Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Novembro Revisão 0 Semana Operativa de 29/10 a 4/11/2011

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Novembro Revisão 0 Semana Operativa de 29/10 a 4/11/ EDITORIAL Há tempos as equipes do ONS responsáveis pela elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões vêm discutindo um novo formato de documento para sua divulgação que apresente-se conciso e consistente. Foi consenso em se adotar uma abordagem conceitual sólida, por considerá-la fundamental para um entendimento pleno da sistemática de elaboração do PMO e análise de seus resultados. Assim, este documento foi concebido e programado especialmente para que os Agentes tenham plena acessibilidade aos dados e informações. Isto permitirá a elaboração de trabalhos específicos pelos mesmos, permitindo-lhes usufruir do conteúdo produzido pela equipe do PMO. E, a partir dele, efetuar suas próprias análises de sensibilidade para a definição de estratégias de atuação no Sistema Interligado Nacional - SIN. Neste contexto, observamos a importância de se manter um constante processo de treinamento nos critérios, metodologias e sistemáticas utilizadas para a elaboração dos trabalhos do PMO. Por este motivo, a cada nova edição será explorado um tema de interesse para a elaboração do PMO e que será objeto de uma apresentação específica, quando da reunião de elaboração do PMO do mês seguinte. Este processo de transferência de conhecimentos será contínuo e cíclico. 2. INTRODUÇÃO O Planejamento da Operação de sistemas hidrotérmicos caracteriza-se por apresentar acoplamentos temporais e espaciais em suas decisões. Com isso, ações presentes afetam o estado futuro do sistema e a operação de uma usina afeta as demais de sua cascata. Com base neste contexto, foi feita a estruturação deste relatório, na qual incialmente apresentam-se os parâmetros utilizados pelo planejamento de médio prazo para a elaboração da Função de Custo Futuro-FCF (acoplamento temporal das decisões) e, sequencialmente, aqueles utilizados no planejamento de curto prazo a usinas individualizadas, os quais apresentam significativo acoplamento espacial. Com esta estruturação, objetiva-se estabelecer uma linha temporal lógica e sequencial de apresentação de dados e parâmetros, visando prover as condições necessárias para que, ao longo do tempo, adquira-se sensibilidade dos mesmos em relação aos resultados do PMO. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO. 3.1 Armazenamentos Iniciais Figura 1 Armazenamento Inicial 1 Outra novidade é a expansão do horizonte dos estudos prospectivos que apresentam a evolução esperada do comportamento energético do SIN, que será estendida para o horizonte anual, a fim de prover uma maior visibilidade das condições futuras de operação. Neste documento, cuja primeira edição tem como referência o PMO do mês de Novembro, esperamos ter sido capazes de traduzir nossas expectativas e que elas sejam consoantes com a dos senhores e senhoras. Gerencia Executiva de Programação da Operação

