Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2017 Semana Operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2017 Semana Operativa de 31/12/2016 a 06/01/ APRESENTAÇÃO Na primeira quinzena do mês de dezembro/2016 ocorreu precipitação em todas as bacias hidrográficas do SIN, com volumes significativos no Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins. Já na segunda quinzena do mês, a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da região Sul. Na semana de 31/12/2016 a 06/01/2017 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. No final da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul. Em virtude das festividades de Ano Novo nos dias 31/12/2016 e 01/01/2017, está prevista geração termelétrica a fim de garantir o suprimento de energia elétrica no SIN, conforme Nota Técnica ONS nº Diretrizes para a Programação e Operação do SIN Durante as Festividades de Natal e Ano Novo No PMO de Janeiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO de todos os subsistemas do SIN passou de R$ 107,11/MWh para R$ 133,64/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 26 e 27/01/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2017 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS Janeiro de 2017 Início de Novo Ciclo Anual de Planejamento da Operação O Ciclo Anual de Planejamento da Operação é um processo que suporta toda a Programação da Operação do SIN, até o dia D-1, no que diz respeito aos Estudos Elétricos Planejamento da Operação Elétrica e Estudos Energéticos Planejamento da Operação Energética, ambos de médio prazo, sendo estes desenvolvidos pelas equipes técnicas do ONS/GPO/GPO1, ONS/NSUL3 e ONS/NNNE2, no que diz respeito aos subsistemas Sul e Mato Grosso do Sul e Norte/Nordeste, respectivamente, e pela equipe técnica do ONS/GPO/GPO2, com relação aos estudos energéticos. Um dos produtos importantes do processo de Planejamento da Operação Elétrica, realizado a cada Ciclo Anual de Planejamento, é o Plano da Operação Elétrica PEL, onde, dentro dos principais objetivos estratégicos, para um horizonte de 16 meses, estão a definição dos limites de transmissão inter-regionais e os montantes de geração térmica mínima necessária para assegurar a operação do SIN dentro dos padrões estabelecidos que influenciarão nas estratégias operativas a serem utilizadas na etapa de operação em tempo real. Em função do aumento da complexidade do SIN e dos inúmeros atrasos para entrada em operação do sistema de transmissão planejado, o PEL, cada vez mais, torna-se uma importante ferramenta de ações estratégicas para o ONS, Agentes e Poder Concedente, pois antevê e propõe ações de médio prazo que irão garantir a segurança eletroenergética do SIN, fazendo a ligação estratégica entre o planejamento da expansão e a programação da operação. 1

2 % EARmáx Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação A ligação operacional entre o Planejamento da Operação Elétrica e a Programação da Operação se dá, no entanto, através dos estudos intitulados Diretrizes da Operação Elétrica Quadrimestrais os Quadrimestrais, que suportam as avaliações elétricas do Mensal, já na área de atuação do ONS/GPD/GPD2. Com relação aos Estudos Energéticos, a ligação entre o Planejamento da Operação Energética Planejamento Anual e a Programação Mensal/Semanal horizonte de curto prazo, se dá através da Função de Custo Futuro FCF, uma função matemática que é calculada considerando-se simulações para um horizonte de cinco anos à frente. Para o Ciclo Anual de 2017 teremos FCF calculadas a partir de simulações para o horizonte de janeiro de 2017 à dezembro de 2021 para cada mês do Programa Mensal da Operação PMO, ou seja, a cada novo mês diminui-se um mês da janela total de 60 meses de simulação. Um outro produto importante do Planejamento da Operação Energética, além da elaboração mensal das FCF, é o Plano da Operação Energética, o PEN, normalmente elaborado ao final da estação chuvosa de cada ano civil, com base nos dados do PMO de maio e tendo como referência as projeções de carga da 1ª Revisão Quadrimestral realizada a cada ano e elaborada em conjunto ONS/EPE. O objetivo do PEN é fazer um diagnóstico de médio prazo do desempenho esperado do SIN à luz dos cronogramas previstos de projetos de geração já licitados através de leilões de energia, ou seja, assim como nos cálculos da FCF para cada PMO, o PEN trabalha com uma oferta determinativa, embora haja a liberdade de flexibilizar alguns parâmetros importantes na avaliação de desempenho do SIN e até mesmo cenários alternativos de carga e/ou oferta. Portanto, no PEN eventualmente são recomendados ao MME/EPE estudos de viabilidade de antecipação e/ou entrada em operação de novos projetos de geração e/ou transmissão. Ciclo Anual de 2016 do Planejamento da Operação do SIN, concluído ao final de novembro, quando foi elaborado o PMO de dezembro de 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 janeiro/2017. 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. 100% 80% 60% 40% 20% 0% 33,7% 33,9% 74,2% 58,6% Figura 1 Energia armazenada inicial em dezembro/16 e janeiro/ Tendência Hidrológica Energia armazenada inicial 0,1 p.p. -15,6 p.p. 23,1% 16,1% 19,4% 9,8% 6,2 p.p. -3,7 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte dez/16 jan/17 Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de janeiro/2017, comparadas com o PMO de dezembro/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2017 NEWAVE [%MLT] 2 Caso haja interesse em conhecer mais detalhes desses estudos de planejamento de médio prazo da operação, consulte os Sumários Executivos do PEL/2016 e do PEN/2016, disponíveis no CDRE, que permitem uma visão executiva das principais conclusões e recomendações do PMO dezembro/2016 PMO janeiro/2017 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jun/

