Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO Somente no final da semana de 17 a 23 de agosto, uma frente fria conseguiu atingir a região Sul do país, ocasionando chuva fraca/moderada na bacia do rio Jacuí. Nas demais bacias do SIN permaneceu o quadro de ausência de precipitação durante esse período, exceto na bacia do rio Grande que apresentou chuvisco/chuva fraca isolados no início da semana, devido a passagem de uma frente fria pelo litoral Para a semana de 24 a 30 de agosto, a previsão é de que uma frente fria se desloque pela região Sul do país, ocasionando chuva fraca/moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Itaipu (trecho incremental) e chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Tietê e Grande. Ressalta-se que a previsão mensal das vazões para o subsistema Nordeste continua correspondendo ao pior agosto do histórico de ENAS para este subsistema. Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões continuou sendo o parâmetro cuja atualização ocasionou o maior impacto nos custos marginais de operação CMOs. O valor do CMO médio semanal, na região SE/CO, passou de R$ 166,32/MWh para R$ 152,48/MWh. Esta Revisão indicou o despacho de geração térmica de cerca de MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 24/08 a 30/08/2013. Tendo por base decisão do CMSE de manutenção do despacho somente das usinas térmicas da parcela GT1A, e as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, está prevista geração térmica da ordem de MWmed. 2. NOTÍCIAS Em 29 e 30/08: Reunião de elaboração do PMO Setembro/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana entre os dias 24 e 30 de agosto a previsão é de que uma frente fria se desloque pela região Sul do país, ocasionando chuva fraca/moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Itaipu (trecho incremental) e chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Tietê e Grande. Nas demais bacias do SIN a previsão é de permanência do quadro de estiagem (Figura 1). Figura 1 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 24 a 30/08/2013 1

2 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Prevê-se para esta semana operativa que, em relação à semana anterior, as afluências permaneçam em recessão em todos os subsistemas do SIN. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Agosto. Vale ressaltar que a previsão mensal para o subsistema Nordeste é do pior agosto do histórico de ENAs. Tabela 1 - Previsão de Energia Natural Afluente Revisão 4 do PMO de Agosto/ ENAs previstas 24/8 a 30/8/2013 Mês de Agosto MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÕES DE CARGA No subsistema NE, a expectativa de continuidade do bom desempenho na atividade econômica da região voltada para o mercado interno, reflexo do incremento da renda e do avanço do emprego, explica a taxa de crescimento prevista de 5,9%. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 27,5% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. No entanto, também está sendo previsto no mês, um aumento na carga de um consumidor livre da região. No subsistema SE/CO, o crescimento previsto de 2,0% reflete o comportamento da indústria que continua não apresentando uma dinâmica de recuperação bem definida. No subsistema Sul, o crescimento da carga previsto de 3,1% reflete o aumento da carga de aquecimento em função da ocorrência de baixas temperaturas durante grande parte dos dias do mês em curso. Tabela 2 - Evolução da carga para a Revisão 4 do PMO de Agosto/2013 CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem 6ª Sem CARGA MENSAL (MWmed) ago/13 Var. (%) ago/13->ago/12 SE/ CO ,0% SUL ,1% NE ,9% NORTE ,5% SIN ,5% 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 24 a 30/08/2013. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 155,80 147,89 155,80 155,80 Média 154,95 147,89 154,95 154,95 Leve 147,89 114,96 147,89 147,89 Média Semanal 152,48 135,93 152,48 152, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 24 a 30/08/2013. Figura 2 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana FICT. 408 NORTE 2726 R$ 152,48/MWh R$ 152,48/MWh 977 N 50 Hz ITAIP 60 Hz SE/CO S FICT. SUL R$ 152,48/MWh R$ 135,93/MWh Região Sul Exportador de energia, devido às condições hidroenergéticas favoráveis da região; Região NE Importador de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região; Região Norte Intercâmbio dimensionado, visando o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco. Região SE/CO Exportador de energia para as regiões Nordeste e Norte NE Caso 1: AGO13_RV4_N-2_V Caso 2 SEMANA 5 MÉDIA DO ESTÁGIO 2

3 MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Agosto de 2013, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da Revisão 3, excluindo a semana operativa de 17/08 a 23/08/2013, sendo nos estudos seguintes atualizados, de modo incremental, os blocos de dados referentes a previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Nordeste e Norte 4ª semana operativa 17/08 a 23/08/ ,32 166,59 166,09 162,88 152,14 152,14 152,48 0,27-0,50-3,21 Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul 4ª semana operativa 17/08 a 23/08/ ,25 158,42 SE/CO, Nordeste e Norte - 157,77 154,80 2,17-0,65-2,97 Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais -10,74 Vazões 0 0,34 Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. 138,22 138,22 135,93-16,58 Vazões 5ª semana operativa 24/08 a 30/08/2013 5ª semana operativa 24/08 a 30/08/2013 Sul - 0 Desligam. (1º Est.) -2,29 Demais Atualiz. 7. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 24 a 30/08/2013. Figura 5 - Geração térmica para a 5ª semana operativa do mês Agosto/2013 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1 e Angra 2, Norte Fluminense 1, 2 e 3, St. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico, Linhares² e G. L. Brizola³; Região Sul: Candiota III, P. Médici A¹, ³, P. Médici B³ e J. Lacerda C³; SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém I e Fortaleza; Região Norte: Maranhão IV, Maranhão V e P. Itaqui ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, da UTE St. Cruz Nova para a semana operativa de 26/10 a 01/11/2013. Os resultados dessa Revisão 4 do PMO Agosto/2013 não indicaram o despacho térmico antecipado da UTE Linhares por ordem de mérito de custo. Contudo, tendo por base as condições de atendimento eletroenergético do SIN no ano de 2013, e respaldado por decisão do CMSE quanto à manutenção do despacho somente das usinas térmicas da parcela GT1A, está sendo comandado o despacho da UTE Linhares em sua disponibilidade máxima, por garantia energética, para a semana operativa de 26/10 a 01/11/

