Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Abril 2016 Semana Operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016

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1 % EARmáx Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Abril 2016 Semana Operativa de 26/03/2016 a 01/04/ APRESENTAÇÃO Durante o mês de março/2016, ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, no Tocantins e em pontos isolados do São Francisco, com totais significativos nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Grande. Na semana de 26/03 a 01/04/2016 deve ocorrer chuva fraca no trecho de cabeceira dos rios Iguaçu, Paranapanema e Tietê, e nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins. Nesse PMO de abril/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 15,02/MWh para R$ 29,15/MWh; e no subsistema NE passou de R$ 250,88/MWh para R$ 276,94/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/04/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Maio 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 abril/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. 8 94,7% Energia armazenada inicial 96,1% ,6% 57,1% 31,4% 33,7% 42,7% 56,3% 2 6,5 p.p. 1,4 p.p. 2,3 p.p. 13,6 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte mar/16 abr/16 Figura 1 Energia armazenada inicial em março/16 e abril/ Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de abril/2016, comparadas com o PMO de março/2016.

2 Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de abril/2016 NEWAVE [%MLT] PMO março/2016 PMO abril/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Set/ Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Mar/ 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 17/03/2016, são apresentadas na Tabela 2, a seguir. Destaca-se que não há alteração no cronograma de obras das termoeléticas. Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs UHE Potência Subsistema Situação Total (MW) Santo Antônio SE/CO EC 3.568, ,3 ABR/ mês 42 75,0 ABR/ mês Jirau SE/CO EC ,0 OUT/ meses 47 75,0 DEZ/ mês 49 75,0 NOV/ meses Belo Monte N EC ,1 1 - Compl. 38,9 MAI/ mês EC - Usina em fase de construção Máquina Data da Atraso (+) / Entrada em Antecipação (-) (MW) Operação em relação ao (DMSE) PMO anterior 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. Tabela 3 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO abr/16 abr/ mai/ jun/16 e jul/ ago/ set/ out/ nov/16 e dez/ jan/17 a nov/ limite de 5600 MW + 2 UGS de 69,59 MW 2 - limite de 5600 MW + 3 UGS de 69,59 MW 3 - limite de 5600 MW + 5 UGS de 69,59 MW 4 - limite de 5600 MW + 6 UGS de 69,59 MW 5 - 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 março a maio/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 2

3 MW MW [MWmed] Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação e LTs associadas) 31/03/2016, conforme última reunião do DMSE Transmissão, quando a limitação de escoamento deixará de existir. No PMO de abril/2016, considerando as condições atuais, o escoamento da energia da UHE Teles Pires em seu respectivo REE foi limitado em 400 MW em abril e maio/2016, não existindo mais restrição a partir de junho de Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, é apresentada a evolução da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de março/ Maior diferença de 150 MW Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes Maior diferença de 153 MWmed PMO mar/16 PMO abr/16 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 Atraso da UHE Jirau PMO mar/2016 PMO abr/2016 Figura 2- Evolução da potência instalada das UHEs Maior diferença de 5 MW Representação da UTE Macaíba como usina simulada individualmente PMO mar/2016 PMO abr/2016 Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Atualização dos limites de intercâmbio, excepcionalmente neste PMO, devido ao atraso das obras da Abengoa, conforme reunião do DMSE Transmissão de 18/03/16. Alteração da disponibilidade das UTEs Iranduba e São José, conforme declaração do agente Amazonas Energia. Entrada em operação comercial da UG 40 (38ª) da UHE Santo Antônio (73,29 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 499/2016. Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN de 01/05/2018 para 01/07/2018, conforme reunião do DMSE Transmissão. Representação da UTE Macaíba (5,68 MW) como usina simulada individualmente, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 57/ Despacho antecipado de GNL Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através do Fax ONS nº 0018/330/2012, foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares.

