Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro 2016 Semana Operativa de 30/01/2016 a 05/02/2016

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1 % EARmáx Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro 2016 Semana Operativa de 30/01/2016 a 05/02/ APRESENTAÇÃO Informamos que, em função de inconsistência identificada no deck de entrada do modelo NEWAVE, há uma diferença entre os valores de Custo Marginal de Operação (CMO) apresentados na plenária e os valores finais, publicados nesse Sumário Executivo. Os arquivos publicados no CDRE já foram corrigidos. No mês janeiro/2016 ocorreram totais significativos de precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e no Tocantins, onde foram observadas anomalias positivas de chuva. Na semana de 30/01 a 05/02/2016 a condição de pancadas de chuva permanece nas bacias dos rios Tocantins, Paranaíba, Grande e Tietê até o dia 31/01. Ao longo da semana a precipitação fica restrita a região Sul do País, com chuva fraca a moderada na bacia do rio Paranapanema e em pontos isolados do Iguaçu, e chuva fraca no Uruguai e no Jacuí. Nesse PMO fevereiro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 6,07/MWh para R$ 2,62/MWh; no subsistema NE passou de R$ 304,29/MWh para R$ 216,02/MWh; e no subsistema Norte passou de R$ 7,56/MWh para R$ 2,62/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 25 e 26/02/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 2016 no auditório do Escritório Central 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 fevereiro/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 , 43,1% 95,5% Energia armazenada inicial 91,9% 14,1 p.p. -3,6 p.p. 26,4% 16,6% 15,9% 5,2% 11,4 p.p. 10,5 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte jan/16 fev/16 Figura 1 Energia armazenada inicial em janeiro/16 e fevereiro/16 1

2 3.2. Tendência Hidrológica Tabela 2 e Tabela 3, a seguir. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de fevereiro/2016, comparadas com o PMO de janeiro/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/2016 NEWAVE [%MLT] PMO janeiro /2016 PMO fevereiro/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jul/ Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ Jan/ 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. 2 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 21/01/2016, são apresentadas nas

3 Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs Santo Antônio SE/CO EC 3568, ,6 FEV/ mês 36 69,6 ABR/ meses Teles Pires SE/CO EC ,0 FEV/ mês 1 - Compl. 38,9 ABR/ meses 2 - Compl. 38,9 JUN/ meses 3 - Compl. 38,9 AGO/ meses 4 - Compl. 38,9 OUT/ meses 5 - Compl. 38,9 JAN/ meses 6 - Compl. 38,9 MAR/ meses 1 611,1 MAI/ meses 2 611,1 JUL/ meses 3 611,1 OUT/ meses 4 611,1 JAN/ meses 5 611,1 MAR/ meses Belo Monte N EC , ,1 MAI/ meses 7 611,1 JUL/ meses 8 611,1 SET/ meses 9 611,1 NOV/ meses ,1 JAN/ meses ,1 MAR/ meses ,1 MAI/ meses ,1 JUL/ meses ,1 SET/ meses ,1 NOV/ meses ,1 JAN/ meses ,1 MAR/ meses ,1 MAI/ meses EC - Usina em fase de construção Máquina (MW) Data da Entrada em Operação (DMSE) Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UTEs UTE UHE Subsistema Situação Potência Total (MW) Subsistema Situação Combustível Potência Total (MW) UG (MW) Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior Data de Atraso (+) / entrada em Antecipação (-) operação - em relação ao DMSE PMO anterior Gás Natural 1 189,6 OUT/ meses Mauá 3 N EC Gás Natural 590, ,6 OUT/ meses Vapor 3 211,7 MAI/ meses EC - Usina em fase de construção 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. Assim, na Tabela 4, 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 4 Limites de escoamento de energia do REE Madeira Restrição Escoamento [MW] Cronograma PMO fev/16 fev/16 e mar/ abr/ mai/16 a jul/ ago/ set/ out/ nov/16 e dez/ jan/17 a jul/ limite de 5600 MW + 2 UGS de 69,59 MW 2 - limite de 5600 MW + 3 UGS de 69,59 MW 3 - limite de 5600 MW + 5 UGS de 69,59 MW 4 - limite de 5600 MW + 6 UGS de 69,59 MW 5 - limite de 6800 MW + 6 UGS de 69,59 MW A UHE Teles Pires será inicialmente conectada ao SIN através de uma conexão provisória que envolve a derivação da LT Cláudia-Paranatinga 500kV até SINOP, permitindo o escoamento de apenas 400 MW, e somente após a conclusão das obras de transmissão, que permitam a conexão definitiva, sua potência total poderá ser agregada ao SIN. É adotado um período de dois meses, para realização de testes e ajustes necessários, aplicado sobre a data de tendência da configuração definitiva (SE Paranaíta 500 kv e LTs associadas) 01/02/2016, conforme última reunião do DMSE Transmissão, quando a limitação de 400 MW de escoamento deixará de existir. Em função da utilização da versão 22 do modelo NEWAVE, a partir do PMO de janeiro/2016, o escoamento da energia da UHE Teles Pires em seu respectivo REE foi limitado em 400 MW de janeiro a abril de 2016, não existindo mais restrição a partir de maio de 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 janeiro/

