Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 0 do PMO de Dezembro Semana Operativa de 01/12 a 07/12/2012

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão do PMO de Dezembro Semana Operativa de 1/12 a 7/12/ APRESENTAÇÃO Dentre as premissas atualizadas para a construção da Função de Custo Futuro FCF para o PMO Dezembro/12, destacam-se os estados de energia natural afluente ENA nos meses anteriores (tendência hidrológica) e dos armazenamentos iniciais como as que representaram maior impacto. Para a semana de 1/12 a 7/12/212 a previsão é de que a atuação de duas frentes frias ocasione chuva fraca nas bacias do subsistema Sul e nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, Paraíba do Sul e Tocantins, com chuva moderada/forte nas bacias dos rios Paranapanema, Paraná (calha principal) e Tietê. Nas demais bacias os totais esperados são muito baixos ou não há previsão de precipitação. Desta forma, prevê-se que na próxima semana operativa, as afluências aumentem em todos os subsistemas, apresentando redução apenas no subsistema Nordeste. A elaboração do PMO Dezembro/12 indicou uma elevada redução nos Custos Marginais de Operação CMO, cujos valores médios semanais passaram de R$ 312,87/MWh, na semana de 24 a 3/11, para R$ 2,26/MWh, na semana de 1 a 7/12. A atualização da previsão de vazões, associada à consequente atualização da região de acoplamento com a FCF, foi o parâmetro de maior impacto nessa redução. Este PMO indicou o despacho de geração térmica de cerca de 7.6 MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 1 a 7/12. Cabe ressaltar que no mês de dezembro não está prevista a aplicação dos POCP. Sendo assim, tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, o ONS encaminhou ao Ministério de Minas e Energia - MME documento solicitando a permanência do atual valor de geração térmica da ordem de 13.2 MWmed no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de 5.6 MWmed por garantia energética para a próxima semana. 2. NOTÍCIAS Em 27 e 28/12: Reunião de elaboração do PMO Janeiro/ INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. Armazenamentos Iniciais 1% 8% 6% 4% 2% % 38% 37% 4% 43% 32% 35% 35% 38% -6,8% 3,1% -,5% -5,2% Sudeste Sul Nordeste Norte nov/12 dez/12 Figura 1 Energia armazenada inicial em novembro/12 e dezembro/12 Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, considerados no modelo DECOMP, informados pelos Agentes de Geração, para a elaboração do PMO de dezembro/212. 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. 1

2 MW MW 3.2. Tendência Hidrológica Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UTE Tabela 1 - Tendência hidrológica para o deck de dezembro/212 NEWAVE [%MLT] UTE Subsistema Potência Total (MW) UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior PMO novembro/212 PMO dezembro/212 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Mai/ Jun/ Jul/ Ago/ Set/ Out/ Nov/ PAR(p) No NEWAVE os cenários de ENA são gerados por um modelo autorregressivo de geração estocástica mensal (GEVAZP energia ) interno ao modelo, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses. Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para determinar a Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO Destaques da Expansão da Oferta 212/216 Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 21/11/212: Sepé Tiaraju (Canoas) (RS) S 88, 2, 88, JUN/ meses Palmeiras de Goiás (GO) (3) SE/CO 175,6 1 x 1,88 1,9 DEZ/ mês Porto do Pecém I (CE) (6) NE 72,3 UG 1 36,2 DEZ/ mês SUAPE II (PE) (6) NE 381,3 UG 1 381,3 FEV/ meses Porto de Itaqui (MA) (6) N 36,1 UG 1 36,1 DEZ/ mês Maranhão V (MA) (9) N 337,6 UG 1 168,8 MAR/ mês Maranhão III (MA) (13) N 499,2 UG 3 163,5 JUN/ meses (3) 3º LEN (A-5/26) (6) 5º LEN (A-5/27) (9) 7º LEN (A-5/28) (13) 12º LEN (A-3/211) Nas Figuras 2, 3 e 4, a seguir, é apresentada a evolução temporal da oferta hidrotérmica e das usinas não simuladas individualmente, em comparação ao PMO de novembro/ Figura 2 - Evolução temporal da potência instalada das UHE PMO nov/212 Maior diferença de 512 MW. PMO dez/212 2 Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHE Maior diferença de 741 MW. UHE Subsistema Potência Total (MW) Simplício (RJ/MG) (1) SE/CO 35,7 UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior UG 1 11,9 JAN/ mês UG 2 11,9 JAN/ mês UG 3 11,9 JAN/ mês Estreito (TO/MA) (3) N 187, UG 8 135,9 FEV/ meses Santo Antônio Rio Madeira ( RO ) (4) SE/CO 315,4 UG 9 69,6 JAN/ mês 15. PMO nov/212 PMO dez/212 Figura 3 - Evolução temporal da potência instalada das UTE (1) 1º LEN (A-5/25) (3) Leilão A - 5 de 16/1/27 (4) Leilão A - 5 de 1/12/27

