médios. Estas previsões,

quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam

decréscimos de 0,9% para o subsistema Nordeste e de 1,2% para o

subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 2ª à 5ª semana de

fevereiro (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do mês uma

carga de 10.195 MW médios para o Nordeste e de 5.204 MW médios para o

Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em janeiro,

sinalizam acréscimo de 1,2% para o subsistema Nordeste e decréscimo de

0,3% para o subsistema Norte.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed


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 30/01 a 05/02 e as

previsões para a semana de 06 a 12/02/2016.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está

prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 11/02, com valor em torno de

45.300 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se

em torno de 13.000 MW, devendo ocorrer na sexta-feira, dia 12/02. Para o

Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima

instantânea deverá atingir valores da ordem de 57.500 MW, devendo

ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min da mesma quinta-feira,

conforme apresentado na Tabela 5.2 1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer na

sexta-feira, dia 12/02, com valor em torno de 11.000 MW. Para o

Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.600

MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 11/02. No Sistema Interligado

Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer

na mesma sexta-feira, entre 22h00min e 23h00min, e deverá atingir valores

da ordem de 16.400 MW. Estes resultados podem ser verificados na

Tabela 5.2 1 a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o

período.

Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


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 Fevereiro.

Anexo IV Limites de Transmissão


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


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à

Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica

Valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança;

(1) Usina com unidade geradora em manutenção; (2) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (3) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (4) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (5) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (6) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)


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 525 kV Abdon

Batista – Biguaçu ou da maior máquina sincronizada

(subtensão na região Sul e litoral de Santa Catarina).

Durante o período das festividades do Carnaval (entre os dias

05/02/2016 e 10/02/2016), devido a redução de carga

conforme previsto na NT-0007-2016 Nota Técnica referente

aos Procedimentos para a Operação do SIN durante o

Carnaval de 2016 e se prolongando até o dia 15/02/2016, a

geração térmica mínima por razões elétricas na UTE Jorge

Lacerda deverá ser:

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) 2 x 33 2 x 33 -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 - -

J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 -

Total 146 271 -

Notas:

1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são:

- UG 1: Indisponível de 04/02/2016 até 06/02/2016. - UG 2: Limitada em 37 MW entre 29/06/2015 a 29/02/2016. - UG 5: Indisponível entre 21/01/2016 a 18/03/2016.

2. A geração térmica mínima da carga média, 1P (25) + 2M (66 MW) + 1GG (180 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

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 de sábado e carga média: LT

230 kV Guaíba 2 – Camaquã ou da LT 230 kV Guaíba 2

– Camaquã 3 ou LT 230 kV Presidente Médici –

Camaquã (subtensão nas SE Camaquã 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 80 - -

Candiota III (UG. 5) - 1 x 175 -

Total 80 175 -

Nota:

1. Conforme informações da Eletrobras CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são:

- UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013, conforme resolução n° 4094.

- UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014, conforme resolução n° 2426.

- UG 3 (160 MW): Geração máxima limitada a 80 MW.

- UG 4 (160 MW): indisponível de 03/02/2016 a 15/02/2016.

- UG 5 (350 MW): geração máxima limitada a a 290 MW.

2. Segundo informações da Eletrobras CGTEE, o término da manutenção para recomposição de 1 unidade (UG 1) da UTE Presidente Médici A, com o acoplamento da Turbina 1 e o Gerador 2, foi concluído no final de agosto, estando em período de testes. Destaca-se que, até o momento, não há sinalização por parte da ANEEL para liberação para operação comercial desta unidade. A CGTEE já enviou solicitação para liberação da unidade UG-1 informando que concluiu o teste de 96 horas, operando com geração bruta entre 19,81 MW e 24,85 MW.

3. 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.

5. A geração térmica mínima da carga média 1C (175 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

Operação especial durante o Carnaval

Além disso, conforme NT ONS 0007-2016, deverá ser

necessária adoção de medidas adicionais de segurança no

SIN, durante o carnaval de 2015.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 1 do PMO

do mês de Fevereiro/16, para a semana operativa de 06/02/2016 a 12/02/2016.

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 20,12

Angra 1 25,38

Candiota III 69,75

P. Pecém I 111,23

P. Itaqui 115,74

P. Pecém II 121,55

P. Médici A e B 115,90

J. Lacerda C 155,85

J. Lacerda B 186,33

J. Lacerda A2 195,49

Charqueadas 205,48

J. Lacerda A1 258,42

S. Jerônimo 248,31

Figueira 459,92

Norte Fluminense 1 37,80


Parnaíba IV 69,00

Termopernambuco 70,16

Maranhão IV 107,02

Maranhão V 107,02

Santa Cruz Nova 114,83


Fortaleza 139,88

L. C. Prestes_L1 193,46

Linhares 171,31

G. L. Brizola_L1 232,06

N.Venecia 2 188,18

Juiz de Fora 213,84

William Arjona 297,27

B. L. Sobrinho _L1 306,01

C. Furtado 223,17

Termoceará 295,08

Euzébio Rocha_L1 269,18

R. Almeida 180,76

A. Chaves 185,96

Baixada Fluminense 101,61

Jesus Soares Pereira 314,63

Araucária 710,65


F. Gasparian 399,02

M. Lago 528,79

M. Covas 511,77

Uruguaiana 486,20

Camaçari 486,20

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 190,98

Brizola_L15 221,04

Brizola_L13 187,86

L. C. Prestes_L13 181,74

Euzébio Rocha_L13 178,60

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Atlântico 155,53

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 209,00

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 678,04

R. Silveira 421,52

Maracanaú I 242,45

Termocabo 254,66

Termonordeste 261,09

Termoparaíba 261,09

Global I 293,77

Global II 293,77

Geramar I 257,47

Geramar II 257,47

Viana 257,48

Campina Grande 257,48

Alegrete 257,48

Igarapé 653,43

Bahia I 556,26

Camaçari Muricy I 604,22

Camaçari Polo de Apoio I 604,22

Petrolina 662,91

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 243,95

Aparecida B1TG6 905,99

Electron 872,84

Iranduba 867,33

Mauá B1 711,77

Mauá B4 575,00

Mauá B5 575,00

S. Tiaraju 698,14

Altos 676,59

Aracati 676,59

Baturité 676,59

Campo Maior 676,59

Caucaia 676,59

Crato 676,59

Iguatu 676,59

Juazeiro do Norte 676,59

Marambaia 676,59

Nazária 676,59

Pecém 676,59

Daia 763,99

M. Covas 688,64

Goiânia II 816,13

William Arjona 808,02

Camaçari 943,88

Potiguar III 897,57

Potiguar 897,58

Xavantes 1068,07

Pau Ferro I 995,12

Termomanaus 995,12

Palmeiras de Goias 701,91

Santana I 640,96

Santana II 898,56

Brasília 1047,38

Flores 841,64

São José 873,18

Sta Vitória 90,00

Sykué I 510,12

Cocal 194,18

PIE-RP 194,18

Madeira 249,61

BIOMASSA

ÓLEO

DIESEL

USINA TÉRMICA


ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV,

que interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a

operação da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte,

Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes

Instruções de Operação.

IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste

IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.

IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste

IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período

de 06/02/16 a 12/02/16 14

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 20

Tabelas

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

12/02/2016 8

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

29/02/2016 9

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 10

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11

Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 11

Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 28

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 32

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