Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro Semana Operativa de 26/01 a 01/02/ APRESENTAÇÃO A perspectiva para a próxima semana é de que a passagem de uma frente fria pela região Sul e a configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS sobre a região Centro-Oeste e Sudeste ocasione totais significativos nas bacias hidrográficas das regiões CO e N e na bacia do rio Paranaíba, e chuva fraca nas bacias do subsistema Sul. No subsistema NE ocorrem totais significativos nos primeiros dias da semana. A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na próxima semana operativa, de 26/01 a 01/02/2013, as afluências aumentem nos subsistemas Nordeste e Norte. Para os subsistemas Sudeste / Centro Oeste e Sul a previsão é de ENAs um pouco abaixo do estimado para a semana de 19/01 a 25/01/2013. A atualização da previsão de vazões foi o parâmetro de maior impacto na redução dos custos marginais de operação CMOs, cujo valor médio semanal para a região SE/CO passou de R$ 477,81/MWh para R$ 304,56/MWh. Esta Revisão indicou o despacho de geração térmica de cerca de MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 26/01 a 01/02/2013. 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 MWmed. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de MWmed por garantia energética para a próxima semana. 2. NOTÍCIAS Em 21 e 22/02: Reunião de elaboração do PMO Março/ CÁLCULO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO NEWAVE 3.1. DESTAQUES Consideração da oferta vendedora do 14º LEN/2012 (14/12/2012), constituída de 10 usinas eólicas (total de 281,9 MW) e a UHE Cachoeira Caldeirão (219,0 MW); Restauração da operação comercial da UTE W. Arjona considerando a disponibilidade informada pelo agente para o DECOMP, conforme Ofício nº 020/2013 SRG/ANEEL; Entrada em operação comercial da UG11 (10ª máquina 69,59 MW) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho nº 105/2013 SFG/ANEEL; Modelagem da UHE Santo Antônio para representar restrição de escoamento da energia pela transmissão do Madeira, conforme proposto no Fax ONS nº 0004/330/2013 e referendado pelo Ofício nº 014/2013 SRG/ANEEL; Alteração da potência de 11 unidades geradoras da UHE Tucuruí de 375,00 MW para 390 MW, conforme Ofício nº 004/2013 SRG/ANEEL e Despacho nº 11/2013 SCG/ANEEL (alteração da potência instalada de MW para 8.535,00 MW); Atualização do CVU da UTE Cuiabá de 688,64 R$/MWh para 649,36 R$/MWh, conforme o Despacho nº 51/2013 SRG/ANEEL; Com o objetivo de retratar a operação energética conjuntural (fevereiro e março/2013) da UTE Camaçari (gerando a gás e óleo simultaneamente), a usina foi representada em duas usinas: código 93 Camaçari D/G, a óleo Diesel, e código 84 Camaçari G, a gás natural, com os respectivos valores de CVU 1

2 MW MW associados, de acordo com o Despacho nº 3/ SRG/ANEEL (732,99 R$/MWh - despacho a gás, e 915,17 R$/MWh - despacho a óleo). A partir de abril/2013 volta a ser representada apenas a UTE Camaçari D/G, bicombustível, com CVU 732,99 R$/MWh; Consideração das unidades geradoras de 1 a 13 da UTE Suape II em operação comercial a partir de 24/01/2013, de acordo com o Despacho SFG/ANEEL nº 169 de 23/01/2013. Para as demais unidades geradoras (de 14 a 17) foram consideradas as datas definidas na reunião do DMSE (fev/13, fim de mês). (elevação de 13 p.p.), 31 % para o Nordeste (redução de 2 p.p.) e 48 % para o Norte (elevação de 7 p.p. em relação ao mês anterior). Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de fevereiro/2013. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/2013 NEWAVE [%MLT] PMO janeiro/2012 PMO fevereiro/2013 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jul/ PREMISSAS Nas Figuras 1 e 2, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica, respectivamente, em comparação ao PMO de janeiro/2013. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Tucuruí PAR(p) Jirau e Santo Antônio Maior diferença de 660 MW. Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. 2 PMO jan/2013 PMO fev/2013 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Não houve alteração na penalidade associada à violação da CAR, sendo esta mantida em R$/MWh Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 24/01/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS Porto do Pecém I e II 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA PMO jan/2013 Maior diferença de 720 MW. PMO fev/2013 Quanto ao cronograma de expansão das usinas não simuladas individualmente, não houve alterações significativas. Para a semana de 26/01 a 01/02/2013 a previsão é de que a passagem de uma frente fria pela região Sul e a configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS sobre a região Centro-Oeste e Sudeste ocasione totais significativos nas bacias hidrográficas das regiões CO e N e na bacia do rio Paranaíba, e chuva fraca nas bacias do subsistema Sul. No subsistema NE ocorrem totais significativos nos primeiros dias da semana (Figura 3). Os armazenamentos iniciais considerados foram de 35% para o subsistema SE/CO (elevação de 5 p.p.), 48% para o Sul

