Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO As condições hidrológicas na bacia do rio São Francisco foram significativamente desfavoráveis durante todo o ano de 2014 e no período chuvoso de O ano de 2014 configurou-se como o pior do histórico de 84 anos, com afluência média de 45% da MLT. O pior ano até então havia sido o ano de 2001, quando as afluências se situaram em 49% da MLT. No ano de 2015, no período de janeiro-abril, as afluências se situaram em 39% da MLT, o que mantém esta bacia sob uma das piores condições hidrológicas do histórico, sendo que no trecho incremental entre Três Marias e Sobradinho, as afluências chegaram a 37% MLT, o que caracteriza o pior período de janeiro-abril do histórico. Este quadro hidrológico vem conduzindo a armazenamentos reduzidos nos principais reservatórios da bacia do rio São Francisco neste período, apesar dos esforços decorrentes da redução das vazões mínimas das usinas de Três Marias, de Sobradinho e Xingó. Os armazenamentos observados nos reservatórios de Três Marias e Sobradinho em 26/05/2015 foram de 37,6% VU e 21,3% VU, respectivamente. Ao longo deste período, destaca-se um conjunto de medidas de flexibilização das vazões mínimas de Três Marias, Sobradinho e Xingó, que caso não tivessem sido implementadas, os dois primeiros reservatórios teriam seus volumes úteis esgotados ainda em Considerando-se o nível de armazenamento atual, observa-se um ganho acumulado de cerca de 29,1% do volume útil do reservatório de Sobradinho, em razão das medidas de redução das vazões defluentes desde 2013 até o presente. Em continuidade dos esforços para preservar níveis mínimos de armazenamento no reservatório de Sobradinho e manter condições adequadas dos diversos usos da água na bacia do rio São Francisco até o final da estação de 2015, novas medidas operativas tornaram-se imprescindíveis. Desta forma, em reunião envolvendo o ONS, o IBAMA, o Comitê da Bacia Hidrográfica do rio São Francisco CBHSF e a CHESF, dentre outras entidades, e coordenada pela Agência Nacional de Águas ANA, foi decidida a realização de testes, de forma gradual, conforme a programação de redução da vazão mínima no rio São Francisco até o limite de 900 m³/s, defluentes da UHE Sobradinho. Para tanto, deverá ser implantada, sucessivamente, a programação de m³/s em tempo integral, no período de 27/05 a 02/06/2015 já iniciada, seguida de 950 m³/s em tempo integral de 03/06 a 09/06/2015, e de 900 m³/s em tempo integral de 10/06 a 16/06/2015. O objetivo é manter essa descarga de 900 m³/s até o final da estação seca, o que, concomitantemente com uma defluência de Três Marias com o valor de 300 m³/s durante esse mesmo período, conduziria o reservatório de Sobradinho, em caso de ocorrência de vazões incrementais afluentes próximas às verificadas no ano de 2014, para o nível de armazenamento correspondente a 5,7% de seu volume útil em 30/11/2015, enquanto que o reservatório de Três Marias atingiria 20,0 % V.U. Não obstante, ao longo de 2015, poderão ser necessários ajustes na descarga de Três Marias, de forma a se alcançar uma distribuição mais uniforme dos armazenamentos nos reservatórios da bacia do rio São Francisco ao final do período seco. 2. NOTÍCIAS Em 25 e 26/06/2015, reunião de elaboração do PMO Julho 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 da UTE Norte Fluminense 4 conforme Despacho SRG/ANEEL nº 1.629/2015. Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN de 01/08/2017 para 01/09/2017, conforme reunião do DMSE Transmissão. Postergação da integração da interligação Macapá ao SIN de 01/06/2015 para 01/08/2015, conforme informação do Agente. 1

2 MW MW [MWmed] Entrada em operação comercial da UG 3 da UHE Ferreira Gomes (84 MW) conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.271/2015. Entrada em operação comercial das UGs 27 (28ª) e 26 (29ª) da UHE Jirau (75 MW, cada) conforme Despachos SFG/ANEEL nºs 1.408/2015 e 1.630/2015. Inclusão da oferta adicional do 3º LFA constituída de 3 UEEs (total de 90 MW), para entrega a partir de 01/07/2017. Inclusão da UTE Santa Vitória (41,4 MW) e das PCHs Bandeirante (27,15 MW), Verde 4 (19 MW), Verde 4A (28 MW), Confluência (27 MW), Tigre (9 MW) e Serra dos Cavalinhos I (25 MW), vendedoras do 21º LEN (A-5/2015), que tiveram, na reunião do DMSE Geração realizada em 20/05/2015, suas datas de entrega antecipadas, passando, desta forma, a serem consideradas no PMO de junho. Ressalta-se que a UTE Santa Vitória foi modelada como usina totalmente inflexível com injeção máxima de 20 MWmed até a data compromisso de seu leilão (2020) 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 maio/ Maior diferença de 303 MW Maior diferença de 96 MWmed Inclusão usinas do 3º LFA e 21º LEN PMO mai/15 PMO jun/15 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. Os armazenamentos iniciais considerados foram de 35,8% EARmáx para o subsistema SE/CO (aumento de 2,2 p.p.), 35,9% EARmáx para o Sul (aumento de 0,5 p.p.), 26,8 % EARmáx para o Nordeste (redução de 0,4 p.p.) e 81,0 % EARmáx para o Norte (aumento de 1,2 p.p.). Os aumentos/reduções citados referem-se à comparação com o PMO de maio/ Atrasos UHE Baixo Iguaçu e modelagem Madeira Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de junho/2015, comparadas com o PMO de maio/ Modelagem Madeira e atraso UHE Jirau Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de junho/2015 NEWAVE [%MLT] PMO mai/2015 PMO jun/2015 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE PMO maio/2015 PMO junho/2015 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Maior diferença de 108 MW Postergação integração Macapá e inclusão da UTE Santa Vitória (21º LEN) Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Mar/ Abr/ PMO mai/2015 PMO jun/2015 Mai/ Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE PAR(p)

