Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro 2015 Semana Operativa de 19/09/2015 a 25/09/2015

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro 2015 Semana Operativa de 19/09/2015 a 25/09/ APRESENTAÇÃO No início da semana de 12 a 18/09/2015, ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paraíba do Sul, e precipitação de intensidade fraca em pontos isolados das bacias dos rios Doce, Paranaíba e alto São Francisco. No final da semana ocorreu chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí e em pontos isolados da bacia do rio Uruguai. A bacia do rio Tocantins apresentou apenas chuva fraca isolada no decorrer da semana. Na semana de 19 a 25/09/2015 deve ocorrer chuva moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu, e precipitação de intensidade fraca em pontos isolados da bacia do rio Paranapanema. A bacia do rio Tocantins deve continuar a apresentar apenas chuva fraca isolada. Na revisão 3 do PMO, o Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas SE/CO, S e N sofreu elevação em relação aos valores da semana anterior. O parâmetro cuja atualização mais contribuiu para essa elevação é a previsão de vazões. O valor médio semanal dos CMO dos subsistemas SE/CO, S e N passou de R$ 182,68/MWh para R$ 203,36/MWh. O CMO da região Nordeste continua não equalizado com o das regiões SE/CO, S e N, nos patamares de carga pesada e média, justificado pela política de transferência de energia para a região NE, dada a limitação na geração hidráulica nas usinas da cascata do São Francisco, devido à política de minimização da defluência nas UHE Sobradinho e Xingó. Neste contexto, esgotado o limite de recebimento de energia pela região NE, a mesma passa a depender de seu próprio recurso de geração térmica para o fechamento do balanço energético. O valor médio semanal do CMO do subsistema NE passou de R$ 264,64/MWh para R$ 249,92/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 23/09/2015 será realizada a reunião da 64ª FT- NEWAVE, de 14:00 às 18:00 hs, na sala 6D do Escritório Central do ONS; Em 24 e 25/09/2015 será realizada a reunião de elaboração do PMO Outubro de 2015 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Condições Hidrometeorológicas Condições Antecedentes No início da semana de 12 a 18 de setembro de 2015, a atuação de uma frente fria no norte de São Paulo, Rio de Janeiro e sul de Minas Gerais ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paraíba do Sul e precipitação de intensidade fraca em pontos isolados das bacias dos rios Doce, Paranaíba e alto São Francisco. No final da semana a atuação de uma nova frente fria na região Sul provocou chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí e em pontos isolados da bacia do rio Uruguai. A bacia do rio Tocantins apresentou apenas chuva fraca isolada no decorrer da semana (Figura 1). 1

2 Figura 1 Precipitação observada (mm) no período de 12 a 18/09/2015 A Tabela 1 apresenta a tendência hidrológica através das energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 05/09 a 11/09/2015 e os estimados para fechamento da semana de 12 a 18/09/2015. Tabela 1 Tendência hidrológica das ENAs semanais na Rev.3 do PMO de Rev.3 do PMO de SETEMBRO/ ENAs Subsistema 5/9 a 11/9/ /9 a 18/9/2015 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão para a próxima semana A atuação de uma frente fria associada a áreas de instabilidade na região Sul, ocasiona chuva moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e precipitação de intensidade fraca em pontos isolados da bacia do rio Paranapanema, durante a próxima semana. A bacia do rio Tocantins apresenta apenas chuva fraca isolada (Figura 2). Figura 2 Precipitação acumulada (mm) prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 19 a 25/09/2015 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. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências às regiões Sul e Nordeste e recessão para as regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte. A previsão revista para as afluências médias mensais do mês de setembro, indica a ocorrência de afluências superiores à média histórica na região Sudeste/Centro- Oeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de setembro. Tabela 2 Previsão de ENAs na Rev.3 do PMO de Revisão 3 do PMO de SETEMBRO/ ENAs previstas Subsistema 19/9 a 25/9/2015 Mês de SETEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N

3 Probabilidade acumulada ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de REGIÃO NORTE - ENAs - SETEMBRO/ RV REGIÃO SUDESTE - ENAs - SETEMBRO/ RV ENA semanal prevista na REV2 500 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 01/08-07/08 08/08-14/08 15/08-21/08 22/08-28/08 29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/ ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 01/08-07/08 08/08-14/08 15/08-21/08 22/08-28/08 29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/10 Figura 6 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Figura 3 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de REGIÃO SUL - ENAs - SETEMBRO/ RV Figura 4 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de /08-07/08 08/08-14/08 15/08-21/08 22/08-28/08 29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/ ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada REGIÃO NORDESTE - ENAs - SETEMBRO/ RV Cenários de ENAs para o PMO de As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes, gerados até a Rev.3 do PMO de, para acoplamento com a FCF do mês de outubro/2015. 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 SET/ /08-07/08 08/08-14/08 15/08-21/08 22/08-28/08 29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/10 Figura 5 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 7 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 8 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO

4 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2015 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 9 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 10 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2015 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 11 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 12 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2015 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 13 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 14 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO 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 3 MLT da ENA nos meses de setembro e outubro 4 MLT das ENAs (MWmed) Subsistema SETEMBRO SE/CO S NE N OUTUBRO

5 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF A otimização do Planejamento da Operação tem por função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo Total de Operação do Sistema no período de planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima, a cada mês, em função de até 52 variáveis de estado do sistema: - 4 Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas, para cada subsistema, e 24 associadas ao despacho térmico antecipado. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, outubro/2015, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-1, NE-4, e N- 4. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 259 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de outubro/2015 na Revisão 3 do PMO de REV.3 DO PMO DE SETEMBRO/2015 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR Figura 17 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema NE Rev.3 do PMO de REV.3 DO PMO DE SETEMBRO/2015 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) REV.3 DO PMO DE SETEMBRO/2015 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 18 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema N Rev.3 do PMO de A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de outubro/2015 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas na Rev.3 do PMO de ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 15 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema SE/CO Rev.3 do PMO de 400 REV.3 DO PMO DE SETEMBRO/2015 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 3 do PMO do mês de SETEMBRO para acoplamento em OUTUBRO/2015 CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 16 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema S Rev.3 do PMO de CMO - SUDESTE (R$/MWh) Figura 19 Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de outubro/2015 na Rev.3 do PMO de A análise dos gráficos acima mostra que na região da FCF consultada, a afluência do Sudeste é a variável predominante para determinação do CMO no mês de. Verifica-se também a possibilidade de descolamento do CMO do Sul em relação ao restante do SIN.

6 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. Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO Setembro/ (A) (B) (C) (D) (E) SB 500 kv US. L.GONZAGA B1 / SB 500 kv US. L.GONZAGA B2 / DJ 500 kv SOBRAL III V9 / DJ 500 kv US. L.GONZAGA D1 TR 500/230 kv Lajeado Colinas - Miracema 500 kv C3 BR-A 500 kv Ibiúna LI 66kV M. Direita - Foz do Iguaçu / AT02 500/345kV Ibiúna / DJ 500kV 85LI2

7 2.2. Previsão de Carga Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações previstas da carga para o mês de, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -6,6% e -6,9%, respectivamente, refletem sobretudo o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, vem se refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto do aumento das tarifas é maior. A carga dos consumidores industriais eletrointensivos do Norte, passou por expressiva contração ao longo dos últimos anos e mantém-se em patamar bastante reduzido desde meados do ano passado. No entanto, os subsistemas Nordeste e Norte vêm sofrendo menor impacto da conjuntura adversa, o que se reflete nas taxas de crescimentos previstas de 1,1% e 4,1%, respectivamente. Tabela 5 - Evolução da carga no PMO de Setembro/2015 Figura 20 Potência hidráulica disponível no SIN 2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas rv2 e rv3 do PMO set/ 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/2015. A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 2 do PMO de Setembro/2015, para a 0:00 h do dia 19/09/2015. 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 19/09/2015 a 25/09/2015, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas nas suas bacias; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia.

8 EAR (%EARmax) 4.2. 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. Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostrados na tabela a seguir. Tabela 8 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema SETEMBRO OUTUBRO SE/CO S NE N Figura 21 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. 4. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 19/09/2015 a 25/09/2015. Tabela 7- CMO para 4ª semana operativa do mês Setembro/ 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 ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.3 DO PMO - SETEMBRO/2015 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT] SUDESTE 34,5 33,5 33,0 34,0 32,8 31,5 28,2 SUL 77,8 72,3 71,2 69,0 69,6 70,8 67,1 NORDESTE 18,7 17,6 16,1 16,0 14,7 13,9 10,4 NORTE 63,8 58,1 53,7 47,0 44,0 41,0 29,4 Figura 22 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Figura 23 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 645 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. 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 de 21/11/2015 a 27/11/2015:

