Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO O mês de junho apresentou comportamento semelhante ao mês de maio, no que diz respeito à passagem de frentes frias, mantendo a frequência semanal e a passagem pelo litoral da região Sudeste. A permanência de uma frente fria em Santa Catarina e Paraná por 4 dias consecutivos, na primeira semana do mês, ocasionou valores significativos de precipitação na bacia do rio Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu. Para a semana de 28/06/2014 a 04/07/2014, a previsão é de chuva fraca no trecho incremental à UHE Itaipu, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização causou maior impacto na redução dos Custos Marginais de Operação CMO do subsistema Sul. Nas demais regiões, os níveis de armazenamento de partida dos reservatórios e as previsões de vazões foram os parâmetros cuja atualização causou maior impacto na redução dos CMO. O CMO médio semanal passou de R$ 411,26/MWh para R$ 340,85/MWh nas regiões SE/CO, NE e N, e de R$ 136,60/MWh para R$ 0/MWh na região Sul. 2. NOTÍCIAS Em 24 e 25/07/2014: reunião de elaboração do PMO Agosto de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Julio do Carmo, nº 251 Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial da UG 04 (9ª) da UHE Jirau (75,0 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.271/2014. Atualização do CVU das UTEs Araucária, Norte Fluminense 4, Ibiritermo, Termobahia, F. Gasparian, Vale do Açu, Juiz de Fora, Fafen, Canoas e da UTN Angra 1, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 1.551/2014, 1.861/2014, 1.894/2014 e Ofício SRG/ANEEL nº 156/2014, respectivamente. Alteração da potência instalada da UTE Tambaqui, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 1.705/2014. Aperfeiçoamento na modelagem da interligação Manaus - Boa Vista, limitando os montantes de energia importados pela Eletronorte no valor da carga de energia prevista para Boa Vista, uma vez que, pelas informações dos Agentes Eletronorte e CERR, não existem ainda tratativas de repasse dos excedentes contratuais com a Venezuela para o SIN. 1 3.2. PREMISSAS Nas Figuras 1 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de junho/2014.
[MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 110.000 105.000 100.000 95.000 90.000 85.000 Maior diferença de 591 MW Modelagem UHEs Santo Antônio e Jirau PMO jun/2014 PMO jul/2014 Os armazenamentos iniciais considerados foram de 36,6% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 0,7 p.p.), 93,0 % EARmáx para o Sul (aumento de 41,7 p.p.), 36,4 % EARmáx para o Nordeste (redução de 4,3 p.p.) e 92,3 % EARmáx para o Norte (redução de 0,5 p.p.). Os aumentos e reduções citados referem-se à comparação com o PMO de junho/2014. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de julho/2014, comparadas com o PMO de junho/2014. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de julho/2014 NEWAVE [%MLT] 26.000 25.000 PMO junho/2014 PMO julho/2014 24.000 23.000 22.000 21.000 20.000 Atraso UTE Canoas Maior diferença de 67 MW. MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Dez/13 96 89 85 97 Jan/14 52 145 76 103 52 145 76 103 Fev/14 39 62 27 99 39 62 27 99 Mar/14 63 165 26 115 63 165 26 115 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE 6.500 6.000 5.500 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 PMO jun/14 PMO jun/2014 PMO jul/14 Maior diferença de 81 MWmed. PMO jul/2014 Figura 3- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Cabe destacar que desde o PMO de fevereiro/2013 os cronogramas de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau têm sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da configuração de transmissão necessária para o mesmo, uma vez que o Complexo Madeira é representado no subsistema SE/CO. Abr/14 80 129 41 103 80 129 41 103 Mai/14 75 127 41 100 74 135 41 100 Jun/14 100 371 42 89 PAR(p) 1 5 3 1 3 2 2 3 Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 26/06/2014. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 28 de junho a 04 de julho, a previsão é de que a atuação de uma frente fria ocasione chuva fraca no trecho incremental à UHE Itaipu, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu (Figura 4). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios 2
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 5. PREVISÕES DE CARGA O efeito da Copa do Mundo sobre a carga no mês de julho irá contribuir, ainda, para um crescimento menor, na comparação com o mesmo mês do ano anterior, acompanhando o que ocorreu ao longo do mês de junho. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 28/06 a 04/07/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 28/06 a 04/07/2014, recessão nas afluências do subsistema Norte, estabilidade nos subsistemas Sudeste/C.Oeste e Nordeste e aumento no subsistema Sul. Quanto à previsão das afluências para o mês de julho, o subsistema Sul deve apresentar valores bem acima de sua média histórica, os subsistemas Sudeste/C.Oeste e Norte levemente abaixo de sua média e o Nordeste significativamente abaixo de sua média histórica. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média do mês de Julho. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de julho/2014 PMO de Julho/2014 - ENAs previstas Subsistema 28/6 a 4/7/2014 Mês de Julho MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 20.351 88 19.112 90 S 37.041 356 34.546 318 NE 1.835 42 1.937 49 N 3.058 84 2.546 91 A carga prevista para o mês de julho, no subsistema Nordeste, mantém a expectativa de crescimento com base no comportamento do consumo das classes residencial e comercial. Relativamente ao mesmo mês do ano anterior, a taxa de crescimento prevista é de 1,7%. No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista de 8,5% reflete, ainda, o efeito da interligação ao SIN do sistema Manaus ocorrida a partir de 09 de julho de 2013. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para o mês de julho apresenta um acréscimo de 2,3% em relação ao mesmo mês do ano anterior. Nos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, as taxas de crescimento previstas de 0,8% e 1,1%, respectivamente, refletem o desempenho recente da indústria que segue não apresentando uma dinâmica de crescimento bem definida. O modesto crescimento da carga nestes subsistemas incorpora, adicionalmente, os efeitos dos jogos da Copa do Mundo ao longo do mês de julho. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Julho/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jul/14 jul/14->jul/13 SE/ CO 36.576 36.468 37.166 37.255 37.186 36.931 1,1% SUL 10.594 10.592 10.680 10.739 10.765 10.677 0,8% NE 9.317 9.311 9.309 9.427 9.415 9.356 1,7% NORTE 5.084 5.094 5.076 5.086 5.062 5.085 8,5% SIN 61.571 61.465 62.231 62.507 62.428 62.049 1,7% 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 28/06 a 04/07/2014. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 400,80 0 400,80 400,80 Média 399,02 0 399,02 399,02 Leve 238,29 0 238,29 238,29 Média Semanal 340,85 0 340,85 340,85 3
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento. CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 21/06 a 27/06/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/06 a 04/07/2014 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO SE/CO, Nordeste e Norte - Para a semana operativa de 28/06/2014 a 04/07/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: 411,26 355,25 367,66 340,74 340,69 340,39 340,85 Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos; Região NE Importadora de energia; Região Norte Intercâmbio dimensionado para fechamento do balanço energético do SIN; Região SE/CO Importadora dos excedentes energéticos da região Sul. Rev. Anterior -56,01 Previsão de Vazões 12,41-26,92-5 -0,30 0,46 FCF JUL/2014 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Norte e Nordeste 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 21/06 a 27/06/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/06 a 04/07/2014 A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Julho de 2014, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, já considerando a nova previsão de afluências e cenários. Neste estudo são retiradas as máquinas de novas usinas e/ou usinas em expansão, e também não são considerados limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Finalizando a descrição deste caso, deve ser ressaltado que a partida dos reservatórios foi estimada conforme resultados da última revisão. No segundo estudo foi substituída apenas a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Julho. Complementando a análise, nos demais casos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 136,60 Rev. Anterior 0-136,60 Previsão de Vazões Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul Ressaltamos que o valores dos CMOs obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos dados conforme detalhado. 8. GERAÇÃO TÉRMICA Sul - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 FCF JUL/2014 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 28/06 a 04/07/2014. 4
EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 17500 15000 12500 10000 7500 8.221 5000 3.934 2500 1.024 2.616 0 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 1320 378 1437 205 3340 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 197 168 75 316 756 INFLEXIBILIDADE 53 479 0 827 1359 ORDEM DE MÉRITO 6650 0 2422 1268 10340 Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Julho/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 888 MW de UTEs do Sistema Manaus. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: 15.795 Região Sudeste/C.Oeste: Atlântico CSA, Sol, Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada Fluminense, Sta. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes L1, G. L. Brizola L1, Cocal, Pie-RP¹, Luiz O. R. Melo², W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, Euzébio Rocha L1³, A. Chaves³, Santa Cruz 34 1,3, Norte Fluminense 4³, B. L. Sobrinho L13³, G. L. Brizola L13³, L. C. Prestes L13³, Euzébio Rocha L13³, M. Lago³ e F. Gasparian³; Região Sul: Não há despacho por ordem de mérito de custo; Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém 1, P. Pecém 2, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida³, C. Furtado³ e J. S. Pereira³; Região Norte: Suzano Maranhão, Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV e N. Venécia 2; o Sistema Manaus: Tambaqui, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, C. Rocha e Aparecida³. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 30/08/2014 a 05/09/2014. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 28/06 a 04/07/2014, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. UTE CVU (R$/MWh) 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de julho/2014, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de agosto. Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 9 - Subsistema Sul Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média Carga Leve ESS ELÉTRICO BLSOBR_L13 R$ 342,67 0 0 31,1 R$ 198.019,30 GLBRIZ_L13 R$ 343,55 0 0 154 R$ 988.812,44 TNORTE 2 R$ 551,09 120 120 120 R$ 4.238.430 IGARAPE R$ 645,30 23 14 0 R$ 408.087,88 TOTAL SE/CO R$ 5.833.349,62 ARAUCARIA R$ 534,77 30 35 0 R$ 1.954.584,35 TOTAL S R$ 1.954.584,35 JS_PEREIRA R$ 314,63 0 0 10 R$ 46.567,40 PERNAMBU_3 R$ 421,85 29 26 6 R$ 130.999,68 MARACANAU R$ 554,79 13 3 8 R$ 232.076,25 GLOBAL I R$ 643,90 50 20 0 R$ 654.676,40 GLOBAL II R$ 643,90 50 20 0 R$ 654.676,40 BAHIA_1 R$ 744,46 9 4 0 R$ 178.649,56 CAMACAR_MI R$ 845,73 35 14 0 R$ 836.906,56 TOTAL NE R$ 2.734.552,25 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[AGO] 340,85 314,79 440,23 505,15 549,26 567,65 EAR(%EARmax) 37,0 36,2 35,7 35,2 34,5 33,8 30,2 ENA(%mlt) 88,6 92,9 90,7 90,2 86,4 85,0 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 PMO - SE/CO - Julho/2014 PMO - S - Julho/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[AGO] 0 102,29 177,72 299,45 371,09 389,04 EAR(%EARmax) 93,0 95,0 95,7 94,8 97,0 97,7 96,9 ENA(%mlt) 353,7 454,5 325,8 288,4 162,7 207,5 60 50 40 30 20 10 45 40 35 30 25 20 15 10 5 5
R$/MWh R$/MWh EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 6 5 PMO - NE - Julho/2014 60 50 Com base nessa política energética, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados, para o fim do mês de junho, para as regiões SE/CO e NE. 4 3 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[AGO] 340,85 314,79 440,23 505,16 549,26 567,65 EAR(%EARmax) 36,0 35,4 34,4 33,4 32,4 31,4 26,6 ENA(%mlt) 43,7 5 49,5 49,1 48,4 52,7 40 30 20 10 Tabela 5 Níveis de armazenamento operativos Subsistema %EARmáx (30/jun) SE/CO 34,0 NE 31,5 Figura 10 Subsistema Nordeste 12. SENSIBILIDADE 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 PMO - N - Julho/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[AGO] 340,85 314,79 440,23 505,15 549,26 567,65 EAR(%EARmax) 92,0 92,1 91,8 91,3 90,8 90,3 84,3 ENA(%mlt) 87,3 103,6 94,2 86,2 82,6 93,5 60 50 40 30 20 10 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de julho, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de julho. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de julho com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 6 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade Figura 11 - Subsistema Norte 11. NÍVEIS DE ARMAZENAMENTO OPERATIVOS ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 21.217 100% 43.811 404% 2.054 51% 2.634 94% VE 19.112 90% 34.546 318% 1.937 49% 2.546 91% LI 17.055 80% 26.163 241% 1.818 46% 2.458 88% NE N 6 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. A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Regiões SE/CO, NE e N 340,85 VE LI LS 417,17 318,99 298,55 28/06 a 04/07/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Região Sul VE LI LS 377,13 114,54 0 0 28/06 a 04/07/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 12 dos cenários de sensibilidade
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 13. A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Tucuruí Xingu - Jurupari Oriximiná Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 13, a seguir. Figura 13 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de setembro, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para a operação desde final de janeiro de 2014, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para o final do mês de junho de 2014, porém só poderão ser comissionadas a partir da segunda quinzena de julho, após o término da Copa do Mundo FIFA 2014. No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente. Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kv quanto no sistema de 138 kv, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kv deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. 14. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de 6.900 MW, sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 2016. A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 14. Figura 14 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de 2013. 7
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitirá a injeção de até 1.100 MW, sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre Rondônia. Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com perda de altura de queda e consequentemente, redução de potência na UHE Santo Antônio. Dessa forma, foi mantido em operação o 1 Bipolo (configuração monopolar) em paralelo com o Transformador Provisório, com a estação Back-to- Back desligada. Na segunda quinzena do mês de fevereiro em diante verificou-se nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio agravando a redução da queda levando ao desligamento de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo Madeira, para o atendimento aos estados do Acre e Rondônia, foi realizada através do Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA escoando a geração da UHE Jirau. A UTE Termonorte II foi despachada em função das condições energéticas vivenciadas pelo país neste início de ano. Vale ressaltar que a UHE Jirau já conta com oito unidades em operação comercial. Durante o mês de julho está prevista a finalização dos testes de sobrecarga da operação na configuração bipolar e dos dois blocos do Back-to-Back em modo bi-bloco. Desta forma, para este mês, poderá ser explorada uma potência de até 1.975 MW. A partir de agosto será possível utilizar a configuração Bipolar com dois blocos do Back-to-Back escoando uma potência total de 3.750 MW. 8 Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br