Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO Em continuidade aos comentários apresentados na semana anterior sobre o significado do uso da ENA do SIN como indicador do atendimento energético, há também que se considerar a existência e a inevitabilidade dos vertimentos, especialmente nos subsistemas S e N, em função de suas reduzidas capacidades de regularização, mas também no SE/CO devido particularmente às condições de regularização da UHE Itaipu e sua importância relativa no cálculo da ENA. Tais vertimentos são decorrentes do esgotamento da capacidade de armazenamento e de geração de aproveitamentos e/ou da ocorrência de disponibilidades hidrelétricas não alocáveis, em períodos de carga leve, quando há significativa redução da carga, ou por restrição de transmissão e, por conseguinte, não são passíveis de aproveitamento no processo da programação da operação. Este fato, que torna não aproveitável uma expressiva parcela da ENA, é explicado principalmente pela reconhecida baixa capacidade de armazenamento dos reservatórios da região Sul e pela forte sazonalidade das vazões do rio Tocantins que ocasionam, anualmente, o total enchimento do reservatório de Tucuruí e a ocorrência de subsequentes expressivos vertimentos. O quadro a seguir mostra, para o triênio , os valores anuais, para cada subsistema e para o SIN, das perdas por vertimentos totais. Nesse triênio, a perda acumulada por vertimentos no SIN atingiu MWmês. VERTIMENTO TOTAL Anual (MWmês) (Não Turbinável e Não Alocável) SE S NE N SIN Essa condição de ocorrência de vertimentos persistirá, no futuro, tendo em vista a expansão hidrelétrica baseada em usinas a fio d água e a ausência de novos reservatórios com capacidade expressiva de regularização como, por exemplo, a entrada em operação das unidades de base dos aproveitamentos do rio Madeira, bem como a inclusão da usina de Belo Monte. Dessa forma, salienta-se, mais uma vez, que a ENA é um bom parâmetro para avaliar as condições de afluência a cada um dos subsistemas do SIN. Entretanto, sua utilização para avaliar o atendimento energético do SIN como um todo pode levar a equívocos, caso não se leve em conta os aspectos aqui analisados. Redução do CMO nas regiões SE/CO, Sul e NE Este PMO do mês de maio/2015 foi caracterizado por uma redução significativa nos custos marginas de operação CMO para as regiões SE/CO, Sul e NE. O CMO médio semanal nestas regiões passou de R$ 981,29/MWh para R$ 438,97/MWh. Este sinal se deve principalmente à atualização de parâmetros utilizados na construção da Função de Custo Futuro - FCF do modelo NEWAVE para este PMO. Neste sentido, nos parágrafos a seguir, faz-se uma breve explanação do impacto da atualização de alguns parâmetros nos Custos Marginais de Operação resultantes deste PMO. Na figura a seguir, pode-se observar que a previsão de vazões e a atualização da FCF foram os principais parâmetros que influenciaram a redução dos CMO das regiões SE/CO, Sul e NE, obtidos do modelo DECOMP para este PMO, em relação aos valores obtidos na Revisão 4 do PMO Abril/ ,29 SE/CO, Sul e Nordeste - 673,53-307,76-239,94 433,59 430,73 430,48 430,24 438,97-2,86-0,25-0,24 8,73 1

