PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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-132-207-2014 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 30/08/2014 A 05/09/2014 NT 0132-207-2014 (PMO - Semana Operativa 30-08-2014 a 05-09-2014).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 8 3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 15 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 15 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos 3.4 Relacionados com a Otimização Energética 16 3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 16 3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 16 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 29 5 Previsão de Carga 34 5.1 Carga de Energia 34 5.2 Carga de Demanda 36 Lista de figuras e tabelas 46 15 ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 3 / 46

1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Setembro/2014, para a semana operativa de 30/08/2014 a 05/09/2014, 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 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 (indisponível, conforme informação do Agente), 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 e Igarapé. 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, Araucária e S. Tiaraju. 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 e somente nos patamares de carga pesada e média das UTEs Altos, Aracati, Baturité, Campo Maior, Caucaia, Crato, Enguia Pecém, Iguatu, J. Norte, Marambaia e Nazária. 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, Mauá B6, Mauá B7, São José 1 e São José 2. Além disso, está previsto para a semana de 30/08/2014 a 05/09/2014, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 4 / 46

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 01/11/2014 a 07/11/2014, benefício marginal de R$ 710,58/MWh, para os patamares de carga pesada e média, e R$710,48/MWh para o patamar de carga leve. 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 01/11/2014 a 07/11/2014. 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 Setembro/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; Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 5 / 46

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 Setembro/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). ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 6 / 46

A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/07/2014, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0099/400/2014, emitida em 13/08/2014. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 7 / 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 2.200 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 8 / 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 9 / 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 10 / 46

Cabe ressaltar ainda que está previsto para o dia 03 de setembro de 2014 a conclusão 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 11 / 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. A entrada em operação desses equipamentos melhora as condições de carregamento e ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 12 / 46

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: A ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 13 / 46

ções 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 14 / 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-1 500/230 kv Imperatriz (30/08/2014) Compensador Síncrono 4 da SE Ibiúna (31/08/2014) ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 15 / 46

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados do PMO de Setembro/14, para a semana de 30/08/2014 a 05/09/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 05/09 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 29,4 76,9 25,9 63,4 63,2 Limite Inferior 29,1 72,2 25,8 62,9 63,2 Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/09 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 24,2 82,3 21,7 54,1 52,4 Limite Inferior 22,8 58,4 21,0 52,9 52,4 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 16 / 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 setembro, para as regiões SE/CO e NE: 3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão Os resultados do PMO de Setembro/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 501 467 R$ 720,00/MWh R$ 720,00/MWh N NE 34 109 3926 SE/CO R$ 720,00/MWh 1101 50 Hz ITAIP 60 Hz 2428 3179 Caso 1: SET14_RV0_N-2_V Caso 2 SEMANA 1 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 751 S R$ 719,99/MWh Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 727,30 727,30 727,30 727,30 Média 727,30 727,30 727,30 727,30 Leve 707,18 707,18 707,18 707,18 Média Semanal 720,00 719,99 720,00 720,00 ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 passagem de uma frente fria associada a áreas de instabilidade no início da semana ocasiona chuva fraca na bacia do rio Paranapanema e em pontos isolados do Tietê e Grande. No fim da semana uma nova frente fria volta a ocasionar chuva fraca a moderada na bacia do rio Paranapanema. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 67% da MLT, sendo armazenável 66% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentamse em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de duas frentes frias associada a atuação de áreas de instabilidade ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu e fraca na bacia do rio Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 80% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 76% 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 55% MLT, sendo armazenável 54% da MLT. 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 72% 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 11.935 9.185 1.774 1.236 % MLT 67 80 55 72 % MLT Armazenável 66 76 54 72 ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 10.443 3.279 1.640 1.152 % MLT 59 29 51 68 % MLT Armazenável 58 27 50 68 ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 Setembro é de uma média de 70% da MLT, sendo armazenável 69% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior 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 60% da MLT, sendo armazenável 59% 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 42 45 37 40 Bacia do Rio Paranaíba 63 67 56 59 Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) 60 63 56 59 80 81 70 70 Paraíba do Sul 58 52 47 41 3.6.2 Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Setembro é de 94% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior 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 40% da MLT, sendo armazenável 37% 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 83 102 52 60 Bacia do Rio Jacuí 66 78 24 35 Bacia do Rio Uruguai 84 93 9 24 3.6.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de Setembro é de 57%, sendo armazenável 56% da MLT, o que representa um cenário hidrológico ligeiramente superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 51% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 50% da MLT. 3.6.4 Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Setembro apresente uma média de 76% da MLT, sendo armazenável 75% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico semelhante ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 70% da MLT, sendo armazenável 69% 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 12.355 11.221 1.768 1.213 % MLT 70 94 57 76 % MLT Armazenável 69 86 56 75 ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 10.655 4.797 1.599 1.118 % MLT 60 40 51 70 % MLT Armazenável 59 37 50 69 ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 20 / 46

Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 30/08 a 05/09 ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 21 / 46

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 1258, de 26 de agosto de 2014, prorroga até o dia 30 de setembro 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 170 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. 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, tendo em vista as condições hidroenergéticas das usinas das bacias dos rio Jacuí, Iguaçu, Uruguai e Capivari, as disponibilidades energéticas de suas usinas serão exploradas ao máximo, sendo utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, visando reduzir a utilização dos estoques armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Nos períodos de carga leve, a geração das usinas da região será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN. A geração da UHE Itaipu serão será dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seu reservatório, onde suas disponibilidades energéticas deverão ser exploradas prioritariamente nos os períodos de carga média e pesada, sendo que nos períodos de carga leve sua geração deverá ser minimizada. Esta operação será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 22 / 46

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes será dimensionada visando o atendimento dos requisitos hidráulicos das usinas de jusante. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser minimizada. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Serra do Facão, Emborcação, São Simão, Itumbiara 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 da UHE Capivara deverá ser maximizada emm todos os períodos de carga. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. 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, para fechamento do balanço energético do SIN. 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 maximizada em todos os períodos de carga, visando a disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 23 / 46

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 190 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. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da usina; 4. Usinas da região Sul; 5. UHE Serra do Facão; 6. UHE Emborcação; 7. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. UHE Chavantes; 9. UHE Tucuruí; 10. UHE Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 11. UHE Itumbiara; 12. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 13. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 14. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 15. UHE Jurumirim; 16. UHE Marimbondo; 17. UHE Água Vermelha; 18. UHE Nova Ponte; 19. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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. UHE Passo Fundo; 3. UHE Salto Santiago; 4. Usinas da bacia do rio Jacuí; 5. UHEs Ney Braga, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHE Barra Grande; 7. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. UHE G.B.Munhoz. 9. UHE GPS; 10. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 11. Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante; 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. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 25 / 46

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 27 / 46

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 500kV Itaipu 50 Hz Foz do Iguaçu C2 das 03h00min do dia 31/08 (domingo) até às 17h00min do dia 14/09 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para troca de proteção e seccionamento do Circuito 2 da LT 500 kv Itaipu 50 Hz Foz do Iguaçu, na SE Margem Direita. Para garantir a segurança do sistema, em caso de perda do Circuito 1 da LT 500kV Itaipu 50 Hz Foz do Iguaçu, recomenda-se: Geração de Itaipu 50 Hz < 6.600 MW Bipolo 02 do Elo CC Sistema de Itaipu das 06h30min às 16h45min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de de manutenção corretiva em chaves seccionadoras associadas à SE Foz do Iguaçu 50 Hz. Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: Elo CC FNS < 2.350 MW < 3.500 MW SE Marabá Barra 1 de 500 kv das 23h00min do dia 31/08 (domingo) às 08h00min do dia 01/09 (segunda feira). Esta intervenção está programada para a realização de de manutenção corretiva para eliminar os problemas de atuação indevida de proteção dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Marabá Itacaiúnas. Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no Sistema N/NE com falha de disjuntor, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: F (Tc Mb) RNE < 2.000 MW < 2.800 MW ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 28 / 46

