Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro 2016 Semana Operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016

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1 % EARmáx Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro 2016 Semana Operativa de 27/08/2016 a 02/09/ APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS No início da semana de 20 a 26/09/2016 ocorreu chuva moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu, e precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. Em 29 e 30/09/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Outubro de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. Na semana de 27/08 a 02/09/2016 deve ocorrer precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema do Sul, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Paranapanema. No PMO de setembro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO do subsistema SE/CO passou de R$ 70,40/MWh para R$ 128,02/MWh, no subsistema Sul passou de R$ 70,40/MWh para R$ 107,86/MWh, e nos subsistemas Nordeste e Norte passou de R$ 94,86/MWh para R$ 128,02/MWh. 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 setembro/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. 100% 80% Energia armazenada inicial 90,5% 89,2% 1 60% 40% 20% 0% 51,9% 46,6% 23,4% 19,8% 55,5% -5,3 p.p. -1,3 p.p. -3,5 p.p. -7,1 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte ago/16 set/16 48,4% Figura 1 Energia armazenada inicial em agosto/16 e setembro/16

2 3.2. Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de setembro/2016, comparadas com o PMO de agosto/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de setembro/2016 NEWAVE [%MLT] PMO agosto/2016 PMO setembro/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Fev/ Mar/ Abr/ Mai/ Jun/ Jul/ Ago/ 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 17/08/2016, são apresentadas nas Tabela 2 e Tabela 3, a seguir. Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs UHE Subsistema Situação Potência Total (MW) Colíder SE/CO EC 300,0 10º LEN Itaocara I SE/CO NI 150,0 21º LEN Leilão UG (MW) Tabela 3 - Alteração na Expansão da oferta das UTEs Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior 1 100,0 jun/17 +1 mês 2 100,0 ago/17 +1 mês 3 100,0 out/17 +1 mês 1 75,0 set/19-1 mês 2 75,0 nov/19-1 mês 45 69,6 dez/16 +2 meses Santo Antônio SE/CO EC 3.568,3 19º LEN 47 69,6 dez/16 +1 mês Santa Branca S NI 62,0 23º LEN EC - Em construção UTE NI - Não iniciada Potência Subsistema Situação Total (MW) 1 31,0 ago/19 +7 meses 2 31,0 ago/19 +5 meses Combustível Leilão UG (MW) Data de Atraso (+) / entrada em Antecipação (-) operação - em relação ao DMSE PMO anterior Cavaco de Costa Rica I SE/CO NI 164,0 20º LEN 1 164,0 nov/18-1 mês Madeira Pampa Sul S EC 340,0 Carvão Mineral 20º LEN 1 340,0 mai/19 +2 meses São Sepé S NI 8,0 Casca de arroz 22º LEN 1 8,0 jul/18 +7 meses Boltbah NE NI 50,0 Cavaco de Madeira 21º LEN 1 50,0 nov/19-1 mês 1 332,7 fev/20 +2 meses 2 332,7 fev/20 +2 meses Porto De Sergipe I NE NI 1.515,6 Gás Natural 21º LEN 3 332,7 fev/20 +2 meses NI - Não iniciada EC - Em construção 4 517,5 fev/20 +2 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. Com a entrada em operação comercial das últimas três UGs da UHE Teles Pires em 04/08/2016 e considerando a inexistência de restrições elétricas para escoamento de sua energia a partir do PMO de setembro/2016 deixou de existir restrição para o REE Teles Pires. Assim, 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 2

