Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 2 do PMO de Janeiro Semana Operativa de 12/01 a 18/01/2013

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 2 do PMO de Janeiro Semana Operativa de 12/1 a 18/1/ APRESENTAÇÃO A Revisão 2 do PMO Janeiro/12 representou uma redução nos custos marginais de operação - CMOs, cujo valor médio semanal para a região SE/CO passou de R$ 554,95/MWh para R$ 336,29/MWh. A previsão de vazões, cuja atualização para esta Revisão representou um significativo aumento na energia natural afluente ENA média mensal em todas as regiões do SIN, foi o parâmetro de maior impacto na redução dos CMOs observada nesta Revisão. No início da próxima semana operativa, a atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS permanecerá ocasionando precipitação nas bacias dos subsistemas SE/CO, N e NE. No decorrer da semana a precipitação diminui de intensidade e passa a ocorrer de forma mais isoladas nestas bacias. Nas bacias do subsistema Sul e na bacia do rio Paranapanema, a previsão é de ausência de precipitação ou totais muito baixos. Esta Revisão indicou o despacho de geração térmica de cerca de 1.4 MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 12 a 18/1/213. Sendo assim, e tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o atual valor de geração térmica da ordem de 14.1 MWmed. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de 3.7 MWmed por garantia energética para a próxima semana. A partir desta edição do Relatório Executivo será disponibilizada, em anexo, tabela com o despacho de geração térmica previsto no PMO e Revisões, por patamar de carga, os valores e a razão do despacho. 2. NOTÍCIAS Em 24 e 25/1: Reunião de elaboração do PMO Fevereiro/ INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO DE JANEIRO 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 1º 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, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN Condições Antecedentes A previsão de precipitação para os primeiros dias da semana indicava que a atuação de uma frente fria sobre São Paulo ocasionaria chuva fraca nas bacias dos rios Tietê e Grande, porém só foram observadas pancadas de chuva. Após o dia 6 a previsão era de que a atuação de áreas de instabilidade e o deslocamento de uma frente fria pelas regiões Sul e Sudeste ocasionariam precipitação nas bacias hidrográficas localizadas nestas regiões o que foi observado, sendo que os valores observados nas

2 bacias da região Sul foram superiores ao previsto. A partir do dia 11, a previsão era de permanência da frente sobre Goiás, Minas Gerais e no Rio de Janeiro, indicando uma possível configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS (Figura 1). Figura - Precipitação (mm) observada no período de 5 a 11 de janeiro A Tabela 1 mostra a comparação entre a ENA semanal prevista para a semana de 5/1/213 a 11/1/213 e a verificada até o dia 9/1/213. Figura Precipitação (mm) prevista no período de 6 a 12 de janeiro No início desta semana a atuação de áreas de instabilidade e o avanço da frente fria ocasionou chuva moderada à forte nas bacias da região Sul e na bacia do rio Paranapanema e no trecho da bacia do rio Paraná incremental a UHE Itaipu, e fraca na bacia do rio Tietê. A partir do dia 1 com a configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS ocorreram totais elevados de precipitação nas bacias dos subsistemas SE/CO e na bacia do rio Tocantins (Figura 2). Tabela ENAs previstas e observadas para a semana em curso Rev.2 do PMO de Janeiro/213 - ENAs Previsto Verificado Subsistema 5/1 a 11/1/213 5/1 a 9/1/213 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N A Tabela 2 apresenta a ENA semanal verificada na semana de 29/12/212 a 4/1/213 e a estimada para a semana de 5/1/213 a 11/1/213 nos Subsistemas do SIN. Tabela - ENAs passadas consideradas na Revisão 2 do PMO de Janeiro/213

3 Rev.2 do PMO de Janeiro/213 - ENAs Subsistema 29/12 a 4/1/213 5/1 a 11/1/213 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsões Janeiro/213 No início da próxima semana operativa a atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS permanecerá ocasionando precipitação nas bacias dos subsistemas SE/CO, N e NE. No decorrer da semana a precipitação diminui de intensidade e passa a ocorrer de forma mais isoladas nestas bacias. Nas bacias do subsistema Sul e na bacia do rio Paranapanema a previsão é de ausência de precipitação ou totais muito baixos (Figura 3). 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. A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na próxima semana operativa, de 12/1/213 a 18/1/213, as afluências aumentem nos subsistemas Sudeste e Norte e apresentem redução nos subsistemas Nordeste e Sul. A Tabela 3 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Janeiro. Tabela Previsão de ENA do PMO de Janeiro/213 Revisão 2 do PMO de Janeiro/213 - ENAs previstas Subsistema 12/1 a 18/1/213 Mês de Janeiro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Janeiro/ REGIÃO SUDESTE - ENAs - JANEIRO/213 - RV ENA (MWmed) ENA semanal prevista na REV1 1. ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 1/12-7/12 8/12-14/12 15/12-21/12 22/12-28/12 29/12-4/1 5/1-11/1 12/1-18/1 19/1-25/1 26/1-1/2 Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Janeiro/213 Figura - Precipitação acumulada (mm) prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 13 a 19 de janeiro de 213

