Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 3 do PMO de Fevereiro Semana Operativa de 22/02 a 28/02/2014

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 3 do PMO de Fevereiro Semana Operativa de 22/2 a 28/2/ APRESENTAÇÃO Na semana de 15 a 21 de fevereiro uma frente fria ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, e chuva fraca na bacia do rio Paraíba do Sul e no trecho a montante da UHE Três Marias. No fim da semana, uma nova frente ocasionou chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e Tietê e no trecho incremental a UHE Itaipu. Para a semana de 22 a 28 de fevereiro, a previsão indica chuva fraca a moderada nas bacias do rios Paranapanema e Tietê, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul, Paranaíba, Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Com relação às afluências médias mensais cabe destacar que a previsão para fechamento do mês de fevereiro na Revisão 3 do PMO indica que o subsistema SE/CO deve apresentar o 2º pior mês de fevereiro do histórico de 84 anos, e que no subsistema Nordeste deverá ser observado o pior mês de fevereiro desde Na elaboração desta Revisão, o requisito de carga foi o parâmetro de maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação CMO das regiões SE/CO, Sul e NE. Por sua vez, na região N a maior variação se deu com a atualização do armazenamento nos reservatórios previsto para o início do estudo. O CMO médio semanal passou de R$ 1.777,54/MWh para R$ 1.685,28/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 717,79/MWh para R$ 788,26/MWh na região Nordeste e de R$ 574,31/MWh para R$ 25,95/MWh na região Norte. 2. NOTÍCIAS Em 27 e 28/2/214: reunião de elaboração do PMO Março de 214 no prédio sede da CEDAE Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ na Av. Presidente Vargas, Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Condições Hidrometeorológicas 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 primeira semana operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. 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 1 Na semana de 15 a 21 de fevereiro uma frente fria avançou pela região Sudeste ocasionando chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, e chuva fraca na bacia do rio Paraíba do Sul e no trecho a montante da UHE Três Marias. No fim da semana uma nova frente avançou rapidamente pela região Sul e atingiu o estado de São Paulo,

2 ocasionando chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e no trecho incremental a UHE Itaipu. A bacia do rio Tocantins permaneceu apresentando chuva fraca a moderada, enquanto no trecho incremental a UHE Sobradinho ocorreram pancadas de chuva (Figura 1) Revisão das previsões Fevereiro/214 A atuação de uma frente fria no início da semana sobre os estados do Paraná e São Paulo deve ocasionar chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana uma nova frente fria avança rapidamente pela região Sul e pelo estado de São Paulo, ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva em pontos isolados (Figura 2). 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. 2 Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 15 a 21/2/214 A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 8 a 14/2/214 e a estimada para a semana de 15 a 21/2/214 nos subsistemas do SIN. Tabela 1 ENAs passadas consideradas na REV3 do PMO de Fevereiro/214 Rev.3 do PMO de Fevereiro/214 - ENAs Subsistema 8/2 a 14/2/214 15/2 a 21/2/214 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Figura 2- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 22 a 28/2/214 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 22 a 28/2/214, aumento das afluências em todos os subsistemas do SIN, à exceção do subsistema Nordeste, o qual não apresenta variação significativa. A revisão das previsões para fechamento do mês de fevereiro, em relação à Revisão 2, indica queda das afluências no subsistema Sul, aumento nos subsistemas Sudeste e Norte, e a permanência das

3 ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) afluências no mesmo patamar previsto na revisão anterior para o subsistema Nordeste. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENA para a próxima semana e a revisão da previsão para fechamento do mês de fevereiro. Tabela 2 Previsão de ENA na REV1 do PMO de Fevereiro/214 Revisão 3 do PMO de Fevereiro/214 - ENAs previstas Subsistema 22/2 a 28/2/214 Mês de Fevereiro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N REGIÃO NORDESTE - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/ ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada /1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/3 REGIÃO NORTE - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV3 As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Fevereiro/ REGIÃO SUDESTE - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada /1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/ ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/ /1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/3 Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Fevereiro/ Cenários gerados na Revisão 3 do PMO de Fevereiro/ REGIÃO SUL - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados na Revisão 3 do PMO de Fevereiro/214 para acoplamento com a FCF do mês de Março/214. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 4/1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/3 Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/214

