Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS Ao longo do mês de março/2017 ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas das regiões Sul e Sudeste. Especialmente nas duas últimas semanas do mês, ocorreu precipitação na bacia do rio Tocantins. Apesar da ocorrência de chuva em praticamente todas as bacias de interesse do SIN durante o mês, o total acumulado de precipitação é inferior à média histórica em todas as bacias, exceto na bacia do rio Jacuí. Em 26/04/2017 será realizada a reunião do Termo de Referência do PEN 2017, na sala 6-D do Escritório Central do ONS; Em 27 e 28/04/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Maio de 2017 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. No início da semana de 01 a 07/04/2017 deve ocorrer chuva fraca isolada nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco. Para o final da semana, prevê-se precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema e no Tietê. Através do despacho SRG/ANEEL nº 867/2017, a ANEEL anuiu às recomendações contidas na Carta ONS 0117/300/2017, acerca da representação das defluências do Rio São Francisco nos estudos de planejamento e programação da operação, a partir do PMO Abril/2017. No PMO de Abril/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 221,01/MWh para R$ 420,28/MWh, do subsistema Norte se manteve em R$ 0/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 353,30/MWh para R$ 425,71/MWh. 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 (abr/17 e mai/17), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de MWmed a partir de junho/2017. Modelagem da vazão defluente nas UHEs Três Marias e Sobradinho, e nas demais usinas da cascata, conforme estabelecido pelo grupo de acompanhamento da operação da bacia do rio São Francisco e segundo Despacho SRG/ANEEL nº 867, que anui às recomendações contidas na Carta ONS 0117/300/2017. Consideração de defluência fixa na UHE Três Marias de 234 m³/s em abril/17 e 263 m³/s em maio/17, e utilizados os seguintes valores de defluência mínima no período jun-nov/17: junho-275 m³/s, julho-289 m³/s, agosto-290m³/s, setembro-298 m³/s, outubro-305 m³/s e novembro-305 m³/s. A partir de dez/2017 foi mantida defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente. Para as usinas de Sobradinho e demais da cascata do rio São Francisco, a defluência mínima foi alterada de 800 m³/s para 700 m³/s. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3, Figueira e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 593/2017, nº 804/2017 e nº 806/2017, respectivamente. Alteração de dados da UTE Boltbah envolvendo nome: Termoirapé I; Agente: Myrtos; Estado: de BA para MG e 1

2 MW MW [MWmed] subsistema: de NE para SE/CO, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 629/2017. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de abril/2017 e maio/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/ Maior diferença de 184 MWmed PREMISSAS PMO mar/17 PMO abr/17 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 Março/2017, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do DMSE, em 23/03/ Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Atraso na UHE Baixo Iguaçu: UG 1 - abr/19 (+4 meses) UG 2 - mai/19 (+4 meses) UG 3 - jun/19 (+4 meses) Maior diferença de 351 MW PMO mar/2017 Maior diferença de 591 MW PMO abr/2017 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas 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 das usinas do rio São Francisco, conforme NT ONS nº 0124/2016 e Despacho SRG/ANEEL nº 2.768/2016, com alteração a partir do PMO de Abril/2017, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 867, que anui às recomendações contidas na Carta ONS 0117/300/2017. Com relação aos armazenamentos iniciais, foram considerados os valores de 41,5% EARmáx para o subsistema SE/CO (aumento de 1,5 p.p.), 44,1% EARmáx para o Sul (redução de 9,1 p.p.), 21,7 % EARmáx para o Nordeste (aumento de 1,6 p.p.) e 63,7 % EARmáx para o Norte (aumento de 21,7 p.p.). As reduções/aumentos citados referem-se à comparação com o PMO de Março/ Atraso da UTE Mauá 3: UG 1 - jan/19 (+20 meses) UG 2 - jan/19 (+19 meses) UG 3 - jan/19 (+13 meses) Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de Abril/2017, comparadas com o PMO de Março/ Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de Abril/2017 NEWAVE [%MLT] PMO março/2017 PMO abril/2017 PMO mar/2017 PMO abr/2017 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Set/ Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Mar/ * 100% MLT < 100% MLT

3 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 30/03/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA As bacias dos rios Tocantins e São Francisco permanecem apresentando chuva fraca isolada no início da próxima semana. O avanço de uma frente fria pela região Sul no final da semana ocasiona precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema e no Tietê (Figura 4). A previsão para as afluências médias mensais do mês de abril indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. Cabe destaque para a média mensal do subsistema Nordeste, cuja previsão apresenta-se significativamente abaixo da média histórica. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de abril/2017 PMO de ABRIL/ ENAs previstas Subsistema 1/4 a 7/4/2017 Mês de ABRIL MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA O comportamento da carga dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul no mês de abril/2017 mantemse dentro da perspectiva esperada do ponto de vista da sazonalidade. Porém, as taxas de variação, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, apresentam valores negativos de, respectivamente, -2,2% e -4,0%, em função do nível atipicamente elevado da carga desses subsistemas em abril/2016, resultado das altas temperaturas ocorridas nesse período do ano passado. O crescimento previsto da carga do subsistema Nordeste em abril/2017 é de 3,8%, compatível com o comportamento sazonal da carga no quadrimestre janeiro-abril. Para o subsistema Norte, é esperada uma variação positiva de 0,3%. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de abril/2017 Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 01/04 a 07/04/2017 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, pequeno aumento nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e leve recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte. 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 01/04/2017 a 07/04/2017.