2 Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no Newave, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais por reservatórios individualizados, considerados no Decomp, informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO Novembro/11. Estes valores determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN, considerada nos modelos de otimização, sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN. 3.2 Tendência Hidrológica No Newave os cenários são gerados por um modelo de geração estocástica de energias afluentes (GEVAZP energia ) interno ao programa, cuja ordem máxima está limitada em 6. Logo as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores constituem-se em uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para geração da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO. Tabela 1 Energias Naturais Afluentes Anteriores 3.4 Fatos Relevantes Tabela 3 Fatos relevantes PMO NOV/2011 ALTERAÇÃO DE PARA INFORMANTE Entrada em operação comercial da UG3 da UHE Estreito Alteração de Joinville denominação das João UTEs: Joinville e João Neiva Neiva Disponibilidade de empreendimentos termelétricos Entrada em operação comercial da UG3 conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.920/2011 Maranhão IV, conforme Despacho SCG- ANEEL nº 3.987/2011 e Maranhão V, Despacho SCG-ANEEL nº 3.986/2011, respectivamente. Conforme Oficio SRG/ANEEL nº 288/2011 e Despacho SFG/ANEEL nº as UTEs Nutepa e Brasília respectivamente, foram modeladas como indisponíveis em todo o horizonte. ANEEL ANEEL ANEEL Em função do Despacho SFG/ANEEL nº que determina disponibilidade nula para a UTE Brasília, houve alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo Newave (reduzindo de para 850 R$/MWh). 3.5 Valor da Penalidade da CAR Tabela 4 Penalidade da CAR POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh) (MW) 2011 TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 824,44 CAMACARI D/G 346,80 Diesel NE 834,35 XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 844,79 CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00 UTE BRASILIA 10 Diesel SE/CO 1.047,38 ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível 2 Penalidade 850 Obs: As UTEs Carioba e Brasília apesar de terem custo inferior ao primeiro patamar de déficit estão indisponíveis. 3.3 Destaques da Expansão da Oferta 2011/2015 Tabela 2 Expansão da oferta Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o PMO de novembro/2011 estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 159/2011, disponível na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes). LEN Usina Hidrelétrica Subsistema Situação Potência Total (MW) Máquina ( MW ) Data da Entrada em Operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior 4. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DO PMO 3º LEN Mauá (PR) (2) S EC 35 UG 3 116,6 MAI/ mês EC - Usina em fase de construção (2) 3º LEN (A-5/2006) 4.1 Análise das Condições Hidrometereológicas LEN UTE Subsistema Situação Combustível 1º LEN 12º LEN 12º LEN Luiz Carlos Prestes (Três Lagoas) (MS) (1) Baixada Fluminense (RJ) (13) SE/CO EC - Usina em fase de construção NI - Usina com obra não iniciada (1) 1º LEN (A-5//2005) (13) 12º LEN (A-3/2011) Potência Total (MW) EC Vapor 127,5 SE NI Gás Natural 53 Maranhão III (MA) (13) NE NI Gás Natural 499,2 UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior UG 5 63,75 NOV/ mês UG 6 63,75 DEZ/ meses UG 1 172,00 FEV/ meses UG 2 172,00 FEV/ meses UG 3 186,00 OUT/ meses UG 1 167,85 JAN/ mês UG 2 167,85 JAN/ mês UG 3 163,53 MAI/14 +5 meses Os cronogramas das usinas eólicas vendedoras no 12º LEN foram alterados neste PMO, com a data de início de operação comercial atrasando de janeiro/2014 para março/2014, conforme cronograma do empreendedor. 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. A Abordagem conceitual destes modelos será apresentada no relatório para o PMO de Janeiro e sua apresentação será feita quando da Reunião para a elaboração deste PMO.

3 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 ao influenciarem o clima também podem ter efeito sobre o início do período chuvoso e a precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN. meses após o final do último episódio, que já foi considerado o mais forte até então. Figura 2 - Mapa de precipitação acumulada de 22 a 28 /outubro/2011 no Brasil Condições Antecedentes Ao longo do mês de outubro foram observados sinais de reversão do quadro até então recessivo das afluências nas regiões Sudeste, Nordeste e Norte, em razão do início do período de transição para o período úmido nestas regiões, caracterizado pelo transporte de umidade vinda da Amazônia e pela atuação de áreas de instabilidade. A chuva observada neste mês variou entre a média e valores ligeiramente acima da média histórica em todas as bacias do SIN. A alteração das condições hidrometeorológicas no subsistema SE/CO refletiu na elevação de sua Energia Natural Afluente dos 94% da MLT observados no mês de setembro para 119% da MLT em outubro. Na última semana operativa do mês de outubro (22 a 28/10), as afluências se mantiveram acima da média histórica nos subsistemas SE/CO, N e NE, com 139%, 136% e 108% da MLT, respectivamente. Na região Sul, apesar da ocorrência de precipitação devido à entrada de frente fria e à atuação de áreas de instabilidade, as afluências ficaram em 86% da MLT nesta última semana. A Figura 2 mostra a chuva acumulada em todo o país ao longo da última semana operativa do mês de outubro. Figura 3 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction NCEP até julho de Previsão Hidrometeorológica para Novembro No oceano Pacífico Equatorial a Temperatura da Superfície do Mar TSM no mês de setembro permaneceu próxima da média histórica, indicando condições de neutralidade. No entanto, a maior parte dos modelos dinâmicos e estatísticos indica que a TSM deste oceano voltará a se resfriar nos próximos meses, corroborando o retorno da atuação do fenômeno La Niña antes do final do ano de 2011 (figura 3). A expectativa é de que este novo fenômeno La Niña possua diversas particularidades em relação aos já registrados até hoje, já que terá o seu início entre os meses de outubro e novembro, enquanto a grande maioria dos La Niñas anteriores teve o seu início entre os meses de junho e agosto. Este poderá ser um dos La Niña mais fortes do histórico e ocorrerá em menos de 4 A previsão de consenso para o trimestre novembrodezembro-janeiro, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que na bacia do rio Jacuí a precipitação deve variar entre a média e abaixo da média histórica. Nas demais bacias hidrográficas do SIN são previstos totais pluviométricos em torno da média climatológica. Dadas às particularidades deste novo episódio de La Niña, os estudos de semelhança climática ou de ENAS passam a ser menos confiáveis do que as previsões dos modelos climáticos dinâmicos ou conceituais. A previsão