4 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Rev3 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 1 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul na Rev3 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste na Rev3 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, na Rev3 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Rev3 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste na Rev3 do PMO de Fevereiro 4

5 Probabilidade acumulada SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, na Rev3 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/ PMO RV1 RV2 RV3 Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte na Rev3 do PMO de Fevereiro Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de Fevereiro e Março são apresentados na tabela a seguir. Tabela 3 MLT da ENA nos meses de Fevereiro e Março MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Fevereiro SE/CO S NE N Março do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Março/214, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-2, S-3, NE-2, e N-1. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 143 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Março/214 no PMO de Fevereiro/ Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema SE/CO PMO de Fevereiro/ REV.3 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) REV.3 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA SUL: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/ 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: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas para cada subsistema e 24 associadas à antecipação do despacho térmico. Em função da ordem

6 REV.3 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/ 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 3 do PMO de Fevereiro. REV.3 DO PMO DE Fevereiro/214 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 Março Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/214 A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Março/214 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Fevereiro/ Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 3 do PMO do mês de Fevereiro para acoplamento em Março/ CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE CMO - SUDESTE (R$/MWh) Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Março/214 A análise dos gráficos acima mostra que, em função dos cenários de afluências gerados, os CMOs dos subsistemas Sul/Sudeste, Nordeste e Norte devem permanecer descolados.

7 Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 3 do PMO de Fevereiro/14 Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 5 Hz ITAIPU 6 Hz LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Patamar 22/2 a 28/2/214 Demais Semanas Pesada Média (A) 4.21 Leve Pesada Média Leve (B) 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 Leve Pesada Média (C) Leve Pesada Média Leve (A) DJ-7 Imperatriz 5 kv / CE 25/-25 Mvar B.J.LAPA II CE1 / DJ 5 kv FORTALEZA II D1 / DJ 5 kv SOBRAL III D1 / BR-1 Marabá 5 kv / DJ 5 kv SOBRAL III V9 (B) Peixe 2 - S.Mesa 2 5 kv (C) CV3 ibiuna / Polo Previsões de Carga No subsistema NE, o crescimento previsto de 5,6% é explicado, principalmente, pelo comportamento da carga demandada pelas classes residencial e comercial, reflexo da incorporação de aparelhos elétricos para refrigeração às residências e ao comércio, influenciado pelo aumento da renda familiar. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 28, decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para fevereiro/14 apresenta um acréscimo de 4,6% em relação ao mesmo mês do ano anterior. Nos subsistemas SE/CO e Sul, os acréscimos previstos de 7, e 11,7%, respectivamente, devem-se ao intenso uso de aparelhos de refrigeração, em decorrência das elevadas temperaturas registradas na primeira quinzena de fevereiro/14. Cabe ressaltar que embora ainda elevados, os crescimentos agora estimados se apresentam inferiores às expectativas anteriores em função do registro de temperaturas mais amenas durante a semana em curso e da sinalização meteorológica de manutenção desse comportamento para a última semana do mês em análise. O maior nº de dias úteis em relação a fevereiro/13 contribuiu para as taxas de crescimento de carga de todos os subsistemas. Tabela 5- Previsão da evolução da carga para a Revisão 3 do PMO de Fevereiro/214 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem fev/14 fev/14->fev/13 SE/ CO , SUL ,7% NE ,6% NORTE , SIN ,9% 7