4 Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 426,47 426,47 428,60 0 Média 426,47 426,47 428,60 0 Leve 409,42 409,42 420,65 0 Média Semanal 420,28 420,28 425,71 0 conjunturais de limites sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir. 5ª semana operativa 25/03 a 31/03/2017 1ª semana operativa 01/04 a 07/04/ POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 01/04/2017 a 07/04/2017, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exportadora de energia; Região Sul Importadora de energia para fechamento do seu balanço energético; Região NE Recebimento maximizado de energia; Região Norte Exportadora de energia. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul 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 do PMO de abril de 2017 foi realizada a partir de cinco estudos. 5ª semana operativa 25/03 a 31/03/2017 1ª semana operativa 01/04 a 07/04/2017 O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, considerando a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de Março/2017. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de março e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, bem como, foram 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 Março/2017 pela nova função elaborada para o PMO de Abril/2017. Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Deve ser ressaltado que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. Em sequência, foram atualizados os blocos de dados referentes aos níveis de partida (3º caso). Em seguida, no 4 º caso, adicionamos a expansão do parque gerador, e no último estudo (5º caso), incluímos as restrições elétricas

5 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 01/04/2017 a 07/04/2017. semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de maio. 8 PMO - SE/CO - ABRIL/ ,28 413,51 414,40 416,10 413,76 377,10 EAR(%EARmax) 41,3 41,3 41,3 41,1 40,6 40,1 39,0 ENA(%mlt) 72,4 68,8 65,7 62,8 72,8 72, Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês abril/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 361 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 03/06/2017 a 09/06/2017: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 01/04/2017 a 07/04/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ ,06 411,43 (1) 411,43 (1) 410,21 (1) LUIZORMELO ,01 411,43 (1) 411,43 (1) 410,21 (1) As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de abril/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 8 420,28 413,51 414,40 416,10 413,76 377,10 EAR(%EARmax) 44,1 42,7 42,4 42,5 41,4 42,4 47,9 ENA(%mlt) 66,5 68,0 75,1 69,8 73,1 74,9 Figura 9 - Subsistema Sul PMO - NE - ABRIL/2017 Figura 10 Subsistema Nordeste PMO - N - ABRIL/2017 Figura 11 - Subsistema Norte PMO - S - ABRIL/ ,71 413,51 414,40 416,10 413,76 368,82 EAR(%EARmax) 21,7 21,5 21,4 21,3 21,2 21,0 19,3 ENA(%mlt) 21,9 21,6 21,5 20,2 26,7 24, ,60 EAR(%EARmax) 63,7 64,6 65,0 65,1 65,2 65,2 65,8 ENA(%mlt) 79,3 78,0 76,1 71,1 85,6 82,

6 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 6 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 7 Previsão de %EARmáx para o final do mês Tabela 8 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE MADEIRA TELES PIRES ITAIPU PARANÁ SUL NORDESTE NORTE BELO MONTE Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE REE Previsão Semanal 01/04/2017 a 07/04/2017 abr/17 % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 7-abr (%EARmáx) Previsão Mensal Previsão Mensal 30-abr (%EARmáx) SUDESTE 27,1 27,5 MADEIRA 98,5 10 TELES PIRES - - ITAIPU PARANÁ 45,7 44,4 SUL 42,7 41,7 NORDESTE 21,5 21,1 NORTE 64,5 65,2 BELO MONTE 10 79,6 % EARmáx - 30/4 Subsistema NÍVEL PMO NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 40,5 38,9 40,5 43,0 SUL 41,7 36,2 41,7 45,0 NORDESTE 21,1 19,9 21,1 21,9 NORTE 65,2 64,4 65,2 66,1 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 abril, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 0 do PMO abril/ 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, com capacidade instalada de MW, sendo MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras). 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 e através de uma estação conversora Back-to- Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 12, a seguir. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) são conectadas diretamente no sistema de 230 kv, a partir da subestação de Porto Velho 230 kv.

7 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 [email protected] Figura 12 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira Em junho 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 e a LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté encontram-se com previsão para julho de A primeira obra permitirá um aumento de 275 MW no escoamento de energia do Complexo Madeira, já a segunda permitirá escoamento pleno dos dois bipolos, 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 fevereiro de 2018, 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.