4 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 8. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para a semana operativa de 24 a 30/08/2013, não há previsão de custos de despacho térmico por restrição elétrica no SIN. 9. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados da Revisão-4 do PMO de Agosto/2013, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do SIN. São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de Setembro. Figura 6 Sudeste Figura 9 - Norte REVISÃO 4 DO PMO - N - Agosto/ ,05 159,10 141,48 166,32 152,48 152,17 155,91 EAR(%EARmax) 86,4 83,4 80,5 77,6 75,0 68,1 57,1 57,1 ENA(%mlt) 77,0 88,0 81,0 77,0 74,2 85,7 86, RESULTADOS DO PMO COM A GERAÇÃO TÉRMICA ADICIONAL POR GARANTIA ENERGÉTICA REVISÃO 4 DO PMO - SE/CO - Agosto/ Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, está previsto o despacho pleno das usinas térmicas da parcela GT1A, que corresponde a um despacho adicional de cerca de MWmed no SIN ,05 159,10 141,48 166,32 152,48 152,17 155,91 EAR(%EARmax) 61,2 60,4 59,3 58,1 57,0 54,0 49,8 49,8 ENA(%mlt) ,0 109,0 102,0 104,0 106,7 118,1 Figura 7 - Sul REVISÃO 4 DO PMO - S - Agosto/ Contemplando essa geração térmica adicional, na tabela a seguir tem-se a evolução dos armazenamentos dos subsistemas, esperada para o mês de agosto/13: Tabela 4 Evolução dos Armazenamentos nos s Armazenamento (%EARmax) - 24 hs Verificado Partida Previsão 26-jul 2-ago 9-ago 16-ago 23-ago 30-ago 6-set SE/CO 61,2 60,5 59,4 58,2 57,0 56,0 54,9 S 88,6 88,4 91,8 93,4 91,3 92,5 93,2 NE 42,2 41,0 39,9 38,9 37,9 36,6 35,3 N 86,8 83,8 80,8 77,9 74,8 71,2 68, ,05 159,10 87,98 156,25 135,93 125,20 120,85 EAR(%EARmax) 88,8 88,5 93,6 93,2 91,0 92,6 88,9 88,9 ENA(%mlt) 115,0 156,0 236,0 98,0 161,0 138,8 122,8 Figura 8 Nordeste REVISÃO 4 DO PMO - NE - Agosto/ CÁLCULO DA PARCELA ΔCMO Com base no cálculo definido na Resolução nº3 do CNPE para o rateio dos Encargos de Serviço do Sistema ESS por garantia energética, faz-se neste item o cálculo estimado do ΔCMO, incremento calculado de forma análoga ao ΔPLD, a partir do despacho térmico adicional à ordem de mérito de custo definido para a semana. Além disso, calcula-se CMO F, dado pela soma do ΔCMO com CMO resultante da elaboração do PMO Neste contexto, e baseado no valor de MW para o Mercado de Curto Prazo, estima-se, para a semana operativa de 24 a 30/08/2013, um ΔCMO de R$ 26,96/MWh. Desta forma, a seguir têm-se os valores de CMO F para os subsistemas: 148,05 159,10 141,48 166,32 152,48 152,17 155,91 EAR(%EARmax) 42,4 41,1 4 39,0 38,0 35,2 30,9 30,9 ENA(%mlt) 54,0 55,0 55,0 52,0 50,2 52,9 54,6

5 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 5 CMOf dos subsistemas, por patamar de carga CMOf (R$/MWh) Patamar/ SE/CO S NE N Pesada 182,76 174,85 182,76 182,76 Média 181,91 174,85 181,91 181,91 Leve 174,85 141,92 174,85 174, A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas de óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 9 de julho de 2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Tucuruí Xingu - Jurupari Oriximiná Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 11, a seguir. Cabe ressaltar que pelo fato das obras previstas no sistema receptor de Manaus, em especial a implantação da rede de 138 kv e a transferência de cargas para essa rede, não estarem ainda concluídas, concentra nas LTs 230 kv Balbina Manaus e Lechuga Manaus (torre única), o fluxo das principais fontes de suprimento às cargas de Manaus, oriundos da UHE Balbina, da UTE Cristiano Rocha e da Interligação TMM. Desta forma, além da limitação na Interligação TMM, adicionalmente, o somatório dos fluxos de 230 kv Balbina Manaus e Lechuga Manaus vem sendo restringido. Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kv quanto no sistema de 138 kv, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kv deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o Figura 10 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) 5 O sistema elétrico de Macapá continua isolado do SIN, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre estar previsto para agosto, as obras do sistema receptor só permitirão a integração desse sistema a partir de fevereiro de No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente.

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