PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 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-113-207-2014 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 12/07/2014 A 18/07/2014 NT 0113-207-2014 (PMO - Semana Operativa 12-07-2014 a 18-07-2014).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 14 3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 14 3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 15 3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 16 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 17 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 18 3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 18 3.6.2 Região Sul 18 3.6.3 Região Nordeste 19 3.6.4 Região Norte 19 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 19 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 21 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 21 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 21 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 23 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 25 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas 27 4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga 28 5 Previsão de Carga 29 5.1 Carga de Energia 29 5.2 Carga de Demanda 31 Lista de figuras e tabelas 41 14 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 3 / 41

1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Julho/2014, para a semana operativa de 12/07/2014 a 18/07/2014, 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 físicooperativas 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, 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, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE 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 declaração do Agente), 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, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE Sepé 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 e, nos patamares de carga pesada e média, das UTEs Global I e II. 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 e, somente nos patamares de carga pesada e média, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7 e São José 1 e 2. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 4 / 41

Além disso, está previsto para a semana de 12/07/2014 a 18/07/2014, 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 13/09/2014 a 19/09/2014, benefício marginal de R$ 821,18 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 13/09/2014 a 19/09/2014. 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 Julho/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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 5 / 41

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 Julho/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 31/05/2014, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0071/400/2014, emitida em 18/06/2014. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 6 / 41

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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 7 / 41

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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 8 / 41

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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 9 / 41

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. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 10 / 41

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 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. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 11 / 41

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: 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. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 12 / 41

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: 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. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 13 / 41

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 (31/07/2014) TR-1 500/230 kv Imperatriz (30/08/2014) Compensador Síncrono 4 da SE Ibiúna (até 14/07/2014) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética 3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO de Julho/14, para a semana de 12/07/2014 a 18/07/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 18/07 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 34,6 93,0 33,7 89,8 97,5 Limite Inferior 34,4 90,4 33,7 89,2 96,7 Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 33,1 91,0 31,8 88,8 97,0 Limite Inferior 32,4 83,1 31,7 86,6 94,3 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 14 / 41

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. 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 maio, para as regiões SE/CO e NE: ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 15 / 41

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO de Julho/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 737 737 R$ 680,90/MWh R$ 680,90/MWh N NE 0 299 4037 SE/CO R$ 680,90/MWh 947 50 Hz ITAIP 60 Hz 2843 7268 Caso 1: JUL14_RV2_N-2_V Caso 2 SEMANA 3 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 4425 S R$ 680,04/MWh Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 713,95 705,90 713,95 713,95 Média 705,90 705,90 705,90 705,90 Leve 634,68 634,68 634,68 634,68 Média Semanal 680,90 680,04 680,90 680,90 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 16 / 41

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 atuação de uma massa de ar frio e seco inibe a formação de precipitação. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 70% da MLT, sendo armazenável 69% 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 passagem de uma frente fria ocasiona chuva fraca isolada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 112% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 77% 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 46% 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 83% MLT, sendo armazenável 81% da MLT. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 14.883 12.117 1.848 2.330 % MLT 70 112 46 83 % MLT Armazenável 69 77 46 81 ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 13.224 6.497 1.761 2.232 % MLT 62 60 44 79 % MLT Armazenável 61 41 44 77 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 17 / 41

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 Julho é de uma média de 73% da MLT, sendo armazenável 72% 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 68% da MLT, sendo armazenável 67% 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 40 41 37 39 Bacia do Rio Paranaíba 62 63 58 60 Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) 61 62 57 59 85 92 74 85 Paraíba do Sul 53 50 47 46 3.6.2 Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Julho é de 186% da MLT, sendo armazenável 114% 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 152% da MLT, sendo armazenável 93% 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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 18 / 41

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu 97 148 53 122 Bacia do Rio Jacuí 132 168 75 132 Bacia do Rio Uruguai 123 237 64 193 3.6.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de Julho é de 45%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 43% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável. 3.6.4 Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Julho apresente uma média de 85% da MLT, sendo armazenável 83% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 83% da MLT%, sendo armazenável 81% 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 15.565 20.234 1.811 2.391 % MLT 73 186 45 85 % MLT Armazenável 72 114 45 83 ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 14.518 16.460 1.731 2.329 % MLT 68 152 43 83 % MLT Armazenável 67 93 43 81 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 19 / 41

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 12 a 18/07 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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 20 / 41

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 680, de 30 de abril de 2014, prorroga até o dia 31 de julho 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 geração da UHE Três Marias atualmente está sendo dimensionada para uma defluência de cerca de 200 m³/s, visando minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório. Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua defluência, as quais deverão ser efetivadas de imediato, no entanto, estão sendo aguardadas as adequações necessárias na captação de água do Projeto Jaíba. 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 ao máximo, em todos os períodos de carga, 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 Iguaçu, Uruguai e Jacuí, 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. 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 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 21 / 41

