Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Maio 2016 Semana Operativa de 30/04/2016 a 06/05/2016

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1 % EARmáx Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Maio 2016 Semana Operativa de 30/04/2016 a 06/05/ APRESENTAÇÃO Nas três primeiras semanas do mês de abril ocorreu condição de céu claro e de ausência de precipitação, acarretando anomalia negativa de chuva nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, e no Iguaçu. Já as bacias dos rios Jacuí e Uruguai apresentaram chuva acima da média no mês de abril. No início da semana de 30/04 a 06/05/2016 deve ocorrer chuva fraca na bacia do rio Grande e em pontos isolados do São Francisco. No decorrer da semana, deve ocorrer condição de céu claro e de ausência de precipitação nas bacias hidrográficas do SIN. No PMO de maio/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 40,08/MWh para R$ 64,74/MWh; no subsistema Norte passou de R$ 40,08 para R$ 67,06/MWh; e no subsistema NE passou de R$ 277,23/MWh para R$ 110,05/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 25/05/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Junho de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. Armazenamentos Iniciais Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, utilizados no modelo DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de maio/2016. Estes valores, apresentados na Figura 1, a seguir, determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN. 100% 80% 60% 96,1% 57,4% 57,1% Energia armazenada inicial 88,3% 63,3% 56,3% 1 40% 33,7% 33,2% 20% 0% 0,4 p.p. -7,8 p.p. -0,6 p.p. 6,9 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte abr/16 mai/16 Figura 1 Energia armazenada inicial em abril/16 e maio/16

2 3.2. Tendência Hidrológica Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de maio/2016, comparadas com o PMO de abril/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de maio/2016 NEWAVE [%MLT] PMO abril/2016 PMO maio/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Mar/ Abr/ No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um modelo autorregressivo de geração estocástica mensal (GEVAZP energia ) interno ao modelo, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses. Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para a construção da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO Destaques da Expansão da Oferta 2016/2020 As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 20/04/2016, são apresentadas na tabela 2, a seguir. Destaca-se que não houve alteração no cronograma de obras das termoeléticas. UHE Cachoeira Caldeirão Subsistema Situação EC - Usina em fase de construção Potência Total (MW) Colíder SE/CO EC 300,0 Santo Antônio SE/CO EC 3.568,3 Sinop SE/CO EC 400,0 Teles Pires SE/CO EC 1.820,0 São Roque S EC 141,9 Máquina Data da Entrada em Operação Atraso (+) / Antecipação (-) em (DMSE) relação ao PMO anterior 1 100,0 mar/ mês 2 100,0 mai/ mês 3 100,0 jul/ mês 42 73,290 jun/ meses 43 73,290 ago/ meses 44 73,290 set/ meses 45 69,590 out/ meses 46 69,590 nov/ meses 47 69,590 dez/ meses 48 69,590 jan/ meses 49 69,590 fev/ meses 50 69,590 mar/ meses 1 133,3 mai/ meses 2 133,3 mar/ mês 3 133,3 mai/ mês 3 364,0 jul/ meses 4 364,0 jul/ meses 5 364,0 jul/ meses 1 47,3 jan/ mês 3 47,3 abr/ mês N EC 219,0 1 73,0 mai/ mês Atendendo ao Despacho ANEEL nº 3.276/2015 a topologia com 9 Reservatórios Equivalentes de Energia REEs passou a ser aplicada a partir do PMO de janeiro/2016. Assim a modelagem do escoamento da energia das UHEs do rio Madeira e da UHE Teles Pires apresenta tratamento específico, para representar adequadamente as restrições pertinentes, não sendo mais necessárias as adaptações no cronograma de unidades geradoras das UHEs Santo Antônio, Jirau e Teles Pires, realizadas até o PMO de dezembro/2015. Desta forma, conforme FAX ONS nº 0031/330/2015 e 0100/340/2015, Carta ONS nº 2.285/100/2015 e Ofício SRG/ANEEL nº 271/2015 foram feitas adequações de modelagem nos REEs Madeira, Teles Pires, Itaipu e Norte, com o objetivo de representar especificidades operativas destes REEs, permitidas a partir da versão 22 do modelo NEWAVE. Assim, na tabela 3, a seguir, é apresentado o limite de escoamento, já considerando as restrições do REE Madeira, contemplando a adição da disponibilidade das 6 UGs adicionais de Santo Antônio, que possuem sistema de transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo + Back-to-back. (MW) 2

