Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO A recente crise hídrica que tem afetado as principais bacias hidrográficas das regiões SE/CO e NE no que concerne à operação de seus aproveitamentos hidrelétricos, tem se feito sentir em outros setores do uso da água. É de conhecimento público as dificuldades enfrentadas no abastecimento das regiões metropolitanas de São Paulo e do Rio de Janeiro. Neste último, o destaque é a atual situação de armazenamento dos reservatórios componentes do sistema hidráulico do rio Paraíba do Sul. A definição e a fiscalização das condições de operação de reservatórios por agentes públicos e privados, visando a garantia do uso múltiplo dos recursos hídricos, é da competência da Agência Nacional de Águas - ANA. No caso de reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos, no entanto, essa atividade é efetuada em articulação com o ONS. Na atual crise hídrica do rio Paraíba do Sul, que desde janeiro de 2014 vem enfrentando o período hidrológico mais seco de sua história, esse modelo de gestão tem sido posto em prática, resultando em diversas decisões e resoluções da Agência que, subsidiadas pelo Grupo de Trabalho Permanente de Acompanhamento da Operação Hidráulica na Bacia do Rio Paraíba do Sul (GTAOH) do CEIVAP (Comitê de Integração da Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul), propiciaram mudanças expressivas no regime operativo, priorizando-se sempre o uso do abastecimento humano. Para tanto, promoveu-se redução significativa de geração hidrelétrica por meio da diminuição da vazão bombeada em Santa Cecília, proporcionando grande economia de armazenamento dos reservatórios de montante, o que tem ocasionado o aumento da garantia do abastecimento futuro de água. Outras ações como a realocação de captações, identificadas e incentivadas pelos órgãos gestores dos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, têm sido implementadas contribuindo para o melhor aproveitamento do recurso hídrico no âmbito desta bacia. Neste contexto, a geração de energia elétrica teve que ser suspensa em alguns momentos, notadamente quando os reservatórios de Paraibuna e Santa Branca ficaram com seus armazenamentos abaixo de 0% de seus volumes úteis, em janeiro e fevereiro deste ano e nas ocasiões em que as vazões defluentes se situaram abaixo das vazões mínima turbináveis. Cabe destacar o andamento da elaboração de uma nova regra operativa para a bacia do rio Paraíba do Sul sob a coordenação da ANA. Esta nova regra, será consolidada através de uma Resolução Conjunta entre a ANA, o DAEE - _Departamento de Águas e Energia Elétrica do Estado de São Paulo, o IGAM Instituto Mineiro de Gestão das Águas e o INEA Instituto Estadual do Ambiente (RJ) e seu principal objetivo será o aperfeiçoamento das condições para o atendimento aos usos múltiplos da água nesta bacia. 2. NOTÍCIAS Em 22 e 23/12/2015 será realizada a reunião de elaboração do PMO Janeiro de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial da UG 1 da UHE Teles Pires (364 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.646/2015. Em função da emissão da Carta Precatória Cível nº 652/2015, de 13/11/2015, que determina à CHTP que se abstenha de levar adiante testes de comissionamento das UGs da UHE Teles Pires ou, de dar início à operação definitiva das referidas unidades sem antes implantar sistema (provisório ou definitivo) anticardume, esta unidade foi considerada disponível a partir de 01/02/2016. As UEEs Ventos do Norte 1 a 7 (201,6 MW, 14º LEN A-5 de 2012) foram retiradas da configuração (operação comercial estava prevista para 01/01/2017), conforme reunião do DMSE Geração. 1

2 [MWmed] MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN de 01/02/2018 para 01/03/2018, conforme reunião do DMSE Transmissão. Alteração do CVU da UTN Angra 1, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 3.833/ PREMISSAS Na Figura 1 e Figura 2, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de novembro/2015. Neste PMO de dezembro/2015 não ocorreu alteração na oferta de UTEs comparada com a do PMO de novembro/ Maior diferença de MW Postergação da UHE Baixo Iguaçu De forma similar ao aplicado para as usinas do Complexo Madeira, conforme FAX ONS nº 0020/330/2015 e Ofício SRG/ANEEL nº 128/2015, a partir do PMO de agosto/2015 o cronograma de entrada em operação comercial das unidades geradoras da UHE Teles Pires passou a ser adaptado para uso no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a conclusão das obras de transmissão que permitam a conexão definitiva. Com relação aos armazenamentos iniciais, foram considerados os valores de 27,7% EARmáx para o subsistema SE/CO (acréscimo de 0,2 p.p.), 96,8% EARmáx para o Sul (acréscimo de 0,3 p.p.), 5,1 % EARmáx para o Nordeste (redução de 3,6 p.p.) e 19,4 % EARmáx para o Norte (redução de 5,2 p.p.). Os acréscimos e reduções citados referem-se à comparação com o PMO de novembro/ Postergação UHE Teles Pires Modelagem Madeira Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de dezembro/2015, comparadas com o PMO de novembro/ Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE PMO nov/15 PMO nov/2015 PMO dez/15 PMO dez/2015 Maior diferença de 319 MWmed Figura 2 - 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. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de novembro/2015 NEWAVE [%MLT] PMO novembro /2015 PMO dezembro/2015 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Mai/ Jun/ Jul/ Ago/ Set/ Out/ Nov/ PAR(p) 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 26/11/2015.