9 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Tabela 9 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 REVISÃO 3 DO PMO - S - SETEMBRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT ] 260,37 227,15 182,68 203,36 204,51 195,69 EAR(%EARmax) 77,8 72,3 71,2 69,0 69,6 70,8 67,1 ENA(%mlt) 56,0 68,0 76,0 94,4 94,9 91,3 Figura 25 Resumo para o Subsistema Sul ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 19/09/2015 a 25/09/2015. REVISÃO 3 DO PMO - NE - SETEMBRO/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês e os valores esperados para o mês de outubro/2015, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN) REVISÃO 3 DO PMO - SE/CO - SETEMBRO/2015 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT ] 260,37 227,15 182,68 203,36 204,51 201,01 EAR(%EARmax) 34,5 33,5 33,0 34,0 32,8 31,5 28,2 ENA(%mlt) 86,0 103,0 176,0 121,7 106,0 110, Figura 24 Resumo para o Subsistema Sudeste 5 1 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT ] 260,37 239,56 264,64 249,92 205,12 201,15 EAR(%EARmax) 18,7 17,6 16,1 16,0 14,7 13,9 10,4 ENA(%mlt) 47,0 41,0 4 44,5 53,1 53,8 Figura 26 Resumo para o Subsistema Nordeste REVISÃO 3 DO PMO - N - SETEMBRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT ] 260,37 227,15 182,68 203,36 204,51 201,01 EAR(%EARmax) 63,8 58,1 53,7 47,0 44,0 41,0 29,4 ENA(%mlt) 7 71,0 67,0 66,4 69,9 76,0 Figura 27 Resumo para o Subsistema Norte ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento da revisão 3 do PMO de setembro de 2015 foi realizada a partir de cinco estudos.

10 O caso inicial foi construído com base nos dados de planejamento da Revisão 2 do PMO, excluindo a semana operativa de 12/09 a 18/09/2015. Nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões e restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 12/09 a 18/09/2015 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/09 a 25/09/2015 SE/CO, Sul e Norte - 8. 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. 182,68 185,12 185,45 185,42 204,06 203,89 203,36 2,44 0, ,64-0,17-0,53 10 Figura 28 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Norte CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 12/09 a 18/09/2015 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/09 a 25/09/ ,64-79,52 Nordeste - 185,12 185,45 185,42 0, ,64 204,06 255,51 249,92 51,45-5,59 Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial dos dados conforme detalhado anteriormente. 9. ESTUDO PROSPECTIVO - OUTUBRO/15 A SETEMBRO/16 O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção dos CMOs, através de simulações a usinas individualizadas. Para o cálculo dos custos marginais, o ONS procedeu a execução do modelo DECOMP em base mensal, considerando a Função de Custo Futuro para o Programa Mensal de Operação PMO, para o mês de setembro, utilizando os cortes mensais desta função para o período outubro/15 a setembro/16 Deve-se destacar que este estudo considerou o valor esperado das previsões de afluências elaboradas pelo

11 R$/MWh modelo PREVIVAZ-M do CEPEL, com base nos resultados da Revisão 2 do PMO de setembro de Tabela 10 Energias Naturais Afluentes (MWmed) ENA(Mwmed) out-2015 nov-2015 dez-2015 jan-2016 fev-2016 mar-2016 abr-2016 mai-2016 jun-2016 jul-2016 ago-2016 set-2016 SE/CO S NE N CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo Os percentuais da Tabela 11 são calculados com a MLT de 27/06/2015, publicada no site do ONS, que não considera alterações futuras de configurações do sistema. Tabela 11 Energias Naturais Afluentes (%MLT) ENA (%MLT) out-2015 nov-2015 dez-2015 jan-2016 fev-2016 mar-2016 abr-2016 mai-2016 jun-2016 jul-2016 ago-2016 set-2016 SE/CO 88% 10 96% 108% 119% % 128% 119% 117% 114% 107% S 101% 93% 96% 94% 91% 94% 91% 92% 91% 9 93% 94% NE 63% 7 77% 88% 69% 74% 59% 71% 73% 84% 85% 87% N 84% 87% 91% 91% 9 88% 91% 99% 99% 105% 113% 111% Foi utilizada a previsão de carga da revisão de 24/06/2015, cenário PMO Tabela 12 Carga (MWmed) Carga (Mwmed) out-2015 nov-2015 dez-2015 jan-2016 fev-2016 mar-2016 abr-2016 mai-2016 jun-2016 jul-2016 ago-2016 set-2016 SE/CO S NE N Tabela 13 Custos Marginais de Operação (R$/MWh) 11 Subsistema Patamar out-2015 nov-2015 dez-2015 jan-2016 fev-2016 mar-2016 abr-2016 mai-2016 jun-2016 jul-2016 ago-2016 set-2016 SUDESTE SUDESTE SUDESTE SUDESTE Médio SUL SUL SUL SUL Médio NORDESTE NORDESTE NORDESTE NORDESTE Médio NORTE NORTE NORTE NORTE Médio Custos Marginais de Operação SUDESTE SUL NORDESTE NORTE out-2015 nov-2015 dez-2015 jan-2016 fev-2016 mar-2016 abr-2016 mai-2016 jun-2016 jul-2016 ago-2016 set-2016

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