3 [MWmed] PMO nov/12 PMO dez/12 respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente Maior diferença de 373 MW. As usinas são representadas no modelo NEWAVE totalmente inflexíveis: A UTE Linhares com o valor igual a 24 MWmed para dezembro/212 e 24 MWmed para janeiro/213; e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 219 MWmed para dezembro/212 e 35 MWmed para janeiro/ Valor da Penalidade das CAR Figura 4 - Expansão da oferta das Usinas Não-Simuladas 3.4. Fatos Relevantes Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Destaque deste PMO: Entrada em operação comercial da 7ª unidade geradora da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.767/212; Entrada em operação comercial da 1ª unidade geradora da UHE Mauá, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.728/212; A UTE Maracanaú I teve sua disponibilidade máxima reduzida para 8 MW (até 31/12/213) devido a restrições elétricas internas na malha de transmissão/distribuição da região Nordeste, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 349/ Despacho antecipado de GNL Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos faxes ONS nº 18/33/212 e 52/34/212, na elaboração do PMO de dezembro/212 foi instruído o despacho antecipado (9 semanas à frente) das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de dezembro/212 e janeiro/213, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, Em função da atualização mensal dos CVU das usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode haver alteração da penalidade das CAR utilizada no modelo NEWAVE. Para este PMO, o valor adotado foi de 1.13, R$/MWh, alterando o valor até então utilizado de 1.8, R$/MWh. Tabela 4 Penalidade da CAR POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh) (MW) 212 POTIGUAR 53,12 Diesel NE 1.6,21 UTE BRASILIA 1, Diesel SE/CO 1.47,38 PAU FERRO I 12,6 Diesel NE 1.115,55 TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 1.115,55 Penalidade 1.13, Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de dezembro/212 irão compor a Nota Técnica ONS n 191/212, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS ( no próximo dia 3 de dezembro. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 29/11/ INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO DE DEZEMBRO 4.1. Condições Hidrometeorológicas ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível 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. 3

4 Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o El Niño e La Niña, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, é de fundamental importância a análises de clima e tempo no contexto do SIN Condições Antecedentes No mês de novembro as condições da Temperatura da Superfície do Mar TSM no oceano Pacífico Equatorial estão condizentes com uma condição de neutralidade, sem a perspectiva de configuração de El Niño ou de La Niña durante o período úmido. Esta condição de neutralidade, adicionada do aquecimento da TSM do Atlântico Sul extratropical, próximo à costa da Argentina, levou a uma mudança significativa nos padrões atmosféricos que vinham ocorrendo nos últimos meses. As frentes frias passaram a se deslocar rapidamente pela região Sul, ficando semiestacionárias nas regiões SE/CO e em parte das regiões N e NE. Esta mudança de padrão, associada com a configuração, no final do mês, do primeiro episódio da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS levou a precipitação acima da média nas bacias dos rios Doce, São Francisco, Jequitinhonha, Tocantins, Manso e em parte da bacia do rio Paranaíba. Nas bacias dos rios Grande, Tietê e Paraíba do Sul a precipitação até o dia 28/11 (Figura 5) está ligeiramente abaixo da média. Já nas bacias do subsistema Sul, na bacia do rio Paranapanema e no trecho da bacia do rio Paraná incremental a UHE Itaipu a precipitação está significativamente abaixo da média. Figura 5 Mapa de anomalia da precipitação acumulada em novembro de 212 no Brasil (até o dia 28) Como consequência das precipitações observadas verificou-se aumento das afluências durante o mês de novembro, em relação às verificadas em outubro, em todos os subsistemas do SIN a exceção do Sul. Tabela 5 ENAs verificadas em outubro e estimadas para novembro/212 PMO de Dezembro/212 - ENAs verificadas e estimadas Subsistema Outubro/212 Novembro/212 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 17 a 23/11/212 e a estimada para a semana de 24 a 3/11/212 nos Subsistemas do SIN. Tabela 6 ENAs passadas consideradas no PMO de Novembro/212 PMO de Dezembro/212 - ENAs verificadas e estimadas Subsistema 17/11 a 23/11/212 24/11 a 3/11/212 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N