3 [MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 3 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Maior diferença de MW Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO mai/16 mai/ jun/16 a out/ nov/ dez/ jan/ fev/ mar/ abr/17 a nov/ limite de 5600 MW + 1 UGS de 69,59 MW 2 - limite de 5600 MW + 2 UGS de 69,59 MW 3 - limite de 6800 MW + 3 UGS de 69,59 MW 4 - limite de 6800 MW + 4 UGS de 69,59 MW 5 - limite de 6800 MW + 5 UGS de 69,59 MW 6 - limite de 6800 MW + 6 UGS de 69,59 MW A UHE Teles Pires será inicialmente conectada ao SIN através de uma conexão provisória que envolve a derivação da LT Cláudia-Paranatinga 500kV até SINOP, permitindo o escoamento parcial da usina no período maio a julho/2016, e somente após a conclusão das obras de transmissão, que permitam a conexão definitiva, sua potência total poderá ser agregada ao SIN. É adotado um período de dois meses, para realização de testes e ajustes necessários, aplicado sobre a data de tendência da configuração definitiva (SE Paranaíta 500 kv e LTs associadas) 15/05/2016, conforme última reunião do DMSE Transmissão, quando a limitação de escoamento deixará de existir. No PMO de maio/2016, considerando as condições atuais, o escoamento da energia da UHE Teles Pires em seu respectivo REE foi limitado em 400 MW de maio a julho/2016, não existindo mais restrição a partir de agosto de Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, são apresentadas a evolução da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de abril/ Figura 2- Evolução da potência instalada das UHEs Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes Atraso UHE Colíder Atrasos nas UHEs Teles Pires, Santo Antônio e Cachoeira Caldeirão PMO abr/2016 Atraso UHE Sinop Antecipação da UG1 da UHE Belo Monte Maior diferença de MW Atraso UTE Acre PMO abr/2016 PMO mai/2016 Atraso UTEs Novo Tempo e Rio Grande PMO mai/2016 Maior diferença de MWmed PMO abr/16 PMO mai/16 Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral 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. Dentre essas informações, destacam-se: 3

