Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro Semana Operativa de 29/08/2015 a 04/09/ APRESENTAÇÃO Nas duas primeiras semanas do mês de agosto, ocorreu chuva fraca apenas na bacia do rio Jacuí. Nas duas últimas semanas, ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e precipitação de intensidade fraca em pontos isolados das bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. Apesar da ocorrência de precipitação nas duas últimas semanas do mês de agosto, as bacias hidrográficas de interesse do SIN apresentaram anomalia negativa de precipitação. Na semana de 29/08 a 04/09/2015 deve ocorrer chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Tietê. Nesse PMO setembro/2015, o Custo Marginal de Operação - CMO de todos os subsistemas do SIN sofreu elevação em relação aos valores da semana anterior. O parâmetro cuja atualização mais contribuiu para essa elevação é a Função de Custo Futuro. O valor médio semanal dos CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e N passou de R$ 129,37/MWh para R$ 260,37/MWh, e do subsistema NE, de R$ 223,49/MWh para R$ 260,37/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 24 e 25/09/2015 será realizada a reunião de elaboração do PMO Outubro de 2015 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Atualização quadrimestral (período set/15 a dez/19) dos limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, geração térmica máxima, inflexibilidades e manutenções. Excepcionalmente, a previsão de carga foi atualizada no PMO de agosto/2015, conforme Despacho ANEEL nº 2.410/2015. Alteração do CVU da UTE Norte Fluminense 4 conforme Despacho SRG/ANEEL nº 2.630/2015. Entrada em operação comercial da UG 22 (33ª) da UHE Jirau (75 MW) conforme Despacho SFG/ANEEL nº 2.469/2015. Atualização das informações referentes às UTEs Mauá B5 (30 MW) e Flores (80 MW) considerando o encerramento de seus contratos de locação, conforme informação do Agente, de 01/03/2016 para 01/09/2015 e 01/02/2016, respectivamente. Postergação da integração física plena do Sistema Macapá ao SIN de 01/09/2015 para 01/10/2015, conforme informação do Agente. Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN de 01/11/2017 para 01/12/2017, conforme reunião do DMSE Transmissão 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 agosto/2015.

2 [MWmed] MW MW Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Maior diferença de MW Modelagem Madeira Maior diferença de MW Postergação da UHE São Roque PMO ago/2015 Postergação da integração Macapá PMO ago/15 PMO ago/2015 PMO set/15 Postergação da UHE Baixo Iguaçu PMO set/2015 Postergação das UTEs Angra III, Rio Grande e Novo Tempo PMO set/2015 Antecipação da UTE Acre Maior diferença de 109 MWmed 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 34,5% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 2,9 p.p.), 78,0% EARmáx para o Sul (redução de 17,5 p.p.), 18,5 % EARmáx para o Nordeste (redução de 3,6 p.p.) e 63,8 % EARmáx para o Norte (redução de 11,4 p.p.). As reduções citadas referemse à comparação com o PMO de agosto/2015. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de setembro/2015, comparadas com o PMO de agosto/2015. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de setembro/2015 NEWAVE [%MLT] PMO agosto/2015 PMO setembro/2015 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Fev/ Mar/ Abr/ Mai/ Jun/ Jul/ Ago/ PAR(p) 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 Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral, cuja atualização ocorreu excepcionalmente no PMO de agosto de 2015, sofreram redução média nos 5 anos de aproximadamente 1,1% no SIN em relação à previsão de maio/2015 realizada pela EPE e ONS. A carga do subsistema SE/CO sofreu redução média nos 5 anos de 2,5%, a do Sul, redução de 1,4%, a do Nordeste, elevação de 2,5% e a do Norte, elevação de 3,0%. Limites de transmissão e geração térmica mínima por razões elétricas de acordo com as informações contidas na Nota Técnica ONS n 0114/2015. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 27/08/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA O rápido avanço de duas frentes frias pelo litoral das regiões Sul e Sudeste, uma no início da semana de 29 de agosto a 04 de setembro de 2015 e outra no final, deve ocasionar chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Tietê (Figura 4). Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, suave recessão nas afluências do subsistema Sudeste/Centro- Oeste e Norte, e aumento para os subsistemas Sul e Nordeste. Em relação à média mensal para o mês de setembro, a previsão indica a ocorrência de afluências significativamente abaixo da média histórica apenas para a região Nordeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de setembro. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de setembro/2015 PMO de SETEMBRO/ ENAs previstas Subsistema 29/8 a 4/9/2015 Mês de SETEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a variação prevista da carga para o mês de setembro/2015, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -4,0% em ambos os subsistemas, reflete 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. Os subsistemas Norte e Nordeste vêm sofrendo menor impacto da conjuntura adversa, o que se reflete nas taxas de crescimento previstas, de 1,5% e 0,4%, respectivamente. Por outro lado, a carga dos consumidores industriais eletro intensivos do Norte, que passou por expressiva contração ao longo dos últimos anos, mantém-se em patamar bastante reduzido desde meados do ano passado. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 29/08 a 04/09/2015 Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Setembro/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.

