Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
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PMO de Novembro | Semana Operativa de 31/10/2015 a 06/11/2015
1. APRESENTAÇÃO
No mês de outubro/2015 ocorreram volumes significativos
de chuva nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e
Paranapanema, acarretando em anomalias positivas de
precipitação.
No início da semana de 31/10 a 06/11/2015 deve ocorrer
chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e
precipitação de intensidade fraca a moderada no Iguaçu.
Nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, deve ocorrer chuva
moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê, e
pancadas de chuva nas demais bacias do subsistema. A
bacia do rio Tocantins deve apresentar pancadas de chuva.
Nesse PMO novembro/2015, o Custo Marginal de Operação
- CMO dos subsistemas SE/CO e Sul sofreu elevação em
relação aos valores da semana anterior enquanto que, nos
demais subsistemas o CMO sofreu redução. No patamar de
carga leve, o CMO do subsistema Sul ficou inferior ao dos
demais subsistemas. O valor médio semanal do CMO do
subsistema SE/CO passou de
R$ 204,17/MWh para R$ 234,60/MWh; no subsistema Sul
passou de R$ 132,81/MWh para R$ 168,18/MWh e nos
subsistemas NE e N passou de R$ 270,30/MWh para
R$ 240,96/MWh.
2. NOTÍCIAS
Em 04/11/2015 será realizada a reunião da 66ª FT-
NEWAVE, de 09:30 às 18:00 horas, na sala 6D do
Escritório Central do ONS;
Em 26 e 27/11/2015 será realizada a reunião de
elaboração do PMO Dezembro de 2015 no auditório do
Escritório Central do ONS.
3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A
CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO
3.1. DESTAQUES
Alteração do CVU das UTEs William Arjona e Norte
Fluminense 4, conforme Despachos SRG/ANEEL
nº 3.444/2015 e 3.458/2015.
Entrada em operação comercial das UGs 16 (35ª) e
11 (36ª) da UHE Jirau (75 MW cada) e da UG 34 (33ª) da
UHE Santo Antônio (69,59 MW), conforme Despachos
SFG/ANEEL nº 3.357/2015, nº 3.516/2015 e
nº 3.595/2015.
A UTE Angra III (1.405 MW) foi postergada para
dezembro/2019 (fora do horizonte atual de simulação)
e a UTE Canto do Buriti (150 MW) foi retirada da
configuração, conforme reunião do DMSE Geração.
Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN
de 01/12/2017 para 01/02/2018, conforme reunião do
DMSE Transmissão.
Atualização dos valores mensais de inflexibilidade da
UTE Figueira para 2016 conforme FAX/GCO-0389/2015
Eletrobras.
3.2. PREMISSAS
Nas Figura 1 a Figura 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
outubro/2015.
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Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE
Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE
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 tem
sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação
aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião
mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento
de energia até a entrada em operação da configuração de
transmissão necessária para o mesmo, uma vez que o
Complexo Madeira é representado no subsistema SE/CO.
De forma similar ao aplicado para as usinas do Complexo
Madeira, conforme FAX ONS nº 0020/330/2015 e Ofício
SRG/ANEEL nº 128/2015, a partir do PMO de agosto/2015 o
cronograma de entrada em operação comercial das
unidades geradoras da UHE Teles Pires passou a ser
adaptado 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 conclusão das obras de transmissão que
permitam a conexão definitiva.
Com relação aos armazenamentos iniciais, foram
considerados os valores de 27,5% EARmáx para o
subsistema SE/CO (redução de 5,2 p.p.), 96,5% EARmáx para
o Sul (acréscimo de 22,9 p.p.), 8,7 % EARmáx para o
Nordeste (redução de 5,7 p.p.) e 24,7 % EARmáx para o
Norte (redução de 15,3 p.p.). As reduções citadas referem-
se à comparação com o PMO de outubro/2015.
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências
hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o
PMO de novembro/2015, comparadas com o PMO de
outubro/2015.
Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de novembro/2015 – NEWAVE [%MLT]
PMO outubro /2015
PMO novembro/2015
MÊS
SE/CO S NE N
SE/CO S NE N
Abr/15
89 107 56 83
Mai/15
100 79 60 111
100 79 60 109
Jun/15
89 139 53 97
89 139 53 95
Jul/15
133 259 50 86
133 259 50 85
Ago/15
90 79 50 76
90 79 50 75
Set/15
120 96 41 68
119 114 42 66
Out/15
92 236 29 58
PAR(p)
3 1 3 2
1 1 2 4
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
no dia 29/10/2015.