3 MW [MWmed] MW possuem sistema de transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo + Back-to-back. Tabela 4 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO set/16 set/ out/ nov/16 e dez/ jan/ fev/ mar/ abr/ limite de 5700 MW + 3 UGS de 69,59 MW 2 - limite de 5700 MW + 4 UGS 3 - limite de 5700 MW + 5 UGS 4 - limite de 5700 MW + 6 UGS Maior diferença de MW Atraso UTE Porto Sergipe I (1.516 MW) Atraso UTE Pampa Sul (340 MW) Antecipação UTE Costa Rica I (164 MW) PMO ago/2016 PMO set/2016 Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 301 MWmed 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 PMO ago/16 PMO set/16 Tabela 5 - Limites de escoamento de energia do REE Belo Monte Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO set/16 set/16 a fev/ mar/18 a dez/ 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 agosto/2016. 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 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. Dentre essas informações, destacam-se: Maior diferença de 242 MW Retirada UHE São Roque e atraso UHE Colíder Atraso UHE Santo Antônio PMO ago/2016 Atraso UHE Sta. Branca Tibagi PMO set/2016 Figura 2- Evolução da potência instalada das UHEs Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período setembro/2016 a dezembro/2020) sofreram aumento médio nos 5 anos de aproximadamente MWmed em relação à previsão de maio/2016 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. Mais detalhes no item a seguir. Atualização dos limites de transmissão e geração térmica mínima por razões elétricas. Maiores detalhes estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0086/2016.

4 Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Atualização da carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades e manutenções de UTEs. Suspensão da operação comercial da UG 3 da UTE Camaçari D/G, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 2.058/2016. A UTE passa a ser modelada com disponibilidade nula, a partir deste PMO, uma vez que as demais unidades geradoras já se encontravam com sua operação comercial suspensa. Revogação, com efeitos a partir de 1 de janeiro de 2017, da autorização da UTE Charqueadas, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 5.922/2016. Entrada em operação comercial das UGs 3, 4 e 5 (364 MW cada) da UHE Teles Pires, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.103/2016. Entrada em operação comercial da UG 3 (73 MW) da UHE Cachoeira Caldeirão, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.108/2016. Entrada em operação comercial da UG 3 (38,85 MW) da UHE Pimental, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.109/2016. Entrada em operação comercial da UG 43 (75 MW) da UHE Jirau, conforme Despacho SFG/ANEEL n 2.227/2016. Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com MWmed (set/16) e MWmed (out/16), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de MWmed a partir de novembro/2016. Retirada da oferta da UHE São Roque (141,9 MW, cuja previsão para operação comercial era a partir de 01/05/2017) uma vez que essa UHE foi considerada SEM PREVISÃO pelo DMSE Geração na reunião de 17/08/2016. Alteração de dados cadastrais da UHE Caçu conforme Ofício SRG/ANEEL nº 784/2016 (Homologação do Projeto Básico) e dados adicionais conforme Acordo Operativo ONS-EPE. Modelagem da disponibilidade das usinas da região metropolitana de Manaus considerando as UTEs Flores (Lotes 1, 2 e 3), Iranduba e São José disponíveis para o SIN apenas até setembro/2016. Modelagem da redução da descarga mínima do reservatório da UHE Queimado para 10 m³/s até 31 de outubro de 2016, conforme Resolução ANA nº 934, retornando ao valor estrutural de 17 m³/s a partir de novembro/2016. Modelagem da restrição de escoamento da UHE Belo Monte de forma a representar mais adequadamente a influência da rede de transmissão. Retirada da integração do sistema Boa Vista ao SIN (anteriormente prevista para 01/01/2019) uma vez que foi considerada SEM PREVISÃO pelo DMSE Transmissão na reunião de 17/08/2016. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de setembro e outubro/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/ Previsão de carga 2016/2020 Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período setembro/2016 a dezembro/2020) sofreram elevação média nos 5 anos de aproximadamente MWmed no SIN em relação à previsão de maio/2016 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. A carga do subsistema SE/CO sofreu aumento médio aproximado nos 5 anos de MWmed, a do Sul, aumento de 580 MWmed, a do Nordeste, aumento de 135 MWmed e a do Norte, aumento de 135 MWmed. No subsistema Norte a interligação de Boa Vista estava prevista para 01/01/2019, mas foi considerada SEM PREVISAO pelo DMSE Transmissão na reunião de 17/08/2016. Tabela 6 - Evolução da Carga Própria de Energia 2016/2020 Cenário de Referência - maio/2016 SIN MWmed Crescimento (%) ,4% ,5% ,9% ,2% ,3% ,0% Cenário de Referência - setembro/2016 SIN MWmed Crescimento (%) ,0% ,4% ,7% ,1% ,5% ,7% 4

