Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Abril Semana Operativa de 29/03 a 04/04/2014 1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS Na semana entre 22 e 28 de março, ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Paraíba do Sul e Paranaíba, e chuva fraca isolada nas bacias dos rios Grande e São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca a moderada. Em 24 e 25/04/2014: reunião de elaboração do PMO Maio de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS Rua Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova. Para a próxima semana, de 29 de março a 04 de abril, a previsão é de que ocorra chuva fraca nas bacias das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização causou maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação CMO nas regiões SE/CO e Sul. Nas regiões Nordeste e Norte, este parâmetro foi a Função de Custo Futuro. O CMO médio semanal passou de R$ 1.338,85/MWh para R$ 937,64/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ R$ 926,31/MWh para R$ 937,57/MWh nas regiões Nordeste e Norte. Em virtude da manutenção do cenário hidrológico no Rio Madeira, a UHE Santo Antônio permanece com suas unidades geradoras desligadas. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Atualização dos limites de transmissão para escoamento da energia do Complexo Madeira considerando, para o mês de abril, somente em operação a UHE Jirau e o TR provisório (MOP-COSR NCO-023-2014). Para os meses de maio e junho foi considerada a previsão dos testes da operação bipolar e dos dois blocos do back-to-back, respectivamente. Atualização do CVU da UTE Norte Fluminense 4, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 526/2014. Alteração da potência da UTE Termocabo, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.555/2014. Retirada da configuração termoelétrica a UTE Alegrete, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.567/2014. Entrada em operação comercial das UGs 02 e 39 (75 MW cada) da UHE Jirau, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 514/2014. A vazão mínima da UHE Cana Brava foi alterada de 150 m 3 /s para 90 m 3 /s e houve inclusão de vazão mínima para as UHE Garibaldi (81 m 3 /s) e São Salvador (90 m 3 /s). Atualização dos CVUs das UTEs Charqueadas, J. Lacerda A1, J. Lacerda A2, J. Lacerda B e J. Lacerda C, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 752/2014. Modelagem da variação de vazão mínima defluente para a UHE Serra da Mesa, conforme Resolução ANA/MMA nº 414/2014. 1
[MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 110.000 105.000 100.000 95.000 90.000 85.000 3.2. PREMISSAS Nas Figuras 1 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de março/2014. Maior diferença de 900 MW Atraso UHEs Santo Antônio, Jirau e Batalha e Modelagem Madeira 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 têm 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. Os armazenamentos iniciais considerados foram de 36,9% EARmáx para o subsistema SE/CO (aumento de 1,5 p.p.), 46,2% EARmáx para o Sul (aumento de 8,6 p.p.), 41,7% EARmáx para o Nordeste (redução de 0,6 p.p.) e 83,8% EARmáx para o Norte (aumento de 3,8 p.p.). Os aumentos e reduções citados referem-se à comparação com o PMO anterior. PMO mar/2014 PMO abr/2014 Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de abril/2014. 27.000 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de abril/2014 NEWAVE [%MLT] 26.000 PMO março/2014 PMO abril/2014 25.000 24.000 23.000 22.000 21.000 20.000 Atraso da UTE Maranhão III Revogação da UTE Alegrete Maior diferença de 584 MW. MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Set/13 95 146 52 80 Out/13 111 103 60 78 111 103 60 78 Nov/13 83 71 46 85 83 71 46 85 Dez/13 96 89 85 97 96 89 85 97 2 Jan/14 53 145 77 103 52 145 76 103 PMO mar/2014 PMO abr/2014 Fev/14 39 56 26 99 39 62 27 99 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Mar/14 64 166 26 116 9.000 8.500 8.000 7.500 7.000 6.500 6.000 5.500 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN Antecipação ICG João Câmara III PMO mar/14 Atraso oferta UEEs do 2º LER e 12º LEN PMO abr/14 Maior diferença de 449 MWmed. PAR(p) 1 4 1 1 2 2 1 1 Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal 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. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO, em 27/03/2014. Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 29/03/14 a 04/04/14 a previsão é de que a passagem de uma frente fria ocasione chuva fraca nas bacias das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste (Figura 4). 