4 destes modelos indica precipitação abaixo da média em todas as bacias do Sul, variando entre a média e abaixo da média nas bacias do subsistema SE/CO e entre a média e acima da média nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins. Conforme esperado para este período do ano, a previsão é de aumento das afluências nos subsistemas SE/CO, N e NE no mês de novembro. Para a primeira semana operativa (29/10 a 04/11), no entanto, como a previsão meteorológica indica apenas chuva fraca para a maioria das bacias dos subsistemas SE/CO e S, das quais boa parte dispõe de modelagem chuva vazão para o horizonte de uma semana a frente, tem-se a expectativa de queda nas afluências nestas regiões, com reversão do quadro nas semanas seguintes. Para os trechos alto e médio da bacia do rio São Francisco é esperada chuva fraca/moderada na primeira semana operativa. Considerando o tempo de propagação das vazões até o trecho onde estão localizadas as usinas hidroelétricas do subsistema NE, as afluências ainda devem sofrer uma redução a partir da segunda semana operativa (5 a 11/11), com a observação do reflexo das chuvas previstas para esta primeira semana apenas na terceira semana operativa (12 a 18/11), quando é previsto um aumento das vazões. As Figuras 4, 5, 6 e 7 mostram a perspectiva de evolução das afluências nos subsistemas SE/CO, S, N e NE ao longo das semanas do mês de novembro, contemplando não só o valor esperado da previsão, como também o intervalo de confiança entre os limites superior e inferior. Para o SE/CO prevê-se a ENA mensal de 108% da MLT. Para os subsistemas N e NE, as ENAs previstas para este mês são de 115% e 8 da MLT, respectivamente. A previsão de ENA para o subsistema Sul em novembro é de 85% da MLT. Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em novembro/2011 Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul em novembro/2011 Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste em novembro/2011 Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte em novembro/ Subsistema MWmed (%MLT ) LS VE LI SE/CO (129) (108) (87) S (123) (85) (47) NE (125) (80) (47) N (126) (115) (103) Cenários de Vazões para Dezembro para Acoplamento com a Função de Custo Futuro Em Função das previsões determinísticas de afluências para o 1º mês do PMO são gerados, pelo modelo GEVAZP, cenários de vazões com probabilidades associadas para o acoplamento com a FCF. A cada

5 revisão são gerados novos cenários em função das novas previsões de vazões para as demais semanas que compõe o mês. Esta informação é relevante, pois permite uma visualização das condições de acoplamento com a FCF para a obtenção dos CMOs. Figura 12 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Novembro/ SUBSISTEMA NORDESTE -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA DEZ/2011 Figura 8 Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste/Centro Oeste, em %MLT, para o PMO de Novembro/ SUBSISTEMA SUDESTE -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O DEZ/2011 Energia Natural Afluente (%mlt) Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 NORDESTE Energia Natural Afluente (%mlt) Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 SUDESTE Figura 13 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Novembro/ REGIÃO NORDESTE -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADE DOS CENÁRIOS GERADOS PARA DEZ/ Figura 9 Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste/Centro Oeste, no PMO de Novembro/ REGIÃO SUDESTE -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADE DOS CENÁRIOS GERADOS PARA DEZ/ ,5 1 1,5 2 2,5 ENA (%mlt) ENA (%mlt) Figura 10 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Novembro/2011. Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Novembro/2011 Energia Natural Afluente (%mlt) SUBSISTEMA NORTE -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA DEZ/ SUBSISTEMA SUL -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA DEZ/2011 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 NORTE Energia Natural Afluente (%mlt) Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 SUL Figura 15 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Novembro/ REGIÃO NORTE -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADE DOS CENÁRIOS GERADOS PARA O DEZ/2011 Figura 11 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Novembro/ REGIÃO SUL -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADE DOS CENÁRIOS GERADOS PARA O DEZ/ ,5 1 1,5 2 2,5 ENA (%mlt) ,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 ENA (%mlt)

