PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova 20211-160 Rio de Janeiro RJ Tel (+21) 2203-9400Fax (+21) 2203-9444

2014/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT-119-207-2014 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 02/08/2014 A 08/08/2014 NT 0119-207-2014 (PMO - Semana Operativa 02-08-2014 a 08-08-2014).docx

Sumário 1 Introdução 4 2 Conclusões 4 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque 5 3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 7 3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 14 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 14 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos 3.4 Relacionados com a Otimização Energética 15 3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 15 3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 15 3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 17 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 18 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 19 3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 19 3.6.2 Região Sul 19 3.6.3 Região Nordeste 20 3.6.4 Região Norte 20 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 20 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 22 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 22 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 23 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 24 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 26 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas 28 4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga 32 5 Previsão de Carga 34 5.1 Carga de Energia 34 5.2 Carga de Demanda 36 Lista de figuras e tabelas 46 14 ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 3 / 46

1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Agosto/2014, para a semana operativa de 02/08/2014 a 08/08/2014, 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 Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 (indisponível, conforme declaração do Agente) e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov. Leonel Brizola L1, Cocal, PIE- RP (indisponível, conforme legislação vigente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, A. Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), Norte Fluminense 4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola L13, L. C. Prestes L13, E. Rocha L13, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente), Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeira de GO e somente nos patamares de carga pesada e média da UTE Daia. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível, conforme legislação vigente), Figueira (indisponível, conforme declaração do Agente), Araucária, S. Tiaraju, Uruguaiana (indisponível, conforme declaração do Agente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C. Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos, Aracati, Baturite, Campo Maior, Caucaia, Crato, Iguatu, Enguia Pecém, Juazeiro do Norte, Marambaia, Nazária, Camaçari G (indisponível, conforme declaração do Agente) e Bahia 1. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I e II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nova, ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 4 / 46

Mauá B6, Mauá B7, São José 1 e São José 2.Além disso, está previsto para a semana de 02/08/2014 a 08/08/2014, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, 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 04/10/2014 a 10/10/2014, benefício marginal de R$ 834,88/MWh, em todos os patamares de carga. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas disponibilidades máximas, para a semana operativa de 04/10/2014 a 10/10/2014. 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. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013, está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo NEWAVE. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Agosto/14. 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 calculo do PLD; Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP; ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 5 / 46

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. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Agosto/14 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que: Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006. 1º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo. (Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006). A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/06/2014, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0080/400/2014, emitida em 15/07/2014. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 6 / 46

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Está liberada a operação do Bipolo 1 do Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira com até 1.575 MW com 1 Bloco do BtB ou com o transformador provisório de 500/230 kv 400 MVA na SE Coletora Porto Velho. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão Associado à Interligação Tucuruí Macapá Manaus envolvendo os equipamentos de 500 kv dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos três transformadores 500/230 kv 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a integração do sistema de Manaus ao Sistema Interligado Nacional SIN. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 7 / 46

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação Tucuruí Macapá Manaus: Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kv Lechuga Manaus e Balbina Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kv Tucuruí Xingu, estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de 100 MW na Interligação Tucuruí Macapá Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230 kv que chegam a Manaus. Destaca-se aqui a entrada em operação dos dois circuitos da LT 230 kv Lechuga Jorge Texeira e dos circuitos da LT 230 kv Jorge Texeira Mauá, associados ao Sistema de 138 kv de Cachoeira Grande, permitindo remanejamento de cargas da rede de 69 kv da SE Manaus. A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 8 / 46

