Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2017 Semana Operativa de 07 a 13/01/2017

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2017 Semana Operativa de 07 a 13/01/ APRESENTAÇÃO No início da semana de 31/12/2016 a 06/01/2017 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. No final da semana ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema e em pontos isolados do trecho incremental a UHE Itaipu. As demais bacias hidrográficas do SIN apresentaram pancadas isoladas de chuva. Na semana de 07 a 13/01/2017 devem ocorrer pancadas de chuva nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste e no alto São Francisco. No final da semana deve manter-se a condição de precipitação nas bacias do subsistema Sul. Em 03/01/2017 as unidades geradoras 45 a 50 da UHE Santo Antônio foram liberadas para operação comercial, de acordo com o Despacho ANEEL nº 04/2017. As referidas unidades se conectam ao SIN pelo sistema de 230 kv da subestação de Porto Velho, enquanto que as demais unidades da UHE Santo Antônio se conectam ao SIN, assim como a UHE Jirau, através do Sistema de Transmissão em Corrente Contínua. Dessa forma, a limitação de escoamento da geração das usinas do Rio Madeira passou a englobar as capacidades de escoamento do Bipolo 1, do Back-to-Back e do sistema de 230 kv. Na representação considerada no modelo DECOMP, como o sistema de 230 kv não impõe limitação à geração das unidades 45 a 50 da UHE Santo Antônio, a geração máxima das referidas usinas fica limitada a MW (limite do Bipolo 1 + Back-to-Back) somados às disponibilidades das unidades 45 a 50 da UHE Santo Antônio. Na revisão 1 do PMO de Janeiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 133,64/MWh para R$ 80,42/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 133,64/MWh para R$ 159,82/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 26 e 27/01/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2017 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Informações Hidrometeorológicas Condições Antecedentes O avanço de uma frente fria pelo litoral do estado de São Paulo e do Rio de Janeiro no início da semana provocou chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. No final da semana uma nova frente fria associada a um sistema de baixa pressão avançou pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e em pontos isolados do trecho incremental a UHE Itaipu. As demais bacias hidrográficas do SIN apresentaram pancadas isoladas de chuva (Figura 1). 1 Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 31/12/16 a 06/01/17

2 ENA (MWmed) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação A Tabela 1 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 24/12 a 30/12/2016 e os estimados para fechamento da semana de 31/12/2016 a 06/01/2017. Tabela 1 Tendência hidrológica das ENAs na revisão 1 do PMO de janeiro/2017 Rev.1 do PMO de JANEIRO/ ENAs Subsistema 24/12 a 30/12/ /12 a 6/1/2017 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão para a próxima semana Na próxima semana, a atuação de um sistema de baixa pressão no estado de São Paulo e nas regiões Sul e Centro-Oeste ocasiona pancadas de chuva nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro- Oeste e no alto São Francisco. Uma frente fria avança pelos estados da região Sul no final da semana mantendo a condição de precipitação nas bacias desse subsistema (Figura 2). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba, e Iguaçu e parte das bacias dos rios São Francisco, Uruguai e Paraná esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências de todos os subsistemas, com exceção do subsistema Nordeste, cuja previsão apresenta recessão. A previsão para as afluências médias mensais do mês de janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul, cuja previsão apresenta-se acima dessa média. A tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de janeiro. Tabela 2 Previsão de ENAs da revisão 1 do PMO de janeiro/2017 PMO de JANEIRO/ ENAs previstas Subsistema 7/1 a 13/1/2017 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas na revisão 1 do PMO de Janeiro/ REGIÃO SUDESTE - ENAs - JANEIRO/ RV ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 0 03/12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12 31/12-06/01 07/01-13/01 14/01-20/01 21/01-27/01 28/01-03/02 Figura 3 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Janeiro/2017 Figura 2 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 07/01/2017 a 13/01/2017

3 ENA (MWmed) Probabilidade acumulada ENA (MWmed) ENA (MWmed) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação REGIÃO SUL - ENAs - JANEIRO/ RV1 subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/ ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 03/12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12 31/12-06/01 07/01-13/01 14/01-20/01 21/01-27/01 28/01-03/ Figura 4 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Janeiro/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO REGIÃO NORDESTE - ENAs - JANEIRO/2016-RV1 7 Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Janeiro/ ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 5 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Janeiro/ /12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12 31/12-06/01 07/01-13/01 14/01-20/01 21/01-27/01 28/01-03/ SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ REGIÃO NORTE - ENAs - JANEIRO/ RV1 PMO Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Janeiro/2017 RV ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/ ENA semanal estimada ENA semanal verificada /12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12 31/12-06/01 07/01-13/01 14/01-20/01 21/01-27/01 28/01-03/ Figura 6 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Janeiro/ Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO Cenários de ENAs para o PMO de Janeiro/2017 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de janeiro /2017, para acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2017. São mostradas, para os quatro Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Janeiro/2017

