Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Agosto 2016 Semana Operativa de 30/07/2016 a 05/08/2016

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1 % EARmáx Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Agosto 2016 Semana Operativa de 30/07/2016 a 05/08/ APRESENTAÇÃO Na semana de 23 a 29/07/2016 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. No final da semana de 30/07 a 05/08/2016 devem ocorrer chuviscos isolados na bacia do rio Jacuí. As demais bacias hidrográficas do SIN não devem apresentar precipitação significativa. Em virtude da realização dos Jogos Olímpicos Rio 2016, está prevista geração termelétrica visando a segurança elétrica em áreas onde ocorrerão eventos dos Jogos, conforme NT ONS 0071/ Diretrizes para a Programação e Operação do SIN durante os Jogos Olímpicos e Paraolímpicos Rio No PMO de agosto/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO do subsistema SE/CO passou de R$ 50,46/MWh para R$ 93,29/MWh, no subsistema Sul passou de R$ 50,46/MWh para R$ 93,28/MWh, e nos subsistemas Nordeste e Norte passou de R$ 115,78/MWh para R$ 102,42/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 25 e 26/08/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Setembro 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. 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 agosto/2016. 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 Energia armazenada inicial 88, 90,5% ,3% 51,9% 60,9% 55,5% 4 27,6% 23,4% 2-4,4 p.p. 2,5 p.p. -4,2 p.p. -5,5 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte jul/16 ago/16 Figura 1 Energia armazenada inicial em julho/16 e agosto/16

2 3.2. Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de agosto/2016, comparadas com o PMO de julho/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de agosto/2016 NEWAVE [%MLT] PMO julho/2016 PMO agosto/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jan/ Fev/ Mar/ Abr/ Mai/ Jun/ Jul/ 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 2016/2020 As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 20/07/2016, são apresentadas na Tabela 2, a seguir. Destaca-se que não houve alteração no cronograma de obras de usinas termoeléticas. Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs UHE Subsistema Situação Potência Total (MW) Jirau SE/CO EC 3.75 São Roque S EC 141,9 EC - Em construção UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior 43 75,0 ago/16 +1 mês 44 75,0 set/16 +1 mês 45 75,0 set/16 +1 mês 1 47,3 abr/17 +3 meses 2 47,3 mai/17 +3 meses 3 47,3 jul/17 +3 meses 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 e da UHE Teles Pires apresenta tratamento específico, para representar adequadamente as restrições pertinentes, não sendo mais necessárias as adaptações no cronograma de unidades geradoras das UHEs Santo Antônio, Jirau e Teles Pires, realizadas até o PMO de dezembro/2015. 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, Teles Pires, Itaipu e Norte, com o objetivo de representar especificidades operativas destes REEs, permitidas a partir da versão 22 do modelo NEWAVE. Assim, na Tabela 3, a seguir, é apresentado o limite de escoamento já considerando as restrições do REE Madeira, contemplando a adição da disponibilidade das 6 UGs adicionais de Santo Antônio, que possuem sistema de transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo + Back-to-back. Tabela 3 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO ago/16 ago/ set/ out/ nov/ dez/ jan/ fev/ mar/ abr/ mai/17 a nov/ limite de 5600 MW + 1 UGS de 69,59 MW 2 - limite de 5600 MW + 2 UGS de 69,59 MW 3 - limite de 5600 MW + 3 UGS de 69,59 MW 4 - limite de 5600 MW + 4 UGS de 69,59 MW 5 - limite de 5600 MW + 5 UGS de 69,59 MW 6 - limite de 5600 MW + 6 UGS de 69,59 MW 7 - limite de 6800 MW + 6 UGS de 69,59 MW As principais obras relacionadas à configuração definitiva da transmissão para a UHE Teles Pires estão disponíveis, 2