5 Análise Climática As condições da TSM observadas na última semana mostram ainda anomalias positivas da TSM na porção oeste do Pacífico Equatorial e condições de neutralidade na porção leste, próxima a América do Sul, além de intensas anomalias positivas da TSM do Atlântico Sul próximo à costa da Argentina (Figura 6). Este resfriamento observado no leste do Pacífico indica o início da condição de neutralidade do Pacífico. A previsão de consenso elaborada pelo CPTEC/INMET para o trimestre dezembro-janeiro-fevereiro indica que a precipitação deve variar entre a média e acima da média nas bacias do subsistema Sul, variando entre a média e abaixo destes valores nas bacias dos rios Tocantins e Parnaíba e no trecho do São Francisco próximo a UHE Sobradinho. Nas demais bacias do SIN a previsão é de valores próximos a média histórica. Cabe ressaltar que esta previsão foi elaborada a partir da análise objetiva de modelos de previsão climática que tiveram como base as anomalias da TSM observadas no mês de outubro, quando grande parte do oceano Pacífico ainda estava aquecida. Portanto, neste mês, em especial, esta previsão não está aderente ao entendimento do ONS sobre o que deverá ocorrer nos próximos meses em relação às anomalias de precipitação. Figura 6 Anomalia da TSM observada na semana entre 2/11/212 e 27/11/212. Fonte: CPTEC/INPE A previsão baseada no modelo Climate Forecast System CFS versão 2, do centro Americano, mostra condições de neutralidade nos próximos meses no Pacífico Equatorial. (Figura 7) Previsões Dezembro/212 Para a semana de 1/12 a 7/12/212 a previsão é de que a atuação de duas frentes frias ocasione chuva fraca nas bacias do subsistema Sul e nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, Paraíba do Sul e Tocantins, com chuva moderada/forte nas bacias dos rios Paranapanema, Paraná (calha principal) e Tietê. Nas demais bacias os totais esperados são muito baixos ou não há previsão de precipitação (Figura 8). 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. 5 Figura 7 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelo modelo CFS versão 2 do National Center for Environmental Prediction NCEP, com diferentes condições iniciais, válida até agosto de 213

6 ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA PREVISTA - DEZEMBRO LI LS Mensal VE MWmed 14 %MLT /1 a 2/113/11 a 9/111/11 a 16/1117/11 a 23/1124/11 a 3/111/12 a 7/128/12 a 14/1215/12 a 21/1222/12 a 28/1229/12 a 4/1 Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Dezembro/212 ENA PREVISTA - DEZEMBRO LI Mensal VE LS Figura 8 Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 2 a 8/12/ A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na próxima semana operativa, de 1/12 a 7/12/212, as afluências aumentem em todos os subsistemas, apresentando redução apenas no subsistema Nordeste. A Tabela 7 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de dezembro. Tabela 7 Previsão de ENA do PMO de Dezembro/ /1 a 2/113/11 a 9/111/11 a 16/1117/11 a 23/1124/11 a 3/111/12 a 7/128/12 a 14/1215/12 a 21/1222/12 a 28/1229/12 a 4/1 Figura 1 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Dezembro/ MWmed 81 %MLT PMO de Dezembro/212 - ENAs previstas Subsistema 1/12 a 7/12/212 Mês de Dezembro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Dezembro/ ENA PREVISTA - DEZEMBRO Mensal VE LI LS MWmed %MLT /1 a 2/113/11 a 9/111/11 a 16/1117/11 a 23/1124/11 a 3/111/12 a 7/128/12 a 14/1215/12 a 21/1222/12 a 28/1229/12 a 4/1 Figura 11 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Dezembro/212

7 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) ENA (MWmed) Probabilidade acumulada ENA PREVISTA - DEZEMBRO Mensal VE LI LS MWmed %MLT % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JAN/213 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% Energia Natural Afluente (%MLT) 27/1 a 2/113/11 a 9/111/11 a 16/1117/11 a 23/1124/11 a 3/111/12 a 7/128/12 a 14/1215/12 a 21/1222/12 a 28/1229/12 a 4/1 Figura 12 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Dezembro/ Cenários gerados para o PMO de Dezembro/212 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para o PMO de Dezembro para acoplamento com a FCF do mês de Janeiro/213. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. 18% 16% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/212 Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Dezembro 25% 2% 15% 1% 5% PMO SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/212 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(JAN) REVISÃO Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Dezembro 7 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(JAN) REVISÃO Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Dezembro 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JAN/213 % % 5% 1% 15% 2% 25% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Dezembro