2 Observa-se um forte impacto em decorrência da melhoria das afluências observadas em Abril e da nova previsão para maio, que servem de base para elaboração dos cenários e consulta a FCF. Adicionalmente, as figuras a seguir mostram de forma simplificada, para a região de acoplamento entre os modelos NEWAVE e DECOMP, a sensibilidade do Custo Futuro em relação à variações da Energia Armazenada e de Energia Natural Afluente ENA no mês de acoplamento, para o subsistema SE/CO. Na figura acima, observam-se reduções significativas nos custos marginais de operação médios mensais, obtidos pela simulação de séries sintéticas de ENA, da ordem de 50% nos subsistemas SE/CO e Sul. Essas reduções são explicadas, principalmente, pela redução da carga, que foi de 3,3% em 2015, chegando a 5,2% em 2019, pela elevação dos níveis dos reservatórios (6,1 %EARmáx no SE/CO e 4,7 %EARmáx no Nordeste) e pela elevação nos montantes de ENA utilizadas como tendência hidrológica (10 %MLT no SE/CO e 19 %MLT no NE). De forma a complementar a análise, a tabela abaixo mostra o Custo Total de Operação obtido do modelo NEWAVE nos PMO Fevereiro, Março, Abril e Maio/15, onde pode-se observar a significativa redução, de cerca de 45%, do PMO Abril/15 para o PMO Maio/15. Percebe-se que no PMO Maio/15, os valores de custo futuro excursionam em uma faixa de valores significativamente inferiores aos da Rev.4 PMO Abril/15. Além disso, o custo futuro no PMO Maio/15 se apresenta menos sensível em relação às variações das energias armazenada e natural afluente. A análise anterior evidencia a necessidade de se conhecer os principais parâmetros que influenciaram a construção da FCF para este PMO. Neste contexto, a figura a seguir, analogamente ao que foi feito com o modelo DECOMP na primeira figura, faz uma decomposição da variação dos CMO médios mensais obtidos no PMO Maio/15, em relação aos valores obtidos no PMO Abril/ NOTÍCIAS Custo Total de Operação (R$x10 6 ) PMO PMO PMO PMO fev/15 mar/15 abr/15 mai/ , , ,40 Em 28 e 29/05/2015, reunião de elaboração do PMO Junho de 2015 no auditório do Escritório Central do ONS.

3 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial da UG 15 da UHE Jirau (75 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.234/2015. Retorno à condição de operação comercial da UTE Roberto Silveira conforme Despacho SRG/ANEEL nº 943/2015. Alteração do CVU das UTEs Norte Fluminense 4, Roberto Silveira e Angra 3, conforme Despachos SRG/ANEEL nºs 1.108/2015 e 876/2015 e Ofício nº 062/2015, respectivamente. Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN de 01/06/2017 para 01/08/2017, conforme reunião do DMSE Transmissão. Postergação da integração da interligação Macapá ao SIN de 01/05/2015 para 01/06/2015, conforme informação do Agente. Atualização dos dados da UHE Serra do Facão (polinômio vazão defluente x nível de jusante) conforme Ofício SRG-SCG ANEEL nº059/2015, de 24/04/ Alteração da restrição de vazão mínima defluente das UHEs Marimbondo, Três Marias, Jaguara, Igarapava, Volta Grande, Capim Branco 1, Emborcação e Rosal, conforme versão atualizada do Inventário de Restrições Operativas Hidráulicas. Atualização quadrimestral (período mai/15 a dez/19) da previsão de carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades, manutenções e TEIF/IP de UHEs e UTEs existentes. Atualização da estimativa do montante de energia existente das usinas não simuladas, contemplando o horizonte , conforme Resolução Normativa ANEEL nº 440/2011. Atualização da base de dados para cálculo dos fatores a serem utilizados na estimativa do montante de energia em expansão das usinas não simuladas, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/ PREMISSAS Nas Figuras 1 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de abril/2015. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Cabe destacar que desde o PMO de fevereiro/2013 os cronogramas de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da configuração de transmissão necessária para o mesmo, uma vez que o Complexo Madeira é representado no subsistema SE/CO.