4 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 29/08/2015 a 04/09/2015. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana 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 (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 22/08 a 28/08/2015 1ª semana operativa 29/08 a 04/09/ POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 29/08/2015 a 04/09/2015, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: 129,37 SE/CO, Sul e Norte - 259,92 260,68 260,29 260,24 260,37 149,16 19,79 110,76 0,76-0,39-5 0,13 Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas nas suas bacias; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Norte 4ª semana operativa 22/08 a 28/08/2015 1ª semana operativa 29/08 a 04/09/ 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 setembro de 2015 foi realizada a partir de cinco estudos. 223,49 Nordeste - 259,92 260,68 260,30 260,58 260,37 149,16-74,33 110,76 0,76-0,38 0,28-0,21 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 agosto. Neste estudo foram retiradas as máquinas de novas usinas (expansão) e as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Finalizando a descrição do estudo inicial, ressaltamos que, neste caso, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de Agosto. O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a função de custo futuro de julho pela nova função elaborada para o PMO de Setembro. Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema 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 29/08/2015 a 04/09/2015.

5 MWmed observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de outubro SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês setembro/2015 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 568 MW de UTEs do Sistema Manaus. 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 31/10/2015 a 06/11/2015: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL ,37 255,33 256,53 257,74 259,56 252,95 EAR(%EARmax) 34,0 32,8 31,3 29,7 28,2 26,6 22,6 ENA(%mlt) 76,7 78,8 79,8 83,6 81,7 90,9 Figura 8 Subsistema Sudeste PMO - S - SETEMBRO/2015 Figura 9 - Subsistema Sul PMO - SE/CO - SETEMBRO/ ,37 255,33 256,53 257,74 259,56 246,40 EAR(%EARmax) 78,0 74,8 72,0 70,2 70,5 72,2 67,9 ENA(%mlt) 60,8 64,9 78,2 92,3 97,7 91, PMO - NE - SETEMBRO/ (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 ,37 255,33 256,53 257,74 259,56 252,97 EAR(%EARmax) 18,0 17,4 16,4 15,5 14,6 13,8 10,6 ENA(%mlt) 57,1 52,8 54,4 54,0 57,3 58, ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 29/08/2015 a 04/09/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de setembro/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 Figura 10 Subsistema Nordeste PMO - N - SETEMBRO/ ,37 255,33 256,53 257,74 259,56 252,95 EAR(%EARmax) 64,0 56,3 52,5 48,5 44,7 3 ENA(%mlt) 77,2 83,6 78,2 78,1 79,9 78,8 Figura 11 - Subsistema Norte

6 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. Figura 12 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, aguardando atualmente o término das obras em 230 kv para operar na configuração definitiva, previstas atualmente para o mês de setembro. A interligação do sistema elétrico do Amapá ao SIN está prevista para outubro de 2015, 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 uma transformação 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, a finalização das obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração total desse sistema está prevista para o mês de outubro. 13. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA 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 12, a seguir. 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 (44 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 ± 600kV), 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 13.

7 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. Figura 13 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o 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 Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu a injeção de até 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 MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um total de MW. A entrada em operação do terceiro circuito em 230 kv está prevista para outubro de A partir de novembro de 2015, estará em operação o 2º Bipolo e até o final de dezembro de 2015 estão previstas as finalizações dos testes dos dois blocos do Back-to-Back em modo bi bloco. Dessa forma, a partir de novembro de 2015 será possível utilizar o Bipolo 1, Bipolo 2 e um bloco do Back-to-Back escoando uma potência total de MW e em dezembro de 2015, com os dois blocos do Back-to-Back, 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

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