6 Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de novembro e dezembro são mostrados na tabela 5 a seguir. Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de dezembro/2011 Subsistema S PMO DE NOVEMBRO/2011 CENÁRIOS -REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR Tabela 5 MLT dos subsistemas nos meses de novembro e dezembro MLT (MWmed) Subsistema Novembro Dezembro SE/CO S NE N ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de dezembro/2011 Subsistema NE 4.2 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF PMO DE NOVEMBRO/2011 CENÁRIOS -REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 80 A função objetivo do problema de otimização que o Planejamento da Operação resolve é a minimização do 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 28 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas para cada subsistema. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento (dezembro- 2011), a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO 1, S 2, NE 5, N 3. Nas figuras que seguem estão plotados os valores de CMO x ENA e CMO x EAR, para cada subsistema, dos 153 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do Newave ao final do mês de dezembro/2011. Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de dezembro/2011 Subsistema SE/CO PMO DE NOVEMBRO/2011 CENÁRIOS -REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de dezembro/2011 Subsistema N PMO DE NOVEMBRO/2011 CENÁRIOS -REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Observa-se que, na região consultada da Função de Custo Futuro, a ENA e a EAR do Sudeste são as variáveis de maior influência no CMO do subsistema SE/CO e, por consequência, dos demais. As ENAs e EARs dos demais subsistemas não apresentam correlação significativa com o CMO ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 4.3 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 determinante para a definição das políticas de operação e o CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1º Semana Operativa.

7 A sistemática de atualização dos limites elétricos será apresentada em detalhes, quando da elaboração do PMO de Dezembro. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes, utilizados no PMO de Novembro. 4.4 Previsões de Carga Tabela 7 Previsão da Evolução da carga para o mês de Novembro/2011 SISTEMAS Sudeste / C.Oeste S / SE / CO MENSAL Sul Norte Nordeste N / NE SIN SEMANAS 1ª 2ª 3ª 4ª 5ª A primeira e a terceira semana operativa, destacadas em vermelho, apresentam valores inferiores as demais semanas, em função dos feriados de Finados (dia 02) e Proclamação da República (dia 15). 4.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas Tabela 8 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas consideradas na semana operativa de 29/out a 04/nov, com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs. Tabela 6 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO Novembro/11 LIMITE DE INTERCÂMBIO (MWmed) PMO Nov/11 Semana FLUXO PATAMAR Demais Semanas 29/out a 04/nov Pesada RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz Média Leve Pesada Média (F) Leve Pesada Média (G) Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (F) Leve Pesada Média Leve (H) Pesada Média Leve (I) Pesada Média Leve Pesada Média Leve (J) Pesada Média (K) Leve (A) Barra II Ilha Solteira / Barra III Ilha Solteira / CS-1 de Tijuco Preto / C1 Itaipu - Foz 60Hz; (B) CS-1 de Tijuco Preto / C1 Itaipu - Foz 60Hz; (C) C3 Foz - Ivaiporã / C2 Ibiuna Bateias / CS-1 de Tijuco Preto / C1 Itaipu - Foz 60Hz; (D) ATR2 500/345kV Ibiúna / C2 Ibiuna Bateias / LT 345 kv Xavantes - Milton Fornasaro C-1 / CS-1 Tijuco Preto; (E) C3 Foz Ivaiporã / LT 345 kv Xavantes - Milton Fornasaro C-1 / CS-1 de Tijuco Preto / C1 Itaipu - Foz 60Hz (F) CLP S.Mesa / C3 Itaipu Foz 60Hz; (G) CLP S.Mesa; (H) C2 Foz Ivaiporã / C3 Itaipu - Foz 60Hz; (I) C3 Itaipu - Foz 60Hz; (J) ATR1 500/345kV Ibiúna / TR01 e 02345/88kV de Anhanguera / Polo 1 (K) C3 Itaipu - Foz 60Hz / C2 Foz - Ivaiporã / C3 Itaipu - Foz 60Hz / CS-1 de Tijuco Preto USINA HIDROELÉTRICA 1 CAMARGOS 18 ÁGUA VERMELHA 30 CORUMBÁ I 31 ITUMBIARA 32 CACHOEIRA DOURADA 44 ILHA SOLTEIRA EQV. 45 JUPIÁ 46 PORTO PRIMAVERA 103 FOZ DO CHAPECÓ 120 JAGUARI 141 BAGUARI 144 MASCARENHAS 156 TRÊS MARIAS 172 ITAPARICA 283 SANTA CLARA FATORES DE SEMANA DISPONIBILIDADE Nov/11 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,500 12/11 a 18/11 1,000 19/11 a 25/11 1,000 29/10 a 04/11 0, a 11/11 1,000 12/11 a 18/11 1,000 19/11 a 25/11 1,000 29/10 a 04/11 1, a 11/11 1,000 12/11 a 18/11 1,000 19/11 a 25/11 1,000 29/10 a 04/11 0, a 11/11 1,000 12/11 a 18/11 1,000 19/11 a 25/11 1,000 29/10 a 04/11 0, a 11/11 1,000 12/11 a 18/11 1,000 19/11 a 25/11 1,000 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,943 12/11 a 18/11 0,960 19/11 a 25/11 0,954 26/11 a 02/12 0,960 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,888 12/11 a 18/11 0,929 19/11 a 25/11 0,929 26/11 a 02/12 0,929 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,929 12/11 a 18/11 0,898 19/11 a 25/11 0,847 26/11 a 02/12 0,949 29/10 a 04/11 1, a 11/11 1,000 12/11 a 18/11 0,893 19/11 a 25/11 0,750 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,500 12/11 a 18/11 0,500 19/11 a 25/11 0,500 26/11 a 02/12 0,500 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,750 12/11 a 18/11 0,750 19/11 a 25/11 0,750 26/11 a 02/12 0,750 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,500 12/11 a 18/11 0,650 19/11 a 25/11 0,762 26/11 a 02/12 0,762 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,833 12/11 a 18/11 0,833 19/11 a 25/11 0,833 26/11 a 02/12 0,881 29/10 a 04/11 0, a 11/11 0,833 12/11 a 18/11 0,833 19/11 a 25/11 0,833 26/11 a 02/12 0,833 29/10 a 04/11 1, a 11/11 1,000 12/11 a 18/11 1,000 19/11 a 25/11 1, Armazenamentos Iniciais por Subsistema