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 no dia 28/05/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Na semana de 30 de maio a 05 de junho de 2015, a atuação de um sistema de alta pressão na região Sul do Brasil deve impedir a ocorrência de precipitação nas bacias hidrográficas da região. Na região Sudeste a atuação de áreas de instabilidade no início da semana deve ocasionar chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e São Francisco. No mesmo período a bacia do rio Tocantins não deve apresentar precipitação significativa (Figura 1). 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 a todos os subsistemas, a exceção do subsistema Sul. Em relação à média mensal para o mês de maio, 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 junho. Tabela 2 Previsão de ENAs no PMO de Junho/2015 PMO de JUNHO/ ENAs previstas Subsistema 30/5 a 5/6/2015 Mês de JUNHO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações previstas da carga para o mês de junho/2015 relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -1,6% e 0,0% respectivamente, refletem sobretudo o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. No subsistema Nordeste, que vem sofrendo menor impacto da conjuntura adversa, a taxa de crescimento prevista, de 6,5%, retrata o comportamento observado na carga desse subsistema, influenciado principalmente pelas classes residencial e comercial. A taxa de crescimento prevista para o subsistema Norte, de 2,9%, reflete sobretudo o comportamento das classes residencial e comercial, bem como o aumento da carga da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, já vem se refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto é maior. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/05 a 05/06/2015 Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Junho/2015 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jun/15 jun/15->jun/14 SE/ CO ,6% SUL ,0% NE ,5% NORTE ,9% SIN ,3%

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 30/05/2015 a 05/06/2015. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 375,83 375,83 375,83 375,83 Média 371,67 371,67 371,67 371,67 Leve 362,15 362,15 362,15 362,15 Média Semanal 367,91 367,91 367,91 367, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 30/05/2015 a 05/06/2015, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas nas suas bacias; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia. Nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs resultantes de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 23/05 a 29/05/2015 SE/CO, Sul e Nordeste - CMO (R$/MWh) 472,23 430,33 402,06 403,15 367,59 367,60 367,91-41,90-28,27 1,09-35,56 0,01 0,31 Norte - CMO (R$/MWh) 1ª semana operativa 30/05 a 05/06/2015 Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Nordeste 4ª semana operativa 1ª semana operativa 23/05 a 29/05/ /05 a 05/06/ 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 Junho de 2015, foi realizada a partir de cinco estudos. 130,38 430,32 401,97 403,15 367,59 367,60 367,91 299,94-28,35 1,18-35,56 0,01 0,31 O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, já considerando a nova previsão de afluências e cenários de vazão, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de maio. 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 para o estudo inicial, ressaltamos que neste caso a partida dos reservatórios foi estimada pelos resultados da última revisão de maio. No segundo estudo foi substituída apenas a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Junho. Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte A análise dos resultados dos estudos mostrou que o maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu em função da atualização da previsão de vazões e do mês de acoplamento com a FCF. Observamos, também, uma redução do CMO a partir da atualização da FCF e no estudo relativo a expansão hidráulica referente a entrada da máquina de base de Jirau em julho. Os demais estudos apresentaram pequenas variações de CMO. Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial dos dados conforme detalhado anteriormente.

5 MWmed 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/05/2015 a 05/06/ 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 junho/2015 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 586 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. Tabela 6 Expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica UTE Potência Instalada (MW) CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Pesada Média Leve 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO ESS ELÉTRICO M.LAGO (929) R$ 419,49 TOTAL SE/CO R$ ,02 R$ ,02 MARACANAU (168) R$ 422, R$ ,25 GLOBAL I (149) R$ 498, R$ ,64 GLOBAL II (149) R$ 498, R$ ,64 AREMBEPE (150) R$ 777, R$ ,58 MURICY (147) R$ 777, R$ ,58 TOTAL NE R$ ,69 As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de junho/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 julho. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 01/08/2015 a 07/08/2015: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 99,59 366,6 (1) 366,6 (1) 366,59 (1) Figura 8 Subsistema Sudeste LUIZORMELO ,08 366,6 (1) 366,6 (1) 366,59 (1) (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 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 30/05/2015 a 05/06/2015. Figura 9 - Subsistema Sul

6 12. A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) Figura 10 Subsistema Nordeste 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. Figura 11 - 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. 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 maio. A interligação do sistema elétrico do Amapá ao SIN está prevista para agosto 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 desse sistema está prevista para o mês de agosto.

7 13. 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 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 Backto-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 13. de até MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um total de MW. A partir de julho de 2015, estará em operação o 2º bipolo. Até o final de julho de 2015 estão previstas as finalizações dos testes dos dois blocos do Back-to-Back em modo bi bloco e a entrada em operação do terceiro circuito em 230 kv está prevista para outubro de Dessa forma, a partir de julho de 2015 será possível utilizar o Bipolo 1 e um bloco do Back-to- Back escoando uma potência total de MW e em agosto de 2015, com os dois blocos do Back-to-Back, MW. Em outubro de 2015, a partir da entrada em operação do 3º circuito, será possível transmitir uma potência total de 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. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o Figura 13 - 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 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

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