3 Jul/ Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ * 100% MLT < 100% MLT 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 2017/2021 As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 21/12/2016, são apresentadas na Tabela 2. Na reunião de 21/12/2016 o DMSE considerou Sim para o PMO a UHE Santa Branca, com datas de tendência para operação comercial (01/01/2021 e 01/03/2021), uma vez que o horizonte de simulação atual passou a ser até 31/12/2021 Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UTEs UTE Potência Subsistema Situação Total (MW) Combustível Leilão UG (MW) Data de Atraso (+) / entrada em Antecipação (-) operação - em relação ao DMSE PMO anterior Cavaco de Predilecta SE/CO EC 5,0 23º LEN 1 5,0 jan/20-11 meses Madeira Pampa Sul S EC 340,0 Carvão Mineral 20º LEN 1 340,0 mar/19-2 meses São Sepé S EC 8,0 Casca de arroz 22º LEN 1 8,0 dez/17-27 meses Mauá 3 N EC 590,8 EC - Em construção 1 189,6 fev/17 +1 mês Gás Natural 20º LEN 2 189,6 mar/17 +1 mês Vapor 3 211,7 mai/17 +1 mês Na reunião de 21/12/2016 o DMSE considerou Sim para o PMO a UTE Boltbah, com data de tendência para operação comercial (01/03/2021), uma vez que o horizonte de simulação atual passou a ser até 31/12/2021. Na Tabela 4 a seguir, é apresentado o limite de escoamento já considerando as restrições do REE Madeira, contemplando a adição da disponibilidade líquida das 6 UGs adicionais de Santo Antônio, que possuem sistema de transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo + Back-to-back. 3 Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs UHE Potência Subsistema Situação Total (MW) Leilão Colíder SE/CO EC 300,0 10º LEN Itaocara I SE/CO NI 150,0 21º LEN Santo Antônio SE/CO EC 3.568,3 19º LEN Sinop SE/CO EC 400,0 16º LEN Belo Monte N EC ,1 EC - Em construção NI - Não iniciada Leilão Belo Monte Data de Atraso (+) / entrada em Antecipação (-) UG (MW) operação - em relação ao DMSE PMO anterior 1 100,0 fev/18 +5 meses 2 100,0 abr/18 +5 meses 3 100,0 jun/18 +4 meses 1 75,0 mai/20 +8 meses 2 75,0 jul/20 +8 meses 45 69,6 abr/17 +4 meses 46 69,6 abr/17 +4 meses 47 69,6 abr/17 +4 meses 48 69,6 abr/17 +4 meses 49 69,6 abr/17 +4 meses 50 69,6 abr/17 +4 meses 1 133,3 dez/18 +7 meses 2 133,3 dez/18 +9 meses 3 133,3 dez/18 +7 meses 5 611,1 abr/17 +1 mês 6 611,1 ago/17 +3 meses 7 611,1 nov/17 +4 meses 8 611,1 jan/18 +4 meses 9 611,1 abr/18 +5 meses ,1 jul/18 +6 meses ,1 out/18 +7 meses ,1 jan/19 +8 meses ,1 abr/19 +9 meses ,1 jul/ meses ,1 out/ meses ,1 jan/ meses ,1 abr/ meses ,1 jul/ meses Tabela 4 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO jan/17 jan/ fev/17 a mar/ abr/ mai/17 a jun/ limite de MW + 6 UGS de 69,59 MW A partir do PMO de setembro/2016 passou a ser modelada a restrição de escoamento de energia da UHE Belo Monte de forma a representar mais adequadamente a influência da rede de transmissão. A Tabela 5, a seguir, apresenta a modelagem considerada.