8 R$/MWh MW 3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de fevereiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 3 do PMO de Fevereiro. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 22/2/214 a 28/2/214, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Potência Instalada Disponibilidade Hidráulica Sem 1 Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região; Região NE Importadora dos excedentes energéticos da região Norte; Região Norte Exportadora dos excedentes energéticos para as regiões Nordeste e SE/CO; Região SE/CO Importadora de energia da região Norte em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 2 e 3 do PMO Fevereiro/214 Armazenamento (%EARmáx) - : h do dia 22/2/214 Subsistema Nível previsto na Revisão 2 do PMO fev/214 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 3 do PMO fev/214 SE/CO 34,6 35,9 S 41,6 4,1 NE 41,5 42,1 N 77,8 77,4 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 2 do PMO de Fevereiro com a consideração do pleno atendimento aos requisitos de carga, para a : h do dia 22/2/214. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios 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 Fevereiro Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sudeste 165, , , ,28 Sul 165, , , ,28 Nordeste 836,47 736,59 717,49 788,26 Norte 836,47 25,95 574,31 25,95 Figura 2 - CMO do mês de Fevereiro em valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 22/2/214 a 28/2/214. 8

9 EAR (%EARmax) MWmed Tabela 7- CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 1689, ,73 844,26 612,71 Média 1689, ,73 844,26 16,61 Leve 1677, , ,8 Média Semanal 1685, ,28 788,26 25,95 A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento 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 Fevereiro/ ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.3 DO PMO - Fevereiro/214 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] SUDESTE 4,1 37,8 35,7 36, 35,9 38,6 SUL 56,7 49,4 42,9 4 43,6 38,7 NORDESTE 42,7 42,8 42,4 42, 41,5 43,5 NORTE 61,8 68,5 72, 77, 8,2 84, Figura 21 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro/214 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. Tabela 8 Energia Armazenável Máxima por subsistema ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Fevereiro Março 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 22/2/214 a 28/2/214. Figura 22 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês Fevereiro/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Atlântico, L. C. Prestes, Sta. Cruz Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, Luiz O. R. Melo², A. Chaves, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12 O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e Xavantes; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³, Baturite³, C. Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro N³, Marambaia³, Nazaria³, Pecém³, Camaçari Gás³, Bahia 1³, Camaçari MI³ e Camaçari PI³; Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2³, Aparecida 4, Mauá B3 4, Mauá B4 4, Mauá B5B 4, Distrito A 4, Geramar 1 4 e Geramar

10 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) 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. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 26/4/214 a 2/5/214. No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por patamar de carga, os valores e a razão do despacho. Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante as etapas de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real Estimativa de Encargos Não há estimativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 22/2/214 a 28/2/ Resumo dos resultados do PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Fevereiro/214 e os valores esperados para o mês de Março/214, 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 - Fevereiro/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 1.65, , , , ,45 EAR(%EARmax) 4,1 37,8 35,7 36, 35,9 38,6 ENA(%mlt) 36, 29, 38, 51,5 66,5 Figura 23 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste REVISÃO 3 DO PMO - S - Fevereiro/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 1.65, , , , ,45 EAR(%EARmax) 56,7 49,4 42,9 4 43,6 38,7 ENA(%mlt) 56, 46, 59, 85,7 71,3 Figura 24 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul REVISÃO 3 DO PMO - NE - Fevereiro/ , 4 35, 3 25, 2 15, 1 5, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 836,47 736,59 717,49 788,26 515,12 EAR(%EARmax) 42,7 42,8 42,4 42, 41,5 43,5 ENA(%mlt) 38, ,4 38,7 Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste REVISÃO 3 DO PMO - N - Fevereiro/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 836,47 25,95 574,31 25,95 152,82 EAR(%EARmax) 61,8 68,5 72, 77, 8,2 84, ENA(%mlt) 89, 83, 97, 16, 98,1 Figura 26 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 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 Fevereiro de 214, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da revisão anterior excluindo a semana operativa de 15/2/214 a 21/2/