4 ENA (MWmed) REGIÃO SUL - ENAs - JANEIRO/213 - RV ENA semanal prevista na REV1 311 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 1/12-7/12 8/12-14/12 15/12-21/12 22/12-28/12 29/12-4/1 5/1-11/1 12/1-18/1 19/1-25/1 26/1-1/2 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para o PMO de Janeiro para acoplamento com a FCF do mês de Fevereiro/213. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. 25% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/213 Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Janeiro/213 2% 15% 1% 5% REGIÃO NORDESTE - ENAs -JANEIRO/213 - RV2 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(FEV) REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Janeiro ENA (MWmed) ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 1/12-7/12 8/12-14/12 15/12-21/12 22/12-28/12 29/12-4/1 5/1-11/1 12/1-18/1 19/1-25/1 26/1-1/2 Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Janeiro/213 REGIÃO NORTE - ENAs - JANEIRO/213 - RV2 ENA (MWmed) ENA semanal prevista na REV1 Probabilidade acumulada 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/213 % % 5% 1% 15% 2% 25% PMO RV1 RV2 1. ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 1/12-7/12 8/12-14/12 15/12-21/12 22/12-28/12 29/12-4/1 5/1-11/1 12/1-18/1 19/1-25/1 26/1-1/2 Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Janeiro Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Janeiro/ Cenários gerados para o PMO de Janeiro/213

5 6% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/213 1% 9% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/213 5% 4% 3% 2% 1% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(FEV) REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 Probabilidade acumulada 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 5% 1% 15% 2% 25% PMO RV1 RV2 Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Janeiro Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Janeiro 1% 9% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/213 2% 18% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/213 Probabilidade acumulada 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 1% 2% 3% 4% 5% 6% PMO RV1 RV2 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(FEV) REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Janeiro Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Janeiro 25% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/213 1% 9% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/213 2% 15% 1% 5% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(FEV) REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 Probabilidade acumulada 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% PMO RV1 RV2 Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Janeiro Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Janeiro

6 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. 12, REV.2 DO PMO DE Janeiro/213 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR Tabela MLT da ENA nos meses de Janeiro e Fevereiro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Janeiro SE/CO S NE N 9.74 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 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, Fevereiro/213, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-4, NE-1, 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 116 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Fevereiro/213 no PMO de Janeiro / , REV.2 DO PMO DE Janeiro/213 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 1, 8, 6, 4, 2,, % 1% 2% 3% 4% 5% 6% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro/213 Subsistema Sul - PMO de Janeiro/213 12, 1, 8, 6, 4, 2,, REV.2 DO PMO DE Janeiro/213 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % 5% 1% 15% 2% 25% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro/213 Subsistema Nordeste - PMO de Janeiro/213 12, 1, REV.2 DO PMO DE Janeiro/213 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 1, 8, 6, 4, 8, 6, 4, 2, 2,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2%, % 5% 1% 15% 2% 25% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro/213 Subsistema SE/CO PMO de Janeiro/213 Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro/213 Subsistema Norte - PMO de Janeiro/213