3 MW MW [MWmed] não existindo mais restrição elétrica para escoamento de sua energia. Entretanto devido à modelagem necessária de unidades de base para representação de Reservatório Equivalente de Energia REE o escoamento da energia da UHE Teles Pires em seu respectivo REE neste PMO foi limitado em 728 MW apenas em agosto/2016 (equivalente às duas UGs atualmente em operação comercial), não existindo mais restrição a partir de setembro de Maior diferença de 180 MWmed PMO jul/16 PMO ago/16 Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, é apresentada a evolução da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de julho/ Maior diferença de 536 MW Atraso UHE São Roque Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes 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 Antecipação UG 2 da UHE Belo Monte PMO jul/2016 PMO ago/2016 Figura 2- Evolução da potência instalada das UHEs Maior diferença de MW Atraso das UTEs Novo Tempo e Rio Grande, saindo do horizonte de simulação PMO jul/2016 PMO ago/2016 Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Postergação das UTEs Novo Tempo e Rio Grande (1.238 MW cada) para janeiro de 2021 (fora do horizonte de simulação) devido a indicação do empreendedor da necessidade de postergação de até 2 anos no cronograma de obras causado por problemas ambientais e financeiros, que podem levar, inclusive, a suspensão de outorga pela ANEEL, conforme informação trazida pela ANNEL na reunião do DMSE Geração de 20/07/2016. Entrada em operação comercial da UG 44 (73,29 MW) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.712/2016. Entrada em operação comercial da UG 2 (611,11 MW) da UHE Belo Monte, conforme Despacho SFG/ANEEL n 1.888/2016. Alteração dos CVUs das UTEs Parnaíba IV e R. Silveira (Campos), conforme Despachos SRG/ANEEL nº 1.825/2016 e 1.865/2016, respectivamente. Alteração dos CVUs das UTEs Flores LT3, Iranduba e São José, conforme Despacho SRG/ANEEL n 1.853/

4 Modelagem de escoamento da UHE Teles Pires em agosto/2016 limitado a 728 MW, equivalente às duas UGs em operação comercial. A restrição deixa de existir a partir de 01/09/2016, quando as outras UGs entrarão em operação comercial. Consideração de disponibilidade nula de energia para a UTE Cuiabá para os meses de agosto e setembro/2016 devido à falta de combustível, conforme declaração do Agente EPE. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de agosto e setembro/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/ Despacho antecipado de GNL 4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO Condições Antecedentes O avanço regular de frentes frias pela região Sul durante o mês de julho ocasionou precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, acarretando em chuva ligeiramente acima da média histórica nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai (Figura 5). As bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste não apresentaram precipitação significativa devido à trajetória mais litorânea das frentes frias pela região Sudeste. Os sistemas frontais foram precedidos pela atuação de massas de ar frio que provocaram queda de temperatura nas regiões Sul e Sudeste. 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. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de agosto/2016 e setembro/2016, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente. 4 As usinas são representadas no modelo NEWAVE no arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE Linhares com o valor igual a 122,4 MWmed em agosto/2016 e 51,0 MWmed em setembro/2016 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 21 MWMed em agosto/2016 e 262,5 em setembro/2016, em todos os patamares de carga. Os valores descritos acima se referem à geração necessária para atendimento à segurança elétrica durante a realização dos Jogos Olímpicos Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de agosto/2016 irão compor a Nota Técnica ONS n 0092/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS ( no dia 01/08/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 28/07/2016. Figura 5 Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - até 26 de julho/2016 O avanço rápido de uma frente fria pela região Sul ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai nesta semana (Figura 6).

5 Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 23/07 a 29/07/2016 A Tabela 4 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 16/07 a 22/07/2016 e os estimados para fechamento da semana de 23/07/2016 a 29/07/2016. Tabela 4 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de agosto/2016 PMO de AGOSTO/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema 16/7 a 22/7/ /7 a 29/7/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Figura 7 - Previsão de consenso para o trimestre agostosetembro-outubro de 2016 do INPE/CEMADEN/CCST/INPA. Fonte: Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos- CPTEC Climatologicamente, nesta época do ano, os maiores totais de precipitação são observados nas bacias hidrográficas do subsistema Sul e na região Amazônica (Figura 8) Previsão e Climatologia para o trimestre Agosto-Setembro-Outubro de 2016 Os resultados das previsões de consenso do INPE/CEMADEN/CCST/INPA indicam baixa previsibilidade para o trimestre agosto-setembro-outubro de 2016 para as bacias hidrográficas do SIN (Figura 7).

6 Figura 8 - Climatologia de Precipitação para o trimestre agostosetembro-outubro. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), período-base Previsão para a próxima semana O avanço rápido de uma nova frente fria pelo sul do Rio Grande do Sul ocasiona chuviscos isolados na bacia do rio Jacuí no final da próxima semana. As demais bacias hidrográficas do SIN não apresentam precipitação significativa devido a atuação de um sistema de alta pressão nos estados de Santa Catarina e do Paraná e nas regiões Sudeste e Centro-Oeste que ocasiona condição de céu claro (Figura 9). Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/076 a 05/08/2016 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. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa recessão nas afluências de todos os subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média para todos os subsistemas. Cabe o destaque para os subsistemas Nordeste e Norte que apresentam previsão de valores significativamente abaixo da média histórica. A Tabela 5 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de agosto. 6