4 Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período maio/2016 a dezembro/2020) sofreram redução média dos 5 anos de aproximadamente 670 MWmed em relação à previsão de janeiro/2015 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. Mais detalhes no item a seguir. Atualização dos limites de transmissão e geração térmica mínima por razões elétricas. Maiores detalhes estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0042/2016. Destaca-se a inclusão da modelagem da interligação Norte-SE/CO e restrições associadas conforme FAX ONS nº 0009/2016 e Ofício SRG/ANEEL nº 101/2016. Atualização anual das taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada - TEIF/IP de UHEs e UTEs apuradas pelo ONS no período janeiro/2011 até dezembro/2015 para as usinas do Tipo Simuladas Individualmente, em operação, conforme orientação do Ofício SRG/ANEEL nº 236/2009. Conforme preconizado nas Resoluções Normativas ANEEL nº 440/2011 e nº 476/2012, para este PMO de maio/2016 foi encaminhada pela CCEE a base de dados para composição do montante de energia das usinas existentes não simuladas individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas usinas em expansão. Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Atualização da estimativa do montante de energia existente das usinas não simuladas, contemplando o horizonte , conforme Resolução Normativa ANEEL nº 440/2011 e a aplicação da proposta de aperfeiçoamento de acordo com a NT ONS nº 0046/2016 e FAX ONS nº 0005/2016, de 15/04/2016. Atualização da Base de dados para cálculo dos fatores a serem utilizados na estimativa do montante de energia em expansão das usinas não simuladas, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012. Atualização da carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades, manutenções e TEIF/IP de UHEs e UTEs existentes. Alteração de representação de limites de intercâmbio com inclusão da interligação N-SE e inclusão de restrição de soma (arquivo AGRINT) conforme NT ONS nº 0042/2016 e FAX ONS nº 0009/2016. Alteração da potência da UTE Roberto Silveira (Campos) e UTE Nova Venécia 2, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 484/2016 e Resolução Autorizativa ANEEL nº 5.724/2016, respectivamente. Restauração da operação comercial da unidade geradora UG-1 fase A da UTE Presidente Médici, com potência instalada de 66 MW, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 943/2016. Entrada em operação comercial da UG 42 (42ª) da UHE Jirau (75,0 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 795/2016. Entrada em operação comercial das UG 39 (39ª) e 41 (40ª) da UHE Santo Antônio (73,29 MW, cada), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 806/2016 e nº 918/2016, respectivamente. Entrada em operação comercial da UG 1 (1ª) da UHE Belo Monte (611,11 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL n 965/2016. Entrada em operação comercial da UG 1 (1ª) da UHE Belo Monte Complementar (38,85 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL n 1.031/2016. Alteração da forma de representação da UHE Salto Apiacás e das UTEs Cocal e Sol, de Usina Simulada Individualmente para Usina Não Simulada Individualmente, conforme classificação do Tipo de Modalidade de Despacho. Postergação da restrição de escoamento da UHE Teles Pires (400 MW) de 01/06/2016 para 01/08/2016, conforme última reunião do DMSE Transmissão (2 meses após SE Paranaíta 500 kv e LTs associadas, prevista para 15/05/2016) Previsão de carga 2016/2020 Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período maio/2016 a dezembro/2020) sofreram redução média nos 5 anos de aproximadamente 670 MWmed no SIN em relação à previsão de janeiro/2016 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. A carga do subsistema SE/CO sofreu 4