3 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA No início da semana, uma frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste, podendo ocasionar chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste e em pontos isolados do São Francisco. A atuação de áreas de instabilidade na região Sudeste no decorrer da semana mantém a precipitação nas bacias hidrográficas da região e no Alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva em pontos isolados na próxima semana (Figura 3). Tabela 2 Previsão de ENAs no PMO de dezembro/2015 PMO de DEZEMBRO/ ENAs previstas Subsistema 28/11 a 4/12/2015 Mês de DEZEMBRO 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 dezembro/2015, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -3,0% e -8,0%, respectivamente, refletem sobretudo o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Ressalta-se a expectativa de que a região Sul permaneça apresentando chuvas acima da média acompanhadas de temperaturas amenas para a época do ano, devido à configuração do fenômeno El Niño, o que contribui para a redução da previsão de carga nesse subsistema. A elevação das tarifas de energia elétrica decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, ocorrida ao longo do ano, vem se refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto do aumento das tarifas é maior, contribuindo para os baixos crescimentos da carga. Figura 3 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 28/11 a 04/12/2015 Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa aumento nas afluências à todas as regiões a exceção da região Sul. A previsão para as afluências médias mensais do mês de novembro indica a permanência de afluências significativamente inferiores à média histórica para as regiões Nordeste e Norte durante o mês de dezembro. O subsistema Nordeste vem sofrendo menor impacto da conjuntura adversa, o que se reflete na taxa de crescimento prevista de 4,0%. Além disso, a perspectiva de temperaturas elevadas e o aumento do consumo de energia da classe comercial, por conta do fluxo turístico na região nesta época do ano, devem contribuir para o aumento da taxa. No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista da carga para o mês de dezembro, de 8,3%, está influenciada pela interligação do sistema Macapá, que, a partir do mês de outubro, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Dezembro/2015 A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de dezembro.

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 28/11/2015 a 04/12/2015. 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 do parque gerador e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 21/11 a 27/11/2015 1ª semana operativa 28/11 a 04/12/2015 SE/CO - CMO (R$/MWh) 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 28/11/2015 a 04/12/2015, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos; Região NE Importadora de energia; Região Norte Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético do SIN. 177,83 173,83 129,10 124,09 124,08 124,56 124,48-4,00-44,73-5,01-0,01 0,48-0,08 Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO 4ª semana operativa 21/11 a 27/11/2015 1ª semana operativa 28/11 a 04/12/2015 A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de dezembro de 2015 foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, considerando a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de novembro. Neste estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de novembro. SUL - CMO (R$/MWh) 160,74 173,83 129,10 124,09 124,08 124,56 124,48 13,09-44,73-5,01-0,01 0,48-0,08 Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema do Sul O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de novembro pela nova função elaborada para o PMO de dezembro.

5 4ª semana operativa 21/11 a 27/11/2015 1ª semana operativa 28/11 a 04/12/2015 Nordeste - CMO (R$/MWh) 332,70 354,14 354,14 354,14 354,14 354,14 354,14 21,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês dezembro/2015 Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste 4ª semana operativa 21/11 a 27/11/ ,49 209,47 Norte - CMO (R$/MWh) 1ª semana operativa 28/11 a 04/12/ ,95 170,41 170,38 169,40 169,37-60,02-28,52-10,54-0,03-0,98-0,03 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 653 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 30/01/2016 a 05/02/2016: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Figura 7 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte 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 28/11/2015 a 04/12/2015. (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 30/01/2016 a 05/02/2016, por garantia energética. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 28/11/2015 a 04/12/2015.

6 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de dezembro/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 janeiro. Figura 12 - Subsistema Norte 11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Figura 9 Subsistema Sudeste 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 10 - Subsistema Sul Figura 11 Subsistema Nordeste

7 12. A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC), conforme mostrado na Figura 13, a seguir. 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 14. Figura 13 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, em configuração provisória. No dia 04/10/2015 esse sistema passou a operar na configuração definitiva, com a formação de dois subsistemas da rede de 69 kv, onde um subsistema é suprido pela transformação 230/69 kv da SE Manaus e outro subsistema pela transformação 230/ /69 kv da SE Mauá3. A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao SIN ocorreu às 09h03 do dia 13/09/2015 através da interligação TMM, com a conclusão das obras de responsabilidade da CEA. A partir dessa data todo o sistema de distribuição da CEA em conjunto com a UHE Coaracy Nunes e com a UTE Santana de propriedade da Eletronorte estão integradas ao SIN. 13. INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de MW, sendo MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em Figura 14 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de 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. Em dezembro de 2015 estarão em operação os dois blocos do Back-to-Back em modo bi bloco ficando disponível uma potência de 600 MW para o AC/RO, totalizando um valor de MW. Em fevereiro de 2016 está prevista a entrada em

8 operação do 1º polo do Bipolo 2 escoando uma potência total de MW. Em março de 2016 está prevista a entrada do 2º polo do Bipolo 2, bem como a entrada em operação do terceiro circuito em 230 kv agregando maior segurança ao suprimento ficando disponível uma potência de 700 MW para o AC/RO. Assim a partir de março de 2016 será possível utilizar o Bipolo 1 e Bipolo 2 escoando uma potência total de MW. Vale ressaltar que a partir da entrada em operação do Bipolo 2 com dois polos a limitação do escoamento do Bipolo 1 e do Bipolo 2 será a capacidade da LT 500 kv Marimbondo 2 - Assis. 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

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