8 Tabela 9 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.3 PMO Outubro/11 e no PMO Novembro/11 Figura 21 CMOs do mês de novembro, carga pesada CMOs DO PMO -CARGA PESADA SUBSISTEMA SUDESTE - NOV/2011 Armazenamento Subsistema (%EARmáx) Rev.3 PMO Out/11 PMO Nov/11 Armazenamento Final Semana 4 (0:00 hs 29/out) Partida Informada pelos Agentes (0:00 hs 29/out) SUDESTE/C.OESTE 62,8 61,6 SUL 9 89,4 NORDESTE 51,1 51,7 NORTE 43,5 43,4 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na última revisão do mês de outubro, para a 0:00 h do dia 29/10, primeiro dia do PMO de Novembro. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1 Políticas de Intercâmbio Figura 20 Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 29/10 a 04/11/11 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sudeste 37, ,11 36,98 37 Sul 37, ,11 36,98 37 Nordeste 37, ,11 36,98 37 Norte 37, ,11 36,98 37 Figura 22 CMOs do mês de novembro, carga média CMOs DO PMO -CARGA MÉDIA SUBSISTEMA SUDESTE - NOV/2011 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sudeste 37, ,88 36,98 37 Sul 37, ,88 36,98 37 Nordeste 37, ,88 36,98 37 Norte 37, ,88 36,98 37 Figura 23 CMOs do mês de novembro, carga leve Sudeste Sul Nordeste Norte FICT NORTE 50 R$ 36,83/MWh R$ 36,83/MWh N R$ 36,83/MWh SE/CO NE CMOs DO PMO -CARGA LEVE SUBSISTEMA SUDESTE - NOV/2011 Sudeste Sul Nordeste Norte Hz ITAIP 60 Hz Caso 1: NOV11_RV0_N-2_V Caso 2 SEMANA 1 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sudeste 36,33 36,29 36,09 36,31 36,26 Sul 36,33 36,29 36,09 36,31 36,26 Nordeste 36,33 36,29 36,09 36,31 36,26 Norte 36,33 36,29 36,09 36,31 36, FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 5.4 Energias Armazenadas S R$ 36,83/MWh 5.2 Custos Marginais de Operação 5.3 As figuras 21 a 23 a seguir, apresentam os custos marginais de operação por patamar de carga, para as semanas operativas que compõe o mês de Novembro. As politicas de operação definidas para as semanas operativas do PMO conduziram o armazenamento semanal dos subsistemas para os valores apresentados na figura 24. Figura 24 Energias Armazenadas no mês de novembro. ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO SUBSISTEMA SUDESTE - NOV/2011 EAR (%EARmax) Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 SUDESTE 60,7 60,1 59,9 59,7 59,5 SUL 89,9 90,4 91,8 92,0 91,0 NORDESTE 50,3 47,7 45,5 43,6 42,4 NORTE 44,1 43,1 42,2 41,3 40,1

