Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Novembro Semana Operativa de 29/10/2016 a 04/11/ APRESENTAÇÃO Nas segunda, terceira e quarta semanas do mês de outubro ocorreram totais elevados de precipitação nas bacias hidrográficas da região Sul. Dessa forma, as bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e o trecho incremental à UHE Itaipu, apresentaram anomalias positivas de chuva. Na semana de 22 a 28/10/2016 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas do subsistema Sul e no trecho incremental à UHE Itaipu. No final da semana ocorreu chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A bacia do rio Tocantins apresentou pancadas de chuva em pontos isolados durante a semana. No início da semana de 29/10 a 04/11/2016 deve ocorrer chuva fraca isolada na bacia do rio São Francisco. No decorrer da semana deve ocorrer precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema, no Tietê, no Grande e na calha principal do rio Paraná. Em virtude da realização do segundo turno das Eleições Municipais 2016, em 30/10/2016, está prevista geração termelétrica visando a segurança elétrica do SIN, conforme NT ONS 0114/ Diretrizes para a Operação do Sistema Interligado Nacional Durante as Eleições Através do despacho SRG/ANEEL nº 2.768, a ANEEL anuiu às recomendações contidas na Nota Técnica ONS nº 124/2016, acerca da representação das defluências do Rio São Francisco nos estudos de planejamento e programação da operação, a partir do PMO Novembro/2016. A referida NT foi disponibilizada no site do ONS em 18/10/2016. No PMO de novembro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 152,66/MWh para R$ 221,90/MWh e dos subsistemas Nordeste e Norte passou de R$ 152,66/MWh para R$ 221,91/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 01/11/2016 será realizada a reunião da 69ª FT- DECOMP, de 08:30 às 11:00 horas, no auditório do Escritório Central do ONS; Em 01/11/2016 será realizada a reunião da 69ª FT- NEWAVE, de 11:00 às 18:30 horas, no auditório do Escritório Central do ONS; Em 24 e 25/11/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Dezembro de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com MWmed (nov/16) e MWmed (dez/16), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de MWmed a partir de janeiro/2017. Atualização dos valores previstos da carga da ANDE, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 2.693/2016 e dados encaminhados pelo Agente Eletrobrás. Alteração de potência da UTE Xavantes e FCMAX da UTE TermoNorte 2, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 110/2003, diagrama unifilar para UTE Xavantes e Despacho nº 2.655/2016, respectivamente. Representação das defluências máximas e mínimas das usinas do rio São Francisco, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 2.768/2016 e NT ONS nº 124/2016. Alteração dos valores de inflexibilidade das UTEs Figueira (2017) e P. Médici B (nov/2016 a dez/2020), conforme FAX ONS nº 0025/330/2016 e Ofício SRG/ANEEL nº 261/2016. Alteração dos CVUs das UTEs R. Silveira e Norte Fluminense 1, 2 e 3, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 2.636/2016 e 2.764/2016, respectivamente. 1

2 MW MW [MWmed] Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Retirada da oferta da UTE Boltbah (5 MW, prevista anteriormente para a partir de 01/12/2019) devido a postergação para fevereiro/2021 (fora do horizonte de simulação) pelo DMSE, na reunião de 20/10/2016. Consideração da oferta vencedora do 10º LER (181,4 MW e 107,3 MWmed), constituída de 19 PCHs e 11 CGHs, com disponibilidade a partir de meados de Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de novembro e dezembro/2016, em consonância com os valores utilizados no curto prazo, em atendimento ao Ofício SRG/ANEEL nº 274/2015 e Carta ONS nº 2.305/100/ PREMISSAS Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de outubro/ Maior diferença de 234 MW Maior diferença de 78 MWmed PMO out/16 PMO nov/16 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas 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 apresenta tratamento específico, para representar adequadamente as restrições pertinentes, não sendo mais necessárias as adaptações no cronograma de unidades geradoras das UHEs, realizadas até o PMO de dezembro/ Atraso na UHE Jirau (UG 46, 47 e 50) e Antecipação na UHE Santo Antônio (UG 48, 49 e 50) PMO out/2016 Atraso na UHE Baixo Iguaçu PMO nov/2016 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Maior diferença de 414 MW Atraso nas UTEs Acre, Costa Rica I, São Sepé, Prosperidade e Boltbah (*) PMO out/2016 (*) UTE Boltbah fora do horizonte de planejamento PMO nov/2016 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs 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, Itaipu e Norte, com o objetivo de representar especificidades operativas destes REEs. A partir do PMO de setembro/2016 passou a ser modelada a restrição de escoamento de energia da UHE Belo Monte, através da criação de RE específica. A partir do PMO de novembro/2016 passou a ser modelada a restrição de defluência máxima das usinas do rio São Francisco, conforme NT ONS nº 0124/2016 e Despacho SRG/ANEEL nº 2.768/2016. Com relação aos armazenamentos iniciais, foram considerados os valores de 34,9% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 5,3 p.p.), 83,4% EARmáx para o Sul (acréscimo de 3,1 p.p.), 11,3 % EARmáx para o Nordeste (redução de 3,3 p.p.) e 30,6 % EARmáx para o Norte (redução de 9,5 p.p.). O acréscimo e as reduções citadas referem-se à comparação com o PMO de outubro/ Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o