7 A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Fevereiro/213 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Janeiro/213. 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 Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 2 do PMO do mês de Janeiro para acoplamento em Fevereiro/213 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 CMO - SUDESTE (R$/MWh) CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE Figura - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Fevereiro/213 A análise dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam o CMO de todos os subsistemas, ao final de dezembro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente do subsistema Sudeste. A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave possui agora na versão 17, com o despacho antecipado de usinas a GNL, 24 dimensões além das 28 pré-existentes na versão 16. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e 24 relacionadas às Energias Naturais Afluentes mensais. O despacho antecipado de GNL acrescentou 6 eixos por subsistema, indexados por patamar e por lag de antecipação, sendo 3 patamares de carga e 2 lags definidos para esta versão 18 do Decomp, totalizando mais 24 dimensões extras. Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica perfis da FCF em três dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo vertical) obtido a partir de um par de estados compostos pela Energia Armazenada (EAR) e pela Energia Natural Este acoplamento se caracteriza pela consulta à FCF através dos estados de ENA e das Energias Armazenadas para o final do segundo mês, calculadas pelo modelo Decomp. Para esta revisão, previsões mais otimistas resultaram em um aumento de MWmed na ENA média mensal de fevereiro em todo o SIN (ver Tabela ). Tabela Variações nas ENAs mensais de acoplamento. (ENARV2 ENA RV1 ) Diferenças nas ENAs Médias Mensais (RV2 Jan -RV1 Jan - MW médio) MWmed Set Out Nov Dez Jan Fev Sudeste Sul Nordest Norte Com previsões e cenários mais úmidos, o acoplamento sofreu um impacto substancial, como ilustrado através das Figura e Figura. Custo (R$) x e+7.5 x 1 5 Acoplamento da RV1 do PMO de janeiro - SUDESTE 3.62e+8 1 EAR = 65662, ENA = 3661, CF = 1e+8, PI = Energia Armazenada (MW mês) < < e e x 1 4 Energia Natural Afluente (MW médio) Figura Acoplamento da RV1 do PMO de janeiro, Sudeste.

8 Acoplamento da RV2 do PMO de janeiro - SUDESTE x e Custo (R$) EAR = 65662, ENA = 3661, CF = 1e+8, PI = e e e x 1 4 Energia Armazenada (MW mês) PI = Energia Natural Afluente (MW médio) x 1 5 Figura Acoplamento da RV2 do PMO de janeiro. Níveis de armazenamentos mais altos ao final de fevereiro As novas vazões resultaram em projeções de níveis de armazenamento mais altos, ao final de fevereiro, com consequente deslocamento do acoplamento para uma região mais barata da FCF. Energia armazenada ao final de fevereiro 16 Cenários - EARM x ENA - Sudeste 14 EARM =.747ENA EARM =.747ENA EARM início de fevereiro - RV2 = (39.1%) 2 EARM início de fevereiro - RV1 = (34%) ENA média mensal de fevereiro Figura Níveis de armazenamento ao final de fevereiro. O principal fator para a mudança de nível foi um maior armazenamento ao final de janeiro na RV2. Mesmo neste contexto de aumento das previsões o acoplamento continua numa região instável da FCF Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Neste contexto de aumento nas previsões de vazões, a variação média do Valor da Água no SIN foi cerca de R$ 219,/MWh e os valores designados por subsistema estão dispostos na tabela a seguir. Tabela Variações nos Valores da Água entre a 1ª e 2ª revisões do PMO de janeiro. 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.

9 O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 2 do PMO de Janeiro. LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Fluxo Patamar 12 a Demais 18/1/213 Semanas Pesada RNE Média (A) Leve Pesada FNS Média Leve (B) 4.1 Pesada FSENE+FMCCO Média Leve Pesada FNE Média (C) Leve Pesada EXPORT. NE Média Leve Pesada FMCCO Média Leve Pesada FCOMC Média Leve Pesada FSENE Média Leve Pesada FSM Média Leve (D) 4.51 Pesada RSE Média Leve Pesada FORNEC. SUL Média Leve Pesada RECEB. SUL Média Leve Pesada ITAIPU 5 Hz Média Leve Pesada ITAIPU 6 Hz Média Leve (A) Imperatriz - P.Dutra C2 5 Kv / CS-2 Imperatriz / CS-3 Imperatriz / LT 5 kv TERESINA II /P.DUTRA C-1 (B) Parametrização RV em S.Mesa e barra 9A 5 kv (C) LT 5 kv TERESINA II /P.DUTRA C-1 (D) Parametrização RV em S.Mesa /Parametrização RV em S.Mesa e barra 9A 5 kv Tabela - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2 do PMO de Janeiro/13