8 Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada 2% 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/212 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(JAN) REVISÃO 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JAN/213 % % 5% 1% 15% 2% 25% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Dezembro 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JAN/213 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Dezembro 25% 2% 15% 1% 5% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/212 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(JAN) REVISÃO Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Dezembro Figura 2 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Dezembro Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de dezembro e janeiro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 8 MLT da ENA nos meses de Dezembro e Janeiro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Dezembro SE/CO S NE N Janeiro 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 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, Janeiro/213, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-3, NE-2, 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 136 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Janeiro/213 no PMO de Dezembro /212. 8

9 CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) PMO DE Dezembro/212 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR PMO DE Dezembro/212 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 8, 8, 7, 7, 6, 6, 5, 5, 4, 4, 3, 3, 2, 2, 1, 1,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Janeiro/213 Subsistema SE/CO PMO de Dezembro/212, % 5% 1% 15% 2% 25% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Janeiro /213 Subsistema Norte - PMO de Dezembro/212 8, 7, 6, 5, PMO DE Dezembro/212 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Janeiro/213 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Dezembro/212. 4, 3, 2, 25 Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Dezembro para acoplamento em Janeiro/213 1,, % 5% 1% 15% 2% 25% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Janeiro/213 Subsistema Sul - PMO de Dezembro/ CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE 9 5 8, PMO DE Dezembro/212 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR CMO - SUDESTE (R$/MWh) 7, 6, 5, Figura 25 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Janeiro/213 4, 3, 2, 1,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Janeiro/213 Subsistema Nordeste - PMO de Dezembro/212 A análise dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam o CMO de todos os subsistemas, ao final de dezembro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente do subsistema Sudeste. Em função da ocorrência de afluências favoráveis nos subsistemas Nordeste e Norte, há possibilidade de descolamento dos custos marginais daqueles subsistemas do custo marginal do Sudeste. A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave possui atualmente 28 dimensões. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes mensais.

10 Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica perfis da FCF em três dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo vertical) obtido a partir de um par de estados compostos pela Energia Armazenada (EAR) e pela Energia Natural Afluente (ENA), relativos ao mês posterior ao estágio estocástico do Decomp. Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por subsistema, objetiva simplesmente a sua visualização. Do acoplamento com a Função de Custo Futuro (FCF) resultam os Valores da Água que sinalizam as consequências futuras do uso da água e influenciam na otimização do despacho hidrotérmico. Este acoplamento se caracteriza pela consulta à FCF através dos estados de ENA e das Energias Armazenadas para o final do segundo mês, calculadas pelo modelo Decomp. Na Programação Mensal da Operação (PMO), a análise do efeito do acoplamento sobre os resultados do Decomp exige um maior detalhamento devido às atualizações que influenciam de maneira conjunta o Valor da Água. Nesta mudança do estágio mensal, além dos novos cenários e meses considerados no estudo, precisamos considerar a nova FCF calculada no PMO. Para esta análise é sugerido um processo de 3 passos, onde a ideia básica seria mudar os principais fatores do acoplamento, que são os estados e a FCF, de maneira que o acoplamento da última revisão do PMO anterior seja transformada gradativamente no acoplamento do PMO mais recente. servirão como ponto de referência, enquanto mudamos o mês de consulta da FCF de novembro, indo do final de dezembro para o final de janeiro. Como resultado deste primeiro passo observou-se que o simples deslocamento do mês de acoplamento na RV4 provocaria um grande aumento do Valor da Água, o que é natural desde que a FCF de consulta ao final de janeiro, é calculada em fevereiro para patamares superiores de ENA. Este aumento pode ser observado na Tabela 9. Tabela 9 Variações nos Valores da Água da RV4 de novembro com a simples mudança do mês de acoplamento - Aumento nos Valores da Água Acoplamento da RV4 do PMO de novembro Cenários da RV4(PMO-Nov) Valor da Água (R$/MWh) Acoplamento com a FCF do PMO de novembro ao final de janeiro Cenários da RV4(PMO-Nov) SE S NE N O próximo passo seria mudar a FCF gerada no PMO de novembro para a FCF calculada no PMO de dezembro e consultá-la no mesmo mês em que se dá o acoplamento do Decomp neste PMO, que é ao final de janeiro. Ao utilizarmos esta nova FCF do PMO de dezembro na mesma região de acoplamento da revisão 4 do PMO de novembro, não se observa grandes variações em relação aos valores obtidos no primeiro passo. 1 O processo se inicia com o acoplamento dos estados referentes aos cenários gerados na revisão 4 de novembro, com a FCF gerada no mesmo PMO, ao final de dezembro, seguindo-se passo à passo até o novo acoplamento entre os estados referentes aos cenários gerados no PMO de dezembro com a FCF do mesmo PMO ao final de janeiro. O primeiro passo desta análise consiste em deslocarmos o mês de acoplamento da última revisão de novembro. Desta forma, os mesmos estados utilizados na revisão 4