85.000
90.000
95.000
100.000
105.000
110.000
MW
PMO out/2015 PMO nov/2015
Maior diferença de 1.406 MW
Modelagem Madeira
Postergação da UHE Baixo Iguaçu
21.500
22.500
23.500
24.500
25.500
26.500
27.500
28.500
29.500
MW
PMO out/2015 PMO nov/2015
Maior diferença de 1.555 MWatraso UTE Angra III (fora do horizonte)
exclusão da UTE Canto do Buriti
atraso UTE Maua 3
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
7.000
7.500
8.000
[MW
me
d]
PMO out/15 PMO nov/15
Maior diferença de 130 MWmed
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4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
O rápido avanço de uma frente fria pelos estados da região
Sul no início da semana deve ocasionar chuva fraca nas
bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e precipitação de
intensidade fraca a moderada no Iguaçu. Nas regiões
Sudeste e Centro-Oeste, a atuação de áreas de instabilidade
e o avanço da frente devem provocar chuva moderada nas
bacias dos rios Paranapanema e Tietê, e pancadas de chuva
nas demais bacias do subsistema na próxima semana. A
bacia do rio Tocantins deve permanecer apresentando
pancadas de chuva (Figura 4).
Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 31/10 a 06/11/2015
Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São
Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios
Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como
insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão
de afluências para a próxima semana.
Em comparação com os valores estimados para a semana
em curso, prevê-se para a próxima semana operativa
recessão nas afluências à região Sul, elevação nas afluências
às regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte, e estabilidade
para a região Nordeste.
A previsão para as afluências médias mensais do mês de
novembro indica a ocorrência de afluências
significativamente inferiores à média histórica para a região
Nordeste.
A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs
para a próxima semana e para o mês de novembro.
Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de novembro/2015
5. PREVISÃO DE CARGA
Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações
previstas da carga para o mês de novembro/2015,
relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -2,0% e
-3,5%, respectivamente, refletem sobretudo o baixo
desempenho da indústria, bem como a redução observada
no nível de atividade do setor de comércio e serviços.
Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica
decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária
extraordinária e do reajuste tarifário anual, vem se
refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos
subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto do
aumento das tarifas é maior.
O subsistema Nordeste vem sofrendo menor impacto da
conjuntura adversa, o que se reflete na taxa de crescimento
prevista de 1,1%. Entretanto, já se observam nos últimos
meses taxas de crescimento da carga menores do que as
verificadas ao longo do primeiro semestre.
No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista da
carga está influenciada pela interligação do sistema
Macapá, que, a partir do mês de outubro, já se encontra
totalmente interligado ao SIN, e pela expectativa de
crescimento da carga de Manaus e de consumidores livres
da região.
Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Novembro/2015
PMO de NOVEMBRO/2015 - ENAs previstas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 21.751 83 24.748 92
S 21.461 216 15.713 168
NE 693 13 1.607 29
N 1.346 46 1.940 63
31/10 a 6/11/2015 Mês de NOVEMBROSubsistema
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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 31/10/2015 a
06/11/2015.
Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO
Para a semana operativa de 31/10/2015 a 06/11/2015, está
prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre
regiões:
Região SE/CO Importadora de energia;
Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos;
Região NE Importadora de energia;
Região Norte Intercâmbio dimensionado em função das
condições hidroenergéticas.
7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS
MARGINAIS DE OPERAÇÃO
A análise da variação semanal dos custos marginais de
operação, em função da atualização dos dados de
planejamento do PMO de novembro de 2015 foi realizada a
partir de cinco estudos.
O caso inicial foi construído com base nos dados
preliminares de planejamento deste PMO, considerando a
nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a
função de custo futuro elaborada no PMO de outubro.
Neste estudo foram retiradas as restrições de limites
conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia
entre os subsistemas, e a partida dos reservatórios foi
estimada conforme indicado na última revisão de outubro.
O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial
sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO
de outubro pela nova função elaborada para o PMO de
novembro.
A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram
elaborados os demais casos onde foram atualizados,
sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos
reservatórios, expansão do parque gerador e limites
conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os
subsistemas.
Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos,
graficamente, a seguir.
Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO
Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema do Sul
31,24 1,32 -2,35 -0,22 0,30 0,14
204,17235,41 236,73 234,38 234,16 234,46 234,60
SE/CO - CMO (R$/MWh)
40,46 1,37 -5,89 -1,10 -0,02 0,55
132,81173,27 174,64 168,75 167,65 167,63 168,18
SUL - CMO (R$/MWh)
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/10 a 06/11/2015
CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/10 a 30/10/2015
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/10 a 06/11/2015
CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/10 a 30/10/2015
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O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas Norte e Nordeste
Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes
estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial
dos dados, conforme detalhado anteriormente.
8. GERAÇÃO TÉRMICA
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o
despacho térmico por modalidade, para a semana operativa
de 31/10/2015 a 06/11/2015.
Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês novembro/2015
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado
para o subsistema Norte considera a geração de 574 MW de
UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para
geração térmica por garantia energética constituem uma
estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração
que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação
Diária e Operação em Tempo Real.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de
custo para a semana de 02/01/2016 a 08/01/2016:
Tabela 5 – UTEs com contrato de combustível GNL
(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de
mérito de custo nesse patamar
(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por
ordem de mérito de custo nesse patamar
Ressalta-se que, embora a UTE LUIZORMELO não esteja
despachada antecipadamente por ordem de mérito de
custo, o ONS comanda seu despacho antecipado, para a
semana de 02/01/2016 a 08/01/2016, por garantia
energética.