4 [MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 5 - Limites de escoamento de energia do REE Belo Monte Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO jan/17 jan/17 a fev/ mar/18 a nov/ Maior diferença de MW Atraso na UHE Itaocara I Atraso na UHE Sinop Atraso na UHE Colíder Atraso na UHE Santo Antônio Atraso no cronograma das UGs da UHE Belo Monte 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. As Tabela 6 a Tabela 9, a seguir, apresentam a modelagem considerada. Tabela 6 - Limite de escoamento de energia da UHE Itaparica PMO dez/2016 PMO jan/2017 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UHEs Maior diferença de 348 MW Restrição Escoamento [MW] Antecipação da UTE Pampa Sul Cronograma PMO jan/ jan/17 a fev/17 358, Atraso na UTE Mauá 3 Tabela 7 - Limite de escoamento da UHE P. Afonso/Moxotó Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO jan/17 jan/17 a fev/17 816, Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 163 MWmed PMO dez/2016 PMO jan/ Tabela 8 - Limite de escoamento da UHE Xingó Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO jan/ jan/17 a fev/17 867, Tabela 9 - Limite de escoamento da UHE Três Marias Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO jan/17 jan/17 70,97 Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, são apresentadas as evoluções das ofertas hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de dezembro/ Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes PMO dez/16 PMO jan/17 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. Destaque para os seguintes itens: previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE);

5 volumes de espera; limites de transmissão; geração mínima de UTEs por razões de confiabilidade elétrica; e taxa de desconto e função de custo de déficit. Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Atualização da função de custo de déficit de energia elétrica, em quatro patamares, de acordo com a Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190, de 13 de dezembro de 2016, publicada no DOU do dia 29 de dezembro de 2016, em função de ainda não ter sido publicada Resolução do CNPE que altere tanto a competência no estabelecimento dessa função quanto o valor a ser considerado nos modelos computacionais. Taxa de desconto mantida em 12% a. a. conforme Ofício SRG/ANEEL nº 282/2016. Atualização de volumes de espera, dados cadastrais de UHEs, carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades e manutenções de UTEs. Adoção de 2015 como o último ano consolidado do histórico de vazões. Alteração da versão 22 do modelo NEWAVE para versão 23 em LINUX, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 3.237/2016. Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com MWmed (jan/17) e MWmed (fev/17), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de MWmed a partir de março/2017. Consideração de defluência fixa de 165 m³/s na UHE Três Marias para o mês de janeiro de 2017, conforme estabelecido no âmbito do grupo de acompanhamento da operação da bacia do rio São Francisco. Para fevereiro/2017 foi considerada defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e Parnaíba IV, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.245/2016 e nº 3.326/2016. Retirada da configuração das UTEs Charqueadas e Termorio_L15, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 5.922/2016 e término do suprimento do 15º Leilão de Energia Existente. Alteração nos valores de TEIF e IP para a UHE Ilha Solteira Equivalente para 1,722 % e 7,302 %, respectivamente, em função de necessidade de correção identificada pelo CNOS, conforme CI 0030/2016. Alteração de UTEs e UHEs do Agente TRACTEBEL para Agente ENGIE, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 2.337/2016. As UTEs Santa Vitória e ERB Candeias foram reclassificadas de Tipo II-A para Tipo III a partir de janeiro/2017. A partir de janeiro/2020 e maio/2018, respectivamente, as usinas serão novamente reclassificadas para Tipo II-A. Incorporação do hidrograma TVR nas séries de vazões das UHEs Belo Monte e Pimental (dois novos postos artificiais), não sendo mais necessária a representação por desvio d água. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de janeiro/2017 e fevereiro/2017, 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/ Previsão de carga 2017/2021 A carga de energia do SIN prevista para o ano de 2017 deverá crescer 2,2% relativamente ao ano anterior, situando-se MWmédios abaixo do valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral da Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética , considerando o ajuste da base. Para os quatro anos subsequentes, isto é, para o período , prevê-se um crescimento médio anual da carga de energia do SIN de 3,6% ao ano, significando uma expansão média anual de MWmédios. A carga do SIN atinge MWmédios em 2020, ou seja, é MWmédios inferior à previsão da 2ª Revisão Quadrimestral da Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética No subsistema Norte a integração da capital Boa Vista ao SIN (subsistema Norte) continua a ser considerada Sem Previsão, conforme reunião do DMSE-Transmissão realizada em 20/12/