4 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO RV SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO 1 Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Janeiro/2017 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Janeiro/ SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO 1 Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Janeiro/ SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Janeiro/2017 RV SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Janeiro/2017 RV1 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de janeiro e fevereiro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 3 MLT da ENA nos meses de janeiro e fevereiro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema JANEIRO SE/CO S NE N 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

5 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados na revisão 1 do PMO. Figura 15 Interligações entre regiões Tabela 4 Limites de intercâmbio de energia considerados na revisão 1 do PMO janeiro/2017 Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz FNE + FCOMC (EXP. N) LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Patamar 07/01 a 13/01/2017 Demais Semanas Pesada Média (A) (B) Leve Pesada Média (C) Leve Pesada Média (B) Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve (D) Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (D) (E) Leve Pesada Média Leve (D) Pesada Média (B) Leve (A) RT 500 kv 148 MVAr MILAGRES E3 e LT 500 kv TERESINA II / SOBRAL III C V8 (B) Reator 4 P. Dutra 500 kv (C) TCSC-1 S. Mesa 500 kv (D) LT 765 kv Ivaiporã Itaberá (E) Conversor 2 Ibiúna

6 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 3.3. Previsão de O baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços continuam impactando o comportamento da carga em todo o país. Apesar disso, as taxas de crescimento previstas para as cargas dos subsistemas Sudeste/Centro- Oeste e Nordeste para o mês de janeiro/2017, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, são bastante elevadas, de 6,6% e 9,4%, respectivamente. Essas taxas são explicadas pela ocorrência, em janeiro de 2016, de chuvas intensas nas correspondentes regiões, acompanhadas de temperaturas amenas para aquela época do ano, o que influenciou negativamente o comportamento da carga, contrário à sazonalidade típica para o período. Para a carga do subsistema Sul, estima-se um acréscimo de 2,, enquanto que, para o subsistema Norte, é esperada uma variação positiva da carga de 1,4% no mês de janeiro/2017, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 5 Evolução da carga no PMO de janeiro/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de janeiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a revisão 1 do PMO de janeiro/ Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na revisão 1 do PMO jan/17 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 07/01/2017 Subsistema Nível previsto na Revisão 0 do PMO jan/2017 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto no PMO de janeiro/2017, para a 0:00 h do dia 07/01/2017. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 07/01/2017 a 13/01/2017, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exportadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia Custo Marginal de Operação CMO Partida informada pelos Agentes para a Revisão 1 do PMO jan/2017 SE/CO 32,9 32,8 S 58,9 62,4 NE 16,9 17,4 N 20,8 19,9 A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de janeiro. 6 Figura 16 Potência hidráulica disponível no SIN Figura 17 CMO do mês de janeiro em valores médios

7 EAR (%EARmax) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Tabela 7 CMO para 2ª semana operativa do mês janeiro/ GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 07/01/2017 a 13/01/2017. Patamares de CMO (R$/MWh) SE/CO S NE N Pesada 81,68 81,68 171,18 81,68 Média 81,68 81,68 171,18 81,68 Leve 78,22 78,22 139,88 78,22 Média Semanal 80,42 80,42 159,82 80, Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de janeiro/ ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.1 DO PMO - JANEIRO/2017 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] SUDESTE 32,8 32,8 33,7 35,5 37,6 39,8 46,5 SUL 62,4 62,4 68,0 71,9 74,0 74,2 78,7 NORDESTE 17,4 17,4 17,3 17,3 18,0 18,7 24,5 NORTE 19,9 19,9 20,5 21,9 23,7 26,0 44,9 Figura 18 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de janeiro/2017 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostradas na tabela a seguir. Tabela 8 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de janeiro/2017 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema JANEIRO FEVEREIRO SE/CO S NE N Figura 19 Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês janeiro/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 367 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 11/03/2017 a 17/03/2017: Tabela 9 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Pesada Benefício (R$/MWh) Média Leve SANTA CRUZ ,98 70,74 (2) 70,73 (2) 70,58 (2) LUIZORMELO ,38 70,74 (2) 70,73 (2) 70,58 (2) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 11/03/2017 a 17/03/2017. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo menos, 100 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R. Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 102 MW. 7

