Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO No mês de Julho permaneceu a passagem frequente de frentes frias pela região Sul, sendo que duas delas atingiram a região Sudeste. Desta forma, ocorreram totais elevados de precipitação nas bacias hidrográficas da região Sul, e chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba e no trecho a montante à UHE Três Marias. Para a semana de 26/07 a 01/08/2014, a previsão é de chuva fraca isolada no trecho incremental à UHE Três Marias e nas bacias dos rios Paranaíba, Grande e Paraíba do Sul. Nesta revisão, observamos que o maior impacto no CMO foi decorrente da atualização da previsão de vazões. As demais atualizações dos dados de planejamento indicaram menores alterações no valor do CMO dos subsistemas do SIN. Nesta revisão, o CMO médio semanal passou de R$ 710,16/MWh para R$ 584,08/MWh em todos os subsistemas do SIN. 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/08/2014: reunião de elaboração do PMO Setembro de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Júlio do Carmo, nº 251 Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial da UG 27 (27ª) da UHE Santo Antônio (73,29 MW) e da UG 32 (10ª) da UHE Jirau (75,0 MW), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 2.350/2014 e nº 2.412/2014. Atualização do CVU das UTEs Araucária, Norte Fluminense 4 e Fortaleza, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 2.476/2014 e 2.790/2014, respectivamente. Alteração da potência instalada da UTE Norte Fluminense 4, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 2.692/2014. Suspensão da operação comercial das UGs 2 e 3 da UTE São Jerônimo e da UG 2 da UTE P. Médici A, conforme despachos nº 2.623/2014 e nº 2.624/2014. Atualização dos dados físico-operativos das UHEs Santo Antônio, A. A. Laydner, Taquaruçu, Rosana, Passo São João, Itiquira II, Irapé, Belo Monte, Teles Pires e São Manoel, realizado em consonância com os dados utilizados pela EPE para Cálculo ou Revisão de Garantia Física, conforme Fax ONS nº 0023/330/2014 e Ofício SRG-SGH/ANEEL nº 178/2014. Consideração da oferta vendedora do 19º LEN/2014 (A-3/2014), composta por 6 unidades adicionais da UHE Santo Antônio e 21 UEEs, para entrada a partir de janeiro/2017. Postergação da integração de Macapá ao SIN de 01/09/2014 para 01/11/2014, conforme informação do Agente. 1
[MWmed] MW MW 110.000 105.000 3.2. 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 julho/2014. Maior diferença de 1170 MW 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. 100.000 95.000 90.000 85.000 Oferta adicional UHE Santo Antônio (19º LEN) Atraso UHEs Colíder, Teles Pires e Belo Monte Compl. Os armazenamentos iniciais considerados foram de 34,3% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 2,3 p.p.), 92,1 % EARmáx para o Sul (redução de 0,9 p.p.), 32,2 % EARmáx para o Nordeste (redução de 4,2 p.p.) e 86,1 % EARmáx para o Norte (redução de 6,2 p.p.). As reduções citadas referem-se à comparação com o PMO de julho/2014. 26.000 25.000 PMO jul/2014 PMO ago/2014 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de agosto/2014, comparadas com o PMO de julho/2014. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de agosto/2014 NEWAVE [%MLT] 24.000 23.000 Atraso UTE Mauá 3 Atraso UTE Angra III (fora do horizonte de planejamento) PMO julho/2014 PMO agosto/2014 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N 2 22.000 Jan/14 52 145 76 103 21.000 Maior diferença de 1429 MW Fev/14 39 62 27 99 39 62 27 99 20.000 Mar/14 63 165 26 115 63 165 26 115 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 PMO jul/2014 PMO ago/2014 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE PMO jul/14 PMO ago/14 Maior diferença de 255 MWmed. Oferta adicional 21 UEEs (19º LEN) Figura 3- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Abr/14 80 129 41 103 80 129 41 103 Mai/14 74 135 41 100 74 136 41 100 Jun/14 100 371 42 89 100 423 42 89 Ago/14 81 172 46 85 PAR(p) 3 2 2 3 3 1 1 2 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 24/07/2014.