5 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, foram observadas alterações nos limites Sudeste<->Sul, Nordeste<->Imperatriz, Imperatriz->Norte e em todos os agrupamentos de intercâmbio, cujas alterações podem ser justificadas por reavaliações nos estudos elétricos e postergações em diversas obras envolvendo tais interligações. 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 setembro/2016 a integração da capital Boa Vista ao SIN (subsistema Norte) passou a ser considerada Sem Previsão, conforme reunião do DMSE-Transmissão realizada em 17/08/2016. Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0086/ Geração térmica mínima por razões elétricas Na Tabela 7, 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. Tabela 7 Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed] USINA Araucária (jan a mar) - Aparecida 123 (mai e jun) 166 (jul a dez) Candiota 3 - Eletrobolt - Flores Iranduba 80 (mai e jun) 70,53 (jul) 60 (ago e set) 8,41 (mai) 14,79 (jun) 18,48 (ago) 6,17 (set) 166 (jan a dez) 250 (jan a mar); 320 (nov e dez) 136,45 (jan) 141,86 (fev) 133,06 (mar) 129,13 (abr) 145,95 (mai) 150,32 (jun) 166 (jul a set) 138,15 (out) 140,07 (nov) 125,70 (dez) 320 (jan a mar) 225,97 (jan; mai; jul) 225,97 (jan; jul) 223,06 (fev) 223,06 (fev) 231,77 (mar; ago) 225,97 (mar) 218,99 (abr; set; 213,01 (abr) 225 (jun; set) nov) 220,18 (mai; dez) 231,01 220,46 (out) 218,99 (nov) (jun) 231,77 (ago) 225 (jun) 220,18 (dez) 226,26 (out) J. Lacerda A1 50 (dez) - - J. Lacerda A2 33 (nov) 66 (dez) 66 (jan a mar) 33 (abr a out) 66 (abr a dez) J. Lacerda B 80 (mai e jun) 160 (jul a dez) J. Lacerda C 180 (mai e jun) Linhares Mauá (mai a ago) 100 (set a dez) 132,25 (nov) 137,23 (dez) 80 (jan a out) 160 (nov e dez) 180 (jan a mar); 200 (nov e dez) 100 (jan a abr) 150 (mai a dez) 143,10 (jan) 136,14 (fev) 120,43 (mar) 116,64 (abr) 112,09 (mai) 104,94 (jun) 120,55 (jul) 117,17 (ago) 114,46 (set) 118,12 (out) 116,72 (nov) 130,55 (dez) 160 (jan a mar; nov e dez) 80 (abr a out) 200 (jan a mar) 220 (nov e dez) 100 (jan a abr) 150 (mai a dez) 221,93 (jan) 211,45 (fev) 232,03 (mar) 245,26 (abr) 240,35 (mai) 241,57 (jun) 215,53 (jul) 236,40 (ago) 238,85 (set) 252,55 (out) 267 (nov e dez) USINA Mauá B3 110 (mai a out) 27,6 (nov) 18,57 (dez) 27,6 (jan) 20,70 (fev) 52,42 (mar) 58,90 (abr) 67,80 (mai) 83,04 (jun) 50,87 (jul) 58,06 (ago) 63,48 (set) 55,64 (out) 59,57 (nov) 31,38 (dez) 80,93 (jan) 70,45 (fev) 91,03 (mar) 100,00 (abr) 99,35 (mai) 100,00 (jun) 74,53 (jul) 95,40 (ago) 97,85 (set) 100,00 (out) 100,00 (nov) 100,00 (dez) Mauá B4 14 (mai a out) - - Norte Fluminense 1 256,87 (mai) 269,51 (jun) 263,63 (jul) 270,40 (ago) 262,50 (set) 257,21 (out) 255,49 (nov) 270,40 (dez) 376,62 (jan; jul) 371,76 (fev) 386,28 (mar) 355,02 (abr) 376,62 (mai) 375 (jun; set) 386,28 (ago) 367,44 (out) 364,98 (nov) 366,96 (dez) P. Médici B 90 (dez) 180 (nov e dez) Santana W São José 39,31 (nov) 20,65 (dez) 41,23 (mai) 50 (jun) 33,91 (jul) 37,29 (ago) 37,44 (set) 5,01 (out) 45,68 (nov) 27,89 (dez) 376,62 (jan) 371,76 (fev) 376,62 (mar) 364,98 (abr) 256,87 (mai; dez) 269,51 (jun); 263,63 (jul) 270,40 (ago) 255,49 (set: nov) 263,97 (out) 180 (jan a mar) 100 (nov e dez) 13,39 (out) 54,29 (nov) 36,50 (dez) - - Sta Cruz Nova 156,25 (set) 153,10 (out) 152,08 (nov) 160,95 (dez) - - Termonorte (jan e fev) ,09 (mai) 535,51 (jun) 368,35 (jan) 367,67 (fev) 369,72 (mar) 365,29 (abr) 368,35 (jan) 367,67 (fev) 368,35 (mar) 366,71 (abr) Termorio 532,99 (jul) 535,88 (ago) 368,35 (mai) 368,13 (jun) 366,99 (mai) 369,54 (jun) 532,50 (set) 530,23 (out) 368,35 (jul) 369,72 (ago) 368,35 (jul) 369,72 (ago) 529,49 (nov) 535,88 (dez) 368,13 (set) 367,05 (out) 366,71 (nov) 366,99 (dez) 366,71 (set) 368,42 (out) 366,71 (nov) 366,99 (dez) Viana 55,04 (mai) 57,75 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 56,25 (set) 55,12 (out) 54,75 (nov) 57,94 (dez) 56,49 (mai) 56,25 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 56,25 (set) 55,12 (out) 54,75 (nov) 55,04 (dez) 55,04 (mai) 57,75 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 54,75 (set) 56,57 (out) 54,75 (nov) 55,04 (dez) 5

