Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS No mês de setembro ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema, e chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados da bacia do rio São Francisco. Em 30 e 31/10/2014: reunião de elaboração do PMO Novembro de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Júlio do Carmo, nº 251 Cidade Nova. Para a semana de 27/09 a 03/10/2014, a previsão é de chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental da bacia do rio Paraná, e chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. Os resultados das previsões do IRI (International Research Institute - USA), o Eurobrisa (CPTEC/INPE) e dos Global Producers Data Centers (GPC-WMO) mostram um quadro concordante de totais de chuva entre normais a acima da média na região Sul do Brasil, considerando o trimestre outubro-novembro-dezembro de Nesta Revisão, observamos que o maior impacto na variação do CMO, que passou de 731,59 R$/MWh para 664,12 R$/MWh em todos os subsistemas, foi decorrente da atualização da previsão de vazões. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial das UGs 38 e 07 (12ª e 13ª) da UHE Jirau (total de 150 MW), da UG 32 da UHE Santo Antônio (69,59 MW) e da UG 01 da UHE Santo Antônio do Jari (123,33 MW), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 3.618/2014, 3.772/2014, 3.630/2014 e 3.681/2014. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 4, Araucária e Termonorte II, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.705/2014, 3.722/2014 e 3.736/2014. Suspensão da aplicação da disponibilidade observada DispO devido à entrada em vigência da REN ANEEL nº 614/2014, conforme Fax ONS nº 0033/330/2014 e Ofício SRG/ANEEL nº 233/2014. Retirada da UTE PIE-RP da configuração devido à revogação de sua autorização, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.840/ PREMISSAS Nas Figuras 1 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de setembro/2014.

2 [MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Maior diferença de 275 MW Antecipação UHEs Jirau e Santo Antônio do Jari transmissão necessária para o mesmo, uma vez que o Complexo Madeira é representado no subsistema SE/CO. Os armazenamentos iniciais considerados foram de 25,5% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 5,5 p.p.), 65,6% EARmáx para o Sul (redução de 10,5 p.p.), 22,1 % EARmáx para o Nordeste (redução de 5,0 p.p.) e 44,8 % EARmáx para o Norte (redução de 21,3 p.p.). As reduções citadas referem-se à comparação com o PMO de setembro/2014. PMO set/2014 PMO out/2014 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de outubro/2014, comparadas com o PMO de setembro/ Revogação UTE PIE-RP Maior diferença de 30 MW Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de outubro/2014 NEWAVE [%MLT] PMO setembro/2014 PMO outubro/2014 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Mar/ Abr/ Mai/ PMO set/2014 PMO out/2014 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Jun/ Jul/ Ago/ PMO set/14 PMO out/14 Set/ PAR(p) Maior diferença de 115 MWmed. 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. Figura 3- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Cabe destacar que desde o PMO de fevereiro/2013 os cronogramas de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da configuração de Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO nos dias 25 e 26/09/2014.

3 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 27 de setembro a 3 de outubro, a previsão é de que a atuação de áreas de instabilidade associadas a sistemas frontais nas regiões Sul e Sudeste ocasione chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental da bacia do rio Paraná, e chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba (Figura 4). 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. Tabela 2 Previsão de ENAs no PMO de Outubro/2014 PMO de Outubro/ ENAs previstas Subsistema 27/9 a 3/10/2014 Mês de Outubro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a taxa de crescimento prevista para o mês de outubro, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 0,5%, reflete o desempenho da indústria que não vem apresentando sinais de crescimento que influenciem o aumento da carga nessa região. O subsistema Norte registra taxa positiva de 1,9%, apesar da carga de um grande consumidor livre do ramo de metalurgia se manter em nível reduzido. Os subsistemas Sul e Nordeste apresentam taxas de crescimento de 2,3% e 2,2%, respectivamente, baseadas, principalmente, na expansão do consumo de energia nos segmentos residencial e comercial. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Outubro/ CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem out/14 out/14->out/13 SE/ CO ,5% SUL ,3% NE ,2% NORTE ,9% SIN ,2% Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 27/09 a 03/10/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências aos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, e recessão nas afluências aos subsistemas Nordeste e Norte. Quanto à revisão da previsão de afluências para o mês de outubro, preveem-se afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul. A Tabela 2 apresenta os resultados da revisão da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de outubro. 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 27/09/2014 a 03/10/2014. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de SE/CO S NE N Pesada 683,69 683,69 683,69 683,69 Média 676,33 676,33 676,33 676,33 Leve 640,55 640,55 640,55 640,55 Média Semanal 664,12 664,12 664,12 664,12