5 x 50 MW 4 x 17 MW 100 MW 300 MW Atendimento ao Estado do Amapá Integrado ao SIN Em 21 de janeiro de 2014 foram disponibilizados para a operação os seguintes equipamentos de propriedade da Linhas Macapá Transmissora de Energia S.A: - LT 230 kv Jurupari Laranjal, Circuitos 1 e 2; - LT 230 kv Laranjal Macapá, Circuitos 1 e 2; - SE Laranjal 2 Transformadores de 230/69 kv 2x 100 MVA; - SE Macapá 3 Transformadores de 230/69 kv 3x 100 MVA. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema Amapá, onde as linhas de transmissão cheias, em 69 kv, representam o sistema atualmente em operação e as linhas de transmissão tracejadas, em 69 kv, representam o conjunto mínimo de obras a serem executadas pala CEA para viabilizar a integração ao SIN desse Sistema. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 9 / 46

Cabe ressaltar ainda que está previsto para o dia 05 de agosto de 2014 o início dos testes para integração ao SIN da Unidade Geradora G1 de 123,33 MW da UHE Santo Antônio do Jari. O diagrama unifilar a seguir mostra o ponto de conexão da UHE Santo Antônio do Jari no Sistema da Área do Amapá: ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 10 / 46

Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova SE Trindade 500/230 kv - 3x400 MVA, conectada à SE Rio Verde Norte em 500 kv, através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kv da CELG, através da LT 230 kv Trindade - Xavantes, circuito duplo e da LT 230 kv Trindade - Carajás. O diagrama abaixo ilustra a solução estrutural para a região. Com a entrada das obras associadas a SE Trindade 500/230 kv, concluídas em 07/12/2013, observa-se substancialmente redução no carregamento da transformação 345-230kV de Bandeirantes e da LT 230kV Anhanguera Goiânia Leste, que têm apresentado em períodos de carga média carregamentos elevados e até sobrecargas e com isto implicando em despacho de geração térmica na região. Estas obras inicialmente estavam previstas para entrada em operação até o dia 12 de julho de 2012. No entanto, em vista de embargos ambientais do trecho em 500 kv, não foi possível cumprir este prazo. Cabe ressaltar que os seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás Transmissão S.A estão em operação, que contemplam os empreendimentos deste Consórcio previstos para a região: LT 500 kv Rio Verde Norte Trindade C1 e C2; LT 230 kv Trindade Xavantes C1 e C2; LT 230 kv Trindade Carajás C1; SE Trindade 3 Transformadores 500/230 kv 3x400MVA. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 11 / 46

A entrada em operação desses equipamentos melhoram as condições de carregamento e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e contribuindo ainda para evitar despacho de geração térmica por razões de segurança elétrica na região. Condições Hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional SIN Considerando as atuais condições hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional SIN e visando viabilizar a máxima utilização do potencial hidráulico da Região Norte e térmico da Região Nordeste, está sendo implementada a abertura da LT 500 kv Serra da Mesa II Rio das Éguas Bom Jesus da Lapa. Essa ação permitirá que as transferências de energia para a região Nordeste, provenientes da Interligação Norte-Sul, através da Interligação Sudeste-Nordeste, possam ser compensadas pela geração térmica local na Região Nordeste e a absorção integral, pelas regiões Sudeste e Centro Oeste, da energia proveniente da Região Norte. Assim, recursos energéticos adicionais serão disponibilizados para a recuperação dos armazenamentos dos reservatórios das regiões Sudeste e Centro Oeste. A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 12 / 46

Ações para eliminar fatores limitantes à transferência de energia entre os Sistemas Sul e Sudeste Considerando o cenário hidroenergético atual de reduzidos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas da região Sudeste, e visando um maior aproveitamento dos excedentes energéticos do Sul e da geração da UHE Itaipu para atendimento às cargas do Sudeste foram tomadas as seguintes ações: que possibilitam efetivar um aumento do RSE: a) Análises conduzidas com Furnas resultaram na flexibilização do limite de carregamento do ATR-5 765/345 kv 1.500 MVA da SE Tijuco Preto para 10% de sobrecarga por um período de 15 minutos, tempo suficiente para a adoção de medidas operativas de controle de carregamento na condição de pós contingência; b) Realização de estudos para aumento dos valores praticados de Recebimento pela região Sudeste (RSE) recomendou a implementação do by-pass do RLCC Reator Limitador de Curto Circuito da SE Tijuco Preto e o desligamento dos circuitos 3 e 4 da LT 345 kv Tijuco Preto Itapeti. A implantação destas ações possibilita ganhos de aproximadamente 1.000 MW a 1.200 MW nos valores de RSE. A configuração do sistema na área de interesse é mostrada a seguir: ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 13 / 46