9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
Não há expectativa de custo de despacho térmico por
restrição elétrica para a semana operativa de 31/10/2015 a
06/11/2015.
10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO
As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados
do PMO de novembro/2015, apresentando Energia Natural
Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal
de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado
Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais
observados e previstos e o valor esperado dos cenários
gerados para o mês de dezembro.
Figura 9 – Subsistema Sudeste
-34,89 1,32 7,00 -5,78 0,18 2,83
270,30235,41 236,73 243,73 237,95 238,13 240,96
Norte e Nordeste - CMO (R$/MWh)
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ]
CMO (R$/MWh) 234,60 242,75 199,87 195,44 194,10 175,75
EAR(%EARmax) 28,0 26,9 26,1 25,3 24,8 24,5 26,8
ENA(%mlt) 83,7 88,4 90,9 98,7 86,5 89,8
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - SE/CO - NOVEMBRO/2015
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/10 a 06/11/2015
CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/10 a 30/10/2015
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O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
Figura 10 - Subsistema Sul
Figura 11 – Subsistema Nordeste
Figura 12 - Subsistema Norte
11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS
De forma a permitir uma melhor avaliação de diversos
cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de
curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para
as regiões SE/CO e NE, os resultados deste PMO
continuarão a contemplar cenários de afluências visando
melhor representar a ocorrência de precipitação e,
consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e
armazenamentos.
Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor
esperado das previsões de afluências, as simulações
operativas também serão realizadas com os limites superior
e inferior das previsões de afluências.
Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos
com a aplicação dos referidos cenários de afluência.
12. 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), conforme mostrado na Figura 13, a
seguir.
Figura 13 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)
A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às
00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, em
configuração provisória. No dia 04/10/2015 esse sistema
passou a operar na configuração definitiva, com a formação de
dois subsistemas da rede de 69 kV, onde um subsistema é
suprido pela transformação 230/69 kV da SE Manaus e outro
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ]
CMO (R$/MWh) 168,18 182,94 176,77 195,44 194,10 168,27
EAR(%EARmax) 96,0 95,8 97,4 97,4 96,8 96,1 81,4
ENA(%mlt) 215,0 190,2 161,8 119,7 123,8 122,1
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - S - NOVEMBRO/2015
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ]
CMO (R$/MWh) 240,96 250,56 199,87 195,44 194,10 179,83
EAR(%EARmax) 9,0 7,7 6,9 6,1 5,8 6,1 12,3
ENA(%mlt) 13,8 18,9 29,9 37,7 44,7 67,7
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - NE - NOVEMBRO/2015
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ]
CMO (R$/MWh) 240,96 250,56 199,87 195,44 194,10 179,22
EAR(%EARmax) 25,0 23,0 21,6 20,4 19,3 18,8 17,8
ENA(%mlt) 48,2 59,0 67,7 73,6 66,3 74,8
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - N - NOVEMBRO/2015
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O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
subsistema pela transformação 230/138 – 138/69 kV da SE
Mauá3.
A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao
SIN ocorreu às 09h03 do dia 13/09/2015 através da interligação
TMM, com a conclusão das obras de responsabilidade da CEA.
A partir dessa data todo o sistema de distribuição da CEA em
conjunto com a UHE Coaracy Nunes e com a UTE Santana de
propriedade da Eletronorte estão integradas ao SIN.
13. INTEGRAÇÃO 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.
Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1° Bipolo, na
configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu a
injeção de até 1.100 MW, sendo 700 MW diretamente no
sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW
através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre –
Rondônia.
A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro
de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência
de até 3.150 MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco
do Back-to-Back, perfazendo um total de 3.550 MW.
A entrada em operação do terceiro circuito em 230 kV está
prevista para dezembro de 2015 agregando maior segurança ao
suprimento dos estados do Acre e Rondônia. Até o final do ano
de 2015 está prevista a finalização dos testes do 2º Bipolo e
assim a partir de janeiro de 2016 será possível utilizar o Bipolo
1 e um polo do Bipolo 2 escoando uma potência total de
4.750 MW. A partir de fevereiro de 2016 será possível utilizar
os dois polos do Bipolo 2 escoando uma potência total de
4.900 MW. Vale ressaltar que a partir da entrada em operação
do Bipolo 2 com dois polos a limitação do escoamento será a
capacidade da LT 500 kV Marimbondo 2- Assis. Em março de
2016 estarão em operação os dois blocos do Back-to-Back em
modo bi bloco ficando disponível uma potência de 700 MW
para o AC/RO permanecendo a capacidade de escoamento para
o Sudeste em 4.900 MW.
Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são
consideradas a fio d’água, isto é, não possuem reservatórios
para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração
será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências,
apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro
semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade
máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação
seca), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed.
Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a
operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão
iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento.
Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do
Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o
e-mail: [email protected]