8 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 6. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 07/01/2017 a 13/01/2017. Tabela 10 Expectativa de custo de despacho térmico por RE UTE Potência Instalada (MW) Subsist. CVU (R$/MWh) Pesada Geração (MWmed) Média Leve ESS ELÉTRICO GLBRIZ_L1 (770) SE / CO R$ 236, R$ ,63 GLBRIZ_L13 (266) SE / CO R$ 262, R$ ,86 BLSOBR_L13 (65) SE / CO R$ 265, R$ ,74 BLSOBR_L1 (321) SE / CO R$ 309, R$ ,73 TOTAL SE/CO R$ ,96 REVISÃO 1 DO PMO - NE - JANEIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,64 159,82 117,39 117,20 116,54 126,82 EAR(%EARmax) 17,4 17,4 17,3 17,3 18,0 18,7 24,5 ENA(%mlt) 57,0 20,3 23,1 33,6 34,2 49,5 Figura 22 Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Nordeste 7. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de janeiro/2017, com informações da Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do Custo Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de fevereiro. REVISÃO 1 DO PMO - SE/CO - JANEIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,64 80, ,43 77,75 68,04 EAR(%EARmax) 32,8 32,8 33,7 35,5 37,6 39,8 46,5 ENA(%mlt) 53,0 71,6 84,2 89,4 88,4 81,8 Figura 20 Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Sudeste REVISÃO 1 DO PMO - S - JANEIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,64 80, ,43 77,75 67,99 EAR(%EARmax) 62,4 62,4 68,0 71,9 74,0 74,2 78,7 ENA(%mlt) 177,0 226,8 205,9 186,6 154,8 153,8 Figura 21 Resumo Janeiro/2017para o Subsistema Sul REVISÃO 1 DO PMO - N - JANEIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,64 80, ,43 77,75 63,91 EAR(%EARmax) 19,9 19,9 20,5 21,9 23,7 26,0 44,9 ENA(%mlt) 33,0 31,3 39,1 49,2 49,3 8 Figura 23 Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Norte 8. 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 desta revisão do PMO Janeiro/2017 foi realizada a partir de seis estudos. O caso inicial foi construído a partir do estudo do PMO, excluindo os dados da semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017. Neste estudo apenas a partida dos reservatórios foi alterada para o valor de armazenamento previsto nos resultados do PMO. O segundo estudo foi elaborado a partir do caso inicial, porém considerando postos de vazão artificiais para o cálculo da energia natural afluente na bacia do rio Paraíba do Sul (registros AC, mnemônico NPOSNW, arquivo DADGER), e os ajustes na configuração desta bacia e, também, na bacia do Alto Tietê, para compatibilidade do cálculo de energia armazenada com o modelo NEWAVE (registros AC, mnemônico JUSENA, arquivo DADGER)

9 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Em sequência foram atualizados os seguintes blocos de dados: carga prevista (3º caso), níveis de partida (4º caso), previsão de vazões (5º caso), e as restrições conjunturais de limites sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas (6º caso). Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir. CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/12/2016 a 06/01/2017 SE/CO, Sul e Norte - CMO (R$/MWh) Figura 24 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SECO, Sul e Norte CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/12/2016 a 06/01/2017 CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 07/01 a 13/01/ CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 07/01 a 13/01/ ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS De forma a permitir uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados desta revisão do PMO continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. Tabela 11 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Nordeste - CMO (R$/MWh) Tabela 12 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema NÍVEL PMO % EARmáx - 31/1 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 38,9 33,5 38,9 43,3 SUL 74,1 59,4 74,1 83,8 NORDESTE 18,4 16,2 18,4 20,5 NORTE 25,0 22,5 25,0 25,7 Figura 25 - Análise da variação do CMO no Nordeste Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. 10. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 1 do PMO Janeiro/2017.

10 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 13 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal Previsão Mensal 07/01/2017 a 13/01/2017 jan-17 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE MADEIRA TELES PIRES ITAIPU PARANÁ SUL NORDESTE NORTE BELO MONTE Tabela 15 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % VE % % % % LI % % % A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. NE N Tabela 14 - Previsão de %EARmáx por REE REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal 13-jan (%EARmáx) Previsão Mensal 31-jan (%EARmáx) SUDESTE 20,4 21,7 MADEIRA 26,2 20,8 TELES PIRES - - ITAIPU 54,6 10 PARANÁ 38,1 44,3 SUL 68,0 74,1 NORDESTE 17,3 18,4 NORTE 20,5 25,0 BELO MONTE 29,3 37,3 Figura 26 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 12. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 2ª semana operativa de janeiro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de janeiro. 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.

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