7 Energia Natural Afluente (%MLT) Tabela 5 Previsão de ENAs no PMO de agosto/2016 PMO de AGOSTO/ ENAs previstas Subsistema 30/7 a 5/8/2016 Mês de AGOSTO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de agosto/2016. Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de agosto/2016 Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de agosto/2016 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de agosto/ Cenários de ENAs para o PMO de Agosto/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de agosto/2016, para acoplamento com a FCF do mês de setembro/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de agosto/ SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(SET) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Agosto/2016

8 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/ Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Agosto/ SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/2016 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(SET) REVISÃO 0 Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Agosto/ SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/2016 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(SET) REVISÃO 0 Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Agosto/ SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/ Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Agosto/ Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Agosto/ SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/2016 PMO SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/2016 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(SET) REVISÃO 0 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Agosto/2016 8

9 Probabilidade acumulada SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/ Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 22 Interligações entre regiões PMO Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Agosto/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de agosto e setembro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 6 MLT da ENA nos meses de agosto e setembro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema AGOSTO SE/CO S NE N SETEMBRO Limites de Intercâmbio entre Subsistemas 9 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 no PMO.

10 Tabela 7 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO agosto/2016 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) LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Patamar 30/07 a 05/08/2016 Demais Semanas Pesada Média Leve Pesada (A) Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (B) Leve Pesada Média Leve Pesada (A) Média Leve Pesada (A) Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (C) Leve Pesada (D) Média Leve Pesada Média Leve Pesada (A) Média Leve Pesada (A) Média Leve Pesada (A) Média Leve Pesada Média Leve (A) ABERTURA OLIMPIADAS (B) DJ C8 Teresina II 500kV (C) T 500 kv Luziânia - R.Éguas / ABERTURA OLIMPIADAS (D) ABERTURA OLIMPIADAS (Indisponibilidade do CS EMBU) 4.3. Previsão de Carga No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o crescimento da carga previsto para o mês de agosto/2016, relativamente a agosto/2015, de 1,2%, reflete o baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica ocorrida ao longo de 2015, em função da revisão tarifária extraordinária, vem se refletindo nos padrões de consumo, impactando todas as classes de consumidores. O crescimento da carga previsto para o subsistema Sul, de 5,, está influenciado pelo baixo nível da carga em agosto/2015, quando os efeitos da crise econômica e o aumento tarifário começaram a impactar mais fortemente a carga da região, registrando nesse mês um valor próximo ao de igual mês de 2013 e em torno de 6% inferior ao verificado em agosto/2014. No subsistema Nordeste, o crescimento da carga previsto, de 3,4%, segue influenciado pela sazonalidade do período, onde se observa o aumento do consumo das classes residencial e comercial. O crescimento da carga previsto para o subsistema Norte, de 3,7%, está influenciado pela interligação do sistema Macapá que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Ressalta-se que as condições de desempenho da economia mantêm-se inalteradas, sem perspectivas de efeito significativo no crescimento da carga. Tabela 8 - Evolução da carga no PMO de agosto/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de agosto, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO agosto/

11 EAR (%EARmax) MW Potência Instalada Disponibilidade 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 agosto Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Figura 23 Potência hidráulica disponível no SIN 4.5. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 9 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO ago/16 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 30/07/2016 Subsistema Nível previsto na Revisão 4 do PMO jul/2016 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 4 do PMO de Julho/2016, para a 0:00 h do dia 30/07/2016. 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 5.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 30/07/2016 a 05/08/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exportadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético do SIN; Região NE Importadora de energia; Região Norte Importadora de energia. Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0 do PMO ago/2016 SE/CO 51,4 51,9 S 91,3 90,5 NE 23,4 23,4 N 55,6 55,5 Figura 24 CMO do mês de agosto em valores médios semanais A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 10- CMO para 1ª semana operativa do mês agosto/ 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 agosto/ ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - AGOSTO/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] SUDESTE 51,9 5 48,0 45,9 43,8 41,5 33,2 SUL 90,5 87,1 83,4 80,3 77,5 73,7 65,4 NORDESTE 23,4 22,4 21,4 20,5 19,5 18,6 14,4 NORTE 55,5 54,2 52,9 51,6 49,9 48,2 38,0 Figura 25 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de agosto/