3 PMO de novembro/2016, comparadas com o PMO de outubro/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de novembro/2016 NEWAVE [%MLT] PMO outubro /2016 PMO novembro/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Abr/ Mai/ Jun/ Jul/ Ago/ Set/ Out/ * 100% MLT < 100% MLT 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 27/10/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Uma frente fria avança pelo Espírito Santo e por Minas Gerais no início da próxima semana, ocasionando chuva fraca isolada na bacia do rio São Francisco (Figura 4). No decorrer da semana, uma nova frente fria avança pela região Sul e pelos estados de São Paulo e do Rio de Janeiro, provocando precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema, no Tietê, no Grande e na calha principal do rio Paraná. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 29/10/16 a 04/11/16 Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba, e Iguaçu e parte das bacias dos rios São Francisco, Uruguai 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 leve aumento nas afluências do subsistema Norte e recessão nas afluências dos demais subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de novembro indica a ocorrência de afluências acima da média histórica para o subsistema Sul e abaixo da média para os demais subsistemas. Cabe o destaque para os subsistemas Nordeste e Norte, que apresentam previsão de valores significativamente abaixo da média histórica. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de novembro/2016 PMO de NOVEMBRO/ ENAs previstas Subsistema 29/10 a 4/11/2016 Mês de NOVEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N

4 5. PREVISÃO DE CARGA O baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços continuam impactando o comportamento da carga em todo o país. As taxas de variação da carga por subsistema previstas para o mês de novembro/2016, em relação ao mesmo mês do ano anterior, refletem esse comportamento. As cargas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste apresentam variações positivas de, respectivamente, 0,5% e 0,6%. A taxa de crescimento prevista para a carga do Sul, de 3,5%, resulta, principalmente, do nível muito baixo da carga desse subsistema em novembro/2015, devido à ocorrência de temperaturas abaixo da média para aquele período, acompanhada de chuvas intensas, especialmente no Rio Grande do Sul e Santa Catarina. O decréscimo da carga no subsistema Norte (-0,4%) está associado, principalmente, ao baixo desempenho da indústria, com peso significativo dos consumidores livres conectados na rede básica, predominantes na região. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de novembro/ 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 29/10/2016 a 04/11/2016. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 225,43 225,43 225,43 225,43 Média 225,43 225,43 225,43 225,43 Leve 217,31 217,31 217,32 217,32 Média Semanal 221,90 221,90 221,91 221, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 29/10/2016 a 04/11/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético do SIN; Região Sul Exportadora de energia; Região NE Importadora de energia; Região Norte Importadora de energia. 7. 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 novembro 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 outubro. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de outubro e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, bem como, foram excluídas 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 outubro pela nova função elaborada para o PMO de novembro. A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos sendo 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. Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir.

5 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/10 a 28/10/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 29/10 a 04/11/2016 Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês novembro/2016 Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SECO e Sul CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/10 a 28/10/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 29/10 a 04/11/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 410 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 31/12/2016 a 06/01/2017: 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 ,37 196,65 (1) 196,65 (1) 196,58 (1) LUIZORMELO ,62 196,65 (1) 196,65 (1) 196,58 (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 Figura 6 - Análise da variação do CMO nos subsistemas NE e Norte Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 29/10/2016 a 04/11/2016. Tabela 6 Expectativa de custo de despacho térmico por RE 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 29/10/2016 a 04/11/2016.