6 USINA Aparecida 150 (jan a dez) 150 (jan a jul) Candiota (nov e dez) J. Lacerda A1 100 (nov; dez) 100 (jan a mar) 100 (nov; dez) J. Lacerda A2 66 (jan a mar) 33 (abr a 132 (jan a mar; nov e dez) out) 132 (nov e dez) 66 (abr a dez) J. Lacerda B J. Lacerda C 160 (jan a out); 262 (nov e dez) 220 (jan a mar) 363 (nov e dez) Mauá Mauá B3 24,00 (jan) 29,22 (fev) 40,16 (mar) 40,52 (abr) 47,25 (mai) 55,45 (jun) 33,77 (jul) 23,81 (ago) 50,12 (set) 58,34 (out) 85,33 (nov) 86,10 (dez) Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0086/ Despacho antecipado de GNL 262 (jan a mar; nov e dez); 160 (abr a dez) 363 (jan a mar; nov e dez) 267 (jan a jul) 400,09 (ago) 380,81 (set) 369,78 (out) 395,10 (nov) 412,09 (dez) 60,50 (jan) 63,81 (fev) 83,02 (mar) 85,11 (abr) 100,00 (mai) 100,00 (jun) 100,00 (jul) P. Médici B 100 (jan a mar) 180 (nov e dez) 180 (jan a mar) Santana LM 3,82 (nov) 11,43 (nov) Santana W 19,90 (out) 58,11 (nov) 27,16 (out) 58,11 (nov) 43,34 (dez) 50,91 (dez) 368,35 (jan) 369,18(fev) 366,99 (mar) 368,13 (abr) 368,35 (jan) 367,93 (fev) 368,35 (mar) 366,71 (abr) Termorio 368,35 (mai) 366,71 (jun) 366,99 (mai) 368,13 (jun) 369,72 (jul) 369,72 (ago) 369,72 (jul) 368,35 (ago) 366,71 (set) 368,42 (out) 366,71 (nov) 366,99 (dez) 368,13 (set) 368,42 (out) 366,71 (nov) 368,35 (dez) 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 setembro/2016 e outubro/2016, 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 40,8 MWmed em setembro/2016 e 179,0 MWmed em outubro/2016 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 210,0 MWmed em setembro/2016 e 0,0 em outubro/2016, em todos os patamares de carga. Os valores descritos acima para a UTE Linhares se referem a despacho necessário para manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo e para a UTE Santa Cruz Nova em setembro/2016 se refere a despacho necessário para atendimento à segurança elétrica durante a realização dos Jogos Paralímpicos. Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de setembro/2016 irão compor a Nota Técnica ONS n 0105/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS ( no dia 29/08/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 25/08/ INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO Condições Antecedentes O mês de agosto foi caracterizado pelo avanço regular de frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste e pela atuação de um sistema de baixa pressão nos estados do Mato Grosso do Sul, Paraná e em Santa Catarina na terceira semana do mês. Esses sistemas ocasionaram totais significativos de chuva nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu, acarretando em anomalias positivas de precipitação nessas regiões (Figura 5). Os sistemas frontais foram precedidos pela atuação de massas de ar frio que provocaram queda de temperatura nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e no sul do Acre, principalmente na segunda quinzena do mês. Figura 5 Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - até 24 de agosto/2016 6