10 3.5. Previsões de Carga Com a incorporação dos equipamentos de refrigeração de uma maneira geral, as variações de carga tem se apresentado muito mais sensíveis às variações de temperatura. No subsistema NE, o crescimento previsto de 7,6% reflete a continuidade do bom desempenho que vem sendo observado na atividade econômica da região voltada para o mercado interno. Além disso, destaca-se o aumento no consumo de energia elétrica das classes residencial e comercial (incluindo o setor de serviços). Para o subsistema Norte, o decréscimo previsto de 2,% está associado, principalmente, a continuidade da carga reduzida de dois consumidores industriais da Rede Básica, dos setores de alumínio e níquel, cujo decréscimo temporário é de cerca de 18 MWmed. No subsistema Sul, apesar das altas temperaturas previstas para o período, a taxa de crescimento de apenas,2% está influenciada pela ocorrência de baixas temperaturas, atípicas para o período, decorrentes da passagem de frente fria pela região no início do mês. No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento de 6,7% está associada à ocorrência de temperaturas muito elevadas, bem como um comportamento de recuperação da carga do setor industrial, que representa cerca de 6% da carga de energia desse setor do país. Tabela - Previsão da evolução da carga para a Revisão 2 do PMO de Janeiro/213 Subsistema CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jan/13 CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) jan/13 -> jan/12 SE/ CO ,7% SUL ,2% NE ,6% NORTE ,% SIN ,1% 3.6. 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 2 do PMO de Janeiro. Potência (MW) Total Disponível Potência Total /1 a 18/1 19/1 a 25/1 26/1 a 1/ Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas revisões 1 e 2 do PMO Janeiro/213 Subsistema Armazenamento (%EARmáx) Rev. 1 PMO jan/13 Armazenamento Final Semana 2 (: hs 12/jan) Rev. 2 PMO jan/13 Partida Informada pelos Agentes (: hs 12/jan) SE/CO 29,4 28,5 SUL 43,8 45,8 NE 28,9 29,5 NORTE 41, 4, A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto no PMO de Janeiro, para a : h do dia 12/1/213. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

11 Figura - CMO do mês de Janeiro em valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 12 a 18/1/ PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 12 a 18/1/213. FICT. 826 NORTE 354 R$ 336,29/MWh R$ 336,29/MWh N NE Tabela - CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 338,37 338,37 338,37 338,37 Média 338,37 338,37 338,37 338,37 Leve 332,64 332,64 332,64 332,64 Média Semanal 336,29 336,29 336,29 336, SE/CO R$ 336,29/MWh 4.3. Energias Armazenadas Hz ITAIP 6 Hz FICT. SUL Caso 1: JAN13_RV2_N-2_V Caso 2 SEMANA 3 MÉDIA DO ESTÁGIO 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 Janeiro/213. S R$ 336,29/MWh Figura - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana 4.2. 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 Janeiro. 6 EAR (%EARmax) 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.2 DO PMO - Janeiro/213, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] SUDESTE 28,8 28,6 29, 31,5 35,9 39,1 48,5 SUL 34,8 39,4 46, 52,6 58,2 61,5 69,9 NORDESTE 32,3 31, 29, 29, 29,3 3, 33, NORTE 4,9 4,6 4, 4,6 4,5 4,6 55,3 Figura - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Janeiro/213 R$/MWh Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. 1 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sudeste 341,1 554,95 336,29 335,26 334,9 Sul 341,1 554,95 336,29 335,26 334,9 Nordeste 341,1 551,77 336,29 335,26 334,9 Norte 341,1 551,77 336,29 335,26 334,9 Tabela Energia Armazenável Máxima por subsistema

12 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Janeiro Fevereiro 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 12 a 18/1/213. MWmed SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês Janeiro/213 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1¹ e Angra 2, Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, St. Cruz Nova², Linhares², L.C. Prestes, Atlantico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal¹, Pie-RP, B. L. Sobrinho, A. Chaves, W.Arjona 1, Euzebio Rocha, F. Gasparian, St. Cruz 34¹ e M. Lago; ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana operativa de 16/3 a 22/3/213. No anexo 1 esta 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 Resumo dos resultados do PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Janeiro/213 e os valores esperados para o mês de Fevereiro/213, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). EAR ou ENA (%) REVISÃO 2 DO PMO - SE/CO - Janeiro/213 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] 341,1 554,95 336,29 335,26 334,9 345,3 EAR(%EARmax) 28,8 28,6 29, 31,5 35,9 39,1 48,5 ENA(%mlt) 55, 51, 16,2 129,3 15,9 91,2 Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo e Araucária; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecem I, R. Almeida, Termoceará, C. Furtado, J. S. Pereira;