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), objetivando assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na tabela a seguir: Carga da Região Nordeste (MW) Carga < 8.750 Limites de RNE (MW) 3000 MW 8.750 < Carga < 10.250 3500 MW Carga > 10.250 4100 MW Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III. 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, devese 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 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/10/2014) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014) TR-2 500/345 kv Samambaia (30/09/2014) TR-1 500/230 kv Imperatriz (30/08/2014) Compensador Síncrono 4 da SE Ibiúna (31/08/2014) ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 14 / 46

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO de Agosto/14, para a semana de 02/08/2014 a 08/08/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 08/08 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 33,4 88,9 30,3 81,8 87,8 Limite Inferior 33,0 86,3 30,2 81,7 87,8 Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/08 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 30,4 80,8 26,7 73,0 77,1 Limite Inferior 28,7 67,6 26,2 72,4 77,1 3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 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. 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. Assim sendo, a partir desse relatório, iremos apresentar também os armazenamentos esperados para as regiões SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas políticas de operação, os quais caracterizaremos como níveis de armazenamento operativos. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 15 / 46

Outrossim, ressaltamos que os níveis de armazenamento operativos, constituem-se em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões. Desta forma, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados, para o fim do mês de agosto, para as regiões SE/CO e NE: ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 16 / 46

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 1 do PMO de Agosto/14 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) FICT. NORTE 1353 568 R$ 824,51/MWh R$ 824,51/MWh N NE 785 0 4011 SE/CO R$ 824,51/MWh 973 50 Hz ITAIP 60 Hz 3358 4762 Caso 1: AGO14_RV1_N-2_V Caso 2 SEMANA 2 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 1404 S R$ 824,51/MWh Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 832,49 832,49 832,49 832,49 Média 830,85 830,85 830,85 830,85 Leve 812,89 812,89 812,89 812,89 Média Semanal 824,51 824,51 824,51 824,51 ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 17 / 46

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. A previsão é de permanência da massa de ar seco. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 96% da MLT, sendo armazenável 94% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentamse em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A rápida passagem de duas frentes frias pelo Rio Grande do Sul, ocasiona apenas chuvisco em pontos isolados das bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 86% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 74% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascensão em relação ao observado da semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem, típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 58% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de permanência da estiagem, típica desta época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 89% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 17071 8842 2032 1776 % MLT 96 86 58 89 % MLT Armazenável 94 74 58 89 ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 14.986 3.173 1.878 1.679 % MLT 84 31 54 85 % MLT Armazenável 82 27 54 85 ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 18 / 46

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 Agosto é de uma média de 86% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior 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 76% da MLT, sendo armazenável 75% da MLT. 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: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Grande 60 58 54 53 Bacia do Rio Paranaíba Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) Paraíba do Sul 88 79 81 73 92 81 87 76 117 102 100 89 75 72 65 63 3.6.2 Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Agosto é de 91% da MLT, sendo armazenável 66% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior 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 35% da MLT, sendo armazenável 25% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 19 / 46