7 O avanço de uma frente fria, associada a um sistema de baixa pressão, pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no início da semana ocasionou chuva moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu, e precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste (Figura 6) 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). 7 Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 19/08 a 25/08/2016 A Tabela 8 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 13/08 a 19/08/2016 e os estimados para fechamento da semana de 20/08/2016 a 26/08/2016. Tabela 8 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de setembro/2016 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 (Figura 8). PMO de SETEMBRO/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema 13/8 a 19/8/ /8 a 26/8/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N

8 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 de uma frente fria pela região Sul, no início da semana, e a atuação de áreas de instabilidade nessa localidade, no final da semana, ocasionam precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema do Sul, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Paranapanema (Figura 9). Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 27/08 a 02/09/2016 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 aos subsistemas Sudeste e Sul e estabilidade para os subsistemas Nordeste e Norte. A previsão para as afluências médias mensais do mês de setembro indica a ocorrência de afluências levemente acima da média histórica para os subsistemas Sudeste e Sul e abaixo desta média para os subsistemas Nordeste e Norte. Cabe o destaque para os subsistemas Nordeste e Norte, que apresentam previsão de valores significativamente abaixo da média histórica. A Tabela 9 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de setembro. 8

9 Energia Natural Afluente (%MLT) Tabela 9 Previsão de ENAs no PMO de setembro/2016 PMO de SETEMBRO/ ENAs previstas Subsistema 27/8 a 2/9/2016 Mês de SETEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de setembro/2016. Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de setembro/2016 Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de setembro/2016 Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de setembro/ Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de setembro/ Cenários de ENAs para o PMO de Setembro/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de setembro/2016, para acoplamento com a FCF do mês de outubro/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. 250% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/ % 150% 100% 50% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Setembro/2016

10 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2016 0% 0% 50% 100% 150% 200% 250% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Setembro/ % 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2016 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Setembro/ % 450% 400% 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2016 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Setembro/ % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2016 0% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Setembro/ % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Setembro/ % 100% 80% 60% 40% 20% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2016 PMO SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2016 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Setembro/

11 Probabilidade acumulada 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2016 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 22 Interligações entre regiões Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Setembro/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de setembro e outubro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 10 MLT da ENA nos meses de setembro e outubro PMO MLT das ENAs (MWmed) Subsistema SETEMBRO SE/CO S NE N OUTUBRO Limites de Intercâmbio entre Subsistemas 11 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.