4 MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 27/09/2014 a 03/10/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 20/09 a 26/09/2014 SIN - CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 27/09 a 03/10/2014 Região SE/CO Importadora da energia das regiões Sul e Norte; Região Sul Exportadora de energia; Região NE Importadora de energia; Região Norte Intercâmbio dimensionado visando o fechamento do balanço energético do SIN. 731,59 670,27 659,15 665,66 665,70 665,67 664,12-61,32-11,12 6, ,55 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 Outubro de 2014, foi realizada a partir de sete estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, já considerando a nova previsão de afluências e cenários. Neste estudo foram retiradas as máquinas de novas usinas (expansão) e as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Finalizando a descrição do caso inicial, deve ser observado que a partida dos reservatórios foi estimada conforme resultados da última revisão de agosto. No segundo estudo foi substituída a função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Setembro. Complementando a análise, nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica), limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs resultantes de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. Rev. Anterior FCF SET/2014 FCF OUT/2014 Partida Expansão Rest.Conjunt. Demais Atualiz. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização (parcial) dos dados, conforme detalhamento anterior. 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 27/09/2014 a 03/10/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 6 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês outubro/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 579 MW de UTEs do Sistema Manaus. Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real. 4

5 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 29/11/2014 a 05/12/2014: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Pesada Benefício (R$/MWh) Média Leve ST.CRUZ NO ,68 655,7 (1) 655,7 (1) 652,82 (1) LUIZORMELO ,81 655,7 (1) 655,7 (1) 652,82 (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 ,12 653,83 653,85 658,08 658,14 629,08 EAR(%EARmax) 66,0 73,5 80,3 85,2 88,5 89,9 87,5 ENA(%mlt) 175,7 155,0 152,1 137,2 114,8 82,3 Figura 8 - Subsistema Sul PMO - S - Outubro/ ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 27/09/2014 a 03/10/2014, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. UTE CVU (R$/MWh) Pesada Geração (MWmed) Média Leve ESS ELÉTRIC TNORTE 2 (340) R$ 678, R$ ,60 TOTAL SE/CO R$ , Figura 9 Subsistema Nordeste PMO - NE - Outubro/ ,12 658,33 662,35 664,68 662,25 641,61 EAR(%EARmax) 22,0 20,8 19,6 18,3 17,2 16,1 13,8 ENA(%mlt) 43,0 45,4 48,3 55,1 60,8 96, RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de outubro/2014, relacionando 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 novembro PMO - SE/CO - Outubro/ Figura 10 - Subsistema Norte PMO - N - Outubro/ ,12 658,33 662,35 664,68 662,25 641,61 EAR(%EARmax) 45,0 42,5 40,4 38,3 36,5 34,7 29,9 ENA(%mlt) 73,0 87,0 92,8 100,8 111,1 136, ,12 658,33 662,35 664,68 662,25 642,08 EAR(%EARmax) 25,0 24,5 23,7 23,0 22,4 21,8 20,8 ENA(%mlt) 97,6 109,3 105,3 107,4 113,2 108,7 Figura 7 Subsistema Sudeste

6 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 11. NÍVEL DE ARMAZENAMENTO OPERATIVO O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco. mesma torre Tucuruí Xingu - Jurupari Oriximiná Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 11, a seguir. Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu. Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do parque gerador térmico existente no SIN. Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais. Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo. Com base nessa política energética, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados, para o fim do mês de outubro, para as regiões SE/CO e NE. Tabela 6 Níveis de armazenamento operativos Subsistema 31-out SE/CO 22,3 NE 16,1 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). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de Figura 11 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de novembro, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de uma transformação 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para a operação desde final de janeiro de 2014, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para o final do mês de outubro de No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente. Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kv quanto no sistema de 138 kv, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kv deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. 13. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de MW, sendo MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em

7 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 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 12. 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. Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com perda de altura de queda e consequentemente, redução de potência na UHE Santo Antônio. Dessa forma, foi mantido em operação o 1 Bipolo (configuração monopolar) em paralelo com o Transformador Provisório, com a estação Back-to- Back desligada. Na segunda quinzena do mês de fevereiro em diante verificou-se nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio agravando a redução da queda levando ao desligamento de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo Madeira, para o atendimento aos estados do Acre e Rondônia, foi realizada através do Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA escoando a geração da UHE Jirau. A UTE Termonorte II foi despachada em função das condições energéticas vivenciadas pelo país neste início de ano. Vale ressaltar que a UHE Jirau já conta com onze unidades em operação comercial. Com a operação bipolar no modo Power Pole Control do Bipolo 1 é possível a transmissão de MW que somado a um bloco do Back-to-Back (400 MW) chega ao valor de MW para o mês de outubro. Durante o mês de dezembro estão previstos os testes da operação bi-bloco do Back-to-Back e os testes para entrada em operação do 2º Bipolo. Desta forma, em janeiro será possível escoar uma potência total de MW. Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br 7