12 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostradas na tabela a seguir. Tabela 11 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de agosto/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema AGOSTO SETEMBRO SE/CO S NE N GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/07/2016 a 05/08/2016. Assim sendo, não há previsão de despacho, por ordem de mérito ou por garantia energética, para as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 01/10/2016 a 07/10/2016. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, a UTE Luiz O. R. Melo deverá ser despachada, em sua disponibilidade máxima, na referida semana. 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 30/07/2016 a 05/08/2016. Tabela 13 Expectativa de custo de despacho térmico por RE 12 Figura 26 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês agosto/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 536 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 01/10/2016 a 07/10/2016: Tabela 12 UTEs com contrato de combustível GNL 8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de agosto/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 setembro. (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

13 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 93,29 92,77 92,45 91,89 92,32 95,45 EAR(%EARmax) 51,9 5 48,0 45,9 43,8 41,5 33,2 ENA(%mlt) 86,0 87,4 83,2 81,5 78,3 90,5 Figura 27 Resumo Agosto/2016 para o Subsistema Sudeste PMO - SE/CO - AGOSTO/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 93,28 92,77 92,45 91,89 92,32 93,36 EAR(%EARmax) 90,5 87,1 83,4 80,3 77,5 73,7 65,4 ENA(%mlt) 55,5 65,3 69,3 81,6 70,2 82,8 Figura 28 Resumo Agosto/2016 para o Subsistema Sul 3 1 PMO - S - AGOSTO/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 102,42 105,07 105,12 104,50 103,95 109,16 EAR(%EARmax) 23,4 22,4 21,4 20,5 19,5 18,6 14,4 ENA(%mlt) 35,0 37,8 37,5 37,0 36,6 37,3 Figura 29 Resumo Agosto/2016 para o Subsistema Nordeste 6 5 PMO - NE - AGOSTO/2016 PMO - N - AGOSTO/ ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação em função da atualização dos dados do PMO de agosto de 2016 foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, considerando a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de julho. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de julho e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, bem como, foram excluídas as novas máquinas das UHEs em expansão. O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de julho pela nova função elaborada para o PMO de agosto. A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão do parque hidráulico e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. O valor médio do CMO indicado nos resultados de cada estudo foi reproduzido, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/07 a 29/07/ ,46 62,61 SE/CO - CMO (R$/MWh) CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/07 a 05/08/ ,03 95,80 95,76 95,76 93,29 12,15 33,42-0, , Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 102,42 105,07 105,12 104,50 103,95 105,12 EAR(%EARmax) 55,5 54,2 52,9 51,6 49,9 48,2 38,0 ENA(%mlt) 48,9 53,2 49,7 46,9 46,8 56,4 Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO Figura 30 Resumo Agosto/2016 para o Subsistema Norte

14 CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/07 a 29/07/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/07 a 05/08/2016 consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. 50,46 62,61 Sul - CMO (R$/MWh) 96,03 95,80 95,76 95,76 93,28 Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. 12,15 33,42-0, ,48 Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. Tabela 14 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/07 a 29/07/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/07 a 05/08/2016 Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Norte e Nordeste - CMO (R$/MWh) Tabela 15 Previsão de %EARmáx para o final do mês 115,78 92,29 103,44 103,32 103,29 103,29 102,42-23,49 11,15-0, ,87 14 Figura 33 - Análise da variação do CMO nos subsistemas Norte e Nordeste 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, 11. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de agosto, 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 agosto. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de agosto com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

15 Tabela 16 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade Tabela 18 - Previsão de %EARmáx por REE A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 13. INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA Figura 34 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 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 agosto, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 0 do PMO Agosto/2016. Tabela 17 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 30/07/2016 a 05/08/2016 ago/16 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE MADEIRA TELES PIRES ITAIPU PARANÁ SUL NORDESTE NORTE BELO MONTE 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. 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. 15

16 Figura 35 - 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 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, disponibilizando uma potência de 700 MW para o AC/RO, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. Em setembro de 2016 está prevista a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2, permitindo o escoamento de até MW. Em outubro de 2016 está prevista a entrada em operação da LT 500 kv Marimbondo 2 - Assis e seccionamento na SE Marimbondo 2, permitindo escoamento de até MW. Já em dezembro de 2016 está prevista a operação do Bipolo 2 na configuração Bipolar, embora mantendo o escoamento em MW devido à limitação no sistema de transmissão. Em maio/2017 está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento de até MW e em dezembro/2017, com a entrada das LTs 500 kv Araraquara 2 Fernão Dias e Araraquara 2 Itatiba será possível o escoamento pleno do bipolos (7.000 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. 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. 16