12 Tabela 11 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO setembro/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 27/08 a Demais 02/09/2016 Semanas Pesada Média (A) Leve Pesada Média Leve (B) 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 Leve Previsão de Carga No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a variação nula da carga prevista para o mês de setembro/2016, relativamente a setembro/2015, 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 3,6%, está influenciado pelo baixo nível da carga em setembro/2015, quando os efeitos da crise econômica e o aumento tarifário já impactavam significativamente a carga da região, registrando nesse mês de 2015 um valor 2,5% inferior ao verificado em setembro/2014. No subsistema Nordeste, o crescimento da carga previsto, de 2,1%, segue influenciado pela sazonalidade do período, onde se observa o aumento do consumo das classes residencial e comercial. A taxa de crescimento da carga prevista para o subsistema Norte em setembro/2016, de 1,5%, já reflete, comparativamente aos meses anteriores, um menor impacto da interligação do sistema Macapá, dado que, em setembro/2015, parcela significativa desse sistema já se encontrava 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 12 - Evolução da carga no PMO de setembro/ (A) L T 500 kv S.J.Piauí Sobradinho, SB 230 kv PECEM II B2 e Lajeado - Miracema 500 kv (B) Lajeado - Miracema 500 kv

13 MW 4.4. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de setembro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO setembro/2016. 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. 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 setembro Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Figura 23 Potência hidráulica disponível no SIN 4.5. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 13 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO set/16 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 27/08/2016 Subsistema Nível previsto na Revisão 3 do PMO ago/2016 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 3 do PMO de Agosto/2016, para a 0:00 h do dia 27/08/2016. 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 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0 do PMO set/2016 SE/CO 45,5 46,8 S 91,0 89,2 NE 18,8 19,8 N 46,8 48,4 Para a semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Figura 24 CMO do mês de setembro 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 14- CMO para 1ª semana operativa do mês setembro/2016 Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 136,79 136,79 136,79 136,79 Média 135,06 135,06 135,06 135,06 Leve 115,15 59,65 115,15 115,15 Média Semanal 128,02 107,86 128,02 128, 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 setembro/

14 EAR (%EARmax) ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - SETEMBRO/ ,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] SUDESTE 45,5 45,5 44,2 42,7 41,3 40,0 36,0 SUL 91,0 91,0 91,1 91,5 93,7 96,5 92,3 NORDESTE 18,8 18,8 17,7 16,7 15,7 14,7 10,9 NORTE 46,8 46,8 45,1 43,5 41,9 40,1 24,6 Figura 25 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de setembro/2016 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostradas na tabela a seguir. Tabela 15 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de setembro/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema SETEMBRO OUTUBRO 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 27/08/2016 a 02/09/2016. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 29/10/2016 a 04/11/2016: Tabela 16 UTEs com contrato de combustível GNL Nome Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Assim sendo, não há previsão de despacho, por ordem de mérito ou por garantia energética, para a UTE Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 29/10/2016 a 04/11/2016. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, a UTE Luiz O. R. Melo deverá ser despachada, em 154 MW, na referida semana. 7. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Carga Leve SANTA CRUZ ,42 117,39 (1) 117,39 (1) 117,39 (1) LUIZORMELO ,07 117,39 (2) 117,39 (2) 117,39 (2) A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016. Tabela 17 Expectativa de custo de despacho térmico por RE UTE Potência Instalada (MW) UTE CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve ESS ELÉTRICO AUR.CHAVES (226) R$ 217, R$ ,48 TOTAL SE/CO R$ , RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Figura 26 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês setembro/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 490 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de setembro/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 outubro.