4 Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de abril/2016 e maio/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 MWmed para abril/2016 e maio/2016 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 0 MWmed em abril/2016 e maio/2016, em todos os patamares de carga. Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de abril/2016 irão compor a Nota Técnica ONS n 0036/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no dia 28/03/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 23/03/ INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO Condições Antecedentes Durante o mês de março, a atuação de sistemas de baixa pressão nos estados das regiões Sul, Sudeste e Centro- Oeste, e o avanço de frentes frias, ocasionaram precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, no Tocantins e em pontos isolados do São Francisco, com totais significativos nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Grande, onde foram observadas anomalias positivas de chuva (Figura 5). Figura 5 Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - MARÇO/2016 O avanço de uma frente fria pelos estados da região Sul e pelo litoral do Sudeste, associada a áreas de instabilidade, ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul, e nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. A bacia do rio Tocantins permaneceu apresentando pancadas de chuva em pontos isolados (Figura 6). 4 Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 19/03 a 24/03/2016

5 A Tabela 4 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 12/03 a 18/03/2016 e os estimados para fechamento da semana de 19/03/2016 a 25/03/2016. Climatologicamente, nesta época do ano, os maiores totais de precipitação são observados na região Norte do País (Figura 8). Tabela 4 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de abril/2016 PMO de ABRIL/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema 12/3 a 18/3/ /3 a 25/3/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão e Climatologia para o trimestre Abril- Maio-Junho de 2016 Os resultados das previsões de consenso do INPE/CEMADEN/CCST/INPA indicam como cenário mais provável para o trimestre abril-maio-junho 2016, maior probabilidade de ocorrência de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema (Figura 7). Figura 8 - Climatologia de Precipitação para o trimestre abrilmaio-junho. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), período-base Previsão para a próxima semana Na próxima semana, a atuação de um sistema de baixa pressão no litoral das regiões Sul e Sudeste ocasiona chuva fraca no trecho de cabeceira dos rios Iguaçu, Paranapanema e Tietê, e nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins (Figura 9). Figura 7 - Previsão de consenso para o trimestre Abril-Maio- Junho de 2016 do INPE/CEMADEN/CCST/INPA. Fonte: Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos-CPTEC

6 Tabela 5 Previsão de ENAs no PMO de abril/2016 PMO de ABRIL/ ENAs previstas Subsistema 26/3 a 1/4/2016 Mês de ABRIL MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de abril/2016. Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/03 a 01/04/2016 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 manutenção nas afluências dos subsistemas Sudeste, Nordeste e Norte, e recessão nas afluências do subsistema Sul. A previsão para as afluências médias mensais do mês de abril indica a ocorrência de afluências acima da média para o subsistema Sul, abaixo da média para os subsistemas Norte e Nordeste, e próximo da média para o subsistema Sudeste. A Tabela 5 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de abril. Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Abril/2016 Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Abril/ Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Abril/2016

7 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 45 SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI) REVISÃO 0 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Abril/ Cenários de ENAs para o PMO de Abril/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de abril/2016, para acoplamento com a FCF do mês de maio/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/2016 Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO abril/ Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO abril/ SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/2016 PMO SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO abril/ SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/ PMO Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI) REVISÃO 0 Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO abril/2016 Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO abril/2016

8 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/ PMO 2.1. 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 abril/ SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI) REVISÃO 0 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO abril/2016 SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/ PMO Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO abril/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de abril e maio são apresentados na tabela a seguir. Tabela 6 MLT da ENA nos meses de abril e maio MLT das ENAs (MWmed) Subsistema ABRIL SE/CO S NE N MAIO

9 Tabela 7 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO abril/ Previsão de Carga No subsistema Sul, a variação prevista da carga para o mês de abril/2016, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 0,4%, reflete o baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. O crescimento da carga no subsistema Sudeste/Centro- Oeste, de 4,2%, leva em consideração a expectativa de temperaturas acima da média na região ao longo do mês, superiores às temperaturas amenas registradas no mesmo período do ano anterior. Além disso, os valores verificados em abril/2015 foram impactados de forma expressiva pela elevação das tarifas de energia elétrica ocorrida em 2015, em função da revisão tarifária extraordinária em vigor a partir de março/2015, que se refletiu nas contas de consumo a partir de abril/2015. O crescimento de 1,6% da carga do subsistema Nordeste reflete a expectativa de permanência de temperaturas elevadas e a ocorrência de chuvas em montantes inferiores aos valores médios registrados nos últimos anos, na região, para o mês de abril. No subsistema Norte, a taxa de crescimento da carga, prevista para o mês de abril/2016, de 5,1%, está influenciada pela interligação do sistema Macapá, que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. 9 Tabela 8 - Evolução da carga no PMO de abril/2016 (A) (B) (C) BCS Peixe2 500 kv DJ 9074 Luziânia 500 kv / BCS Peixe2 500 kv Filtro ZRK Ibiuna / Filtro ZRF Ibiuna 2.3. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de abril, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO abril/2016.