5 aumento médio nos 5 anos de 24 MWmed, a do Sul, redução de 210 MWmed, a do Nordeste, redução de 367 MWmed e a do Norte, redução de 120 MWmed sendo considerado também na previsão para este último subsistema a interligação de Boa Vista para 01/07/2018. Tabela 4 - Evolução da Carga Própria de Energia 2016/2020 Cenário de Referência - janeiro/2016 SIN MWmed Crescimento (%) ,0% ,6% ,2% ,0% ,4% ,3% Cenário de Referência - maio/2016 SIN MWmed Crescimento (%) ,4% ,5% ,9% ,2% ,3% ,0% Limites de transmissão Os cronogramas das obras de transmissão das interligações regionais são definidos em reunião específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são atualizadas a partir de informações obtidas junto aos Agentes e a ANEEL. Nesta revisão, foram observadas alterações nos limites Nordeste<->Imperatriz e Exportação e Importação para o Nordeste, cujas alterações podem ser justificadas por postergações em diversas obras envolvendo tais interligações. Destaca-se nesta revisão a inclusão de uma interligação direta entre o Norte e Sudeste/Centro-Oeste, representando os limites de intercâmbios nos Bipolos de Belo Monte, permitindo-se assim que a interligação entre Imperatriz e Sudeste/Centro-Oeste represente apenas os intercâmbios nos circuitos da interligação Norte-Sul. Com isto foram Incluídas restrições de soma dos limites de intercâmbios entre Imperatriz e Sudeste/Centro-Oeste e entre Norte e Sudeste/Centro- Oeste, que surgem em função dos atrasos nas obras de transmissão para escoamento da energia proveniente da UHE Belo Monte, conforme FAX ONS nº 0009/2016 e Ofício ANEEL nº 101/2016. Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao SIN ocorreu em 13/09/2015. A capital Boa Vista, quando integrada em 01/07/2018, fará parte do subsistema Norte, assim como a UHE Belo Monte. Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0042/ Geração térmica mínima por razões elétricas Na Tabela 5, a seguir, são apresentadas as usinas termoelétricas que necessitam ser despachadas por restrições elétricas para atendimento aos critérios e padrões definidos nos Procedimentos de Rede. Tabela 5 Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed] USINA Araucária (jan a mar) - Aparecida 123 (mai e jun) 166 (jul a dez) Candiota 3 - Eletrobolt - Flores Iranduba 80 (mai e jun) 70,53 (jul) 60 (ago e set) 8,41 (mai) 14,79 (jun) 18,48 (ago) 6,17 (set) 166 (jan a dez) 250 (jan a mar); 320 (nov e dez) 136,45 (jan) 141,86 (fev) 133,06 (mar) 129,13 (abr) 145,95 (mai) 150,32 (jun) 166 (jul a set) 138,15 (out) 140,07 (nov) 125,70 (dez) 320 (jan a mar) 225,97 (jan; mai; jul) 225,97 (jan; jul) 223,06 (fev) 223,06 (fev) 231,77 (mar; ago) 225,97 (mar) 218,99 (abr; set; 213,01 (abr) 225 (jun; set) nov) 220,18 (mai; dez) 231,01 220,46 (out) 218,99 (nov) (jun) 231,77 (ago) 225 (jun) 220,18 (dez) 226,26 (out) J. Lacerda A1 50 (dez) - - J. Lacerda A2 33 (nov) 66 (dez) 66 (jan a mar) 33 (abr a out) 66 (abr a dez) J. Lacerda B 80 (mai e jun) 160 (jul a dez) J. Lacerda C 180 (mai e jun) Linhares Mauá (mai a ago) 100 (set a dez) 132,25 (nov) 137,23 (dez) 80 (jan a out) 160 (nov e dez) 180 (jan a mar); 200 (nov e dez) 100 (jan a abr) 150 (mai a dez) 143,10 (jan) 136,14 (fev) 120,43 (mar) 116,64 (abr) 112,09 (mai) 104,94 (jun) 120,55 (jul) 117,17 (ago) 114,46 (set) 118,12 (out) 116,72 (nov) 130,55 (dez) 160 (jan a mar; nov e dez) 80 (abr a out) 200 (jan a mar) 220 (nov e dez) 100 (jan a abr) 150 (mai a dez) 221,93 (jan) 211,45 (fev) 232,03 (mar) 245,26 (abr) 240,35 (mai) 241,57 (jun) 215,53 (jul) 236,40 (ago) 238,85 (set) 252,55 (out) 267 (nov e dez) 5