4 [MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Maior diferença de MW Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Figura 2- Evolução da potência instalada das UHEs Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas 3.4. Fatos Relevantes Atraso UHEs Belo Monte e Belo Monte Complementar Antecipação de 1 UG da UHE Teles Pires e 2 UGs da UHE Santo Antônio PMO jan/2016 Maior diferença de 591 MW Antecipação UTE Mauá 3 PMO jan/2016 PMO fev/2016 PMO fev/2016 PMO jan/16 PMO fev/16 Maior diferença de 210 MWmed Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Entrada em operação comercial das UGs 38 (35ª, 69,59 MW), 35 (36ª, 69,59 MW) e 37 (37ª, 73 MW) da UHE Santo Antônio, da UG2 da UHE Teles Pires (364 MW) e das UGs 17 (38ª), 18 (39ª), 19 (40ª) e 41 (41ª) da UHE Jirau (75 MW cada), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 4.134/2015, nº 236/2016, nº 4.151/2015, nº 11/2016 e nº 102/2016, respectivamente. Modelagem da indisponibilidade das UHE Candonga e Mascarenhas, durante os meses de fevereiro e março/2016 e UHEs Aimores e Baguari durante o mês de fevereiro/2016, conforme declaração do agente. Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN de 01/04/2018 para 01/05/2018, conforme reunião do DMSE Transmissão. Alteração da disponibilidade da UTE Araucária conforme informação do agente COPEL. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de fevereiro e março/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 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 fevereiro/2016 e março/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 0 MWmed para fevereiro/2016 e março/2016 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 0 MWmed em fevereiro/2016 e março/2016, em todos os patamares de carga. 4

5 Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de fevereiro/2016 irão compor a Nota Técnica ONS n 0010/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS ( no dia 01/02/2016. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 28/01/ INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 4.1. Condições Hidrometeorológicas As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos marginais. Assim, faz-se necessário o pleno entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o El Niño e La Niña, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN Condições Antecedentes O avanço de uma frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e pelo sul da Bahia na primeira semana de janeiro, a atuação de um sistema de baixa pressão nas regiões Centro-Oeste e Sudeste na segunda, e a configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul-ZCAS entre o Tocantins, Bahia, Minas Gerais e Espírito Santo na terceira semana ocasionaram totais significativos de precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e no Tocantins, onde foram observadas anomalias positivas de chuva (Figura 5). Figura 5 - Mapa de anomalia da precipitação acumulada janeiro de 2016 A Tabela 5 apresenta as energias afluentes aos subsistemas nos meses de dezembro e janeiro. Vale ressaltar que o valor estimado para janeiro é composto por valores observados e pela previsão até o final do mês. Tabela 5 Energias Naturais Afluentes no passado recente PMO de FEVEREIRO/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema DEZEMBRO/2015 JANEIRO/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As bacias dos rios São Francisco, Tocantins e Paranaíba apresentaram chuva fraca a moderada durante a semana de 23 a 29/01/2016. No final da semana o rápido avanço de uma frente fria pelos estados da região Sul e por São Paulo ocasionou chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul e no Paranapanema e precipitação de intensidade fraca a moderada no Tietê e no Grande (Figura 6). 5

6 Francisco devem apresentar valores abaixo da média (Figura 7). Figura 6 Precipitação observada (mm) no período de 23 a 29/01/2016 A Tabela 6 apresenta a tendência hidrológica através das energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 16 a 22/01/2016 e os estimados para fechamento da semana de 23/01 a 29/01/2016. Tabela 6 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de fevereiro/2016 PMO de FEVEREIRO/ ENAs verificadas e estimadas Subsistema 16/1 a 22/1/ /1 a 29/1/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão e Climatologia para o trimestre Fevereiro, Março e Abril/2016 Os resultados das previsões de consenso do INPE/CEMADEN/CCST/INPA indicam como cenário mais provável para o trimestre fevereiro-março-abril 2016, maior probabilidade de ocorrência de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema. A bacia do rio Tocantins e o trecho sub-médio do São Figura 7 Previsão de consenso para o trimestre Fevereiro- Março-Abril de 2016 do INPE/CEMADEN/CCST/INPA. Fonte: Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos-CPTEC Previsão para a próxima semana A condição de pancadas de chuva permanece nas bacias dos rios Tocantins, Paranaíba, Grande e Tietê até o dia 31/01. Ao longo da semana a precipitação fica restrita a região Sul do País devido à atuação de uma frente fria no estado do Paraná, associada a áreas de instabilidade, que ocasiona chuva fraca a moderada na bacia do rio Paranapanema e em pontos isolados do Iguaçu e fraca no Uruguai e no Jacuí (Figura 8). 6

7 As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de fevereiro/2016. Figura 9 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de fevereiro/2016 Figura 8 Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/01/2016 a 05/02/2016 Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 7 Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa aumento das afluências nas regiões Sul, Nordeste e Norte, e queda nas afluências da região Sudeste. Figura 10 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de fevereiro/2016 A previsão para as afluências médias mensais do mês de fevereiro indica a ocorrência de afluências acima da média para todas as regiões, exceto a região Norte, que apresenta previsões de afluências inferiores à média histórica. A Tabela 7 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de fevereiro. Tabela 7 Previsão de ENAs no PMO de fevereiro/2016 PMO de FEVEREIRO/ ENAs previstas Subsistema 30/1 a 5/2/2016 Mês de FEVEREIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Figura 11 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de fevereiro/2016

8 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 30 SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 12 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de fevereiro/ Cenários de ENAs para o PMO de Fevereiro/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de fevereiro/2016, para acoplamento com a FCF do mês de março/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2016 Figura 15 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO fevereiro/ Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 16 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO fevereiro/ SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2016 PMO SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 13 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO fevereiro/ SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 15 5 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 17 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO fevereiro/2016 Figura 14 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO fevereiro/2016

9 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 2.1. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados no PMO. Figura 18 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO fevereiro/ SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR) REVISÃO 0 Figura 19 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO fevereiro/2016 SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 20 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO fevereiro/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de fevereiro e março são apresentados na tabela a seguir. Tabela 8 MLT da ENA nos meses de fevereiro e março PMO MLT das ENAs (MWmed) Subsistema FEVEREIRO SE/CO S NE N MARÇO

10 Tabela 9 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO fevereiro/ Previsão de Carga Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste as variações previstas da carga para o mês de fevereiro/2016, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -0,5%, -1,1% e -1,8%, respectivamente, refletem, sobretudo, o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. No subsistema Norte, a taxa de crescimento da carga, prevista para o mês de fevereiro/2016, de 6,8%, está influenciada pela interligação do sistema Macapá, que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica ocorrida ao longo de 2015, decorrente das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, vem se refletindo nos padrões de consumo, impactando todas as classes de consumidores. Tabela 10 - Evolução da carga no PMO de fevereiro/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de fevereiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO fevereiro/2016. (A) (B) (C) DJ 500 kv MILAGRES V1 / LT 500 kv B.J.LAPA II / IBICOARA LT 500 kv B.J.LAPA II / IBICOARA DJ-15 Miracema 500 kv Figura 21 Potência hidráulica disponível no SIN

11 EAR (%EARmax) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 11 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO fev/16 A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 12- CMO para 1ª semana operativa do mês fevereiro/2016 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 4 do PMO de Janeiro/2016, para a 0:00 h do dia 30/01/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 30/01/2016 a 05/02/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético do SIN; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia Custo Marginal de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de fevereiro 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 fevereiro/2016. ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - FEVEREIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] SUDESTE 43,2 45,0 47,4 49,9 51,9 54,2 63,0 SUL 91,9 89,8 88,8 87,1 84,7 83,4 82,4 NORDESTE 16,6 22,0 28,0 33,3 38,8 44,0 62,0 NORTE 26,4 28,4 32,0 36,9 41,8 47,2 68,3 Figura 23 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de fevereiro/2016 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostrados na tabela a seguir. Tabela 13 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de fevereiro/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema FEVEREIRO MARÇO SE/CO S NE N Figura 22 CMO do mês de fevereiro em valores médios semanais

12 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 3. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/01/2016 a 05/02/ ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 30/01/2016 a 05/02/2016. Figura 24 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês fevereiro/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 637 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. 5. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês fevereiro/2016 e os valores esperados para o mês de março/2016, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN) PMO - SE/CO - FEVEREIRO/2016 3,0 2,0 Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 02/04/2016 a 08/04/2016: Tabela 14 UTEs com contrato de combustível GNL (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 Ressalta-se que, embora as UTEs LUIZORMELO e SANTA CRUZ não estejam despachadas antecipadamente por ordem de mérito de custo, o ONS comanda seus despachos antecipados, para a semana de 02/04/2016 a 08/04/2016, por garantia energética. 4 1,0 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] CMO (R$/MWh) 2,62 2,50 2,58 2,56 2,48 1,99 EAR(%EARmax) 43,2 45,0 47,4 49,9 51,9 54,2 63,0 ENA(%mlt) 113,5 114,2 113,8 107,7 106,4 107,0 Figura 25 Resumo fevereiro/2016 para o Subsistema Sudeste PMO - S - FEVEREIRO/ , , ,0 4 2 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] CMO (R$/MWh) 2,62 2,50 2,58 2,56 2,48 1,99 EAR(%EARmax) 91,9 89,8 88,8 87,1 84,7 83,4 82,4 ENA(%mlt) 133, ,5 121,0 125,4 109,8 Figura 26 Resumo fevereiro/2016 para o Subsistema Sul 12

13 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO - NE - FEVEREIRO/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] CMO (R$/MWh) 216,02 122,04 118,30 180,46 129,66 65,27 EAR(%EARmax) 16,6 22,0 28,0 33,3 38,8 44,0 62,0 ENA(%mlt) 125,1 136,9 113,7 109,6 104,3 106,7 Figura 27 Resumo fevereiro/2016 para o Subsistema Nordeste PMO - N - FEVEREIRO/ A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. O valor médio do CMO indicado nos resultados de cada estudo foi reproduzido, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/01 a 29/01/2016 SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh) CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/01 a 05/02/ , ,0 6,07 19,68 2,65 2,63 2,61 2, ,61-17, ,0 2 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR] CMO (R$/MWh) 2,62 2,50 2,58 2,56 2,48 1,99 EAR(%EARmax) 26,4 28,4 32,0 36,9 41,8 47,2 68,3 ENA(%mlt) 72,1 73,9 77,8 80,7 74,2 74,7 Figura 28 Resumo fevereiro/2016 para o Subsistema Norte 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS Figura 29 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/01 a 29/01/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/01 a 05/02/ A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de fevereiro de 2016 foi realizada a partir de quatro estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, considerando a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de janeiro. 304,29 Nordeste - CMO (R$/MWh) 133,40 242,73 216,02 133,40 133, ,33-26,71-170,89 Neste estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de janeiro. Figura 30 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de janeiro pela nova função elaborada para o PMO de fevereiro.