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 114 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 59 m³/s, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia. Bacia do Rio Tocantins: Em função da redução das afluências e do término dos vertimentos, 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 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 250 m³/s), respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 22 / 41

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 Uruguai, Iguaçu, Jacuí 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 da região Sul; 3. Usinas térmicas; 4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Serra do Facão; 6. UHE Itumbiara; 7. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. UHEs Chavantes e Capivara; 9. UHE Tucuruí; 10. 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. 11. UHE Jurumirim; 12. UHE Marimbondo; 13. UHE Água Vermelha; 14. UHE Emborcação; 15. UHE Nova Ponte; 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. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 18. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. 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. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 23 / 41

4. UHEs Salto Santiago, Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante; 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. Usinas da bacia do rio Jacuí; 8. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 9. UHE Barra Grande; 10. UHE G.B.Munhoz. 11. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 12. UHE GPS; 13. 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. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, sem comprometer a maximização do fornecimento de energia para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 2. Geração das usinas Términas não despachadas por ordem de mérito; 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: 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; ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 24 / 41

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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 25 / 41

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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 26 / 41

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas SE Foz do Iguaçu 60Hz AT02 de 765/500 kv 1650 MVA das 00h00min às 04h00min do dia 15/07 (terça feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para sanar problemas em alarme com indicação de incorreta de atuação de válvula de alívio operada do AT02 de 765/500 kv 1650 MVA da SE Foz do Iguaçu. Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda de um dos transformadores remanescentes de 765/500 kv 1650 MVA da SE Foz do Iguaçu, em operação, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: FIV < 4.000 MW SE Marabá Disjuntor MBDJ7-24 de 500 kv das 09h30min do dia 15/07 (terça feira) até às 15h30min do dia 17/07 (quinta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de inspeção e ensaios no Disjuntor MBDJ7-24 de 500 kv da SE Marabá. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kv Tucuruí Marabá C4 e da LT 500 kv Marabá Açailândia, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: EXP_N RNE < 5.200 MW < 3.400 MW SE Colinas Disjuntor CODJ7-08 de 500 kv das 14h30min do dia 15/07 (terça feira) até às 16h30min do dia 18/07 (sexta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar defeito no sistema hidráulico do Disjuntor CODJ7-08 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 ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 27 / 41

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 15/07 (terça feira) até às 06h30min do dia 22/08 (sexta feira). 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 Santa Bárbara D Oeste Barra 4 de 138 kv das 00h30min às 01h30min do dia 16/07 (quarta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de energização do banco de capacitores BC3 de 100 MVAr/138 kv da SE Santa Bárbara D Oeste. Durante a realização desta intervenção, em caso de ocorrência de falta em Barra de 138 kv da SE Santa Bárbara D Oeste, em operação, ocasionará a interrupção do suprimento das cargas da Grande Campinas, em um montante de até 400 MW. SE Nordeste Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 88 kv das 00h40min às 02h50min do dia 17/07 (quinta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva na chave seccionadora 29-112 de 88 kv da SE Nordeste. Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de contingências envolvendo uma das barras de 88kV da SE Nordeste, provocará o desligamento de todo o setor de 88 kv desta SE e à interrupção das cargas atendidas pela mesma, em um montante da ordem de 500 MW. b) Áreas Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Sul, Goiás/Brasília, Mato Grosso, Acre/Rondônia e Amazonas/Amapá No período de 12/07/2014 à 18/07/2014, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 28 / 41

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 julho, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão da 3ª a 5ª 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 36.705 MW médios no subsistema SE/CO e 10.805 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 1,1% para o subsistema SE/CO e 0,7% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de julho (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 36.673 MW médios para o SE/CO e de 10.767 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em junho sinalizam acréscimos de 1,6% para o subsistema SE/CO e 3,9% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.283 MW médios e no Norte 5.020 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 0,7% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de julho (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 9.305 MW médios para o Nordeste e 5.001 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em 04/07 sinalizam acréscimo de 0,9% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,4% para o subsistema Norte. Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região MWmed ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 29 / 41

Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 30 / 41

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 05 a 11/07/2014 e as previsões para a semana de 12 a 18/07/2014. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 17/07, com valor em torno de 44.300 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.300 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 17/07. 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 12/07, com valor em torno de 10.800 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.580 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 15/07. 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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 31 / 41

Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Energéticas. Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Anexo III de Julho. Anexo IV Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO Limites de Transmissão ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 32 / 41

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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 33 / 41

ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica ONS NT-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 34 / 41

(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-113-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 35 / 41