11 Tabela 1 Variações nos Valores da Água com a mudança da FCF - Substituição da FCF do PMO de novembro pela do PMO de dezembro Acoplamento com a FCF do PMO de novembro ao final de janeiro Cenários da RV4(PMO-Nov) Acoplamento com a FCF do PMO de dezembro ao final de janeiro Cenários da RV4(PMO-Nov) SE S NE N Tais similaridades indicam que o agravamento da situação energética permanece, levando a uma situação que deixa o sistema totalmente dependente das vazões. No 3º e último passo, substituíram-se os cenários utilizados na revisão 4 de novembro pelos cenários do PMO de dezembro, provocando uma mudança na região de acoplamento. Neste passo verificou-se uma redução considerável no Valor da Água médio. Esta variação está ilustrada na tabela a seguir. Tabela 11 - Variações nos Valores da Água com a mudança dos cenários - Cenários da RV4 de novembro substituídos pelos cenários do PMO de dezembro Acoplamento com a FCF do PMO de dezembro ao final de janeiro Cenários da RV4(PMO-Nov) Valor da Água (R$/MWh) Valor da Água (R$/MWh) Acoplamento do PMO de dezembro com a FCF ao final de janeiro Cenários da RV(PMO-Nov) SE S NE N Com a previsão de elevação das vazões no decorrer do mês de dezembro e cenários de ENAs mais úmidos, o Valor da Água médio foi reduzido neste último passo em torno de R$ 331,/MWh no SIN. Apesar do principal fator de redução do CMO ser a previsão de afluências e não a nova FCF, outros fatores contribuíram, mesmo que em menor escala, para esta redução, sendo estes, a redução da carga do SIN e relaxamentos de restrições de defluência, principalmente no subsistema Sul. A redução da disponibilidade de Angra influenciou o CMO no sentido de aumentá-lo. Os principais aspectos do acoplamento de janeiro ficam por conta da pouca influência direta das variações do Valor da Água que as ENAs do Norte terão desde que a maior influência vem de um mês já consolidado que é outubro, enquanto que dezembro e janeiro influenciam de formas opostas fazendo com que as ENAs de um mês tendam a cancelar o efeito do outro mês, como pode ser visto na Tabela 12. Para o Nordeste espera-se uma maior influência dos cenários do segundo mês, mas que terão parte de seus efeitos cancelados pelas ENAs de dezembro. A atenção deve ficar mesmo voltada para os cenários do segundo mês do Sul e principalmente do Sudeste. Mudanças nos cenários destes dois subsistemas ao longo das revisões provocarão flutuações nos Valores da Água. As influências das ENAs mensais no acoplamento estão dispostas na Tabela 12. Tabela 12 Peso das ENAs mensais de acoplamento no calculo do Custo Futuro. Influência das ENAs mensais no Acoplamento MWmed Set Out Nov Dez Jan Sudeste % % % % 1% Sul % % 15% 7% 77% Nordeste % % % 32% 68% Norte % 52% 1% 23% 24% Quanto maior a ENA mensal, menor o valor da água Quanto maior a ENA mensal, maior o valor da água Continua persistindo a possibilidade de o acoplamento acontecer numa região de grande instabilidade, porém a tendência é que a consulta se situe numa região menos instável devido à tendência de aumento das ENAs. A comparação entre as isocurvas da RV4 do PMO de novembro e as do PMO de dezembro podem ser vistas nas figuras a seguir. 11

12 Energia Natural Afluente (MW mês) Energia Natural Afluente (MW mês) Energia Natural Afluente (MW mês) Energia Natural Afluente (MW mês) x Acoplamento da RV4 do PMO de novembro - SUDESTE 3.5 x 1 4 Acoplamento do PMO de dezembro - NORDESTE Energia Armazenada (MW mês) x Energia Armazenada (MW mês) x 1 4 Figura 26 - Isocurvas da RV4 do PMO de novembro no Sudeste. Grande parte dos cenários numa região muito instável Figura 29 Isocurvas da RV do PMO de dezembro no Nordeste. Migração dos cenários para região mais estável x Acoplamento do PMO de dezembro - SUDESTE Energia Armazenada (MW mês) x 1 5 Figura 27 Isocurvas da RV do PMO de dezembro no Sudeste. Tendência de migração dos cenários para uma região menos instável x 1 4 Acoplamento da RV4 do PMO de novembro - NORDESTE 4.4. 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 destes utilizados na Revisão do PMO de Dezembro Energia Armazenada (MW mês) x 1 4 Figura 28 - Isocurvas da RV4 do PMO de novembro no Nordeste. Parte dos cenários numa região muito instável.