6 USINA Mauá B3 110 (mai a out) 27,6 (nov) 18,57 (dez) 27,6 (jan) 20,70 (fev) 52,42 (mar) 58,90 (abr) 67,80 (mai) 83,04 (jun) 50,87 (jul) 58,06 (ago) 63,48 (set) 55,64 (out) 59,57 (nov) 31,38 (dez) 80,93 (jan) 70,45 (fev) 91,03 (mar) 100,00 (abr) 99,35 (mai) 100,00 (jun) 74,53 (jul) 95,40 (ago) 97,85 (set) 100,00 (out) 100,00 (nov) 100,00 (dez) Mauá B4 14 (mai a out) - - Norte Fluminense 1 256,87 (mai) 269,51 (jun) 263,63 (jul) 270,40 (ago) 262,50 (set) 257,21 (out) 255,49 (nov) 270,40 (dez) 376,62 (jan; jul) 371,76 (fev) 386,28 (mar) 355,02 (abr) 376,62 (mai) 375 (jun; set) 386,28 (ago) 367,44 (out) 364,98 (nov) 366,96 (dez) P. Médici B 90 (dez) 180 (nov e dez) Santana W São José 39,31 (nov) 20,65 (dez) 41,23 (mai) 50 (jun) 33,91 (jul) 37,29 (ago) 37,44 (set) 5,01 (out) 45,68 (nov) 27,89 (dez) 376,62 (jan) 371,76 (fev) 376,62 (mar) 364,98 (abr) 256,87 (mai; dez) 269,51 (jun); 263,63 (jul) 270,40 (ago) 255,49 (set: nov) 263,97 (out) 180 (jan a mar) 100 (nov e dez) 13,39 (out) 54,29 (nov) 36,50 (dez) - - Sta Cruz Nova 156,25 (set) 153,10 (out) 152,08 (nov) 160,95 (dez) - - Termonorte (jan e fev) ,09 (mai) 535,51 (jun) 368,35 (jan) 367,67 (fev) 369,72 (mar) 365,29 (abr) 368,35 (jan) 367,67 (fev) 368,35 (mar) 366,71 (abr) Termorio 532,99 (jul) 535,88 (ago) 368,35 (mai) 368,13 (jun) 366,99 (mai) 369,54 (jun) 532,50 (set) 530,23 (out) 368,35 (jul) 369,72 (ago) 368,35 (jul) 369,72 (ago) 529,49 (nov) 535,88 (dez) 368,13 (set) 367,05 (out) 366,71 (nov) 366,99 (dez) 366,71 (set) 368,42 (out) 366,71 (nov) 366,99 (dez) Viana 55,04 (mai) 57,75 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 56,25 (set) 55,12 (out) 54,75 (nov) 57,94 (dez) 56,49 (mai) 56,25 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 56,25 (set) 55,12 (out) 54,75 (nov) 55,04 (dez) USINA Aparecida 150 (jan a dez) 150 (jan a jul) Candiota (nov e dez) J. Lacerda A1 100 (nov; dez) 100 (jan a mar) 100 (nov; dez) J. Lacerda A2 66 (jan a mar) 33 (abr a 132 (jan a mar; nov e dez) out) 132 (nov e dez) 66 (abr a dez) J. Lacerda B J. Lacerda C 160 (jan a out); 262 (nov e dez) 220 (jan a mar) 363 (nov e dez) Mauá Mauá B3 24,00 (jan) 29,22 (fev) 40,16 (mar) 40,52 (abr) 47,25 (mai) 55,45 (jun) 33,77 (jul) 23,81 (ago) 50,12 (set) 58,34 (out) 85,33 (nov) 86,10 (dez) 262 (jan a mar; nov e dez); 160 (abr a dez) 363 (jan a mar; nov e dez) 267 (jan a jul) 400,09 (ago) 380,81 (set) 369,78 (out) 395,10 (nov) 412,09 (dez) 60,50 (jan) 63,81 (fev) 83,02 (mar) 85,11 (abr) 100,00 (mai) 100,00 (jun) 100,00 (jul) P. Médici B 100 (jan a mar) 180 (nov e dez) 180 (jan a mar) Santana LM 3,82 (nov) 11,43 (nov) Santana W 19,90 (out) 58,11 (nov) 27,16 (out) 58,11 (nov) 43,34 (dez) 50,91 (dez) 368,35 (jan) 369,18(fev) 366,99 (mar) 368,13 (abr) 368,35 (jan) 367,93 (fev) 368,35 (mar) 366,71 (abr) Termorio 368,35 (mai) 366,71 (jun) 366,99 (mai) 368,13 (jun) 369,72 (jul) 369,72 (ago) 369,72 (jul) 368,35 (ago) 366,71 (set) 368,42 (out) 366,71 (nov) 366,99 (dez) 368,13 (set) 368,42 (out) 366,71 (nov) 368,35 (dez) 55,04 (mai) 57,75 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 54,75 (set) 56,57 (out) 54,75 (nov) 55,04 (dez) Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0042/ Estimativa de montante de energia de usinas não simuladas individualmente Conforme preconizado nas Resoluções Normativas ANEEL nº 440/2011 e 476/2012, neste PMO de maio/2016 foi encaminhada pela CCEE a base de dados para composição do montante de energia das usinas existentes não simuladas individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas usinas em expansão. Destaca-se nesta revisão o aprimoramento da modelagem utilizada conforme FAX ONS nº 0005/2016, NT ONS nº 0046/2016 e Ofício ANEEL nº 096/2016. O impacto desta atualização nos montantes estimados de energia pode ser verificado na Tabela 6, apresentada a seguir: Tabela 6 Diferença entre a base de dados 2010/2014 e 2011/2015 Total SE/CO Sul NE Despacho antecipado de GNL TOTAL SIN - MWmed PCHs Biomassas UEEs PCHs Biomassas UEEs PCHs Biomassas UEEs PCHs Norte Biomassas UEEs Ressalta-se que os valores médios de 2015 são de mai-dez, o que interfere na média em função da sazonalidade. Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos Fax ONS nº 0018/330/2012, foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de maio/2016 e junho/2016, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente. As usinas são representadas no modelo NEWAVE no arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE Linhares com o valor igual a 0,0 MWmed para maio/2016 e junho/2016 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 0,0 MWMed em maio/2016 e junho/2016, em todos os patamares de carga. Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de maio/2016 irão compor a Nota Técnica ONS n 0050/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS ( no dia 6