6 A Tabela 10 a seguir resume para o ciclo anterior ( ) e para o próximo ciclo ( ) os valores previstos da carga de energia em MWmédios e as taxas de crescimento resultantes. Tabela 10 - Evolução da Carga Própria de Energia 2017/2021 Cenário de Referência - setembro/2016 SIN MWmed Crescimento (%) ,0% ,4% ,7% ,1% ,5% ,7% Cenário de Referência - janeiro/2017 SIN MWmed Crescimento (%) ,1% ,0% ,2% ,6% ,4% ,6% Volumes de Espera Os volumes de espera foram atualizados neste PMO segundo informações constantes no Plano Anual de Prevenção de Cheias Ciclo 2016/2017, conforme ONS RE 3/0124/ Limites de transmissão Os cronogramas das obras de transmissão das interligações regionais são definidos em reunião específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são atualizadas a partir de informações obtidas junto aos Agentes e a ANEEL. Nesta revisão não foram observadas alterações nos limites da interligação Sudeste-Imperatriz. Em relação aos demais limites de intercâmbio, as maiores alterações ocorreram nas interligações Sudeste- Sul (diferença máxima de MWmed) e Sudeste- Norte (diferença máxima de MWmed). O limite Sudeste-Nordeste passou a considerar a influência da sazonalidade de geração eólica e carga na SE Igaporã. Foram criadas duas novas restrições de agrupamento de intercâmbios, uma envolvendo o Recebimento do Nordeste no cenário Sudeste Exportador (considerando a influência do limite entre Sudeste e Imperatriz) e outra envolvendo a exportação do Norte, abrangendo as interligações Imperatriz- Sudeste, Norte-Sudeste e Imperatriz-Norte. Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao SIN ocorreu em 13/09/2015. Destaca-se que neste PMO de janeiro/2017 a integração da capital Boa Vista ao SIN (subsistema Norte) continua a ser considerada Sem Previsão, conforme reunião do DMSE-Transmissão realizada em 20/12/2016. Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0139/ Geração térmica mínima por razões elétricas Na Tabela 11, a seguir, são apresentadas as usinas termoelétricas que necessitam ser despachadas por restrições elétricas para atendimento aos critérios e padrões definidos nos Procedimentos de Rede. 6