10 EAR (%EARmax) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 4.2. 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 abril. Figura 22 Potência hidráulica disponível no SIN Figura 23 CMO do mês de abril em valores médios semanais 2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 9 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO abr/16 A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 10- CMO para 1ª semana operativa do mês abril/ A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 3 do PMO de Março/2016, para a 0:00 h do dia 26/03/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016, 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 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 abril/ ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - ABRIL/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI] SUDESTE 57,2 58,6 6 60,9 61,8 62,3 62,7 62,8 SUL 96,1 93,3 90,9 88,5 86,7 84,5 81,8 76,1 NORDESTE 33,7 34,6 35,5 36,3 37,1 37,8 38,4 38,4 NORTE 56,3 62,6 68,0 69,3 70,1 68,8 66,3 69,3 Figura 24 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de abril/2016

11 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostrados na tabela a seguir. Tabela 12 UTEs com contrato de combustível GNL Tabela 11 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de abril/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema ABRIL MAIO SE/CO S NE N GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016. (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 28/05/2016 a 03/06/2016, por garantia energética. 4. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 26/03/2016 a 01/04/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO 11 Figura 25 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês abril/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 541 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês abril/2016 e os valores esperados para o mês de maio/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 PMO - SE/CO - ABRIL/ ,0 3 25,0 2 15,0 Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 28/05/2016 a 03/06/2016: 4 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI] CMO (R$/MWh) 29,15 28,49 28,33 27,62 27,65 26,51 24,11 EAR(%EARmax) 57,2 58,6 6 60,9 61,8 62,3 62,7 62,8 ENA(%mlt) 92,1 107,3 96,1 89,3 81,8 98,9 98,8 1 5,0 Figura 26 Resumo abril/2016 para o Subsistema Sudeste

12 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI] CMO (R$/MWh) 29,15 28,49 28,33 27,62 27,65 26,51 22,20 EAR(%EARmax) 96,1 93,3 90,9 88,5 86,7 84,5 81,8 76,1 ENA(%mlt) 158,7 168,3 126,6 127,7 129,9 108,4 115,6 Figura 27 Resumo abril/2016 para o Subsistema Sul PMO - S - ABRIL/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI] CMO (R$/MWh) 276,94 297,01 284,14 261,81 284,42 255,30 214,02 EAR(%EARmax) 33,7 34,6 35,5 36,3 37,1 37,8 38,4 38,4 ENA(%mlt) 34,3 40,5 41,1 41,5 39,5 56,3 45,6 Figura 28 Resumo abril/2016 para o Subsistema Nordeste PMO - NE - ABRIL/2016 PMO - N - ABRIL/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI] CMO (R$/MWh) 29,15 28,49 28,33 27,62 27,65 26,51 24,30 EAR(%EARmax) 56,3 62,6 68,0 69,3 70,1 68,8 66,3 69,3 ENA(%mlt) 55,3 57,8 54,6 51,5 47,2 58,1 57,9 Figura 29 Resumo abril/2016 para o Subsistema Norte 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5, ,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 6. 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 Abril 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 março. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de março 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 março pela nova função elaborada para o PMO de abril. 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 4ª semana operativa 19/03 a 25/03/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/03 a 01/04/ SE/CO, Sul e Norte - CMO (R$/MWh) 15,02 34,71 29,52 28,94 29,00 29,03 29,15 19,69-5,19-0, ,12 Figura 30 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Norte

13 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/03 a 25/03/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/03 a 01/04/2016 Nordeste - CMO (R$/MWh) 250,88 276,94 276,94 276,94 276,94 276,94 276,94 26, Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Ressaltamos que o valor do CMO nos estudos é decorrente da escolha da sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente. 7. 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. 8. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de abril, 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 abril. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de abril com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 13 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 13

14 diretamente no sistema de 230 kv, a partir da subestação de Porto Velho 230 kv. Figura 32 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 9. 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 33. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) serão conectadas Figura 33 - 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 maio de 2016 estão previstas a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2 e a entrada em operação do terceiro circuito em 230 kv do Acre Rondônia permitindo o escoamento de até MW. Em junho/2016 estão previstas a entrada em operação da LT 500 kv Marimbondo 2 Assis e 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 14

15 500 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. 8. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo 15

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