13 Tabela 13 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão do PMO de Dezembro/12 LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 5 Hz ITAIPU 6 Hz Patamar 1/12 a 7/12/212 Demais Semanas Pesada Média (A) Leve Pesada Média (B) Leve Pesada Média (C) Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (D) 6.3 Leve Pesada Média Leve (A) SB DJ 5 kv MILAGRES V1 / TR 5/23 kv FORTALEZA II TR2 / LT 5 kv QUIXADA /FORTALEZA II / LT 5 kv TERESINA II /P.DUTRA C-2 (B) S.Mesa2 - Peixe2 5 kv / Risco perda de 4 / ZRA Foz (C) LT 5 kv TERESINA II /P.DUTRA C-2 / TR 5/23 kv FORTALEZA II TR2 / LT 5 kv RIO DAS EGUAS/B.J.LAPA II (D) CV1 Ibiuna e Foz / Pólo 1 / Risco perda de Previsões de Carga No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,3% reflete a continuidade do bom desempenho observado nas atividades econômicas da região. Além disso, destaca-se o aumento no consumo das classes residencial e comercial (incluindo o setor de serviços). Para o subsistema Norte, o decréscimo de 1,5% reflete, dentre outros fatores, a continuidade da redução de carga de dois grandes consumidores industriais da Rede Básica, dos setores de alumínio e níquel, cujo decréscimo temporário é de cerca de 18 MW med. Para o subsistema Sul, o crescimento previsto de 4,4% reflete, dentre outros fatores, a continuação de ocorrência de temperaturas elevadas, similares as observadas nos últimos meses, que intensificam o uso dos aparelhos de ar condicionado e ventiladores adquiridos em função dos estímulos de desoneração fiscal. No subsistema SE/CO, mesmo sendo previsto a ocorrência de temperaturas típicas para essa época do ano, a taxa esperada de 1,5% reflete principalmente, o comportamento econômico observado nos últimos meses. Tabela 14- Previsão da evolução da carga para a Revisão do PMO de Dezembro/212 Subsistema CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem dez/12 CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) dez/12 -> dez/11 SE/ CO ,5% SUL ,4% NE ,3% NORTE ,5% SIN ,2% 13

14 R$/MWh Potência (MW) 4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de dezembro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão do PMO de Dezembro. 1 Total Disponível Potência Total 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. Políticas de Intercâmbio A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 1/12 a 7/12/212. FICT NORTE 1262 R$ 2,26/MWh R$ 2,26/MWh N NE R$ 2,26/MWh SE/CO Hz ITAIP 6 Hz Caso 1: DEZ12_RV_N-2_V Caso 2 SEMANA 1 1/12 a 7/128/12 a 14/1215/12 a 21/1222/12 a 28/1229/12 a 4/ FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema S R$ 2,26/MWh Tabela 15 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 4 do PMO Novembro/212 e no PMO Dezembro/212 Subsistema Armazenamento (%EARmáx) Rev. 4 PMO nov/12 Armazenamento Final Semana 5 (: hs 1/dez) PMO dez/12 Partida Informada pelos Agentes (: hs 1/dez) SE/CO 33,2 31,6 SUL 39,4 4,1 NE 32,5 34,7 NORTE 38,4 38,2 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 4 do PMO de Novembro, para a : h do dia 1/12/212. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. Figura 3 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana 5.2. Custos Marginais 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 dezembro Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sudeste 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 Sul 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 Nordeste 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 Norte 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 Figura 31 - CMO do mês de dezembro em valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 1/12 a 7/12/

15 EAR (%EARmax) MWmed Tabela 16- CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 22,6 22,6 22,6 22,6 Média 22,6 22,6 22,6 22,6 Leve 196,15 196,15 196,15 196,15 Média Semanal 2,26 2,26 2,26 2, Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir para as semanas operativas do mês de Dezembro/212. ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Dezembro/212 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JAN] SUDESTE 32, 31,5 32,2 33,3 35,1 37,4 46,8 SUL 4, 39,5 39,8 4,1 44,1 46,8 45, NORDESTE 35, 33,8 33,7 34,6 35,7 37, 43,4 NORTE 38, 39,1 39,7 41,2 43,6 45,6 58,2 Figura 32 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Dezembro/212 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. Tabela 17 Energia Armazenável Máxima por subsistema ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Dezembro Janeiro SE/CO S NE N Geração Térmica O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 1/12 a 7/12/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 33 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês dezembro/212 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Cuiaba cc¹, Angra 1 e 2, Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, St. Cruz Nova², Linhares², L.C.Prestes, Atlantico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal, Pie-RP, B. L. Sobrinho, A. Chaves e W.Arjona (1 e 3) ; Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B e A2, Uruguaiana¹, Charqueadas e Madeira³; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, R. Almeida e Termoceará; ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. 3 Despacho comandado nos patamares de carga Pesada e Média. 15