7 Tabela 11 Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed] USINA Candiota (nov a dez) 320 (jan a mar) 300 (nov a dez) 300 (jan a mar) Canoas (nov a dez) 248 (jan a mar) 225,97 (jan; mar; jul) 223,09 (fev) 225,97 (jan) 225 (set) 220,46 (out) 218,99 (abr; set; nov) Eletrobolt 229,46 (fev) 218,99 (nov) 220,18 (dez) 220,18 (mai; dez) 231,01 (jun) 220,18 (mar) 231,77 (ago) 226,26 (out) Ilha Manaus Ilha Mauá 154,97 (jan) 133,13 (fev) 147,09 (mar) 133,26 (abr) 144,53 (mai) 131,19 (jun) 170,97 (jul) 212,28 (ago) 219,39 (set) 190,43 (out) 166,18 (nov) 166,18 (dez) 225,33 (jan) 219,35 (fev) 227,57 (mar) 233,41 (abr) 271,91 (mai) 235,27 (jun) 223,65 (jul) 269,22 (ago) 284,52 (set) 276,37 (out) 248,06 (nov) 243,41 (dez) 154,72 (jan) 78,25 (fev) 88,90 (mar) 82,24 (abr) 98,23 (mai) 57,61 (jun) 89,01 (jul) 129,02 (ago) 134,64 (set) 119,60 (out) 103,40 (nov) 104,10 (dez) 241,11 (jan) 223,37 (fev) 231,21 (mar) 170,86 (abr) 208,93 (mai) 174,04 (jun) 161,81 (jul) 207,07 (ago) 218,87 (set) 214,56 (out) 128,22 (nov) 124,91 (dez) J. Lacerda A (nov a dez) J. Lacerda A2 66 (jan a fez; abr) 33 (jan a mar) 66 (jan a mar) 33 (mai a out) 66 (abr a dez) 33 (abr a out) 120 (nov a dez) J. Lacerda B 160 (jan a abr; nov a dez) 160 (jan a mar; nov a dez) 160 (jan a out) 80 (mai a out) 80 (abr a out) 240 (nov a dez) J. Lacerda C 180 (jan a mar; nov e dez) 180 (jan a mar) 220 (jan a mar) 220 (nov e dez) 335 (nov e dez) 62,77 (jan) 61,96 (fev) 62,77 (jan) 61,96 (fev) 62,77 (mar) 64,38 (mar) 59,17 (abr) 60,83 (abr) 91,74 (mai) 96,26 (jun) 94,16 (mai; jul) Linhares 94,16 (jul) 96,57 (ago) 91,25 (set) 93,75 (jun; set) 96,57 (ago) 91,86 94,28 (out) 91,25 (nov) (out) 91,25 (nov) 91,74 (dez) 91,74 (dez) Norte 125,54 (jan) 123,92 (fev) 128,76 125,54 (jan) 123,92 (fev) Fluminense 1 (mar) 118,34 (abr) 125,54 (mar) 121,66 (abr) ,77 (jan) 63,74 (fev) 61,16 (mar) 62,50 (abr) 94,16 (mai) 91,25 (jun; set; nov) 96,57 (jul; ago) 94,28 (out) 91,74 (dez) 125,54 (jan) 127,48 (fev) 122,32 (mar) 125,00 (abr) P. Médici A - 40 (nov e dez) 40 (jan a mar) P. Médici B 25 (jan) 180 (nov e dez) 180 (jan a mar) 200 (jan a mar) 200 (nov e dez) 180 (nov a dez) 188,31 (jan; mai; jul) 185,88 (fev) Sta Cruz Nova 193,14 (mar; ago) 177,51 (abr) 187,50 (jun) - - TMM Termorio Viana 567,19 (jan) 550,61 (fev) 563,60 (mar) 559,07 (abr) 584,20 (mai) 557,29 (jun) 572,44 (jul) 637,16 (ago) 655,00 (set) 651,00 (out) 629,61 (nov) 636,11 (dez) 823,16 (jan) 819,31 (fev) 830,81 (mar) 806,06 (abr) 595,76 (mai; jul) 595,00 (jun) 600,26 (ago) 206,00 (set) 203,49 (out) 203,00 (nov) 203,39 (dez) 56,49 (mai; jul) 56,25 (jun; set) 57,94 (ago) 55,12 (out) 54,75 (nov) 55,04 (dez) 601,73 (jan) 574,68 (fev) 581,81 (mar) 586,87 (abr) 606,64 (mai) 571,37 (jun) 574,77 (jul) 644,71 (ago) 652,33 (set) 636,74 (out) 635,20 (nov) 650,10 (dez) 625,15 (jan) 606,55 (fev) 616,18 (mar) 618,57 (abr) 641,54 (mai) 609,06 (jun) 606,99 (jul) 660,16 (ago) 648,43 (set) 636,67 (out) 634,25 (nov) 688,76 (dez) ,04 (mai; dez) 57,75 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 54,75 (set) 56,57 (out) 54,75 (nov) 56,49 (mai) 54,75 (jun) 57,94 (jul) Tabela 11 Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed] (cont.) USINA Candiota 3 100,19 (nov) 97,99 (dez) 100,07 (jan) 97,99 (fev; nov) 97,67 (mar; dez) Canoas - - Eletrobolt - Ilha Manaus - - Ilha Mauá - - J. Lacerda A1 70 (jan a mar; nov a dez) 70 (jan a mar; nov a dez) J. Lacerda A2 120 (jan a mar; nov a dez) 120 (jan a mar; nov a dez) 66 (abr a out) 66 (abr a out) J. Lacerda B 240 (jan a mar; nov a dez) 240 (jan a mar; nov a dez) 160 (abr a out) 160 (abr a out) J. Lacerda C 335 (jan a mar; nov e dez) 335 (jan a mar; nov e dez) Linhares 62,77 (jan; mar) 62,27 (fev) 60,83 (abr) 91,74 (mai) 93,75 (jun) 96,57 (jul) Norte 125,54 (jan; mar) 124,54 (fev) - Fluminense 1 121,66 (abr) P. Médici A - - P. Médici B 180 (jan a mar; nov a dez) 180 (jan a mar; nov a dez) Sta Cruz Nova TMM 647,99 (jan) 628,50 (fev) 638,73 (mar) 641,14 (abr) 664,09 (mai) 631,09 (jun) 630,63 (jul) 684,67 (ago) 675,24 (set) 661,66 (out) 659,42 (nov) 712,78 (dez) 674,19 (jan) 653,09 (fev) 665,21 (mar) 666,25 (abr) 691,25 (mai) 657,80 (jun) 659,69 (jul) 714,57 (ago) 704,84 (set) 692,06 (out) 688,06 (nov) 742,96 (dez) Termorio - - Viana - - Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0139/ Taxa de Desconto e Função de Custo de Déficit A partir do PMO de janeiro/2017, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 282/2016 e Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190/2016, foi mantida a taxa de desconto de 12% a. a. no modelo NEWAVE e passou a ser considerada uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares, indicada na Figura 5 a seguir.