15 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 140,0 PMO - SE/CO - SETEMBRO/ ,0 9. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO 120,0 140,0 100,0 120,0 100,0 80,0 80,0 60,0 60,0 40,0 40,0 20,0 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 0,0 CMO (R$/MWh) 128,02 123,84 129,44 133,54 135,23 131,03 EAR(%EARmax) 45,5 45,5 44,2 42,7 41,3 40,0 36,0 ENA(%mlt) 110,1 103,6 106,6 112,2 115,1 110,3 Figura 27 Resumo Setembro/2016 para o Subsistema Sudeste A análise da variação semanal dos custos marginais de operação em função da atualização dos dados do PMO de setembro de 2016 foi realizada a partir de seis estudos. O caso inicial foi construído com base nas informações da revisão 3 do PMO de agosto. O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de agosto pela nova função elaborada para o PMO de setembro. 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 PMO - S - SETEMBRO/ ,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 Os demais estudos foram elaborados com atualizações sequenciais e cumulativas na seguinte ordem: previsão das vazões, níveis de partida dos reservatórios, previsão de carga e limites das interligações entre subsistemas. Os valores médios dos CMOs indicados nos resultados de cada estudo foram reproduzidos, graficamente, a seguir. 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] CMO (R$/MWh) 107,86 100,23 108,07 109,03 114,72 97,82 EAR(%EARmax) 91,0 91,0 91,1 91,5 93,7 96,5 92,3 ENA(%mlt) 140,5 112,2 115,5 124,5 127,9 110,4 20,0 0,0 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 20/08 a 26/08/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 27/08 a 02/09/2016 Figura 28 Resumo Setembro/2016 para o Subsistema Sul PMO - NE - SETEMBRO/ ,0 160,0 140,0 40,0 120,0 30,0 100,0 80,0 20,0 60,0 40,0 10,0 20,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] 0,0 CMO (R$/MWh) 128,02 123,84 129,44 137,91 137,96 132,01 EAR(%EARmax) 18,8 18,8 17,7 16,7 15,7 14,7 10,9 ENA(%mlt) 36,4 40,7 37,6 37,2 37,6 41, SE/CO - CMO (R$/MWh) Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO 15 Figura 29 Resumo Setembro/2016 para o Subsistema Nordeste PMO - N - SETEMBRO/ ,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] CMO (R$/MWh) 128,02 123,84 129,44 137,91 137,96 131,16 EAR(%EARmax) 46,8 46,8 45,1 43,5 41,9 40,1 24,6 ENA(%mlt) 41,7 49,6 45,6 42,6 38,8 41,6 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Figura 30 Resumo Setembro/2016 para o Subsistema Norte

16 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 20/08 a 26/08/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 27/08 a 02/09/2016 consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos Sul - CMO (R$/MWh) Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. Tabela 18 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 20/08 a 26/08/ CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 27/08 a 02/09/2016 Norte e Nordeste - CMO (R$/MWh) Subsistema (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Tabela 19 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS NÍVEL PMO % EARmáx - 30/9 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 40,0 36,4 40,0 41,7 SUL 96,5 76,1 96,5 98,0 NORDESTE 14,7 14,4 14,7 15,0 NORTE 40,1 40,0 40,1 40,2 16 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 setembro, 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 setembro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de setembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

17 Tabela 20 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Tabela 22 - Previsão de %EARmáx por REE REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 2-set (%EARmáx) Previsão Mensal 30-set (%EARmáx) SUDESTE 22,9 20,8 MADEIRA 40,6 26,7 TELES PIRES - - ITAIPU 100,0 27,9 PARANÁ 52,8 46,5 SUL 91,0 96,5 NORDESTE 18,8 14,7 NORTE 46,8 40,1 BELO MONTE 30,0 45,1 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 setembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 0 do PMO Setembro/2016. Tabela 21 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 27/08/2016 a 02/09/2016 set/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 35. 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. 17

18 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 outubro de 2016 está prevista a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2, permitindo o escoamento de até MW. Em novembro 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 pleno dos bipolos no valor de 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 LTs 500 kv Araraquara 2 Fernão Dias e Araraquara 2 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. 18