7 02/05/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 28/04/ INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO Condições Antecedentes A atuação de um sistema de alta pressão nas regiões Sudeste e Centro-Oeste e no estado do Paraná durante as três primeiras semanas do mês de abril ocasionou condição de céu claro e de ausência de precipitação, acarretando em anomalia negativa de chuva nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte e no Iguaçu (Figura 5). Já as bacias dos rios Jacuí e Uruguai apresentaram chuva acima da média no mês de abril devido ao avanço de frentes frias pelo Rio Grande do Sul. Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 23/04 a 29/04/2016 A Tabela 7 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 16/04 a 22/04/2016 e os estimados para fechamento da semana de 23/04/2016 a 29/04/ Tabela 7 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de maio/2016 Figura 5 Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - Abril/2016 Na semana de 23 a 29/04/2016, o avanço de uma frente fria pelos estados das regiões Sul e Sudeste ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema e precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e em pontos isolados do São Francisco (Figura 6). PMO de MAIO/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema 16/4 a 22/4/ /4 a 29/4/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão e Climatologia para o trimestre Maio- Junho-Julho de 2016 Os resultados das previsões de consenso do INPE/CEMADEN/CCST/INPA indicam como cenário mais provável para o trimestre maio-junho-julho 2016, maior probabilidade de ocorrência de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu (Figura 7).

8 Figura 7 - Previsão de consenso para o trimestre Maio-Junho- Julho de 2016 do INPE/CEMADEN/CCST/INPA. Fonte: Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos-CPTEC Climatologicamente, nesta época do ano, os maiores totais de precipitação são observados no extremo norte do País e na região litorânea do Nordeste (Figura 8). Figura 8 - Climatologia de Precipitação para o trimestre maiojunho-julho. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), período-base Previsão para a próxima semana A atuação de uma frente fria no estado do Espírito Santo no início da próxima semana operativa ocasiona chuva fraca na bacia do rio Grande e em pontos isolados do São Francisco. No decorrer da semana, a atuação de uma massa de ar frio e seco nas regiões Sul e Sudeste ocasiona condição de céu claro e de ausência de precipitação nas bacias hidrográficas do SIN (Figura 9). 8

9 As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de maio/2016. Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Maio/2016 Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/04 a 06/05/2016 Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte da bacia do rio 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 de todos os subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de maio indica a ocorrência de afluências próximas da média para o subsistema Sul, e abaixo da média para os demais subsistemas, com destaque para os susbsistemas Norte e Nordeste que apresentam previsão de afluências significativamente abaixo da média histórica. A Tabela 8 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de maio. Tabela 8 Previsão de ENAs no PMO de maio/2016 PMO de MAIO/ ENAs previstas Subsistema 30/4 a 6/5/2016 Mês de MAIO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Maio/2016 Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Maio/2016 9