8 R$/MWh Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação ,39 (6,77%) 1.571, ,81 Função Custo do Déficit 229,51 (6,77%) 3.390, ,59 Figura 5 - Função de Custo de Déficit Despacho antecipado de GNL 479,65 (6,77%) 7.084, , , ,40 0 a 5% 5% a 10% 10% a 20% Superior a 20% Patamares (% redução da carga) Valores (R$/MWh) - Ciclo Anual Resolução Homologatória ANEEL nº 2.002/2015 Valores (R$/MWh) - Ciclo Anual Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190/ ,01 (6,77%) 1º patamar 2º patamar 3º patamar 4º patamar Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos Fax ONS nº 0018/330/2012, foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. 4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 4.1. Informações Hidrometeorológicas Condições Antecedentes O avanço de frentes frias associadas a sistemas de baixa pressão na primeira quinzena do mês de dezembro ocasionou precipitação em todas as bacias hidrográficas do SIN, com volumes significativos no Grande, Paranaíba, São Francisco e no Tocantins. Já na segunda quinzena do mês foi observado uma mudança desse padrão sinótico, devido a configuração de um bloqueio atmosférico que impediu o avanço das frentes frias pela região sudeste. Dessa forma a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da região Sul (Figura 5), e foram observadas temperaturas extremas (mínima e máxima) acima da média nos estados de São Paulo e do Rio de Janeiro. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de janeiro/2017 e fevereiro/2017, 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 204,0 MWmed em janeiro/2017 e 101,0 MWmed em fevereiro/2017 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 350,0 MWmed em janeiro/2017 e 175,0 MWmed em fevereiro/2017, em todos os patamares de carga. Os valores descritos acima para a UTE Santa Cruz Nova se referem a despacho por ordem de mérito de custo. Para a UTE Linhares se referem a despacho por ordem de mérito de custo e manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo em janeiro/2017 e para manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo em fevereiro/ Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de janeiro/2017 irão compor a Nota Técnica ONS n 0169/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS ( no dia 02/01/2017. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 29/12/2016. Figura 6 Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - dezembro/2016 A passagem de uma frente fria associada ao sistema de baixa pressão pelo Rio Grande do Sul e pelo litoral sul de Santa Catarina ocasionou chuva fraca nas bacias hidrográficas da região Sul no decorrer da semana. As demais bacias hidrográficas do SIN não apresentaram precipitação significativa devido a configuração do

9 bloqueio atmosférico que impediu o avanço dos sistemas frontais pela região Sudeste (Figura 6) Climatologia para o trimestre Janeiro- Fevereiro-Março Climatologicamente, nesse trimestre, os maiores totais de precipitação são observados nas bacias hidrográficas das regiões Centro-Oeste e Norte (Figura 8). Figura 7 - Precipitação observada (mm) no período de 23/12 a 29/12/ A Tabela 9 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 17/12 a 18/11/2016 e os estimados para fechamento da semana de 19/11/2016 a 25/11/2016. Tabela 12 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de dezembro/2016 PMO de JANEIRO/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema 17/12 a 23/12/ /12 a 30/12/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Figura 8 - Climatologia de Precipitação para o trimestre janeirofevereiro-março. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), período-base Previsão para a próxima semana A atuação de um sistema de baixa pressão nos estados do Paraná, de São Paulo e do Rio de Janeiro ocasiona precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande na próxima semana. Na região Sul, o avanço de uma frente fria pelo Rio Grande do Sul e por Santa Catarina no final da semana provoca chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul (Figura 9).

10 ENA (MWmed) ENA (MWmed) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 13 Previsão de ENAs no PMO de janeiro/2017 PMO de JANEIRO/ ENAs previstas Subsistema 31/12 a 6/1/2017 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de dezembro/ REGIÃO SUDESTE - ENA PREVISTA - JANEIRO/ MWmed 72 %MLT Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 31/12/16 a 06/01/ Mensal LS VE LI 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. 0 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de janeiro/ REGIÃO SUL - ENA PREVISTA - JANEIRO/ Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, estabilidade nas afluências do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e aumento nas afluências dos demais subsistemas MWmed 115 %MLT A previsão para as afluências médias mensais do mês de janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul, cuja previsão apresenta-se acima dessa média LI Mensal VE LS 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de janeiro/2017 A Tabela 13 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de janeiro.