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai 72 75 43 45 134 132 72 72 85 94 7 14 3.6.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de Agosto é de 57%, sendo armazenável 57% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 54% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 54% da MLT. 3.6.4 Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Agosto apresente uma média de 81% da MLT, sendo armazenável 81% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 77% da MLT%, sendo armazenável 77% da MLT. 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema. Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região ENA Mensal Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 15.332 9.306 1.982 1.617 % MLT 86 91 57 81 % MLT Armazenável 85 66 57 81 ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 13.644 3.578 1.866 1.531 % MLT 76 35 54 77 % MLT Armazenável 75 25 54 77 ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 20 / 46

rio São Lourenço rio Manso O C E A N O A T L Â N T I C O rio Paranaíba rio Grande Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 02 a 08/08 S.Mesa Tucuruí rio Tocantins Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha rio S. Francisco Três Marias Sobradinho Mascarenhas rio Doce Promissão B.Bonita rio Tietê Jupiá rio Pb. Sul Funil I.Pombos Capivara Jurumirim rio Paranapanema Manso Itaipu rio Cuiabá S.Osório F.Areia rio Iguaçu rio Paraguai Itá rio Uruguai rio Jacuí P.Real 1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm rio Paraná ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 21 / 46

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 1046, de 28 de julho de 2014, prorroga até o dia 31 de agosto de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013. 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 de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o intercâmbio de energia e a geração térmica local responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE. Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis, a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 220 m³/s, para atendimento da captação de água do Projeto Jaíba. Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante. Neste sentido, estará sendo implementada mais uma etapa de redução na defluência da UHE Três Marias a partir da 0 hora do dia 03/08, no valor de 190 m³/s. A geração da UHE Tucuruí será dimensionada nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN, sendo minimizada nos períodos de carga leve, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. Na região Sul, as disponibilidades energéticas de suas usinas serão exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, face as elevadas afluências e níveis de armazenamento de seus reservatórios, visando minimizar/evitar a ocorrência de vertimentos para o controle do nível de armazenamento das usinas das bacias dos rios Jacuí, Iguaçu e Uruguai, bem como reduzir a utilização dos estoques armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas prioritariamente nos os períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 22 / 46

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração da UHE Jaguara será minimizada, visando preservar/replecionar o armazenamento da UHE Furnas. Neste sentido, a defluência das UHEs Furnas, M. Moraes e L. C. Barreto será dimensionada para atendimento do requisito hidráulico da UHE Jaguara. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser utilizada para fechamento do balanço energético após esgotadas as disponibilidades energéticas das demais usinas das regiões Sul e SE/CO. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Serra do Facão, Itumbiara, São Simão, Emborcação e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Nos períodos de carga leve a geração da UHE Capivara deverá ser nula, com atendimento de sua defluência mínima através do vertedouro. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser minimizada, respeitando-se as restrições operativas existentes. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil e da controlabilidade do nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido de 160 m³/s para 110 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 55 m³/s, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será minimizada nos períodos de carga leve, sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada, de modo a manter o armazenamento máximo de seu reservatório, sem a ocorrência de vertimento para controle do seu nível de armazenamento. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada para uma defluência de cerca de 600 m³/s através de suas unidades geradoras, visando a disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 23 / 46

Estreito, bem como o atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 220 m³/s), respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó. Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Jacuí, Iguaçu, Uruguai e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga. 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 que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas; 3. Usinas da região Sul; 4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHEs Capivara Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHE Serra do Facão; 7. UHE Itumbiara; 8. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 9. UHE Chavantes; 10. UHE Tucuruí; 11. 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. 12. UHE Jurumirim; 13. UHE Emborcação; 14. UHE Marimbondo; 15. UHE Água Vermelha; 16. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 17. UHE Nova Ponte; 18. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 19. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 24 / 46

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 que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas da bacia do rio Jacuí; 3. UHE Passo Fundo; 4. UHE Salto Santiago; 5. UHEs Ney Braga, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 7. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. UHE Barra Grande; 9. UHE GPS; 10. Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante; 11. UHE G.B.Munhoz. 12. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 13. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina. 14. 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. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito; 2. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 3. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina. 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: ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 25 / 46

1. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina; 2. UHE Sobradinho; 3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste. 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. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 26 / 46

As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 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. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 27 / 46

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Polo 03 do Elo CC do Sistema de Itaipu e LT 600kV Foz do Iguaçu 50Hz Ibiúna C3 das 06h45min às 17h45min do dia 02/08 (sábado). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de pintura e reparos em equipamentos do circuito 3 da LT 600kV Foz do Iguaçu 50Hz Ibiúna 50Hz e no Polo 3 do Elo CC, na SE Foz do Iguaçu 50Hz. Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Polo 1 e operação em MRT, face à limitação do eletrodo de terra, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: Elo CC < 4.700 MW SE Foz do Iguaçu 60Hz Barra B de 765 kv das 06h00min às 17h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para melhoria do desempenho da SE Foz do Iguaçu frente a descargas atmosféricas sob condição de chuva intensa (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas SPDA). Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda total da SE Foz do Iguaçu, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < 3.800 MW RSE FSE RSUL Elo CC < 7.800 MW < 5.300 MW < 2.300 MW < 5.300 MW LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 das 07h00min às 17h00min no dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva e corretiva envolvendo LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 na SE Ibiúna 500 kv. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 28 / 46

Para garantir a segurança do sistema, no da perda do circuito 2 remanescente, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < 6.300 MW RSE Elo CC < 7.200 MW < 5.900 MW LT 500 kv São João do Piauí Milagres das 07h00min às 17h00min do dia 02/08 (sábado). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para substituição de isoladores quebrados e manutenção corretiva em chaves seccionadoras na SE São João do Piauí associados à LT 500 kv São João do Piauí Milagres. Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no sistema de 500 kv de atendimento a região Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 2.700 MW LT 500 kv São João do Piauí Ribeiro Gonçalves C2 das 12h00min às 17h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chave seccionadora associada à LT 500 São João do Piauí Ribeiro Gonçalves C2, na SE São João do Piauí. Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no sistema de 500 kv de atendimento a região Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 2.200 MW ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 29 / 46

SE Teresina II Disjuntor 15D1 de 500 kv das 08h00min às 11h00min do dia 04/08 (segunda feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar vazamentos no sistema hidráulico do Disjuntor 15D1 de 500 kv da SE Teresina II Para garantir a segurança do sistema, em caso de perda dupla de circuitos de 500 kv da região Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 3.000 MW SE São João do Piauí Disjuntores 15V4 e 15D5 de 500 kv das 08h00min às 17h00min do dia 04/08 (segunda feira) até o dia 08/08 (sexta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva e testes nos Disjuntores 15V4 e 15D5 de 500 kv da SE São João do Piauí. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kv São João do Piauí Boa Esperança e da LT 500 kv São João do Piauí Sobradinho C1, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 3.500 MW SE Ribeiro Gonçalves Disjuntor 15D3 de 500 kv das 08h00min do dia 04/08 (segunda feira) até às 17h00min do dia 06/08 (quarta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva a cada seis anos, no Disjuntor 15D3 e Transformador de Corrente da SE Ribeiro Gonçalves 500 kv. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda da LT 500 kv Ribeiro Gonçalves Colinas C2 ou da LT 500 kv Ribeiro Gonçalves São João do Piauí, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 3.500 MW ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 30 / 46

LT 500 kv Colinas Miracema C2 das 03h00min às 17h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para instalação provisória envolvendo o reator MCRE7-04 de 136 MVAr / 500 kv associado à LT 500kV Colinas Miracema C2 na SE Miracema. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos C1 e C3 da LT 500 kv Colinas Miracema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < 2.000 MW LT 500 kv Serra da Mesa II Rio das Éguas das 07h00min às 12h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para desconexão do banco de reatores de 200 MVAr/500 kv associado a LT 500 kv Serra da Mesa II Rio das Éguas na SE Rio da Éguas para a instalação de painel de plugs neste banco de reatores. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Miracema Gurupi, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: RNE < 2.000 MW SE Serra da Mesa Disjuntores DJ922 e DJ9422 de 500 kv das 08h30min às 16h30min do dia 04/08 (segunda feira) e das 12h30min às 15h30min do dia 05/08 (terça feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços manutenção preventiva em relés do Disjuntor DJ922 e inspeção no TC do Disjuntor DJ9422 de 500 kv da SE Serra da Mesa. Rio das Éguas na SE Rio da Éguas para a instalação de painel de plugs neste banco de reatores. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Miracema Gurupi, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: FSM < 3.200 MW ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 31 / 46