4 Os armazenamentos iniciais considerados foram de 33,7% EARmáx para o subsistema SE/CO (aumento de 6,1 p.p.), 35,3% EARmáx para o Sul (redução de 4.6 p.p.), 27,2 % EARmáx para o Nordeste (aumento de 4,7 p.p.) e 79,9 % EARmáx para o Norte (aumento de 23,5 p.p.). Os aumentos/reduções citados referem-se à comparação com o PMO de abril/2015. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de maio/2015, comparadas com o PMO de abril/2015. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de maio/2015 NEWAVE [%MLT] PMO abril/2015 PMO maio/2015 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Mar/ Abr/ PAR(p) Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Dentre essas informações, destacam-se: Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período maio/2015 a dezembro/2019) sofreram redução média nos 5 anos de aproximadamente 4,7% no SIN em relação à previsão de janeiro/2015 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. A carga do subsistema SE/CO sofreu redução média nos 5 anos de 5,0%, a do Sul, redução de 3,9%, a do Nordeste, redução de 2,1% e a do Norte, redução de 8,3% sendo considerado também na previsão para este último subsistema a postergação da interligação de Macapá para 01/06/2015 e da interligação de Boa Vista para 01/08/2017. Atualização dos limites de transmissão e geração térmica mínima por razões elétricas. Maiores detalhes estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0051/2015. Atualização dos índices de TEIF/IP apurados pelo ONS para as usinas do Tipo Simuladas Individualmente, em operação, conforme orientação do Ofício SRG/ANEEL nº 236/2009. Valores esses atualizados conforme informação do CNOS considerando valores apurados no período de janeiro/2010 até dezembro/2014. Conforme preconizado nas Resoluções Normativas ANEEL nº 440/2011 e nº 476/2012, para este PMO de maio/2015 foi encaminhada pela CCEE a base de dados para composição do montante de energia das usinas existentes não simuladas individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas usinas em expansão. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 29/04/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA No início da semana de 02 a 08 de maio de 2015, o avanço de uma frente fria pela região Sul deve ocasionar chuva fraca na bacia do rio Jacuí e fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu. A passagem desta frente pelo litoral da região Sudeste deve ocasionar chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados da bacia do rio São Francisco. A bacia do rio Tocantins deve apresentar pancadas de chuva no início da semana (Figura 1). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.

5 No subsistema Nordeste, a taxa de crescimento prevista, de 4,6%, retrata o comportamento que vem sendo observado na carga desse subsistema, influenciado principalmente pelo consumo das classes residencial e comercial. No subsistema Norte, a variação prevista da carga, de -2,2%, está influenciada pelo efeito combinado de dois fatores que atuam em sentidos opostos: por um lado, o aumento de carga da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá e, por outro lado, a redução em torno de 200 MWmédios na carga de um grande consumidor do segmento de alumínio (ALUMAR), quando comparada à carga verificada no primeiro trimestre do ano. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Maio/2015 Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 02/05 a 08/05/2015 Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro- Oeste e Norte, estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste e aumento no subsistema Sul. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de maio. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Maio/2015 PMO de MAIO/ ENAs previstas Subsistema 2/5 a 8/5/2015 Mês de MAIO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a variação prevista da carga para o mês de maio/2015, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -0,3%, reflete sobretudo o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. A taxa de crescimento prevista para o subsistema Sul, de 3,3%, pode ser explicada pelo baixo desempenho da carga industrial nesse mesmo período do ano anterior. CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem mai/15 mai/15->mai/14 SE/ CO ,3% SUL ,3% NE ,6% NORTE ,2% SIN ,9% 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 02/05/2015 a 08/05/2015. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de SE/CO S NE N Pesada 446,00 446,00 446,00 117,13 Média 446,00 446,00 446,00 98,01 Leve 426,65 426,65 426,65 98,01 Média Semanal 438,97 438,97 438, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 02/05/2015 a 08/05/2015, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas nas suas bacias; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia.

6 MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 25/04 a 01/05/2015 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 02/05 a 08/05/2015 A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Maio de 2015, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, já considerando a nova previsão de afluências e cenários de vazão, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de abril. Neste estudo foram retiradas as máquinas de novas usinas (expansão) e as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Finalizando a descrição para o estudo inicial, ressaltamos que neste caso a partida dos reservatórios foi estimada pelos resultados da última revisão de abril. No segundo estudo foi substituída apenas a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Maio. Nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs resultantes de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 25/04 a 01/05/ ,29 673,53 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 02/05 a 08/05/2015 SE/CO, Sul e Nordeste - 433,59 430,73 430,48 430,24 438,97 119,33 Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial dos dados conforme detalhado anteriormente. 8. GERAÇÃO TÉRMICA , O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 02/05/2015 a 08/05/ Norte SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO ,76-239,94-2,86-0,25-0,24 8,73 Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês maio/2015 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 745 MW de UTEs do Sistema Manaus. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Nordeste Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real.