11 Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada ENA (MWmed) Energia Natural Afluente (%MLT) ENA (MWmed) Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação REGIÃO NORDESTE - ENA PREVISTA - JANEIRO/ MWmed %MLT % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% Energia Natural Afluente (%MLT) 0 Mensal VE LI LS 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de janeiro/2017 PMO Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Janeiro/ REGIÃO NORTE - ENA PREVISTA - JANEIRO/ % SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/ % % MWmed 63 %MLT % 100% % Mensal LI LS VE 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO /12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de janeiro/ Cenários de ENAs para o PMO de Janeiro/2017 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de janeiro /2016, para acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2017. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Janeiro/ % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017 0% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO % SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017 Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Janeiro/ % 100% 80% 60% 40% 20% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Janeiro/2017

12 Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 250% 200% 150% 100% 50% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Janeiro/ % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017 0% 0% 50% 100% 150% 200% 250% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Janeiro/ % 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Janeiro/2017 Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Janeiro/2017 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de janeiro e fevereiro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 14 MLT da ENA nos meses de janeiro e fevereiro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema JANEIRO SE/CO S NE N FEVEREIRO 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 na revisão 0 do PMO. 12

13 Tabela 15 Limites de intercâmbio de energia considerados na revisão 0 do PMO janeiro/2017 LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Figura 22 Interligações entre regiões Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz FNE + FCOMC (EXP. N) Patamar 31/12 a 06/01/2017 Demais Semanas Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (A) Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve (A) ANO NOVO e LT 500 kv Itaipu 50Hz - Margem Direita C4

14 4.3. 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. Apesar disso, observam-se elevadas taxas de crescimento, 5,5% e 9,8% apresentadas pelas projeções de carga para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste respectivamente. Essas taxas podem ser explicadas pela ocorrência, em janeiro de 2016, de chuvas intensas acompanhadas de temperaturas amenas para aquela época do ano influenciando o comportamento da carga. Para a carga do subsistema Sul, estima-se um acréscimo de 3,3%, enquanto para que para o subsistema Norte é esperada uma variação positiva da carga de 4,4%, no mês de janeiro, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 16 Evolução da carga no PMO de janeiro/ Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 17 Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na revisão 0 do PMO jan/17 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 31/12/2016 Subsistema Nível previsto na Revisão 4 do PMO dez/2016 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 4 do PMO de dezembro/2016, para a 0:00 h do dia 31/12/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0 do PMO jan/2017 SE/CO 35,1 33,1 S 68,8 58,6 NE 16,7 16,1 N 18,3 19,4 Para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exportadora de energia; Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de janeiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a revisão 0 do PMO de janeiro/2017. Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia 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 janeiro. Figura 23 Potência hidráulica disponível no SIN Figura 24 CMO do mês de janeiro em valores médios

15 EAR (%EARmax) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 18 CMO para 1ª semana operativa do mês janeiro/ GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017. Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 134,82 134,82 134,82 134,82 Média 134,82 134,82 134,82 134,82 Leve 131,56 131,56 131,56 131,56 Média Semanal 133,64 133,64 133,64 133, Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de janeiro/ ,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - JANEIRO/2017 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] SUDESTE 33,1 32,9 33,2 33,9 35,2 36,8 42,4 SUL 58,6 58,7 59,2 59,6 59,2 58,5 54,5 NORDESTE 16,1 16,9 17,2 18,0 19,9 21,8 29,3 NORTE 19,4 20,8 21,9 22,6 24,9 29,5 48,7 Figura 25 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de janeiro/2017 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostradas na tabela a seguir. Tabela 19 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de janeiro/2017 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema JANEIRO FEVEREIRO SE/CO S NE N Figura 26 Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês janeiro/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 392 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 04/03/2017 a 10/03/2017: Tabela 20 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ ,51 122,95 (2) 122,95 (2) 122,78 (2) LUIZORMELO ,15 122,95 (2) 122,95 (2) 122,78 (2) (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 Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 04/03/2017 a 10/03/2017. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo menos, 100 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R. Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 102 MW. 15