6 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de novembro/2016, com informações da Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do 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 dezembro Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 9 - Subsistema Sul Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ] 221,90 223,24 220,88 223,46 222,50 202,23 EAR(%EARmax) 34,9 33,7 32,4 31,6 30,8 3 32,0 ENA(%mlt) 71,9 70,7 80,4 86,5 81,5 81, PMO - SE/CO - NOVEMBRO/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ] 221,90 223,24 220,88 223,46 222,50 199,75 EAR(%EARmax) 83,4 87,2 88,4 88,3 87,1 85,5 68,6 ENA(%mlt) 134,4 130,8 119,0 99,2 93,9 100, PMO - S - NOVEMBRO/2016 PMO - NE - NOVEMBRO/ Figura 11 - Subsistema Norte Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ] 221,91 223,24 220,88 223,46 222,50 202,42 EAR(%EARmax) 30,6 26,6 22,7 19,1 15,7 13,2 12,9 ENA(%mlt) 40,9 40,1 44,9 50,6 45,8 55,9 11. 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. Tabela 7 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema PMO - N - NOVEMBRO/2016 ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ] 221,91 223,24 220,88 223,46 222,50 203,67 EAR(%EARmax) 11,3 10,4 9,7 9,1 8,5 8,2 14,0 ENA(%mlt) 27,3 22,2 24,8 33,8 34,2 62,6 Figura 10 Subsistema Nordeste 10 5 Tabela 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema NÍVEL PMO % EARmáx - 30/11 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 30,2 27,4 30,2 33,4 SUL 86,0 71,2 86,0 96,1 NORDESTE 8,3 7,0 8,3 9,8 NORTE 13,9 13,0 13,9 15,2

7 12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de novembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO novembro/2016. Tabela 9 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 29/10/2016 a 04/11/2016 nov-16 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE MADEIRA TELES PIRES ITAIPU PARANÁ SUL NORDESTE NORTE BELO MONTE 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 12. 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. Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 4-nov (%EARmáx) Previsão Mensal 30-nov (%EARmáx) SUDESTE 18,5 18,3 MADEIRA 8,7 5,8 TELES PIRES - - ITAIPU PARANÁ 38,5 33,9 SUL 87,2 86,0 NORDESTE 10,4 8,3 NORTE 26,6 13,9 BELO MONTE 18,0 38,6 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 (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 ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Figura 12 - 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 janeiro de 2016 entrou em operação o modo bi-bloco do Back-to-Back e em meados de maio de 2016 ficou disponível para operação o terceiro circuito em 230 kv deste a SE Porto Velho até a SE Jauru. Apesar disso, o Back-to-Back possui uma limitação de operação (limitação surge quando há bloqueio de filtros) que pode provocar a perda de dois

8 blocos simultaneamente. A exclusão dessa limitação depende de alterações nas lógicas no Master Control que deverá ser realizada em novembro de Assim sendo, será disponibilizada uma potência de 700 MW para o AC/RO, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. A entrada em operação da LT Marimbondo II Assis está prevista para dezembro de 2016, o que permitirá um aumento de 275 MW no escoamento de energia do Complexo Madeira após a entrada em operação do 2º Bipolo, que possui data de entrada em operação do Bipolo 2 prevista para janeiro de 2017 (1 e 2 pólos). Devido à limitação no sistema de transmissão receptor em Araraquara 2, será possível escoar MW pelos bipolos. Assim sendo, a partir de janeiro de 2017, a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira será MW. Em maio de 2017, está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento pleno dos bipolos, MW. Como o limite de fluxo no Back-to-Back será 700 MW, o limite de escoamento de energia do Complexo Madeira será MW, mantendo-se ainda alguns fatores limitantes na geração térmica no Rio de Janeiro e na geração das bacias do Paraná e Paranapanema com influência na rede de 440 kv. Em dezembro/2017, com a entrada das linhas de transmissão em 500 kv entre as subestações Araraquara 2 e Fernão Dias e Araraquara 2 e Itatiba, será possível manter o escoamento pleno do bipolos eliminando totalmente as limitações citadas anteriormente. 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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