7 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 04/07/2015 a 10/07/2015: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Pesada (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 02/05/2015 a 08/05/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Benefício (R$/MWh) Média Leve SANTA CRUZ ,19 441,09 (1) 441,09 (1) 441,08 (1) LUIZORMELO ,01 441,09 (1) 441,09 (1) 441,08 (1) UTE CVU (R$/MWh) Pesada Geração (MWmed) Média Leve ESS ELÉTRICO TNORTE 2 (340) R$ 678, R$ ,40 TOTAL SE/CO R$ ,40 TERMOPB (171) R$ 433,82 TOTAL NE R$ ,62 R$ ,62 As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de maio/2015, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de junho PMO - SE/CO - MAIO/2015 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 438,97 439,88 437,21 439,38 439,16 430,59 EAR(%EARmax) 33,0 34,1 34,6 35,0 35,5 35,8 35,4 ENA(%mlt) 99,4 92,0 90,1 78,8 96,1 89, Figura 9 - Subsistema Sul Figura 10 Subsistema Nordeste Figura 11 - Subsistema Norte 11. SENSIBILIDADE Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 438,97 439,88 437,21 439,38 439,16 427,32 EAR(%EARmax) 35,0 37,0 40,1 42,7 44,3 47,4 57,4 ENA(%mlt) 98,9 124,0 121,4 94,5 112,7 107, PMO - S - MAIO/2015 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 438,97 439,88 437,21 439,38 439,16 430,58 EAR(%EARmax) 27,0 27,5 27,9 28,3 28,6 28,7 28,0 ENA(%mlt) 66,7 76,1 69,3 56,9 76,1 70, PMO - NE - MAIO/2015 PMO - N - MAIO/2015 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] ,01 171,19 439,38 439,16 430,58 EAR(%EARmax) 8 80,9 81,1 81,3 81,4 81,3 73,6 ENA(%mlt) 104,6 91,7 78,4 62,6 81,9 89, A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de maio, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de maio Figura 8 Subsistema Sudeste

8 R$/MWh R$/MWh Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de maio com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 6 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 900 Regiões SE/CO, S e NE NE N Subsistema (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal VE LI VE LS NÍVEL PMO % EARmáx - 31/5 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 35,6 34,4 36,2 37,4 SUL 45,2 24,6 47,2 69,5 NORDESTE 28,6 27,6 28,7 29,8 NORTE 81,4 80,6 81,5 82, ,23 438,97 425,81 322,13 LI VE LS 02/05 a 08/05/2015 Casos de Sensibilidade Região N 98, A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC), conforme mostrado na Figura 13, a seguir LI VE LS /05 a 08/05/2015 Casos de Sensibilidade Figura 12 dos cenários de sensibilidade 12. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS De forma a permitir uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados deste PMO continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. Figura 13 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, em configuração provisória, aguardando atualmente o término das obras em 230 kv para operar na configuração definitiva, previstas atualmente para o mês de maio. A interligação do sistema elétrico do Amapá ao SIN está prevista para junho de 2015, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de uma transformação 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para a

9 operação desde final de janeiro de 2014, a finalização das obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema está prevista para o mês de maio. 14. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de MW, sendo MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Backto-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 14. através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre Rondônia. A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um total de MW. Até o final de maio de 2015 estão previstas as finalizações dos testes dos dois blocos do Back-to-Back em modo bi bloco e a entrada em operação do terceiro circuito em 230 kv está prevista para julho de Dessa forma, a partir de junho de 2015 será possível utilizar o Bipolo 1 e os dois blocos do Backto-Back escoando uma potência total de MW e em julho de 2015, a partir da entrada em operação do Bipolo 2, será possível transmitir uma potência total de MW. Ressalta-se que as condições energéticas desfavoráveis com a priorização de transferência de energia do Complexo do Madeira para o sistema SE pelo Bipolo 1 no período úmido, os testes para a entrada em operação do Bipolo 2 serão postergados para o início do período seco com previsão de entrada em operação em junho de Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento. Figura 14 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu a injeção de até MW, sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW