PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO

PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, 196 - Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444

2008/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS RE 3/113/2008 PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO RELATÓRIO EXECUTIVO PEN_RE-113-2008 08.07.08.doc

Sumário 1 Apresentação 5 2 Conclusões e Recomendações 13 2.1 Conclusões 13 2.2 Recomendações 15 3 Premissas Básicas 17 3.1 Previsões de Carga 17 3.2 Oferta Existente 18 3.3 Expansão da Oferta 19 3.3.1 Cronogramas de novas obras de geração 19 3.3.2 Termo de Compromisso da Petrobras com ANEEL TC 21 3.4 Expansão das Interligações 24 3.5 Outras Premissas 26 4 Cenários de Oferta 28 4.1 Cenário de Referência (CR) 28 4.2 Cenário de Sensibilidade 1 (CS1) Oferta adicional 31 4.3 Cenário de Sensibilidade 2 (CS2) Atraso no Termo de Compromisso 31 5 Síntese dos resultados das avaliações energéticas 33 5.1 Cenário de Referência (CR) 33 5.2 Cenário de Sensibilidade 1 (CS1) Oferta Adicional 40 5.3 Cenário de Sensibilidade 2 (CS2) Atraso no Termo de Compromisso 42 6 Avaliações Complementares 44 6.1 Impacto da Consideração da Curva de Custo do Déficit com 4 patamares 44 6.2 Impacto dos Mecanismos Operativos de Segurança 45 Anexo I Conceitos Básicos 48 Anexo II Metodologia 57 Anexo III Projeções de Carga 59 Anexo IV Expansão da Oferta de Geração 61 Anexo V CAR 2008/2012 84 Anexo VI Custos Marginais de Operação CMO 88 Anexo VII Histogramas dos Déficits de Energia 90 ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 3 / 107

Anexo VIII Termo de Compromisso Petrobras/ANEEL TC 96 Anexo IX Limites de Transmissão 98 Anexo X Congestionamento das Interligações entre Subsistemas 99 ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 4 / 107

1 Apresentação O Plano Anual da Operação Energética PEN tem como objetivo apresentar as avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN para o horizonte do planejamento da operação energética cinco anos à frente. Este horizonte é necessário para que, com base nos critérios de segurança da operação utilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de geração/transmissão pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE/Empresa de Pesquisa Energética EPE, órgãos coordenados pelo Ministério de Minas e Energia MME, para aumentar a margem de segurança da operação do SIN. A avaliação das condições de atendimento se divide em dois períodos: curto e médio prazo. No curto prazo, com foco nos dois primeiros anos do horizonte de estudo, a oferta está definida e, em geral, não é mais possível a incorporação de novos empreendimentos. Neste período, o atendimento ao mercado é basicamente dependente dos níveis de armazenamento dos reservatórios, das afluências às usinas hidroelétricas e da disponibilidade de geração térmica complementar ao parque hidroelétrico existente e em fase de implantação nesse biênio. Assim, para aumentar a garantia do atendimento energético, o CMSE aprovou a implementação de Procedimentos Operativos de Curto Prazo, que consiste, quando necessário, no aumento ou mesmo na inversão de intercâmbios interregionais e/ou na geração térmica adicional à definida por ordem de mérito, para garantir, ao final da estação seca do primeiro ano em estudo, neste caso novembro de 2008, Estoque de Segurança, representado por um Nível Meta de Armazenamento. Armazenamentos iguais ou acima desse Nível Meta permitem garantir o atendimento não só no ano em curso, como também ao segundo ano (2009), mesmo na ocorrência de afluências críticas no período úmido dezembro de 2008 a abril de 2009. No horizonte de médio prazo, que tem foco nos três anos restantes 2010/2012, a expansão da geração e da transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento ao mercado. A análise desse período, através da identificação dos riscos de déficit de energia e dos custos marginais de operação, permite ao ONS encaminhar propostas para a tomada de decisões estratégicas, quando da visualização da ocorrência de situações desfavoráveis de suprimento energético. Neste horizonte podem ser contempladas antecipações de obras e/ou a indicação da necessidade de ser avaliada, pela EPE/MME, a implantação de oferta adicional ao programa de expansão definido para os primeiros cinco anos, ou mesmo a constituição de Reserva de Geração e/ou a Energia de Reserva, adicional à oferta programada, conforme previsto na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 5 / 107

bem como a realização de leilões de energia de reserva, segundo estabelecido no Decreto nº 6353, de 16 de janeiro de 2008. Vale comentar que está programado para 30/07/2008 o 1º Leilão de Energia de Reserva 1º LER e para 12/08/2008 o 6 LEN - A-3. É importante destacar que a elaboração do PEN 2008 ao final da estação chuvosa do SIN permite considerar a influência das vazões ocorridas no período úmido e, conseqüentemente o armazenamento verificado nos reservatórios, mitigando assim o impacto dos estados iniciais de armazenamento nas avaliações das condições de atendimento ao mercado no horizonte de 5 anos, face à evolução da configuração energética do SIN, com perda gradual da regularização plurianual, devido ao crescimento da carga e da não incorporação recente de novos reservatórios de regularização de porte significativo. Alia-se a esse fato a expansão da oferta de geração nos próximos 5 anos calcada em hidroelétricas com pequenos reservatórios de regularização e a fio d água e usinas térmicas com custos de operação variável (CVUs) elevados que, em função da estratégia de planejamento da operação baseada em modelo matemático cuja função objetivo é a minimização do custo total esperado, tem o seu despacho por ordem de mérito postergado, levando ao deplecionamento acentuado dos reservatórios ao final de cada estação seca. Essa nova característica energética do SIN, embora com uma oferta de energia assegurada em equilíbrio com a carga prevista, como será visto adiante nas avaliações do Cenário de Referência, explica o cuidado que se deve ter ao se avaliar os riscos de déficit de energia a partir de períodos de recessão hidrológica e baixo armazenamento nos reservatórios. De fato o sistema passa a ter períodos hidrológicos críticos com maior freqüência e menor duração, o que reduz o efeito de atenuação de sucessivos períodos úmidos, ou seja, uma menor quantidade de cenários hidrológicos permite o reenchimento total do sistema, o que acaba influenciando também os resultados das avaliações dos riscos de déficit de energia e dos custos marginais de operação do final do horizonte. Em síntese, a combinação dessas características de evolução da oferta de energia no sistema interligado, com o efeito da modelagem matemática da operação energética, que tem como base conceitual a minimização dos custos de operação, faz com que seja fundamental a adoção na operação de um conjunto de mecanismos de segurança, atualmente representados pelas Curvas Bianuais de Aversão a Risco já incorporadas ao modelo NEWAVE e a consideração de Procedimentos Operativos de Curto Prazo, já aprovados pelo CMSE, e em fase de regulamentação. Cumpre destacar que a extensão do uso das CAR para os 5 anos do planejamento da operação CAR5, permitirá a aderência da avaliação das condições de atendimento de médio prazo às práticas operativas de segurança do SIN. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 6 / 107

Com relação a CAR5, que representa a adoção de restrições plurianuais de armazenamento mínimo para cada subsistema durante todo o horizonte de planejamento, é apresentada, a título de sensibilidade, uma avaliação dos impactos de seu uso em termos de riscos de déficit e custos marginais de operação para o Cenário de Referência do PEN 2008, estando o ONS em fase final de formulação de uma proposta de utilização da CAR5 para avaliação no âmbito do CMSE, para posterior regulamentação pela ANEEL. Cabe destacar ainda que a evolução da redução na capacidade de regularização do SIN, leva à necessidade de definição de um novo referencial para a determinação das condições de atendimento energético do SIN pelo ONS, na medida em que o uso dos riscos de déficits, como já comentado, não representa um indicador suficientemente adequado para a determinação da qualidade do atendimento energético, uma vez que os mesmos são calculados por modelos de otimização em simulações que contemplam racionamentos preventivos, em qualquer período do ano, quando se considera uma curva de custo do déficit de 4 patamares, por exemplo, ou, alternativamente, racionamentos concentrados e em montantes elevados no final do período seco, quando não se adota os racionamentos preventivos, com o uso de uma curva de custo do déficit de 1 patamar. As duas políticas, baseadas em custos marginais de operação, não correspondem, efetivamente, à prática operativa a ser implementada pelo Poder Concedente. Em situações críticas, privilegia-se a segurança do atendimento em lugar da minimização dos custos operativos e a prática do racionamento indica que o mesmo é decretado somente próximo ao final do período úmido, com valores uniformes e não decrescentes. No entanto, os riscos déficit devem ainda ser considerados como informações importantes para a avaliação das condições de atendimento energético, possibilitando, em função da tendência, tomar as providências cabíveis para reduzi-los, visando aumentar a garantia do atendimento energético. Neste sentido, o ONS está desenvolvendo uma metodologia de cálculo de Indicadores de Segurança. Esses indicadores poderão ser utilizados para que, em conjunto com os resultados das avaliações dos riscos de déficit de energia e dos custos marginais de operação sejam formuladas propostas para apreciação do MME/EPE, de oferta adicional no horizonte do 3º ao 5º ano do programa de expansão previamente definido de forma a prover o SIN de maior margem de segurança. Para que as avaliações realizadas representem, de forma consistente, a realidade operativa do SIN, foram consideradas as informações mais atualizadas do cronograma de obras de geração e transmissão, as condições iniciais de armazenamento dos reservatórios em 30 de abril de 2008, a tendência hidrológica dos últimos seis meses que antecederam o início dos estudos e os condicionantes referentes à segurança operativa do SIN, bem ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 7 / 107

como as restrições ambientais e de uso múltiplo da água existentes nas bacias hidrográficas que compõem o SIN. Este Relatório Executivo apresenta, de forma sintetizada, os principais resultados do Plano Anual da Operação Energética PEN 2008, abrangendo o período 2008-2012, indicando as providências necessárias para aumentar a segurança do atendimento ao SIN. Apresenta-se, a seguir, uma síntese do conteúdo dos itens que compõem esse Relatório Executivo do Plano Anual da Operação Energética de 2008 PEN 2008. O Item 2 Conclusões e Recomendações apresenta as conclusões e recomendações que o ONS julga relevantes para aumentar a margem de segurança da operação do SIN no horizonte 2008-2012 No Item 3 Premissas Básicas são apresentadas as principais premissas adotadas, destacando-se: As previsões de carga de acordo com o cenário de projeção de crescimento do PIB de 5%, correspondendo a um crescimento da carga à taxa média anual no período 2008-2012, de 4,9%, sem considerar a interligação dos sistemas isolados de Acre-Rondônia e Manaus-Macapá ao SIN. A composição dos cenários de oferta de geração e transmissão e as interligações com países vizinhos, que tem por base as informações do CMSE para o PMO de maio de 2008. A consideração do Termo de Compromisso TC da Petrobras para aumento na disponibilidade de geração termoelétrica com base em gás natural. A consideração das Curvas Bianuais de Aversão ao Risco e a adoção da curva de custo de déficit de um patamar, coerente com os estudos de planejamento da expansão da geração desenvolvidos pela EPE/MME. São também apresentadas outras premissas, que correspondem às práticas operativas normalmente adotadas pelo ONS. Destaca-se que a consideração destas premissas básicas é de fundamental importância para manter a coerência entre o planejamento da operação (PEN) e a programação da operação (PMO), garantindo assim o acoplamento temporal entre as decisões operativas de médio e curto prazo, inclusive com rebatimentos coerentes na formação de preço do mercado de curto prazo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 8 / 107

No Item 4 Cenários de Oferta é descrito o cenário básico para avaliação das condições de atendimento ao mercado, denominado Cenário de Referência - CR e dois cenários de sensibilidade. Cenário de Referência CR: Considera a base de dados do PMO de maio de 2008 e a integração do Sistema Acre-Rondônia ao SIN a partir de março de 2009. Cenário de Sensibilidade 1 CS1: Avalia os benefícios da implantação de oferta adicional no SIN, em adição à expansão considerada no Cenário de Referência. Foram feitas avaliações considerando duas hipóteses: 1) montantes de 500 MW em 2009 e 1.000 MW em 2010, na Região Sudeste/C. Oeste, totalizando 1.500 MW de oferta adicional ao Cenário de Referência, e 2) montantes de 1.000 MW em 2009 e 2.000 MW em 2010, também na Região Sudeste/C. Oeste, totalizando 3.000 MW de oferta adicional. Essa oferta adicional pode ser obtida nos próximos leilões a serem realizados: LER Leilão de Energia de Reserva em julho de 2008 e Leilão A-3, em agosto de 2008, ou mesmo pela realização de um novo leilão de reserva. Cenário de Sensibilidade 2 CS2: Avalia, a partir do Cenário de Referência, o impacto do atraso no cronograma do Termo de Compromisso da Petrobras com a ANEEL TC (6 meses de atraso no GNL proveniente de Pecém e 12 meses no GNL do Rio de Janeiro). Esta hipótese é considerada conservadora, pois segundo informações de acompanhamento dos projetos de GNL não há indicação de que este cenário venha a ocorrer. Não obstante, esta sensibilidade permite ratificar a importância do cumprimento dos cronogramas de recuperação da geração térmica com base no GN, de acordo com o TC. No Item 5 Síntese dos Resultados das Avaliações Energéticas é apresentado, com base em simulações com séries sintéticas de energias naturais afluentes, os principais indicadores das avaliações energéticas de curto e médio prazos para os cenários de oferta formulados, destacando-se os riscos de déficit de energia, os custos marginais de operação valor esperado das médias anuais e a freqüência de congestionamento das grandes interligações regionais. O Item 6 Avaliações Complementares apresenta, para o Cenário de Referência: 1) uma avaliação do efeito da consideração da curva de custo do déficit com 4 patamares (Ofício ANEEL Nº 385/2007), conforme metodologia atualmente em uso para determinação da Função de Custo Futuro para o Programa Mensal de Operação PMO; e 2) uma avaliação considerando a utilização das Curvas de Aversão ao Risco no período de 5 anos CAR5. Para esta avaliação foram utilizadas a CAR 2008/2009 e elaboradas as CAR 2009/2010, 2010/2011 e 2011/2012 com base na mesma metodologia ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 9 / 107

utilizada e aprovada pela ANEEL para as CAR 2008/2009. Para cada ano da simulação considera-se apenas o primeiro ano de cada CAR bianual, ou seja, adota-se a envoltória superior da seqüência de CARs bianuais reavaliadas para cada ano. O Anexo I Conceitos Básicos descreve, para melhor compreensão dos resultados publicados neste PEN 2008, as características da expansão da oferta do SIN, a importância das interligações inter-regionais, bem como o processo decisório inerente a um sistema com perda gradual da regularização plurianual. São apresentados conceitos relativos a questões de interpretação do risco de déficit de energia, em face da importância do entendimento e contextualização dessa variável no planejamento da operação energética de médio prazo do SIN e o enfoque utilizado pelo ONS na análise dos resultados, visando à indicação para o MME/CMSE-EPE das providências cabíveis. É justificada, para esse tipo de análise, a adequação da utilização da curva de custo do déficit de apenas um patamar, tal qual no PDE 2008/2017 a ser divulgado pela EPE/MME. A utilização da curva em um patamar de custo de déficit aproxima os critérios de simulação da operação do ONS daqueles utilizados pela EPE/MME no planejamento da expansão, no cálculo das garantias físicas dos empreendimentos de geração e daqueles utilizados na definição de parâmetros de cálculo do Custo de Operação COP e Custo Econômico de Curto Prazo CEC nos leilões de energia nova. Também é justificada neste item a proposta de avaliação das condições de atendimento ao mercado com o uso da Curva de Aversão ao Risco para o horizonte de 5 anos CAR5, ao invés da política atual de uma única curva bianual referente ao primeiro biênio. Finalmente, apresenta-se no Anexo I a proposta de conceituação do cálculo dos riscos de racionamento. Diferente do cálculo do risco de déficit de energia, quando os modelos matemáticos podem indicar o completo esvaziamento dos reservatórios, os riscos de racionamento deverão ser calculados para a real situação operativa de preservação de níveis mínimos de armazenamento que permitam ao ONS operar o SIN com conhecimento prévio dos recursos disponíveis. A metodologia de cálculo do risco de racionamento está em processo de desenvolvimento pelo ONS. O Anexo II Metodologia descreve, de forma sucinta, a metodologia utilizada nesse PEN 2008, em consonância com os Procedimentos de Rede do ONS Submódulos 7.2 e 23.4 O Anexo III Projeções de Carga apresenta as projeções de carga, por subsistema, incluindo o mercado da ANDE atendido por Itaipu devido à impossibilidade de representação de sua geração de forma segregada, o ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 10 / 107

consumo interno de Itaipu - 50 Hz e a evolução comparativa entre as projeções de crescimento do PIB e da carga. Também são apresentadas as previsões para o sistema isolado Acre-Rondônia, cuja data de incorporação ao SIN adotada neste PEN 2008 é março de 2009. O Anexo IV Expansão da Oferta de Geração apresenta a localização geográfica dos projetos considerados no Cenário de Referência, os respectivos cronogramas de motorização juntamente com os acréscimos de potência instalada anual de cada empreendimento e a consolidação da evolução da capacidade instalada por tipo de fonte e por subsistema no horizonte 2008/2012. O Anexo V CAR 2008/2012 apresenta as curvas de aversão ao risco plurianuais, denominadas de CAR5, compostas através da adoção, para cada ano, do primeiro ano de uma CAR bianual, elaborada com base na mesma metodologia das CAR bianuais aprovadas pela ANEEL para o ciclo de planejamento de 2008 Resolução Normativa ANEEL Nº 296, de 18 de dezembro de 2007. Assim foram calculadas novas CARs bianuais para os biênios 2009/10, para uso em 2009, CAR 2010/11, para uso em 2010, CAR 2011/12, para uso em 2011 e a repetição do primeiro ano da CAR 2011/12 para o ano de 2012. O Anexo VI Custos Marginais de Operação CMO apresenta as curvas de permanência dos CMO, por subsistema, para os anos de 2008 a 2012 para o Cenário de Referência. O Anexo VII Histogramas dos Déficits apresenta a distribuição dos déficits de energia de 2008 a 2012 para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste para o Cenário de Referência com 1 e 4 patamares na função de custo do déficit. O Anexo VIII Termo de Compromisso Petrobras/ANEEL TC apresenta o detalhamento do programa de recuperação da disponibilidade de geração térmica a gás natural. O Anexo IX Limites de Transmissão apresenta os limites de transferência de energia entre subsistemas representados no modelo NEWAVE. O Anexo X Congestionamento das Interligações entre Subsistemas apresenta a avaliação do grau de congestionamento das interligações entre os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, da interligação Norte-Sul, da importação e da exportação dos subsistemas Norte e Nordeste. Além dos resultados apresentados nesse Relatório Executivo, o Relatório Plano Anual da Operação Energética 2008/2012 relatório completo contém informações e análises adicionais, tais como: Análises considerando simulações a usinas individualizadas com as séries históricas de afluências do período 1931-2006; ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 11 / 107

Curvas de permanência da evolução dos níveis de armazenamento de cada um dos subsistemas; Avaliação do atendimento à demanda máxima; Estimativas dos montantes de geração termoelétrica e dos intercâmbios inter-regionais e internacionais; Indicação dos benefícios associados às interligações; Características físico-operativas dos aproveitamentos hidroelétricos e termoelétricos; Volumes de espera para amortecimento de cheias, restrições operativas e de segurança consideradas; e Cronogramas de manutenção de unidades geradoras para o primeiro ano do estudo. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 12 / 107

2 Conclusões e Recomendações 2.1 Conclusões 1) O balanço estático de garantia física para o Cenário de Referência é positivo, exceto em 2008, que apresenta déficit estrutural decorrente da redução das garantias físicas das usinas do TC Petrobras/ANEEL. Este balanço tem significado apenas comercial, na medida em que não considera os reais armazenamentos do SIN, suas transferências ao longo dos anos e as práticas operativas para garantia de atendimento à carga. Para 2008 as medidas operativas implementadas pelo ONS, com aprovação do CMSE, são suficientes para garantir o pleno atendimento ao mercado independente do balanço de garantia física ser negativo. 2) A avaliação dos riscos de déficit de energia para o Cenário de Referência indica que as condições de atendimento estão adequadas aos critérios de suprimento preconizados pelo CNPE, na medida em que os riscos de profundidades maiores que 1% da carga são inferiores a 5% em todos os subsistemas no horizonte 2008/2012. Cabe destacar que embora existam riscos acima de 5% para qualquer profundidade de déficit no subsistema Sudeste em 2012 (5,4%), no subsistema Sul em 2010 (5,7%) e 2012 (6,4%) e no subsistema Nordeste em 2011 (6,3%), do ponto de vista da operação do SIN, não é adequada a consideração destes déficits, na medida em que estes poderão ser evitados através de procedimentos operativos de curto prazo envolvendo elevação ou inversão de intercâmbios entre regiões e/ou geração térmica adicional à geração por ordem de mérito. 3) A avaliação dos custos marginais de operação médias anuais para o Cenário de Referência - indica valores crescentes ao longo do horizonte, atingindo montantes acima de 200 R$/MWh em 2011 e 2012, bastante superiores aos valores médios do custo da geração ofertada através de leilões de energia neste horizonte. 4) Verifica-se dos resultados apresentados para o Cenário de Referência uma tendência, em 2011 e 2012, de aumento na diferença dos CMOs entre os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste e também que a interligação Norte-Sul apresenta uma freqüência elevada de fluxos máximos no sentido Norte para o Sudeste/Centro-Oeste, indicando a necessidade de uma avaliação cuidadosa pela EPE/MME da oportunidade de aumento da capacidade de intercâmbio entre os sistemas Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste. 5) Embora os riscos de déficit do Cenário de Referência - CR estejam dentro de padrões aceitáveis, os custos de operação estão elevados, razão pela qual foram avaliadas duas hipóteses de acréscimo de oferta em relação ao ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 13 / 107

CR: 1.500 MW e 3.000 MW a partir de 2010, respectivamente Cenário de Sensibilidade 1. Essa oferta adicional irá reduzir a probabilidade de déficit de energia em todos os subsistemas. Comparativamente ao Cenário de Referência, os custos marginais de operação ao final do horizonte ficam entre 20 e 30% inferiores, embora em patamares da ordem de 190 e 160 R$/MWh, respectivamente, valores ainda acima dos custos médios de geração dos leilões de energia realizados para esse horizonte de médio prazo, o que mostra a oportunidade de oferta adicional em relação ao Cenário de Referência em montantes superiores às hipóteses adotadas no Cenário de Sensibilidade 1. 6) Embora não se tenha sinalização quanto à perspectiva de atraso no cronograma de implementação do GNL para as usinas do TC Petrobrás/ANEEL, para ratificar a importância da manutenção de seu cronograma, foi avaliado cenário com atrasos de 6 meses a um ano na implementação do GNL, resultando em elevação dos riscos de déficit em todos os subsistemas e perspectivas de perdas de armazenamento de 3% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 6% no Nordeste em 2009. 7) A consideração da curva de custo de déficit com 4 patamares no Cenário de Referência mostra um maior acionamento de racionamentos preventivos e de pequena magnitude, resultando em riscos de qualquer déficit superiores a 5% a partir de 2010, Na prática déficits com profundidade menor que 1% da carga podem ser evitados através de políticas operativas específicas de curto prazo. Os histogramas apresentados no Anexo VII Histogramas dos Déficits de Energia permitem uma visualização das distribuições dos déficits de energia em relação à profundidade da carga, reforçando a argumentação de que déficits de até 1% da carga, embora ocorram em uma maior quantidade de séries, por serem de pequena magnitude, não devem ser considerados nas avaliações das condições de atendimento. 8) A consideração de níveis de armazenamento de segurança correspondentes às CARs ao longo de todo horizonte CAR5 levaria a uma avaliação mais correta das condições de atendimento ao mercado, na medida em que apresentam maior aderência com as práticas operativas do ONS. Nessa avaliação todos os subsistemas apresentaram riscos de qualquer déficit abaixo de 5%, ou seja, a introdução de mecanismos operativos de segurança de médio prazo, conforme conceituado no Anexo I Conceitos Básicos propicia uma elevação na segurança operativa, resultando em riscos de déficit menores, embora ocorra elevação dos custos de operação. Esse fato faz com que seja oportuna a reavaliação dos critérios de expansão do sistema, que ao adotar a CAR ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 14 / 107

para todo o período de análise, compatibilizando a expansão da oferta com as práticas operativas do SIN, não mais deveria ser balizada pelo risco explícito de déficit. Este procedimento, se mantido o risco máximo de 5%, acarretaria no aumento da oferta de garantia física do sistema, atendendo a exigência de contratação integral da carga com menor quantidade de novos projetos de geração, reduzindo a margem de segurança operativa do SIN. Neste contexto, a expansão ótima da oferta deveria ser calcada no princípio da igualdade dos custos marginais de operação e custos marginais de expansão ou na redução do risco máximo utilizado no cálculo das garantias físicas dos novos empreendimentos de geração. Esse novo critério, à luz da tendência dos custos de geração ofertados nos leilões de energia nova entre 2008 e 2012 certamente justificaria o aumento da expansão, com rebatimentos diretos no aumento da segurança operativa do SIN e reduções nos custos marginais de operação ao longo do horizonte de médio prazo. 2.2 Recomendações 1) Considerando que os resultados de um trabalho dessa natureza estão intrinsecamente relacionados com as premissas de carga e principalmente da expansão da oferta prevista, é recomendação relevante que o MME/CMSE e a ANEEL continuem efetuando o acompanhamento estrito do cronograma de expansão da oferta, constante no ANEXO IV Expansão da Oferta de Geração, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidrelétricas Foz do Chapecó (855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306 MW) e das UTEs Do Atlântico (490 MW), Candiota III (350 MW), MPX (700 MW), Suape II (356 MW) e Termomaranhão (350 MW). Também devem ser mantidos os cronogramas de reforços das interligações regionais, destacando-se a LT 500 kv Colinas R. Gonçalves S. J. Piauí Milagres (Sudeste/Nordeste) a LT 500 kv Foz do Iguaçu Cascavel (Sul/Sudeste). 2) Visando reduzir os custos de operação no horizonte de médio prazo, recomenda-se a implantação de oferta adicional, que poderá ser obtida nos próximos leilões a serem realizados: LER Leilão de Energia de Reserva em julho de 2008 e Leilão A-3, em agosto de 2008, ou mesmo pela realização de um novo leilão de reserva. Adicionalmente, esta oferta adicional permitirá aumentar a segurança operativa do SIN. Destaca-se ainda que devem ser envidados esforços para a antecipação de empreendimentos já programados, como as usinas do rio Madeira, tendo em vista, também, a redução dos custos de operação ao final do horizonte. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 15 / 107

3) Recomenda-se que seja cumprido o cronograma de disponibilização de GN para geração termoelétrica, através de obras de infra-estrutura de gasodutos da Petrobras e da implantação do GNL, conforme previsto no Termo de Compromisso TC, assinado entre essa empresa e a ANEEL. 4) Recomenda-se que a EPE/MME realize estudos para avaliar a oportunidade de aumento da capacidade de intercâmbio entre os sistemas Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste visando reduzir as diferenças de custos marginais de operação entre estes sistemas. 5) De forma a aumentar a margem de segurança do atendimento, é de fundamental importância a implementação imediata dos Procedimentos Operativos de Segurança de Curto Prazo, já aprovados pelo CMSE. Esses procedimentos visam atingir um Nível Meta ao final do período seco de cada ano, utilizando, quando necessário, elevação de intercâmbios de energia entre subsistemas e/ou antecipação de geração térmica fora da ordem de mérito econômico para poder enfrentar situações de afluências desfavoráveis no período úmido do ano subseqüente e, mesmo assim, garantir o pleno atendimento à carga. 6) Além dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo devem também ser implementados outros mecanismos de segurança operativa, como: 1) extensão do uso CAR para os 5 anos do planejamento da operação CAR5, permitindo a aderência das práticas operativas de segurança do SIN em todo o horizonte de médio prazo e 2) Indicadores de Segurança, que permitirão recomendar, com maior robustez, ações e/ou medidas de diferentes impactos, conjunturais e/ou estruturais, segundo diferentes graus de severidade de violação destes indicadores. 7) Considerando que os resultados das simulações com o uso de 4 patamares de déficit de energia levam um maior acionamento de racionamentos preventivos e de pequena magnitude, resultando em riscos de qualquer déficit superiores a 5% e que tais resultados não são aderentes à prática operativa de decretação de racionamentos, recomenda-se que seja analisada, no âmbito do CMSE, para posterior encaminhamento à ANEEL, a proposta de utilização para o cálculo da função de custo futuro a ser utilizada no PMO, da curva de custo do déficit em um único patamar, tornando-o compatível com os estudos do Planejamento da Expansão e da Operação. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 16 / 107

3 Premissas Básicas 3.1 Previsões de Carga As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto com a EPE/MME, tendo sido consideradas as projeções de carga do PDE 2008/2017, a ser publicado pela EPE/MME. Neste ciclo de planejamento de 2008, não será analisada uma trajetória superior de crescimento de mercado tal como no ciclo de planejamento 2007, pois segundo estudos recentes da EPE/MME, um crescimento maior previsto para o PIB brasileiro nos próximos 10 anos não significará necessariamente que o País tenha que aumentar seu consumo de energia acima do previsto na trajetória de referência de crescimento de mercado. As variáveis que compõem o cenário macroeconômico, que resultou na taxa de crescimento do PIB proposta para o período 2008-2012, foram ajustadas à luz da atual conjuntura econômica nacional e internacional e das perspectivas de médio prazo para a economia. Em vista disso, considerando as trajetórias possíveis da economia brasileira para o período, foi adotada a taxa de 5% ao ano para o crescimento do PIB. Tendo em vista as premissas de crescimento de PIB e consumo de energia supracitados, para o período 2008-2012 tem-se uma taxa média anual de crescimento da carga de 4,9% quando se considera a configuração atual do SIN. A incorporação do sistema isolado Acre-Rondônia, adotada neste PEN 2008 a partir de março de 2009, eleva essa taxa de crescimento a 5,1%. As projeções de carga consideradas neste PEN contemplam: Uma penetração crescente de eficiência energética no uso final da eletricidade, de uma forma não somente tendencial, mas também induzida através de programas de conservação específicos; Perspectiva de aumento da participação da autoprodução de energia elétrica no atendimento ao mercado consumidor brasileiro; Gradual redução do índice de perdas técnicas e comerciais. A Tabela 3.1-1, a seguir, apresenta a projeção de carga considerada no Cenário de Referência: ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 17 / 107

Tabela 3.1-1: Carga de Energia (MWmed) Crescimento do PIB de 5 % Ano SE/CO Sul Nordeste Norte AC/RO SIN sem AC-RO Cresc. (%) SIN com AC-RO Cresc. (%) 2007 (*) 31287 8247 7280 3531-50345 - 50345-2008 32534 8582 7597 3687-52396 4,1 52396 4,1 2009 34486 9025 8057 3935 426 55504 5,9 55930 6,7 2010 36197 9453 8439 4156 485 58245 4,9 58730 5,0 2011 37781 9865 8851 4390 534 60887 4,5 61420 4,6 2012 39307 10276 9264 4546 574 63392 4,1 63966 4,1 Crescimento Médio de 2008 a 2012 4,9% - 5,1% (*) Valor verificado A Figura III-1 do Anexo III apresenta a evolução da carga do SIN e as taxas de crescimento anual por subsistema. 3.2 Oferta Existente A Tabela 3.2-1, a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2007, totalizando 96.243 MW, dos quais 79.750 MW em usinas hidroelétricas (82,9%), 13.093 MW em usinas termoelétricas (13,6%), 975 MW em usinas do PROINFA (1,0%) e 2.425 MW em outras PCHs e PCTs (2,5%). Tabela 3.2-1: Capacidade Instalada no SIN em 31/12/2007(MW) TIPO 2007 % SIN sem Acre-Rondônia Hidráulica 66.295 68,9% Térmica 11.086 11,5% Nuclear 2.007 2,1% PROINFA - PCHs 268 0,3% PROINFA - PCTs 489 0,5% PROINFA - Eólicas 218 0,2% Outras PCH e PCT 2.425 2,5% Total 82.788 Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 7.000 7,3% Subtotal Capacidade Instalada 89.788 Itaipu 50 Hz (Paraguai) Compras Itaipu 6.455 6,7% Total disponível com Itaipu 50 e 60 HZ 96.243 ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 18 / 107

3.3 Expansão da Oferta 3.3.1 Cronogramas de novas obras de geração O plano de expansão da oferta de geração considerado como a base para a formulação dos Cenários de Oferta Item 4 teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de 2008. A expansão da oferta de energia elétrica a ser incorporada ao SIN no horizonte 2008-2012 é composta basicamente por 4 conjuntos de projetos: Conjunto 1 usinas cujas concessões foram outorgadas anteriormente ao processo de licitação pelo menor preço, anterior ao modelo institucional vigente, mas que têm seus cronogramas de construção mensalmente acompanhados pelo CMSE/DMSE com base em informações dos Agentes e da ANEEL. Este conjunto é composto de 8 empreendimentos, totalizando 985 MW, dos quais 489 MW em 6 usinas hidroelétricas e 496 MW em uma usina termoelétrica. No Anexo IV está visualizada a localização geográfica desses empreendimentos Figura IV-1, bem como os cronogramas de motorização de cada unidade programada; Conjunto 2 usinas do PROINFA, projetos alavancados pelo Governo através da Eletrobrás, cujos cronogramas são acompanhados pelo CMSE/DMSE com base em informações da Eletrobrás. Este conjunto totaliza 1.260 MW até 2009, com montantes de potência de 502 MW em usinas eólicas e 758 MW em PCHs. No Anexo IV está apresentada a localização geográfica desses empreendimentos Figura IV-8 e a distribuição de potência e energia do programa PROINFA, por subsistema e por tipo de fonte: PCHs e Eólicas Tabela IV-33; Conjunto 3 usinas cujos cronogramas são acompanhados apenas pela ANEEL, composto de PCHs e PCTs que não fazem parte do PROINFA, totalizando 691 MW ao longo do período 2008-2012; e Conjunto 4 usinas cujas concessões foram obtidas através de leilões de menor preço da energia a ser disponibilizada ao SIN (LEN A-3, LEN A- 5, LFA), conforme modelo institucional vigente, cujos cronogramas são acompanhados mensalmente pelo CMSE/DMSE. A expansão da oferta hidráulica e térmica contratada nos leilões de energia nova realizados até maio de 2008 totaliza 10.946 MW, dos quais 4.275 MW (39,1%) em 18 usinas hidroelétricas e 17 PCHs e 6.671 MW (60,9%) em 33 usinas termoelétricas e 18 PCTs, conforme detalhado a seguir: 1º LEN, realizado em 16/12/2005, com produtos a serem entregues até 2010, totalizando 1.854 MW; 2º LEN, Leilão A-3, realizado em 29/06/2006, com produtos a serem entregues até 2009; totalizando 1.092 MW; ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 19 / 107

3º LEN, Leilão A-5, realizado em 10/10/2006, com produtos a serem entregues até 2011, totalizando 2.066 MW. 1º LFA, realizado em 18/06/2007, o primeiro leilão de fontes alternativas, com produtos a serem entregues até 2010, totalizando 549 MW; 4º LEN, Leilão A-3, realizado em 26/07/2007, com produtos a serem entregues até 2010, totalizando 1.782 MW; e 5º LEN, Leilão A-5, realizado em 16/10/2007, com produtos a serem entregues até dezembro de 2012, totalizando 3.603 MW. No Anexo IV está visualizada a localização geográfica desses empreendimentos Figuras IV-2 a IV-7, bem como os cronogramas de motorização de cada unidade programada. A Tabela 3.3.1-1, a seguir, apresenta a evolução da potência instalada de acordo com os conjuntos de novos projetos de geração descritos anteriormente. Tabela 3.3.1-1: Evolução da expansão da Potência Instalada no SIN por conjunto de obras de geração (MW) SIN 2008 2009 2010 2011 2012 Total CMSE/DMSE (1) 368 120 369 128 0 985 1º LEN 113 737 902 102 0 1.854 2º LEN 293 799 0 0 0 1.092 3º LEN 40 885 690 451 0 2.066 1º LFA 133 212 204 0 0 549 4º LEN 0 0 1.782 0 0 1.782 5º LEN 0 196 806 1.078 1.523 3.603 PROINFA 835 425 0 0 0 1.260 ANEEL (2) 500 191 0 0 0 691 Acre-Rondônia (3) 0 924 0 0 0 924 Total SIN 2.282 4.489 4.753 1.759 1.523 14.806 (1) Usinas com concessão anterior aos leilões. (2) PCHs e PCTs acompanhadas apenas pela ANEEL com datas informadas ao CMSE/DMSE. (3) Incorporação ao SIN a partir de março de 2009. A Tabela 3.3.1-2, a seguir, apresenta a evolução da potência instalada de acordo com os conjuntos de novos projetos de geração descritos anteriormente, porém separados por tipo de fonte. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 20 / 107

Tabela 3.3.1-2: Evolução da expansão da Potência Instalada no SIN por tipo de fontes de geração (MW) SIN 2008 2009 2010 2011 2012 Total % Total UHEs 43 970 2.142 1.529 48 4.732 32,0% Total UTEs 626 2.179 2.336 160 1.475 6.776 45,7% Total PCHs 720 668 77 11 0 1.476 10,0% Total PCTs 624 439 198 59 0 1.320 8,9% Total EOLs 269 233 0 0 0 502 3,4% Total SIN 2.282 4.489 4.753 1.759 1.523 14.806 Cabe destacar que em praticamente todos os leilões existem previsões de antecipação de entrada em operação de algumas usinas. No Anexo IV Tabelas IV-29 a IV-32, são destacadas as usinas cujos cronogramas de construção foram antecipados em relação às datas de entrega compromissadas nos leilões de energia nova. 3.3.2 Termo de Compromisso da Petrobras com ANEEL TC Com relação às usinas térmicas a gás natural, cabe destacar que, com base no Despacho ANEEL nº 1.354/2007, de 02/05/2007, foi considerado o cronograma de recuperação da disponibilidade de gás natural de acordo com o Termo de Compromisso TC da Petrobras com a ANEEL. Também foi considerado o Ofício SRG/ANEEL nº 224/2007, de 26 de julho de 2007, que estabelece procedimentos quanto à disponibilidade das térmicas do TC em função de apuração de disponibilidade, tendo por base as Resoluções Normativas ANEEL nº 231/2006, de 16 de setembro de 2006, e n o 237/2006, de 28 de novembro de 2006, que estabelecem critérios para consideração das usinas térmicas na elaboração do PMO (Dispo). De acordo com o TC, a Petrobras disponibilizará oferta de combustível para geração simultânea das seguintes UTEs: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste: CCBS, Eletrobolt, Ibiritermo, Juiz de Fora, Norte Fluminense, Nova Piratininga, Piratininga 1,2 (óleo), Piratininga 3,4 (óleo), Macaé Merchant, Termorio e Três Lagoas; Subsistema Sul: Araucária e Canoas; Subsistema Nordeste: Fafen, Fortaleza, Termobahia, Termoceará, Termopernambuco, Vale do Açu e UTEs de backup (óleo) Bahia 1, Cabo e Petrolina. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 21 / 107

A Tabela 3.3.2-1, a seguir, apresenta os eventos relacionados ao aumento da oferta de gás natural considerados no Termo de Compromisso TC. No Anexo VIII estão detalhados os cronogramas e os volumes de geração termoelétrica associados ao TC. Tabela 3.3.2-1: Eventos de Infra-estrutura e GNL associados ao TC Nº Subsistema Eventos Marco 1 SE/CO Aumento da produção do ES e gasoduto Cabiúnas-Vitória 1º Sem. 2008 2 SE/CO GNL no SE (Rio de Janeiro) 1º Sem. 2009 3 SE/CO GASBEL 2º Sem. 2009 4 NE Contratação de Backup 2º Sem. 2007 5 NE GNL no NE (Pecém) jul 2008 6 NE Obras de interligação (NE Meridional com NE Setentrional) 2º Sem. 2008 7 NE GASENE 1º Sem. 2009 8 S Compressão adicional no gasoduto Paulínia-Araucária 1º Sem. 2010 9 S-SE/CO Deslocamento de GN do Sul para o Sudeste 1º Sem. 2008 A Tabela 3.3.2-2, a seguir, apresenta os cronogramas de recuperação da disponibilidade de geração térmica compatíveis com os eventos citados na tabela anterior. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 22 / 107

Tabela 3.3.2-2: Cronograma de recuperação de geração térmica do TC (MW) 2007 2008 2009 2010-2011 SE/CO 2º sem. 1º sem. 2º sem. 1º sem. 2º sem. CCBS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 193,0 9 Eletrobolt 25,5 170,0 247,0 325,0 325,0 325,0 Ibiritermo 0,0 0,0 0,0 0,0 212,2 212,2 Juiz de Fora 79,0 79,0 79,0 79,0 79,0 79,0 Norte Fluminense 785,3 785,3 785,3 785,3 785,3 785,3 Nova Piratininga 0,0 0,0 0,0 260,9 260,9 521,7 9 Piratininga 1 e 2 87,7 175,3 175,3 0,0 0,0 0,0 Piratininga 3 e 4 0,0 0,0 160,0 260,0 260,0 260,0 1 Macaé Merchant 0,0 885,3 885,3 885,3 885,3 885,3 Termorio 409,3 409,3 471,7 998,0 998,0 998,0 Três Lagoas 190,7 0,0 0,0 190,7 190,7 190,7 Sub-Total 1.577,5 2.504,2 2.803,6 3.784,2 3.996,4 4.450,2 2 2 2 2 3 2007 2008 2009 2010-2011 Sul 2º sem. 1º sem. 2º sem. 1º sem. 2º sem. 9 8 Araucária 458,2 230,0 230,0 230,0 230,0 458,2 Canoas 76,5 153,0 153,0 153,0 153,0 153,0 Sub-Total 534,7 383,0 383,0 383,0 383,0 611,2 2007 2008 2009 2010-2011 Nordeste 2º sem. 1º sem. 2º sem. 1º sem. 2º sem. FAFEN 125,0 125,0 125,0 125,0 125,0 125,0 Fortaleza 0,0 163,4 326,7 326,7 326,7 326,7 Termobahia 96,0 96,0 150,0 150,0 150,0 150,0 Termoceará 0,0 108,8 217,6 217,0 217,0 217,0 Termopernambuco 0,0 177,9 177,9 493,5 493,5 493,5 Vale do Açu 0,0 142,5 285,1 285,1 285,1 285,1 Bahia I 31,0 31,0 31,0 31,0 31,0 31,0 4 5 5 5 Termocabo 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 Petrolina 128,0 128,0 128,0 0,0 0,0 0,0 Sub-Total 428,0 1.020,6 1.489,3 1.676,3 1.676,3 1.676,3 6 7 Total SIN 2.540,2 3.907,8 4.675,9 5.843,5 6.055,7 6.737,7 N Eventos associados conforme Tabela 3.3.2-1 Obs.: As datas são referidas ao final de cada semestre. A Tabela 3.3.2-3, a seguir, apresenta os incrementos de disponibilidade de geração térmica por usina decorrentes dos cronogramas do TC. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 23 / 107

Tabela 3.3.2-3: Incrementos de disponibilidade de geração térmica do TC (MW) 2008 2009 2010 2011 SE/CO 2º sem. 1º sem. 2º sem. 1º sem. 2º sem. CCBS 0,0 0,0 0,0 0,0 193,0 0,0 Eletrobolt 144,5 77,0 78,0 0,0 0,0 0,0 Ibiritermo 0,0 0,0 0,0 212,2 0,0 0,0 Juiz de Fora 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Norte Fluminense 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Nova Piratininga 0,0 0,0 260,9 0,0 260,8 0,0 Piratininga 1 e 2 87,6 0,0-175,3 0,0 0,0 0,0 Piratininga 3 e 4 0,0 160,0 100,0 0,0 0,0 0,0 Macaé Merchant 885,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Termorio 0,0 62,4 526,3 0,0 0,0 0,0 Três Lagoas -190,7 0,0 190,7 0,0 0,0 0,0 Sub-Total 926,7 299,4 980,6 212,2 453,8 0,0 2008 2009 2010 2011 Sul 2º sem. 1º sem. 2º sem. 1º sem. 2º sem. Araucária -228,2 0,0 0,0 0,0 228,2 0,0 Canoas 76,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Sub-Total -151,7 0,0 0,0 0,0 228,2 0,0 2008 2009 2010 2011 Nordeste 2º sem. 1º sem. 2º sem. 1º sem. 2º sem. FAFEN 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Fortaleza 163,4 163,3 0,0 0,0 0,0 0,0 Termobahia 0,0 54,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Termoceará 108,8 108,8-0,6 0,0 0,0 0,0 Termopernambuco 177,9 0,0 315,6 0,0 0,0 0,0 Vale do Açu 142,5 142,6 0,0 0,0 0,0 0,0 Bahia I 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,7 Termocabo 0,0 0,0 0,0 49,7 0,0 0,0 Petrolina 0,0 125,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Sub-Total 592,6 593,7 315,0 49,7 0,0 7,7 Total SIN 1.367,6 893,1 1.295,6 261,9 682,0 7,7 Obs.: Consideração da disponibilidade das UTEs Termocabo, Petrolina e Bahia I somente a partir da data de início de suas respectivas vendas nos leilões de energia nova, uma vez que os montantes contratados como backup pela Petrobras não devem ser considerados firmes nas simulações, segundo orientação da ANEEL. Em 2012, a UTE Bahia I tem um incrememento de mais 23,3 MW. 3.4 Expansão das Interligações Os limites de transferência e recebimento de energia através das interligações inter-regionais Norte Nordeste Sul Sudeste/Centro-Oeste, bem como as principais obras associadas aos incrementos destes limites estão indicados na Figura 3.4-1, a seguir. ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 24 / 107

Figura 3.4-1: Limites de transferência das interligações N-NE-S-SE/CO As interligações inter-regionais propiciam a transferência de grandes blocos de energia entre os subsistemas, permitindo que o ONS, através da operação integrada do SIN, explore a diversidade hidrológica entre regiões, o que resulta em ganhos sinérgicos consideráveis e aumento da segurança do atendimento ao mercado. A integração entre subsistemas contribui para a expansão da oferta de energia e para a otimização dos recursos energéticos através da complementaridade hidroenergética existente entre os referidos subsistemas. No período 2008-2012, a expansão das interligações entre regiões propiciará uma evolução substancial dos limites de intercâmbio de energia entre subsistemas. Considerou-se a entrada em operação do 3º circuito da Interligação Norte-Sul no final de abril de 2008, o que representa um aumento na capacidade de intercâmbio entre os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste em cerca de 1.500 MWmed. No Anexo IX são apresentados os valores de limites de intercâmbio considerados para efeito de simulação com o modelo NEWAVE. Destaca-se que a usina de Itaipu foi considerada como uma usina a fio d água integralmente pertencente ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Conseqüentemente, para uma modelagem adequada, é necessário abater dos limites elétricos de recebimento do Sudeste/Centro-Oeste uma estimativa para ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 25 / 107

a geração dessa usina, uma vez que fornecimentos do Sul para o Sudeste/Centro-Oeste e a geração em 60 Hz de Itaipu competem pelo mesmo sistema de transmissão. 3.5 Outras Premissas Para a avaliação das condições de atendimento foi utilizada a curva de custo do déficit de apenas um patamar (2.430 R$/MWh), tal qual utilizado no PDE 2008/2017 da EPE/MME. No Anexo I Conceitos Básicos, são apresentadas as razões conceituais de se adotar tal premissa para o planejamento de médio prazo da operação do SIN. Visando representar nas simulações as práticas operativas normalmente adotadas pelo ONS, foram consideradas as Curvas Bianuais de Aversão ao Risco CAR, aprovadas pela ANEEL através da Resolução Normativa Nº 296, de 18 de dezembro de 2007. Para as usinas a gás natural e bicombustível não contempladas no TC UTEs Cuiabá, Roberto Silveira, William Arjona e Camaçari, foram consideradas as Resoluções Normativas ANEEL n o 231/2006, de 16 de setembro de 2006, e n o 237/2006, de 28 de novembro de 2006, que estabelecem critérios para consideração das usinas térmicas na elaboração do PMO em função da indisponibilidade por falta de combustível (Dispo). A disponibilidade da UTE Uruguaiana foi limitada em 217 MWmed, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL n o 155/2005, de 31/03/2005. Os estudos do PEN 2008 adotaram como condição inicial os níveis de armazenamento dos reservatórios em 30/04/2008 e a tendência hidrológica representada pelas afluências verificadas nos 6 meses anteriores a esta data, novembro/2007 a abril/2008. Essas condições conjunturais têm influência relevante nas condições de atendimento do horizonte analisado. A energia armazenada nos subsistemas do SIN correspondente aos armazenamentos iniciais é apresentada na Tabela 3.5-1, a seguir. Tabela 3.5-1: Energia Armazenada Inicial do SIN (30/04/2008) % EARMax Energia Armazenada Inicial Sudeste/Centro-Oeste Sul Nordeste Norte % EARmax 83,4 46,8 79,3 95,9 As energias médias mensais afluentes aos subsistemas equivalentes, verificadas nos 6 meses anteriores ao início do horizonte de estudo, novembro ONS RE 3/113/2008 - PLANO ANUAL DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA - PEN 2008 RELATÓRIO EXECUTIVO 26 / 107