SE Colinas Disjuntor CODJ7-11 de 500 kv das 07h00min do dia 30/08 (sábado) até às 17h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de manutenção preventiva de seis anos no Disjuntor CODJ7-11 de 500 kv da SE Colinas. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kv Colinas Miracema, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: F (Co Mc) < 1.700 MW LT 500 kv Serra da Mesa Gurupi C2 das 07h00min às 17h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de manutenção preventiva e corretiva em equipamentos associados ao circuito 2 da LT 500 kv Serra da Mesa Gurupi na SE Serra da Mesa. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda simples da LT 500 kv Serra da Mesa Gurupi C1 ou da LT 500 kv Serra da Mesa 2 Peixe 2, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: FNS < 1.700 MW 4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo SE Oeste Barra 1 de 440 kv das 04h30min às 16h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras associadas a Barra 1 de 440 kv da SE Oeste. Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de perda de Barra 2 de 440 kv da SE Oeste, em operação, 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 600 MW. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 29 / 46

SE Sul Bloqueio da Proteção Diferencial de Barra do Setor de 345 kv das 07h30min às 15h30min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em TPs associados às Barras de 345 kv da SE Sul. Durante a realização desta intervenção, a perda da Barra 3B ou 4B de 345 kv, ou ainda contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor, haverá a interrupção de parte das cargas atendidas por aquela instalação, em um montante de até 800 MW. SE Oeste Bloqueio da Proteção Diferencial de Barra do Setor de 440 kv das 00h30min às 06h00min do dia 04/08 (quinta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva no sistema da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 440 kv da SE Oeste. Durante a realização desta intervenção, eventuais faltas no setor de 440 kv da SE Oeste, ou ainda contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor, somente serão eliminadas pela atuação da proteção de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 440 kv da referida subestação e a interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste, em um montante de até 600 MW. b) Áreas Rio de Janeiro/Espírito Santo e Minas Gerais LT 345 kv Barro Branco Padre Fialho das 07h00min do dia 30/08 (sábado) às 16h30min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva no sistema de proteção da LT 345 kv Barro Branco Padre Fialho. Durante a realização desta intervenção, a perda dupla da LT 345 kv Campos Viana e da LT 345 kv Campos Vitória acarretará a atuação do ECE da SE Campos com um corte de até 150 MW das cargas do estado do Espírito Santo. c) Área Goiás/Brasília SE Samambaia Barra de 345 kv das 05h45min às 16h45min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras associadas à Barra de 345 kv da SE Samambaia. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 30 / 46

Durante a realização desta intervenção, contingências simples na Barra de 345 kv, em operação, ou contingências em algum equipamento seguidas de falha de disjuntor na SE Samambaia, conduzem ao desligamento de um montante de até 30% das cargas da cidade de Brasília (Taguatinga e Ceilândia). LT 345 kv Samambaia Brasília Sul C1 das 00h00min às 07h00min do dia 04/09 (quinta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar vazamento de óleo em DCP associado ao Circuito 1 da LT 345 kv Samambaia Brasília Sul, na SE Samambaia. Durante a realização desta intervenção a eventual perda do Circuito 2 da LT 345 kv Samambaia Brasília Sul, acarretará um corte de cerca de 30% das cargas da cidade de Brasília (Ceilândia Sul e Taguatinga). d) Área Acre/Rondônia SE Porto Velho Barra 2 de 230 kv das 07h00min às 09h00min do dia 30/08 (sábado) e das 16h00min às 18h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para substituição de chave seccionadora de 230 kv da SE Porto Velho. Durante a realização desta intervenção, desligamentos de equipamentos do setor de 230 kv, com falha de disjuntor, haverá a interrupção do suprimento as cargas da CERON e ELETROACRE, em um montante de até 300 MW. e) Área Norte/Nordeste SE Utinga Disjuntor UGDJ6-04 de 230 kv das 07h00min às 16h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva para eliminar vazamento de óleo no Disjuntor UGDJ6-04 de 230 kv da SE Utinga. Durante a realização desta intervenção, a SE Utinga irá operar em barra única. Em caso de contingência em barramento de 230 kv ou contingência em equipamentos ligados a este de barramento seguida de falha de disjuntor, haverá desligamento de cerca de 65% da capital Belém. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 31 / 46