9 5.5 Resumo dos resultados do PMO As figuras 25 a 28 mostram um resumo do resultado do PMO para o mês de novembro, relacionando ENA, EAR e CMO médio, para os quatro subsistemas. Figura 25 Resumo do PMO para o Sudeste EAR ou ENA (%) Inic Resultados do PMO - Sudeste Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 26 - Resumo do PMO para o Sul EAR ou ENA (%) Inic Resultados do PMO -Sul Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 27 - Resumo do PMO para o Nordeste EAR ou ENA (%) Inic Resultados do PMO - Nordeste Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) 5 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 5 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 5 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de 29/out a 04/nov, foram feitos estudos de sensibilidade para os custos marginais de operação, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de novembro/11. A consideração do limite inferior para as semanas operativas de 2 a 5 resulta em uma ENA média mensal de MWmed (88 %MLT) para o SE/CO, MWmed (52 %MLT) para o Sul, MWmed (52 %MLT) para o NE e MWmed (102 %MLT) para o Norte. Já a consideração do limite superior para as semanas operativas de 2 a 5 resulta em uma ENA média mensal de MWmed (125 %MLT) para o SE/CO, MWmed (107 %MLT) para o Sul, MWmed (116 %MLT) para o NE e MWmed (122 %MLT) para o Norte. Tabela 10 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (R$/MWh) SUBSISTEMA PMO Nov/11 Sensibilidade PATAMAR 29/out a 04/nov Cen. 05 a 11/nov SE/CO Pesada Média 37,87 37,09 LI LI 55,94 55,94 LS LS 19,08 19,08 LI 54,34 Leve 36,33 LS 18,65 LI 55,94 Pesada 37,87 LS 19,08 S Média 37,09 LI 55,94 LS 19,08 LI 54,34 Leve 36,33 LS 18,65 LI 55,94 Pesada 37,87 LS 19,08 NE LI 55,94 Média 37,09 LS 19,08 LI 54,34 Leve 36,33 LS 18,65 LI 55,94 Pesada 37,87 LS 19,08 N LI 55,94 Média 37,09 LS 19,08 LI 54,34 Leve 36,33 LS 18,65 9 EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 28 - Resumo do PMO para o Norte Resultados do PMO - Norte EAR ou ENA (%) Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) 5 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 6. SENSIBILIDADE

10 7. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE NOVEMBRO/11 A ABRIL/ Energia Natural Afluente Figura 29 ENA SE/CO O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe o SIN, através de simulações a usinas individualizadas utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo. A Função de Custo Futuro utilizada é aquela preliminar obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Novembro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus cortes a cada mês. Figura 30 ENA SUL Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custos marginais de operação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões. 7.1 Premissas Carga Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga própria considerada na 2ª Revisão do Planejamento Anual Energético Tabela 11 Média mensal da carga por subsistema Figura 31 ENA NE SE/CO S NE N nov/ dez/ jan/ fev/ mar/ abr/ Níveis de Partida Os níveis de partida adotados para 01/11/2011, foram obtidos a partir dos dados enviados pelos Agentes para o PMO de novembro/11.

11 Figura 32 ENA NE Figura 36 Evolução dos Armazenamentos Subsistema N 7.2 Resultados Evolução dos Armazenamentos CMOs Tabela 12 CMO médio por subsistema Figura 33 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO 8. CONSIDERAÇÕES FINAIS 11 Figura 34 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes (http://www.ons.org.br/agentes). As contribuições referentes ao Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO Novembro/2011 poderão ser encaminhadas para o Figura 35 Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE

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