11 Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 15/2 a 21/2/214 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/2 a 28/2/214 CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 15/2 a 21/2/ ,31 574,8 574,8 Norte - CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/2 a 28/2/ ,36 25,95 25,95 25,95 -,23-12,41 SE/CO e Sul , , , , ,58 169,871691,7 1685,28 Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. -11,42-73,44-28,1 26,29,83-6,42 Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura 27 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 15/2 a 21/2/214 Nordeste - CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/2 a 28/2/ ,49 717,4 781,31 712,45 712,45 712,45 788,26 75,81 Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte A atualização da previsão de carga foi o parâmetro cuja atualização significou um maior impacto na variação do CMO das regiões SE/CO e Sul. Nesta revisão foi mantida a política de máxima exploração do limite de transferências dos subsistemas NE e N para a região SE/CO, em todos os patamares de carga, o que resultou no desacoplamento dos valores de custos marginais de operação entre estas regiões. A melhoria nas condições hidroenergéticas previstas para a região Norte, principalmente quanto aos armazenamentos iniciais previstos, foi o parâmetro de maior impacto na variação do CMO desta região. Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior ,91-68,86 Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura 28 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste 6. EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS Observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO, contemplando a aplicação da metodologia vigente, também conduziram ao atingimento de Custos Marginais de Operação superiores ao 1º patamar de déficit determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da ANEEL. Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido, o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico.

12 Assim sendo, a operação do SIN continuará sendo realizada considerando o pleno atendimento aos requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido na Resolução GCE nº 19/22 em seu artigo 6º, parágrafo 1º que prevê: os valores obtidos para a função Custo do Déficit não implicam acionamento de medidas de redução compulsória de consumo. Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados ao final da semana operativa 4 do PMO de Fevereiro/214 são apresentados na tabela a seguir: Tabela 9 - Evolução dos Armazenamentos Fevereiro/214 Armazenamento (%EARmax) - 24 hs Verificado Partida Previsão Subsistema 31-jan 7-fev 14-fev 21-fev 28-fev SE/CO 4,2 38,1 35,7 35,9 35,7 S 57,5 5,1 42,9 4,1 41,9 NE 42,6 42,7 42,4 42,1 41,5 N 6,9 67,5 72, 77,4 8,2 7. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS ( 12 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