16 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 7. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017. Tabela 21 Expectativa de custo de despacho térmico por RE UTE Potência Instalada (MW) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média 8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Carga Leve GLBRIZ_L13 (266) SE / CO R$ 224, R$ ,99 BLSOBR_L13 (65) SE / CO R$ 227, R$ ,54 NORTEFLU 4 (127) SE / CO R$ 232, R$ ,16 GLBRIZ_L1 (770) SE / CO R$ 236, R$ ,84 BLSOBR_L1 (321) SE / CO R$ 309, R$ ,26 M.LAGO (929) SE / CO R$ 533, R$ ,38 TOTAL SE/CO R$ ,16 FORTALEZA (327) NE R$ 139, R$ ,00 TERMOPB (171) NE R$ 391, R$ ,33 TOTAL NE R$ ,33 As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de janeiro/2017, 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 fevereiro. Figura 27 Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Sudeste 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Subsist. CVU (R$/MWh) PMO - S - JANEIRO/2017 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,77 132,90 131,90 131,35 131,10 119,90 EAR(%EARmax) 58,6 58,7 59,2 59,6 59,2 58,5 54,5 ENA(%mlt) 104,6 112,7 112,0 109,5 101,8 94,4 Figura 28 Resumo Janeiro/2017para o Subsistema Sul ESS ELÉTRICO 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Figura 29 Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Nordeste 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 PMO - N - JANEIRO/2017 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,77 132,90 131,90 131,35 131,10 86,80 EAR(%EARmax) 19,4 20,8 21,9 22,6 24,9 29,5 48,7 ENA(%mlt) 41,7 45,4 54,7 66,1 72,8 87,8 Figura 30 Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Norte 160,0 140,0 120,0 100,0 9. 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 do PMO de janeiro 2017 foi realizada, excepcionalmente, a partir de nove estudos. Além das modificações usuais que ocorrem em cada PMO, foram aprovadas as novas versões dos modelos Newave, Gevazp e Decomp. Devido às novas versões, foi considerado um número maior de passos. O caso inicial foi construído com base nos dados da RV4 do PMO de dezembro, com uma previsão de referência, baseada nas vazões medianas dos cenários da RV4, com a função de custo futuro e com as versões dos modelos computacionais vigentes em dezembro de Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de dezembro e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 16

17 O segundo estudo foi realizado com o mesmo deck do caso inicial, porém utilizando as novas versões dos modelos; GEVAZP 6.0 e Decomp Em sequência foram atualizados a carga (3º caso), os níveis de partida (4º caso), os novos cortes gerados no PMO de janeiro de 2017 (5º caso) e as vazões previstas no PMO de janeiro de 2017 (6º caso), limites de intercâmbio (7º caso), e, por último, foi atualizada a disponibilidade do SIN (8º caso). Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/12 a 30/12/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/12/2016 a 06/01/2017 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 22 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Tabela 23 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema NÍVEL PMO % EARmáx - 31/1 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 36,0 31,5 36,0 42,2 SUL 60,0 51,3 60,0 62,6 NORDESTE 21,0 16,8 21,0 25,4 NORTE 26,8 24,5 26,8 28, RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. 10. 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 A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 0 do PMO Janeiro/2017. Tabela 24 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 31/12/2016 a 06/01/2017 jan-16 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE MADEIRA TELES PIRES ITAIPU PARANÁ SUL NORDESTE NORTE BELO MONTE

18 Tabela 25 - Previsão de %EARmáx por REE REE 12. SENSIBILIDADE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 6-jan (%EARmáx) Previsão Mensal 31-jan (%EARmáx) SUDESTE 16,3 18,9 MADEIRA 24,2 17,9 TELES PIRES - - ITAIPU 78,0 100,0 PARANÁ 37,8 40,9 SUL 58,9 60,0 NORDESTE 16,9 21,0 NORTE 20,8 26,8 BELO MONTE 33,4 34,1 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de janeiro, 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 janeiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de dezembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 26 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade 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 ± 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 4. 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. 18 ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % NE N A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 32 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 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 2013.

19 A operação do 1º Bipolo CCAT na configuração bipolar foi iniciada em novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 1, de até 400 MW em um bloco do Back-to- Back e de até 50 MW no transformador provisório, 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 desde a SE Porto Velho até a SE Jauru. Assim sendo, após adequação de lógica interna ao Back-to-Back será possível disponibilizar uma potência de 700 MW para o AC/RO, em janeiro de 2017, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. Até esta adequação o valor de potência disponibilizado para o AC/RO ficará limitado em 450 MW, totalizando MW. Em fevereiro de 2017, está prevista a entrada em operação do 1 polo do Bipolo 2, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 2, com a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira atingindo MW. O seccionamento da LT 500 kv Marimbondo II Assis na SE 500 kv Marimbondo II está previsto para março de Esta obra permitirá um aumento de 275 MW no escoamento de energia do Complexo Madeira após a entrada em operação do 2º polo do Bipolo 2, com previsão de entrada em operação para abril de Devido à limitação no sistema de transmissão receptor em Araraquara 2, será possível escoar apenas MW pelos bipolos. Assim sendo, a partir de abril de 2017, a capacidade de escoamento de energia do Complexo Madeira será MW. Em julho 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 Backto-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. 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. 14. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo pmo@ons.org.br. 19