16 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 5.5. Estimativa de Encargos Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 1/12 a 7/12/212, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO T. NORTE 2 487,56 TOTAL SE/CO 5.6. Resumo dos resultados do PMO PESADA 22,6 12 R$ ,6 MÉDIA 22,6 15 R$ , LEVE 196,15 12 R$ , ,8 As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Dezembro/212 e os valores esperados para o mês de Janeiro/213, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). R$ 12, 11, 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JAN] CMO (R$/MWh) 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 185,87 EAR(%EARmax) 35, 33,8 33,7 34,6 35,7 37, 43,4 ENA(%mlt) 79, 89,6 12,2 113, 98,8 9,4 Figura 36 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste 12, 11, 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, PMO - NE - Dezembro/212 PMO - N - Dezembro/212 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JAN] CMO (R$/MWh) 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 185,87 EAR(%EARmax) 38, 39,1 39,7 41,2 43,6 45,6 58,2 ENA(%mlt) 67,3 75, 91,5 19,3 77,7 88,6 25, 2, 15, 1, 5,, 25, 2, 15, 1, 5,, 13, 12, 11, 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, PMO - SE/CO - Dezembro/212 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JAN] CMO (R$/MWh) 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 197,28 EAR(%EARmax) 32, 31,5 32,2 33,3 35,1 37,4 46,8 ENA(%mlt) 82,5 98,7 111, 117,7 14,6 1,3 25, 2, 15, 1, 5,, Figura 37 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Dezembro de 212 foi realizada a partir de cinco casos estudo. 16 Figura 34 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste PMO - S - Dezembro/212 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JAN] CMO (R$/MWh) 2,26 199,85 197,3 186,9 185,57 197,28 EAR(%EARmax) 4, 39,5 39,8 4,1 44,1 46,8 45, ENA(%mlt) 71,9 88,8 79,9 89,9 76,7 89,7 Figura 35 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul 25, 2, 15, 1, 5,, O caso inicial foi construído com base nos dados de planejamento deste PMO, inclusive a previsão de afluências e os cenários estocásticos de janeiro. De modo a avaliar o impacto no CMO conforme a atualização de alguns principais blocos de dados como: partida dos reservatórios, unidades de expansão e limites elétricos foram elaborados cinco estudos. O caso inicial utilizou a partida dos reservatórios estimada pela última revisão de novembro e não foram consideradas as novas unidades da expansão (UTE e UHE) ou limites nos fluxos intercâmbios de energia entre os subsistemas. Complementando a análise, no primeiro estudo utilizamos a mesma função de custo futuro do PMO de

17 R$/MWh Novembro. No estudo seguinte, já foi utilizada a função de custo futuro do PMO de Dezembro. Nos demais estudos foram sendo atualizados os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão e os limites nos fluxos intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/11 a 3/11/212 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 1/12 a 7/12/ ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT Em virtude da redução da carga, em função das temperaturas mais baixas, típicas para esta época do ano, e do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito e por garantia energética na semana de 1/12 a 7/12/212, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária. 312,87 SE/CO, S, NE e N - CMO (R$/MWh) 8. SENSIBILIDADE Rev. Anterior 187,27 194,14 25,67 199,88 199,88 2,26 6,87 11,53,,38-125,6 FCF nov/212 FCF dez/212-5,79 Partida Expansao Desligam. Demais Atualiz. Figura 38a - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas do SIN Considerando os resultados do estudo inicial, onde o CMO das regiões SE/CO e Sul manteve-se igual ao CMO do Norte e NE, na análise dos resultados dos estudos seguintes observamos que o maior impacto no CMO do SIN ocorreu em função da atualização das afluências (caso inicial) e partida dos reservatórios. Os demais estudos apresentaram menores variações de CMO. Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados de cada caso de estudo são consequência da atualização parcial dos seus dados de entrada, conforme detalhamento anterior. A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de dezembro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários: limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de dezembro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de dezembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. ENA MENSAL SE/CO S NE N MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS VE LI Figura 39 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, Regiões SE/CO, Sul, NE e N 357,14 2,26 196,34 LI VE LS 119,62 1/12 a 7/12/212 CASOS DE SENSIBILIDADE 17