13 EAR ou ENA (%) REVISÃO 2 DO PMO - S - Janeiro/213 25, 2, 15, 1, 5, 6, 5, 4, 3, 2, 1, operativa de 5/1/213 a 11/1/213. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: a previsão de carga dos subsistemas, partida dos reservatórios, previsão de afluências 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., Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV], 341,1 554,95 336,29 335,26 334,9 343,53 EAR(%EARmax) 34,8 39,4 46, 52,6 58,2 61,5 69,9 ENA(%mlt) 123, 232, 188,9 177,7 149,6 145,2 Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sul SE/CO e Sul - REVISÃO 2 DO PMO - NE - Janeiro/ ,95 552,16 552,16 559,85 8, 6, EAR ou ENA (%) 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, 5, 4, 3, 2, 1, -2,79, 7,69 337,45, 337,45 336,29-1,16, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV ] 341,1 551,77 336,29 335,26 334,9 334,82 EAR(%EARmax) 32,3 31, 29, 29, 29,3 3, 33, ENA(%mlt) 34, 24, 21, 35,2 69,4 62,7, Sem.2 Sem.3 Carga Armaz. Iniciais -222,4 Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste Figura - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO e Sul EAR ou ENA (%) REVISÃO 2 DO PMO - N - Janeiro/213 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] 341,1 551,77 336,29 335,26 334,9 334,52 EAR(%EARmax) 4,9 4,6 4, 4,6 4,5 4,6 55,3 ENA(%mlt) 47, 41, 6, 67,1 7, 77,1 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Nesta revisão, observamos que os maiores impactos no CMO do SIN ocorreram nos estudos de atualização da partida dos reservatórios e previsão de afluências. 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. Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 5. 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 planejamento desta revisão do PMO de Janeiro de 213 foi realizada a partir de cinco casos estudo. O caso inicial foi construído com base nos dados de planejamento da Revisão 1 do PMO, excluindo a semana 6. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT Em virtude do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito e por garantia energética na semana de 12 a 18/1/213, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária.

14 7. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 3ª semana operativa de Janeiro, 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 Janeiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Janeiro 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 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior R$/MWh Regiões SE/CO, S, NE e N 522,78 336,29 333,81 LI VE LS 8. CONSIDERAÇÕES FINAIS 199,25 12/1/213 a 18/1/213 CASOS DE SENSIBILIDADE 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 pmo@ons.org.br As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br