10 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 700% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/ % 500% 400% 300% 200% 100% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) REVISÃO 0 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Maio/ Cenários de ENAs para o PMO de Maio/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de maio/2016, para acoplamento com a FCF do mês de junho/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Maio/ % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2016 0% 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 160% 140% 120% 100% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2016 Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Maio/ % SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/ % 80% 60% 40% 20% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Maio/ % 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) REVISÃO 0 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2016 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Maio/2016 PMO Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Maio/2016

11 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2016 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 4.3. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados no PMO. Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Maio/ % SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/ % 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) REVISÃO 0 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Maio/ % SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/ % 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Maio/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de maio e junho são apresentados na tabela a seguir. Tabela 9 MLT da ENA nos meses de maio e junho MLT das ENAs (MWmed) Subsistema MAIO SE/CO S NE N JUNHO

12 Tabela 10 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO maio/ Previsão de Carga Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, as variações previstas da carga para o mês de maio/2016, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 2,2%, 0,7% e 0,1%, respectivamente, refletem sobretudo o baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços, bem como a expectativa de ocorrência de temperaturas oscilando entre valores normais e acima da média para o mês de maio em quase todo o País. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica ocorrida ao longo de 2015, em função da revisão tarifária extraordinária, vem se refletindo nos padrões de consumo, impactando todas as classes de consumidores. A taxa de crescimento da carga prevista para o mês de maio/2016, no subsistema Norte, de 3,4%, está influenciada pela interligação do sistema Macapá que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Tabela 11 - Evolução da carga no PMO de maio/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de maio, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO maio/2016. (A) (B) (C) (D) (E) BCS4 R. Gonçalves 500kV / DJ 02 Pecem II 500 / CE B.J Lapa II Colinas - Miracema 500 kv C3 BR-B Luziânia 500 kv / BCS-1 Samambaia 500 kv C2 Itaberá - T.Preto CV5 Ibiuna / CV8 Ibiuna / ZRM Ibiuna Figura 22 Potência hidráulica disponível no SIN

13 EAR (%EARmax) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 4.6. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 12 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO mai/16 A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 13- CMO para 1ª semana operativa do mês maio/2016 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 4 do PMO de Abril/2016, para a 0:00 h do dia 30/04/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 30/04/2016 a 06/05/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético do SIN; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia Custo Marginal de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de maio Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de maio/ ,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - MAIO/2016 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] SUDESTE 57,1 56,2 55,0 54,0 53,2 52,1 49,4 SUL 88,3 83,9 80,4 76,0 72,0 67,5 61,4 NORDESTE 33,2 32,6 32,1 31,5 31,0 30,3 28,6 NORTE 63,3 64,7 64,9 64,3 63,2 61,2 51,4 Figura 24 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de maio/2016 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostrados na tabela a seguir. Tabela 14 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de maio/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema MAIO JUNHO SE/CO S NE N Figura 23 CMO do mês de maio em valores médios semanais

14 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 6. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/04/2016 a 06/05/ ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Segue a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 30/04/2016 a 06/05/2016. Figura 25 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês maio/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 543 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. 8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês maio/2016 e os valores esperados para o mês de junho/2016, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). 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 02/07/2016 a 08/07/2016: Tabela 15 UTEs com contrato de combustível GNL PMO - SE/CO - MAIO/ ,0 70,0 90,0 60,0 80,0 70,0 50,0 60,0 40,0 50,0 40,0 30,0 30,0 20,0 20,0 10,0 10,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 0,0 CMO (R$/MWh) 64,74 64,18 63,61 62,69 63,28 60,96 EAR(%EARmax) 57,1 56,2 55,0 54,0 53,2 52,1 49,4 ENA(%mlt) 77,5 79,2 76,6 76,8 81,1 88,8 Figura 26 Resumo Maio/2016 para o Subsistema Sudeste 14 PMO - S - MAIO/2016 (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Ressalta-se que, embora as UTEs LUIZORMELO e SANTA CRUZ não estejam despachadas antecipadamente por ordem de mérito de custo, o ONS comanda seus despachos antecipados, para a semana de 02/07/2016 a 08/07/2016, por garantia energética. 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] CMO (R$/MWh) 64,74 64,18 63,61 62,69 63,28 57,01 EAR(%EARmax) 88,3 83,9 80,4 76,0 72,0 67,5 61,4 ENA(%mlt) 109,8 111,7 100,2 107,5 88,7 106,0 Figura 27 Resumo Maio/2016 para o Subsistema Sul 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0