18 ENA (MWmed) ENA (%MLT) 9. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE DEZEMBRO/12 A NOVEMBRO/13 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 a FCF preliminar elaborada para o PMO de Dezembro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus cortes a cada mês. Nesse estudo, foi simulado o despacho compulsório das parcelas GT1A e GT1B em Dezembro/212, aliado à manutenção da defluência mínima de 1.3 m³/s na cascata do rio São Francisco, para o referido mês, o que representa uma geração hidráulica de cerca de 3.6 MWmed. Em Janeiro/213 foi simulado, somente, o despacho compulsório da parcela GT1A. Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 1. MWmed nos meses do estudo, com a exceção dos meses entre Fevereiro/213 e Abril/213, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação. Não obstante, foi inserida uma restrição de armazenamento mínimo da Região Sul de 35% do EARmáx, de forma a não permitir o acentuado deplecionamento do referido subsistema. 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 Premissas Carga Para o estudo prospectivo foi utilizada a carga da revisão de 24/1/212 do Planejamento Anual Energético , cenário PMO SE/CO S NE N dez/ jan/ fev/ mar/ abr/ mai/ jun/ jul/ ago/ set/ out/ nov/ Níveis de Partida Os níveis de partida adotados para 1/12/212 são os valores previstos na aplicação dos POCP da Revisão 4 do PMO de Novembro/ Energia Natural Afluente Figura 4 -ENA Sudeste/Centro-Oeste Região Sudeste/Centro-Oeste

19 Armazenamento (%EARmax) ENA (MWmed) ENA (%MLT) MWmed ENA (MWmed) ENA (%MLT) Armazenamento (%EARmax) ENA (MWmed) ENA (%MLT) Figura 41 - ENA Sul Região Sul 9.2. Resultados Evolução dos Armazenamentos Região SE/CO Estudo Prospectivo Dez/212 a Nov/213 Car 212/213 71,3 67,6 68,6 64,2 58,7 57,5 34, 25, 37,5 28, 48,4 37, 41, 45, 46, 45, 41, 36, 49,6 29, 42, 22, 36,6 34,4 15, 1, Figura 42 ENA Nordeste inicial dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 Região Nordeste Figura 44 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste Região Sudeste/Centro-Oeste CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Figura 43 ENA Norte Região Norte Figura 45 - Balanço Energético da Região Sudeste/ Centro- Oeste 33,4 33,9 36,8 4,8 42, Região Sul Estudo Prospectivo Dez/212 a Nov/213 Car 212/213 38,4 47,9 53,2 58,7 56,1 53,8 58,1 55,3 13, 22, 18, 19, 17, 15, 13, 13, 13, 13, 13, 13, 13, inicial dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 Figura 46 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

20 MWmed Armazenamento (%EARmax) MWmed MWmed Armazenamento (%EARmax) Região SuL Região Norte CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO 98, 1, 91,1 81,8 71,7 71,3 62,1 38,5 42, 43,2 49,8 53,3 47,9 Estudo Prospectivo Dez/212 a Nov/213 Figura 47 - Balanço Energético da Região Sul Região Nordeste Figura 5 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte Região Norte Estudo Prospectivo Dez/212 a Nov/213 82,7 Car 212/213 8,8 78,6 76, 67,5 58,6 43,8 7,7 64,5 58,1 52, 49,9 CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO 33, 43, 42, 43, 4, 36, 33, 25, 34, 28, 23, 18, 13, 1, inicial dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 Figura 48 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste Figura 51 - Balanço Energético da Região Norte Custos Marginais Prospectivos 2 Região Nordeste CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO SE/CO S NE N dez/12 258,3 258,3 258,3 258,3 jan/13 195,24 195,24 112,16 195,24 fev/13 118,68 118,68 115,64 115,64 mar/13 112,97 112,97 112,37 112,37 abr/13 11,4 11,4 11,68 11,68 mai/13 14,71 14,71 97,42 14,71 jun/13 115,36 115,36 1,81 115,36 jul/13 114,14 114,14 9,98 114,14 ago/13 114,46 114,46 83,15 114,46 set/13 131,8 131,8 86,59 131,8 out/13 118,47 118,47 72,9 118,47 nov/13 12,58 12,58 67,91 12,58 1. CONSIDERAÇÕES FINAIS Figura 49 - Balanço Energético da Região Nordeste As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes ( Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels: (21) / 937 e pelo As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o

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