4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 26 de julho a 01 de agosto, a previsão é de que a atuação de uma frente fria no início da semana, nos estados de Minas Gerais, Rio de Janeiro e Espírito Santo, ocasione chuva fraca isolada no trecho incremental à UHE de Três Marias e nas bacias dos rios Paranaíba, Grande e Paraíba do Sul (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. Tabela 2 Previsão de ENAs no PMO de agosto/2014 PMO de Agosto/2014 - ENAs previstas Subsistema 26/7 a 1/8/2014 Mês de Agosto MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 18.555 89 16.519 93 S 12.215 113 11.939 117 NE 1.939 50 1.992 57 N 1.940 72 1.617 81 5. PREVISÃO DE CARGA A carga prevista para o mês de agosto, no subsistema Nordeste, mantém a expectativa de crescimento com base no comportamento do consumo das classes residencial e comercial. Relativamente ao mesmo mês do ano anterior, a taxa de crescimento prevista é de 2,6%. No subsistema Norte, a variação negativa de 1,6% em relação a agosto do ano anterior deve-se, principalmente, à redução acentuada da carga de um consumidor livre do ramo de metalurgia durante o ano em curso. Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as taxas de crescimento previstas de 0,3% e 1,1%, respectivamente, refletem o desempenho recente da indústria, que ainda não apresenta sinais de crescimento que impactam no aumento da carga. Contudo, o comportamento da indústria tem um efeito mais acentuado na carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, dada a maior predominância de segmentos industriais de elevado consumo dessa região. 3 Tabela 3 - Evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Agosto/2014 Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/07 a 01/08/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento das afluências ao subsistema Sudeste e manutenção das afluências aos demais. Quanto à previsão das afluências para o mês de agosto, prevê-se que apenas o subsistema Sul apresente valores acima de sua média histórica. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de agosto. CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem 6ª Sem ago/14 ago/14->ago/13 SE/ CO 36.792 37.507 37.777 37.941 37.785 37.902 37.689 0,3% SUL 10.715 10.719 10.732 10.755 10.780 10.642 10.712 1,1% NE 9.468 9.534 9.562 9.588 9.653 9.709 9.579 2,6% NORTE 5.049 5.130 5.114 5.163 5.189 5.183 5.143-1,6% SIN 62.024 62.890 63.185 63.447 63.407 63.436 63.123 0,6% 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 26/07 a 01/08/2014.
MWmed Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 593,87 593,87 593,87 593,87 Média 587,32 587,32 587,32 587,32 Leve 576,47 576,47 576,47 576,47 Média Semanal 584,08 584,08 584,08 584,08 Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/07 a 25/07/2014 SIN - CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/07 a 01/08/2014 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 26/07/2014 a 01/08/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: 710,16 559,12 573,02 567,04 583,39 584,78 584,08-151,04 13,90-5,98 16,35 1,39-0,70 Região SE/CO Importadora dos excedentes energéticos da região Sul. Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos; Região NE Importadora de energia; Região Norte Intercâmbio dimensionado, visando o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Agosto de 2014, 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. 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 do caso, deve ser observado que a partida dos reservatórios foi estimada conforme resultados da última revisão de julho. No segundo estudo foi substituída a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Agosto. Complementando a análise, 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. Rev. Anterior Previsão de Vazões FCF JUL/2014 Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN Ressaltamos que o valores dos CMOs obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos dados, conforme detalhado. 8. GERAÇÃO TÉRMICA Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/07 a 01/08/2014. 17500 15000 12500 10000 7500 7.140 5000 4.447 2500 1.800 2.799 0 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 283 309 971 116 1679 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 314 314 INFLEXIBILIDADE 0 0 0 0 0 ORDEM DE MÉRITO 6857 1491 3476 2370 14194 Figura 6 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Agosto/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 958 MW de UTEs do Sistema Manaus. 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. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: 16.187 4
EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Região Sudeste/C.Oeste: Atlan_CSA, Sol, Angra 2¹, Angra 1, Norteflu 1, Norteflu 2, Norteflu 3, Baixada Fl, St.Cruz No², Atlantico, Lcpres_L1, Glbriz_L1, Cocal, Pie-Rp¹, Luizormelo², W.Arjona, Juiz De Fo, Blsobr_L1, Erocha_L1, Aur.Chaves, St.Cruz 34¹, Norteflu 4, Blsobr_L13, Glbriz_L13, Lcpres_L13, Euzebi_L13, M.Lago, Fgasparian, Cuiaba Cc¹, Pirat.12 O¹, R.Silveira¹, Tnorte 2 e Viana³; 12 8 6 4 2 PMO - SE/CO - Agosto/2014 70 60 50 40 30 20 Região Sul: Candiota_3, P.Medici A¹, P.Medici B, J.Lacer. C, J.Lacer. B, J.Lac. A2, Charqueada, Madeira, J.Lac. A1, S.Jeronimo¹, Figueira e Araucaria³; Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[SET] 584,08 587,26 591,03 613,92 618,57 615,73 605,32 EAR(%EARmax) 34,0 33,7 33,1 32,3 31,4 30,5 29,8 26,8 ENA(%mlt) 89,9 102,1 94,4 89,5 87,3 88,3 90,3 Figura 7 Subsistema Sudeste Região Nordeste: Termope, P.Pecem1, P.Pecem2, Fortaleza, Termoceara, R.Almeida, C.Furtado, Js_Pereira, Pernambu_3, Maracanau, Termocabo, Termone, Termopb, Campina_Gr³ e Suape II 4 ; 14 12 PMO - S - Agosto/2014 70 60 50 Região Norte: Suzano MA, Parnaib_IV, P. Itaqui, Maranhao V, Maranhao IV, N.Venecia2, Geramar1³ e Geramar2³, o Região Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negr, Tambaqui, Aparecida, Maua B3, Maua B4 e Maua B5b 4 ; 8 6 4 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[SET] 584,08 586,56 590,44 613,92 618,57 615,73 536,08 EAR(%EARmax) 92,0 92,0 93,5 93,2 93,7 93,3 91,5 91,2 ENA(%mlt) 111,7 130,9 117,4 111,7 104,8 86,8 112,8 40 30 20 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. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. Figura 8 - Subsistema Sul PMO - NE - Agosto/2014 7 6 5 70 60 50 5 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 27/09/2014 a 03/10/2014. 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[SET] 584,08 587,26 591,03 613,92 618,57 615,73 605,32 40 30 20 EAR(%EARmax) 32,0 31,2 30,2 29,1 28,1 25,9 21,8 21,8 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS ENA(%mlt) 50,8 58,5 58,3 56,5 54,7 58,4 61,6 Figura 9 Subsistema Nordeste Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 26/07 a 01/08/2014. 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de agosto/2014, 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 setembro. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[SET] 584,08 587,26 591,03 613,92 618,57 615,73 605,32 EAR(%EARmax) 86,0 83,7 81,2 78,8 76,4 74,0 71,1 60,8 ENA(%mlt) 74,8 93,2 86,5 81,7 77,2 85,9 91,6 Figura 10 - Subsistema Norte PMO - N - Agosto/2014 70 60 50 40 30 20
R$/MWh R$/MWh 11. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de agosto, 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 agosto. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de agosto com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 5 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 18.444 104% 18.462 180% 2.108 61% 1.701 86% VE 16.519 93% 11.939 117% 1.992 57% 1.617 81% LI 14.625 82% 5.495 54% 1.875 54% 1.533 77% A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 SE/CO Figura 11 dos cenários de sensibilidade 12. NÍVEL DE ARMAZENAMENTO OPERATIVO S Regiões SE/CO, NE e N 584,08 VE LI LS O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco. NE 893,80 595,05 444,47 05/07 a 11/07/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Região Sul 584,08 VE LI LS 893,80 595,05 352,50 05/07 a 11/07/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE N Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu. Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do parque gerador térmico existente no SIN. Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais. Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo. Entretanto, mesmo com a consideração dessa política energética, não há expectativa de armazenamentos nos subsistemas, ao final do mês de agosto, diferentes dos previstos neste PMO. Na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados para as regiões SE/CO e NE. Tabela 6 Níveis de armazenamento operativos Subsistema %EARmáx (31/ago) SE/CO 30,3 NE 26,7 13. ESTUDO PROSPECTIVO - SETEMBRO/14 A JULHO/15 O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe o SIN, através de simulações a usinas individualizadas utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo, com base nos resultados da Revisão 3 do PMO Julho/14. A Função de Custo Futuro utilizada é a FCF elaborada para o PMO de agosto/14, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus cortes a cada mês. Ressalta-se que na próxima edição deste documento, a ser emitida em 01/08/2014, será apresentada revisão deste estudo considerando o valor esperado da previsão de afluências com base nos resultados do PMO Agosto/14. 6
Assim sendo, na tabela 10, segue expectativa de evolução dos custos marginais para o período de Set/14 a Jul/15, tendo como base as seguintes premissas: Tabela 7 Energias Naturais Afluentes (%MLT) 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 12, a seguir. Tabela 8 Energias Naturais Afluentes (MWmed) Figura 12 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) Tabela 9 Carga (MWmed) Tabela 10 Custos Marginais de Operação (R$/MWh) 14. 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). O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de novembro, 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 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 a operação desde final de janeiro de 2014, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para o final do mês de outubro 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. 7
15. 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 13. Figura 13 - 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 permitiu 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 oito unidades em operação comercial. Durante o mês de julho está prevista a finalização dos testes de sobrecarga da operação na configuração bipolar e somente no final de agosto dos dois blocos do Back-to-Back em modo bi-bloco. Desta forma, para este mês poderá ser explorada uma potência de até 3.550 MW. A partir de agosto será possível utilizar a configuração Bipolar com dois blocos do Back-to-Back escoando uma potência total de 3.750 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 (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), 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 a estação seca 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