14 CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 23/01 a 29/01/2016 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 30/01 a 05/02/2016 Norte - CMO (R$/MWh) 7,56 19,68 2,65 2,63 2,61 2,62 12,12-17, Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Ressaltamos que o valor do CMO nos estudos é decorrente da escolha da sequência de atualização dos dados conforme detalhado anteriormente. 7. 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. 8. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de fevereiro, 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 fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de fevereiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 15 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 14

15 outro subsistema pela transformação 230/ /69 kv da SE Mauá3. A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao SIN ocorreu às 09h03 do dia 13/09/2015 através da interligação TMM, com a conclusão das obras de responsabilidade da CEA. A partir dessa data todo o sistema de distribuição da CEA em conjunto com a UHE Coaracy Nunes e com a UTE Santana de propriedade da Eletronorte estão integradas ao SIN. Figura 32 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade A Figura 34, a seguir, mostra a configuração operativa atual do sistema elétrico do Amapá integrado ao SIN. 9. INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC), conforme mostrado na Figura 33, a seguir. Figura 33 - Interligação Tucuruí - Manaus - Macapá (TMM) A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, em configuração provisória. No dia 04/10/2015 esse sistema passou a operar na configuração definitiva, com a formação de dois subsistemas da rede de 69 kv, onde um subsistema é suprido pela transformação 230/69 kv da SE Manaus e Figura 34 - Configuração atual do Amapá Para energização da LT 69 kv Macapá (Isolux) Santana e da LT 69 kv Macapá (Isolux) Santa Rita, forão utilizadas as entradas de linhas existentes da LT 69 kv Santana Santa Rita, que ficará aberta nos dois terminais. Para energização da LT 69 kv Macapá (isolux) - Macapá II foi usada a entrada de linha 69 kv existente da LT 69 kv Santana Macapá II em Macapá II e a atual LT 69 kv Santana Macapá II ficará energizada em vazio sobre a SE Santana. Cabe ressaltar que as LTs 69 kv Santana Santa Rita e Santana Macapá II permanecerão desenergizadas até a construção dos bays definitivos ainda sem data prevista. Está prevista a partir de 2016 a entrada em operação de todas as unidades geradoras da UHE Cachoeira Caldeirão (3 x 73 MW) a ser conectada a partir do barramento de 230 kv da SE Ferreira Gomes que é suprida através do setor de 230 kv da SE Macapá. A integração do sistema Manaus ao SIN proporcionou maior confiabilidade no atendimento às cargas de Manaus, porém, esse sistema se interligou ao SIN numa 15

16 configuração provisória. Durante o ano de 2014 e início do ano de 2015, algumas obras do sistema Manaus entraram em operação, em destaque, o seccionamento na SE Lechuga da LT 230 kv Manaus Balbina C2, em abril de Em agosto de 2015 o terceiro circuito da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira passou a operar na tensão de 138 kv. Desta forma, o sistema de 138 kv que até então era atendido radialmente pela SE Jorge Teixeira passou a ser atendido também por essa linha de transmissão. Posteriormente esta linha foi retirada de operação por falta de licença ambiental. Também no referido mês, entrou em operação o terceiro transformador de 138/69 kv da SE Mauá 3, melhorando as condições de atendimento das cargas supridas por essa subestação. Em outubro de 2015 o terceiro circuito da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira voltou a operar na tensão de 138 kv e a rede de 69 kv foi dividida em dois subsistemas conforme descrito anteriormente. A Figura 35, a seguir, mostra a configuração prevista para fevereiro de 2016, com a entrada em operação do quarto transformador 230/138 kv 150 MVA da SE Mauá 3 a ser transferido da SE Manaus. A partir de junho de 2017, esta nova UTE operará em ciclo combinado pleno, com entrada em operação da terceira unidade a vapor de 211,65 MW, disponibilizando 590,75 MW. 10. INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de MW, sendo MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600 kv), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 36. 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. 16 Figura 35 - Configuração prevista para fevereiro de 2016 Está prevista, a partir novembro de 2016, a expansão do parque gerador térmico de Manaus, com a entrada em operação da nova UTE Mauá 3, primeiramente em ciclo aberto de operação, com duas unidades a gás de 189,55 MW cada, totalizando uma geração de 379,10 MW. Figura 36 - 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

17 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 dos dois blocos do Back-to-Back, disponibilizando uma potência de 600 MW para o AC/RO, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. Em abril de 2016 está prevista a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2 e em maio do mesmo ano, a entrada em operação do terceiro circuito em 230 kv do Acre Rondônia, da LT 500 kv Marimbondo 2 Assis e do 2º polo do Bipolo 2. Esses empreendimentos irão agregar maior segurança ao suprimento de energia, sendo possível escoar através do dois Bipolos e do Back-to-Back uma potência total de MW. Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento. 17 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. 11. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo pmo@ons.org.br.