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. Figura 4 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 29/03 a 04/04/2014 Tabela 2 Previsão de ENA no PMO de Abril/2014 PMO de Abril/2014 - ENAs previstas Subsistema 29/3 a 4/4/2014 Mês de Abril MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 40.334 85 34.603 83 S 9.844 146 7.880 120 NE 3.293 25 4.937 41 N 16.236 108 14.608 98 5. PREVISÕES DE CARGA No subsistema NE, a taxa de crescimento prevista de 1,8%, a menor observada no ano, está relacionada ao elevado crescimento da carga observado nesse mesmo período do ano anterior, resultante da ocorrência de altas temperaturas e prolongamento do tempo seco que persistiu sobre as áreas litorâneas. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 24,6% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para abril/14 apresenta um acréscimo de 2,3% em relação ao mesmo mês do ano anterior. No subsistema Sul, apesar da continuidade do bom desempenho das atividades econômicas da região, a taxa de crescimento prevista de 3,7% está relacionada, principalmente, ao aumento da carga de aquecimento nesse mesmo mês do ano anterior, em função das baixas temperaturas registradas naquele período. 3 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 29/03/2014 a 04/04/2014, aumento nas afluências do subsistema SE/CO, recessão nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e estabilidade para o subsistema Norte. Para o mês de Abril a previsão é de afluências superiores às previstas no mês anterior para o subsistema Nordeste e inferiores para os demais subsistemas. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média prevista para o mês de Abril. No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento prevista de 5,4% deve-se, dentre outros fatores, a expectativa de que o desempenho da carga do setor industrial seja superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Abril/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem abr/14 abr/14->abr/13 SE/ CO 40.224 40.436 39.500 39.000 39.558 39.757 5,4% SUL 11.340 11.279 10.747 10.549 10.680 10.928 3,7% NE 10.275 10.265 9.993 9.830 9.787 10.045 1,8% NORTE 5.406 5.429 5.385 5.342 5.333 5.386 24,6% SIN 67.245 67.409 65.625 64.721 65.358 66.116 5,9%
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 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 29/03 a 04/04/2014. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 943,77 943,77 943,08 943,08 Média 940,80 940,80 940,80 940,80 Leve 931,23 931,23 931,23 931,23 Média Semanal 937,64 937,64 937,57 937,57 A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento. No segundo estudo foi substituída apenas a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Abril. Complementando a análise, nos demais casos foram atualizados os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/03 a 28/03/2014 1338,55 SE/CO e Sul - CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 29/03 a 04/04/2014 861,98 950,92 944,70 942,37 942,01 937,64 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 29/03/2014 a 04/04/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: -476,57 88,94-6,22-2,33-0,36-4,37 Região Sul Exportadora de energia em função da melhoria nas condições hidroenergéticas da região; Região NE Importadora dos excedentes energéticos da região Norte; Região Norte Exportadora dos excedentes energéticos para as regiões Nordeste e SE/CO; Região SE/CO Importadora de energia das regiões Sul e Norte em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. Rev. Anterior Previsão de Vazões Figura 5 - Análise da variação do CMO subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/03 a 28/03/2014 FCF ABR/2014 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. Norte e Nordeste - CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 29/03 a 04/04/2014 926,31 861,98 950,60 944,70 942,37 942,01 937,57 4 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO -64,33 88,62-5,90-2,33-0,36-4,44 A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Abril de 2014, foi realizada a partir de cinco casos de estudo. Rev. Anterior Previsão de Vazões FCF ABR/2014 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. Figura 6 - Análise da variação do CMO subsistemas NE e N O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, já considerando a nova previsão de afluências e cenários, porém utilizando a mesma função de custo futuro do PMO de março e considerando a partida dos reservatórios conforme indicavam os resultados da última revisão de março.
EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 29/03 a 04/04/2014. Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Abril/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 762 MW de UTEs do Sistema Manaus. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: 16.973 17500 15000 12500 10000 7500 8.267 5000 4.315 2500 2.043 2.349 0 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 0 0 INFLEXIBILIDADE 0 0 0 0 0 ORDEM DE MÉRITO 8267 2043 4315 2349 16973 Região Sudeste/C.Oeste: Atlântico CSA, Sol, Angra 2, Angra 1¹, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L. C. Prestes, Sta. Cruz Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, Luiz O. R. Melo², E. Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12 O¹, Norte Fluminense 4, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiânia 2 e Carioba 1,3 ; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana e Nutepa¹; Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém 1, Fortaleza¹, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos, Aracati, Baturité, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu, Juazeiro N, Marambaia, Nazária, Pecém, Camaçari Gás¹, Bahia 1, Camaçari MI, Camaçari PI, Camaçari e Petrolina; Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Geramar 1 e Geramar 2; o Sistema Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7, São José 1, São José 2, Mauá B1 e Aparecida B1TG6. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 31/05/2014 a 06/06/2014. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS Não há expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 29/03/2014 a 04/04/2014. 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de Abril/2014, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro 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 Maio. 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 9 - Subsistema Sul Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI] 937,64 930,72 917,00 915,06 918,00 853,62 EAR(%EARmax) 37,0 38,1 39,1 39,9 40,5 40,7 41,0 ENA(%mlt) 85,5 92,7 83,9 77,2 73,8 84,9 16 14 12 10 8 6 4 2 PMO - SE/CO - Abril/2014 PMO - S - Abril/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI] 937,64 930,72 917,00 915,06 918,00 848,36 EAR(%EARmax) 46,0 47,9 47,3 46,0 44,5 43,2 51,4 ENA(%mlt) 144,0 116,1 108,3 109,4 111,5 105,2 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 5
EAR ou ENA (%) R$/MWh EAR ou ENA (%) R$/MWh Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 5 4 3 2 1 Figura 10 Subsistema Nordeste Figura 11 - Subsistema Norte 11. SENSIBILIDADE Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI] 937,57 897,16 743,07 713,96 707,00 607,48 EAR(%EARmax) 42,0 41,4 41,8 42,2 42,5 42,9 4 ENA(%mlt) 24,9 40,6 43,9 42,6 46,4 46,2 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 PMO - NE - Abril/2014 PMO - N - Abril/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI] 937,57 897,16 708,19 696,08 683,18 364,91 EAR(%EARmax) 84,0 85,9 87,5 88,9 90,5 91,6 94,4 ENA(%mlt) 101,0 89,9 94,1 88,9 95,9 96,4 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de abril, 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 abril. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de abril com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 1.500 1.250 1.000 750 500 1.500 1.250 1.000 750 500 Regiões SE/CO e Sul 937,64 VE LI LS 1.353,29 936,00 691,24 29/03 a 04/04/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Regiões NE e N 937,57 VE LI LS 987,59 924,64 691,24 29/03 a 04/04/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 12 dos cenários de sensibilidade 12. 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). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Tucuruí Xingu - Jurupari Oriximiná Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 13, a seguir. 6 Tabela 5 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 39.044 94% 10.821 165% 5.839 48% 15.824 106% VE 34.603 83% 7.880 120% 4.937 41% 14.608 98% LI 30.353 73% 4.782 73% 4.030 33% 13.391 90% NE N A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 13 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) O sistema elétrico de Macapá continua isolado do SIN, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari,
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação através de um transformador 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para operação desde janeiro de 2014, as obras do sistema receptor só permitirão a integração desse sistema a partir de julho de 2014. No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente. Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kv quanto no sistema de 138 kv, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kv deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. 13. 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 6.900 MW, sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 2016. 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 2.375 km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 14. Figura 14 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira 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 2013. Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitirá a injeção de até 1.100 MW, sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre Rondônia. Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com perda de altura de queda e consequentemente, redução de potência na UHE Santo Antônio. Dessa forma, foi mantido em operação o 1 Bipolo (configuração monopolar) em paralelo com o Transformador Provisório, com a estação Back-to- Back desligada. Na segunda quinzena do mês de fevereiro em diante verificou-se nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio agravando a redução da queda levando ao desligamento de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo Madeira, para o atendimento aos estados do Acre e Rondônia, foi realizada através do Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA escoando a geração da UHE Jirau. A UTE Termonorte II foi despachada em função das condições energéticas vivenciadas pelo país neste início de ano. Vale ressaltar que a UHE Jirau já conta com seis unidades em operação comercial. Em maio estão previstos os testes da operação bipolar. Desta forma, a configuração prevista para esse período será a configuração monopolar com retorno metálico com o 7
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação transformador provisório escoando uma potência de 1.500 MW. Em junho são esperados os testes da operação com dois blocos do Back-to-Back, devendo ser utilizada a configuração bipolar com somente um bloco, escoando uma potência total de 3.550 MW. 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 (período chuvoso), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (período seco), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores níveis de armazenamento. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br 8