15 GERACÃO TÉRMICA PMO JANEIRO (MWmed) - SEMANA 12/1/213 a 18/1/213 Anexo I DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE REGIÃO E PATAMAR SE/CO DE CARGA E POR USINA TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA,1 SOL,1 55, 55, 55, 55, 55, 55, 55, 55, 55, ANGRA 2 19,28 18, 18, 18, 275, 275, 256, 1355, 1355, 1336, 1355, 1355, 1336, ANGRA 1 24,27,,, NORTEFLU 1 37,8 4, 4, 4,,,, 4, 4, 4, 4, 4, 4, NORTEFLU 2 58,89 1, 1, 1,,,, 1, 1, 1, 1, 1, 1, ST.CRUZ NO 9,41 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, NORTEFLU 3 12,84 2, 2, 2,,,, 2, 2, 2, 2, 2, 2, LC.PRESTES 119,5 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 ATLANTICO 126,19 235,2 235,2 235,2,,, 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 LINHARES 134,65 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 L.BRIZOLA 141,27 1,5 1,5 1,5 897,5 897,5 897,5 998, 998, 998, 998, 998, 998, NORTEFLU 4 149,33 9, 9, 9,,,, 9, 9, 9, 9, 9, 9, JUIZ DE FO 15, 79, 79, 79, 79, 79, 79, 79, 79, 79, COCAL 157,69,,, PIE-RP 171,4 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 BLSOBRINHO 181,19 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 AUR.CHAVES 188,89 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 W.ARJONA 197,85,,, EUZEBIO.RO 218,54 86, 86, 86, 12,9 12,9 12,9 26,9 26,9 26,9 26,9 26,9 26,9 FGASPARIAN 233,27 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 ST.CRUZ 34 31,41,,, M.LAGO 32,7 855, 855, 855, 855, 855, 855, 855, 855, 855, PIRAT.12 O 47,34 TNORTE 2 487,56,,, 22, 22, 22, 12, 12, 12, 34, 34, 34, R.SILVEIRA 523,35 VIANA 537,18 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 TNORTE 1 61,33 DAIA 631,84 33, 33, 33, 33, 33, 33, IGARAPE 645,3 131, 131, 131, 131, 131, 131, GOIANIA 2 687,7 98, 98, 98, 98, 98, 98, CUIABA CC 688,64 49, 49, 49, 49, 49, 49, PALMEIR_GO 737,41 115, 115, 115, 115, 115, 115, XAVANTES 916,12 46, 46, 46, 46, 46, 46, CARIOBA 937, UTE BRASIL 147,38 TOTAL SE/CO 2346,7 2346,7 2346,7 4241, 4241, 4222, 6587,7 6587,7 6568,7 137,6 137,6 137,6 12, 12, 12, 815,3 815,3 7996,3 REGIÃO SUL TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L CANDIOTA_3 56,63 35, 35, 35,,,, 35, 35, 35, 35, 35, 35, P.MEDICI A 115,9 45, 45, 45,,,, 45, 45, 45, 45, 45, 45, P.MEDICI B 115,9 18, 18, 18, 2, 2, 2, 2, 2, 2, 2, 2, 2, J.LACER. C 128,25 18, 18, 18, 15, 15, 15, 33, 33, 33, 33, 33, 33, J.LACER. B 155,5 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, J.LAC. A2 156,45 66, 66, 66, 44, 44, 44, 11, 11, 11, 11, 11, 11, CHARQUEADA 169,55 9, 9, 9, 36, 36, 36, 45, 45, 45, 45, 45, 45, MADEIRA 22,55 2, 2, 2, 2, 2, 2, 2, 2, 2, J.LAC. A1 27,4 7, 7, 7, 7, 7, 7, 7, 7, 7, S.JERONIMO 248,31 5, 5, 5,,,, 5, 5, 5, 5, 5, 5, ARAUCARIA 34,42 458,2 458,2 458,2 458,2 458,2 458,2 458,2 458,2 458,2 FIGUEIRA 352,1 URUGUAIANA 532, S.TIARAJU 541,93 153, 153, 153, 153, 153, 153, ALEGRETE 724,87 25, 25, 25, 25, 25, 25, NUTEPA 78, TOTAL SUL 835, 835, 835, 12,2 12,2 12,2 1855,2 1855,2 1855,2 178, 178, 178,,,, 233,2 233,2 233,2 REGIÃO NORDESTE TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE 7,16 55, 55, 55,,,, 55, 55, 55, 55, 55, 55, FORTALEZA 11,47 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 P.PECEM1 111,26 27, 27, 27, 27, 27, 27, 27, 27, 27, R.ALMEIDA 188,15 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, TERMOCEARA 192,16 219, 219, 219, 219, 219, 219, 219, 219, 219, C.FURTADO 24,43 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, JS_PEREIRA 287,83 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 MARACANAU 521,36 12, 12, 12, 12, 12, 12, TERMOCABO 53,64 48, 48, 48, 48, 48, 48, TERMONE 533,41 TERMOPB 533,41 GLOBAL I 533,58 13, 13, 13, 13, 13, 13, GLOBAL II 533,58 143, 143, 143, 143, 143, 143, CAMPINA_GR 537,19 164,2 164,2 164,2 164,2 164,2 164,2 ALTOS 58,3 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 ARACATI 58,3 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 BATURITE 58,3 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 C.MAIOR 58,3 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 CAUCAIA 58,3 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 CRATO 58,3 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 IGUATU 58,3 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 JUAZEIRO N 58,3 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 MARAMBAIA 58,3 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 NAZARIA 58,3 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 PECEM 58,3 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 BAHIA_1 717,76 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 CAMACARI G 732,99 13, 13, 13, 13, 13, 13, CAMACAR_MI 825,76 148, 148, 148, 148, 148, 148, CAMACAR_PI 825,76 15, 15, 15, 15, 15, 15, PETROLINA 95,97 128, 128, 128, 128, 128, 128, CAMACARI 915,17 195, 195, 195, 195, 195, 195, POTIGUAR_3 16,2 55, 55, 55, 55, 55, 55, POTIGUAR 16,21 51, 51, 51, 51, 51, 51, PAU FERRO 1115,55 94, 94, 94, 94, 94, 94, TERMOMANAU 1115,55 142,6 142,6 142,6 142,6 142,6 142,6 TOTAL NE 55, 55, 55, 1373,8 1373,8 1373,8 1878,8 1878,8 1878,8 1872,3 1872,3 1872,3,,, 3751,1 3751,1 3751,1 REGIÃO NORTE TÉRMICAS CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L GERAMAR1 537,17 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2 GERAMAR2 537,17 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2 TOTAL NORTE,,,,,,,,, 318,4 318,4 318,4,,, 318,4 318,4 318,4