SE Guamá Setor de 230 kv das 00h00min às 07h00min do dia 01/09 (segunda feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva nos sistemas de proteção diferencial de barras e de falha de disjuntor do Setor de 230 kv da SE Guamá. Durante a realização desta intervenção, contingências em Barra de 230 kv em operação, implicará na atuação do ECE para perda dupla do trecho da LT 230 kv Vila do Conde Guamá Utinga, acarretando corte de cargas na cidade de Belém, em um montante de até 90%. SE São Luís III Transformador LTTF6-02 de 230/69 kv 150MVA das 07h30min às 12h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar ponto quente em conectores do Transformador LTTF6-02 de 230/69 kv 150 MVA na SE São Luís III. Durante a realização desta intervenção, em caso de perda do transformador remanescente haverá o desligamento de cerca de 40% de carga da capital de São Luís. SE Natal III Transformador 04T2 de 230/69 kv 150 MVA das 06h00min do dia 30/08 (sábado) até às 16h00min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para construção de parede corta fogo envolvendo o Transformador 04T2 de 230/69 kv 150 MVA da SE Natal III. Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a perda do Transformador remanescente, haverá perda de carga atendida pela SE Natal III correspondendo à um montante de até 35% das cargas da cidade de Natal. SE Santa Rita II Transformador 04T1 de 230/69 kv 150 MVA das 07h30min às 12h30min do dia 31/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar vazamento de óleo em TC de 230 kv associado ao Transformador 04T1 de 230/69 kv 150 MVA da SE Santa Rita. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 32 / 46

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a perda do Transformador remanescente, haverá perda de carga atendida pela SE Santa Rita correspondendo à um montante de até 30% das cargas da cidade de João Pessoa. f) Área Amazonas/Amapá SE Manaus Disjuntor MNDJ6-05 de 230 kv das 09h30min às 17h00min do dia 05/09 (sexta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar vazamento do óleo no Disjuntor MNDJ6-05 de 230 kv da SE Manaus 230 kv. Durante a realização desta intervenção, com o objetivo de evitar colapso na cidade de Manaus em caso da perda da LT 230 kv Lechuga Manaus e da LT 230 kv Balbina Manaus, recomenda-se manter: -30 MW < F (Ba Mn) + F (Lc Mn) < +30 MW SE Balbina Disjuntores BADJ6-04 e BADJ6-05 de 230 kv das 09h00min às 18h00min do dia 05/09 (sexta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chave seccionadora de 230 kv da SE Balbina. Durante a realização desta intervenção, com o objetivo de evitar colapso na cidade de Manaus em caso da perda da LT 230 kv Lechuga Manaus e da LT 230 kv Balbina Manaus, recomenda-se manter: F (Ba Mn) + F (Lc Mn) < 100 MW g) Áreas Sul e Mato Grosso No período de 30/08/2014 à 05/09/2014, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 quinta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 28. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Setembro, sendo esses valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1. Para a semana a previsão de carga de energia é de 37.818 MW médios no subsistema SE/CO e 10.594 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimo de 0,4% para o SE/CO e decréscimo de 0,1% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de agosto de 37.123 MW médios para o SE/CO e de 10.599 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em julho, sinalizam acréscimo de 2,4% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 0,1% para o subsistema Sul. As cargas previstas para o PMO de setembro indicam acréscimo de 3,2% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 0,7% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.642 MW médios e no Norte 5.147 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 0,4% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 2,8% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de agosto de 9.459 MW médios para o Nordeste e 5.049 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em julho, indicam, acréscimo de 2,9% para o subsistema Nordeste e 0,3% para o subsistema Norte. As previsões de carga para o PMO de setembro sinalizam acréscimos de 3,5% para o subsistema Nordeste e 1,7% para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior. Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região MWmed ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 34 / 46

Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 23 a 29/08/2014 e as previsões para a semana de 30/08 a 05/09/2014. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 04/09, com valor em torno de 44.600 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.300 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, 04/09. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 57.300 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 30/08 com valor em torno de 10.900 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.900 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 03/09. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 16.400 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 36 / 46

Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Setembro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 38 / 46

ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica ONS NT-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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-132-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 40 / 46