15 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO - NE - MAIO/ ,0 120,0 40,0 100,0 80,0 30,0 60,0 20,0 40,0 10,0 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 0,0 CMO (R$/MWh) 110,05 103,20 103,20 103,20 103,20 61,88 EAR(%EARmax) 33,2 32,6 32,1 31,5 31,0 30,3 28,6 ENA(%mlt) 22,4 26,0 25,4 25,6 27,9 42,9 Figura 28 Resumo Maio/2016 para o Subsistema Nordeste PMO - N - MAIO/ ,0 80,0 60,0 70,0 50,0 60,0 50,0 40,0 40,0 30,0 30,0 20,0 20,0 10,0 10,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] 0,0 CMO (R$/MWh) 67,06 66,29 65,54 64,71 65,08 61,87 EAR(%EARmax) 63,3 64,7 64,9 64,3 63,2 61,2 51,4 ENA(%mlt) 44,9 43,2 38,5 34,7 38,1 45,5 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 hidráulico e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. O valor médio do CMO indicado nos resultados de cada estudo foi reproduzido, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/04 a 29/04/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/04 a 06/05/2016 Figura 29 Resumo Maio/2016 para o Subsistema Norte 9. 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 Maio de 2016 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 abril. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de abril e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, bem como, foram excluidas as novas máquinas das UHEs em expansão. O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de abril pela nova função elaborada para o PMO de maio. Figura 30 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/04 a 29/04/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/04 a 06/05/2016 Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Na região Nordeste, o comportamento do CMO foi fortemente impactado pelo aumento da oferta referente a usinas não simuladas individualmente, além da redução da carga prevista, condizente com a sazonalidade da época. O aumento do montante de geração de usinas 15

16 não simuladas centralizadamente se justifica não só pelo comportamento sazonal da geração eólica, predominante nesta região, como também pelo aprimoramento na modelagem utilizada para representação da geração de usinas não simuladas individualmente nos modelos energéticos, conforme FAX ONS nº 0005/2016, NT ONS nº 0046/2016 e Ofício ANEEL nº 096/2016. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/04 a 29/04/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/04 a 06/05/2016 Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Ressaltamos que o valor do CMO nos estudos é decorrente da escolha da sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente. 11. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de maio, 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 maio. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de maio com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 16 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS De forma a permitir uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, 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. A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 33 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

17 12. 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 MW, sendo MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 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 ± 600 kv), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 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. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) serão conectadas diretamente no sistema de 230 kv, a partir da subestação de Porto Velho 230 kv. Figura 34 - 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 A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um total de MW. Em janeiro de 2016 entrou em operação o modo bi bloco dos dois blocos do Back-to-Back, disponibilizando uma potência de 600 MW para o AC/RO, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. Em junho de 2016 estão previstas a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2, terceiro circuito em 230 kv do Acre Rondônia e LT 500 kv Marimbondo 2 - Assis permitindo o escoamento de até MW. Em julho/2016 está prevista a entrada em operação do 2º polo do Bipolo 2. Esses empreendimentos irão agregar maior segurança ao suprimento de energia, sendo possível escoar através do dois Bipolos e do Back-to-Back uma potência total de MW. Em janeiro/2017 está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento de até MW e em dezembro/2017, com a entrada das LTs 500 kv Araraquara 2 Fernão Dias e Araraquara 2 Itatiba será possível o escoamento pleno do bipolos (7.000 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, 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. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores níveis de armazenamento. 17

18 13. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo 18