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo SE São José dos Campos Barras 1 e 2 de 230 kv das 00h00min do dia 02/08 (sábado) até às 06h30min do dia 22/08 (sexta feira) # Em Andamento. Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a troca da proteção eletromecânica por proteção digital da SE São José dos Campos 230 kv. Durante a realização desta intervenção, caso ocorra defeitos em barra de 230 kv, em operação, poderá ocorrer um corte das cargas supridas pela SE São José dos Campos, em um montante de até 300 MW. SE Guarulhos Barra A de 345 kv das 23h00min do dia 02/08 (sábado) às 16h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a troca de cabos do barramento flexível associado a Barra A da SE Guarulhos 345 kv. Durante a realização desta intervenção, em caso de perda da Barra B de 345 kv da SE Guarulhos, haverá a interrupção do suprimento das cargas atendidas pelas SE Norte e Miguel Reale, em um montante de até 800 MW. SE Oeste Barra 2 de 440 kv das 06h00min às 17h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras associadas à Barra 2 de 440 kv da SE Oeste. Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de falta em Barra 1 de 440 kv da SE Oeste ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 440 kv da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, da ordem de 500 MW. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 32 / 46

b) Área Minas Gerais LT 500kV Neves Mesquita e Barra 1 de 500 kv da SE Mesquita das 01h00min às 07h00min do dia 02/08 (sábado) até às 07h00min do dia 04/08 (segunda feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a entrada em operação da futura LT 500 kv Mesquita Viana 2. Durante a realização desta intervenção, a perda da Barra de 500 kv da SE Mesquita, em operação, poderá acarretar um corte de carga na região leste do Estado de Minas Gerais, em um montante de até 600 MW. c) Área Goiás/Brasília SE Brasília Sul Barras A e B de 345 kv das 07h30min às 17h00min do dia 03/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para testes em disjuntor de 345 kv da SE Brasília Sul visando a entrada em operação do 4º Transformador de 345/230 kv 225 MVA da SE Brasília Sul. Durante a realização desta intervenção, a SE Brasília Sul 345 kv será operada em barra única. A perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento conduz ao corte de até 20% das cargas da cidade de Brasília. d) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Acre/Rondônia, Mato Grosso, Norte/Nordeste e Amazonas/Amapá No período de 02/08/2014 à 08/08/2014, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 33 / 46

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 agosto, onde são visualizados os valores verificados na primeira semana e a revisão da 2ª a 6ª 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 37.049 MW médios no subsistema SE/CO e 10.832 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 2,5% para o subsistema SE/CO e 0,7% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 2ª a 6ª semana de agosto (revisão 1), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 37.338 MW médios para o SE/CO e de 10.828 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 1,8% para o subsistema SE/CO e 1,7% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.332 MW médios e no Norte 5.149 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 2,8% para o subsistema Nordeste e 2,0% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 2ª a 6ª semana de agosto (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 9.389 MW médios para o Nordeste e 5.168 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 2,4% para o subsistema Nordeste e 2,5% para o subsistema Norte. Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região MWmed ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 34 / 46

Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 35 / 46

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 26/07 a 01/08/2014 e as previsões para a semana de 02 a 08/08/2014. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 07/08, com valor em torno de 44.000 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.400 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 07/08. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 57.100 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 02/08, com valor em torno de 10.700 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.600 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 05/08. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 16.000 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 ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 36 / 46

Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Energéticas. Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Anexo III de Agosto. Anexo IV Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO Limites de Transmissão ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 37 / 46

ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kv da Região Sudeste IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kv Goiás/Brasília IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kv Mato Grosso IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre Rondônia IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 38 / 46

ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 39 / 46

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias) ONS NT-119-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 40 / 46