13 Anexo I DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA GERACÃO TÉRMICA PMO FEVEREIRO (MWmed) - SEMANA 22/2/214 a 28/2/214 REGIÃO SE/CO CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA SOL ANGRA 2 19, ANGRA 1 23, NORTEFLU 1 37, NORTEFLU 2 58, NORTEFLU 3 12, ATLANTICO 134,26 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 LC.PRESTES 141,99 263, 263, 263, 263, 263, 263, 263, 263, 263, ST.CRUZ NO 165,35 175, 175, 175, 175, 175, 175, 175, 175, 175, L.BRIZOLA 166,1 65, 65, 65, , 95, 95, 95, 95, 95, COCAL 167,82 PIE-RP 177,58 JUIZ DE FO 188,54 83, 83, 83, 83, 83, 83, 83, 83, 83, W.ARJONA 197, BLSOBRINHO 218,69 335, 335, 335, 335, 335, 335, 335, 335, 335, EUZEBIO.RO 232,58 35, 35, 35, 174,1 174,1 174,1 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 LUIZORMELO 253,59 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, AUR.CHAVES 259,87 222, 222, 222, 222, 222, 222, 222, 222, 222, NORTEFLU 4 287, ST.CRUZ 34 31,41 FGASPARIAN 32,92 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 M.LAGO 385, CUIABA CC 463, PIRAT.12 O 47,34 R.SILVEIRA 523,35 TNORTE 2 551, VIANA 612,72 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 IGARAPE 645, PALMEIR_GO 777, DAIA 789,64 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, GOIANIA 2 859, CARIOBA 937, UTE BRASIL 147,38 XAVANTES 1144,9 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 TOTAL SE/CO 3185,2 3185,2 3185,2 5418,3 5418,3 5418,3 863,5 863,5 863,5 863,5 863,5 863,5 REGIÃO SUL CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L CANDIOTA_3 6, P.MEDICI A 115,9 P.MEDICI B 115, J.LACER. C 138,13 335, 335, 335, 335, 335, 335, 335, 335, 335, J.LACER. B 167, J.LAC. A2 168, CHARQUEADA 18,65 9, 9, 9, 31, 31, 31, MADEIRA 215,54 3, 3, 3, 3, 3, 3, 3, 3, 3, J.LAC. A1 222, S.JERONIMO 248,31 FIGUEIRA 373,45 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 S.TIARAJU 674,64 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 ARAUCARIA 686, URUGUAIANA 719,99 ALEGRETE 724,87 NUTEPA 78 TOTAL SUL 1232,5 1232,5 1232,5 673,4 673,4 673,4 195,9 195,9 195,9 195,9 195,9 195,9 REGIÃO NORDESTE CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE 7,16 348,8 348,8 348,8 151,2 151,2 151, FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 P.PECEM1 117, P.PECEM2 125,16 365, 365, 365, 365, 365, 365, 365, 365, 365, C.FURTADO 25,25 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 TERMOCEARA 236, R.ALMEIDA 258,85 68, 68, 68, 68, 68, 68, 68, 68, 68, JS_PEREIRA 287,83 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 PERNAMBU_3 453,11 188, 188, 188, 188, 188, 188, 188, 188, 188, MARACANAU 595,47 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, TERMOCABO 65,22 33, 33, 33, 33, 33, 33, 33, 33, 33, TERMONE 67, TERMOPB 67, CAMPINA_GR 612,73 164, 164, 164, 164, 164, 164, 164, 164, 164, SUAPE II 625,25 336, 336, 336, 336, 336, 336, 336, 336, 336, GLOBAL I ,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 GLOBAL II ,8 148,8 15,5 148,8 148,8 15,5 148,8 148,8 15,5 ALTOS 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 ARACATI 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 BATURITE 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 C.MAIOR 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 CAUCAIA 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 CRATO 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 IGUATU 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 JUAZEIRO N 725,22 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 MARAMBAIA 725,22 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 NAZARIA 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 PECEM 725,22 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 CAMACARI G 732, BAHIA_1 742,73 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 CAMACAR_MI 844,26 2,3 2,3 2,3 CAMACAR_PI 844,26 CAMACARI 915,17 PETROLINA 926,29 POTIGUAR_3 121,69 POTIGUAR 121,71 PAU FERRO 1132,73 TERMOMANAU 1132,73 TOTAL NE 348,8 348,8 348,8 3777,9 378,2 3358, 4126,7 4129, 376,8 4126,7 4129, 376,8 REGIÃO NORTE CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L C. ROCHA 1 67, 67, 67, 67, 67, 67, 67, 67, 67, JARAQUI 1 63, 63, 63, 63, 63, 63, 63, 63, 63, MANAUARA 1 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 PONTA NEGR 1 64, 64, 64, 64, 64, 64, 64, 64, 64, TAMBAQUI 1 63, 63, 63, 63, 63, 63, 63, 63, 63, PARNAIB_IV 69, 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 P. ITAQUI 119, MARANHAO V 152,8 337,6 337,6 58,9 337,6 337,6 58,9 337,6 337,6 58,9 MARANHAOIV 152,8 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 N.VENECIA2 16,61 176,2 9,8 176,2 9,8 176,2 9,8 APARECIDA 32,19 132,9 132,9 132,9 132,9 132,9 132,9 132,9 132,9 132,9 MAUA B3 411, MAUA B4 449, MAUA B5B 59,42 28, 28, 28, 28, 28, 28, 28, DISTRITO A 611,14 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, GERAMAR1 612,71 19, 19, 19, GERAMAR2 612,71 MAUA B5A 616,42 28, 28, 28, 28, 28, 28, FLORES 1 618,81 2 9, ,2 2 DISTRITO B 622,6 18, 9,2 18, 9,2 FLORES 3 631,82 18,2 18,2 FLORES 2 636,82 FLORES 4 639,79 IRANDUBA 654,56 CIDADE NOV 654,63 MAUA B6 657,5 MAUA B7 659,1 SAO JOSE 1 66,35 SAO JOSE 2 66,35 MAUA B1 844,72 APAR B1TG6 926,82 ELECTRON 1165,12 TOTAL NORTE 554,8 554,8 554,8 143,7 1182,3 812,8 1958,5 1737,1 1367,6 84,2 154,2 174,2 242,7 1891,3 1541,8 13

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