3 Figura 3 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 27/01 a 02/02/2013 No subsistema Norte, o principal efeito que provoca o decréscimo previsto de 3,2% decorre da permanência da carga reduzida de três consumidores industriais da Rede Básica, dos setores de alumínio, níquel e pelotização, cuja redução temporária é de cerca de 160 MWmed. As taxas de crescimento previstas, para o subsistema Sul de 1,3%, e para o subsistema SE/CO de 1,6%, refletem, basicamente, a previsão de ocorrência de temperaturas típicas para essa época do ano. Tabela 3 - Evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Fevereiro/2013 Subsistema CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem fev/13 CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) fev/13 -> fev/12 SE/ CO ,6% SUL ,3% NE ,4% NORTE ,2% SIN ,0% A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na próxima semana operativa, de 26/01 a 01/02/2013, as afluências aumentem nos subsistemas Nordeste e Norte. Para os subsistemas Sudeste / Centro Oeste e Sul a previsão é de ENAs um pouco abaixo do que o estimado para a semana de 19/01 a 25/01/2013. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Fevereiro. Tabela 2 Previsão de Energia Natural Afluente PMO de Fevereiro/ ENAs previstas Subsistema 26/1 a 1/2/2013 Mês de Fevereiro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N 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 7,4% 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). 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 26/01 a 01/02/2013. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 309,99 309,99 291,53 291,53 Média 309,99 309,99 290,22 290,22 Leve 295,02 295,02 288,32 288,32 Média Semanal 304,56 304,56 289,67 289, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 26/01 a 01/02/2013. Figura 4 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana FICT NORTE 1410 R$ 289,67/MWh R$ 289,67/MWh 1218 N 50 Hz ITAIP 60 Hz SE/CO S FICT. SUL R$ 304,56/MWh R$ 304,56/MWh NE Caso 1: FEV13_RV0_N-2_V Caso 2 SEMANA 1 MÉDIA DO ESTÁGIO 3

4 MWmed 7. 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 Fevereiro de 2013 foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial, construído com base nos dados deste PMO, porém considerando a partida dos reservatórios estimada pela última revisão utilizou a função de custo futuro elaborada no estudo de médio prazo à época do PMO de Janeiro. No estudo seguinte, foi considerada a função de custo futuro atualizada no estudo de médio prazo para o PMO de Fevereiro. E nos demais casos foram sendo atualizados os seguintes blocos de dados: nível de partida dos reservatórios, expansão (disponibilidade de novas unidades geradoras) e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos Subsistemas SE/CO e Sul 4ª semana operativa 1ª semana operativa 19/01 a 25/01/ /01 a 01/02/ ,81 SE/CO e Sul - 306,52 318,05 305,28 303,78 303,78 304,56 11,53-12,77-1,50 0 0,78 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/01 a 01/02/2013. Figura 7 - Geração térmica para a 1ª 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 1¹ e 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, Euzebio Rocha e F. Gasparian; Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo e Araucária³; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecem I, R. Almeida, Termoceará, C. Furtado e J. S. Pereira. 4 Rev. Anterior -171,29 jan/2013 fev/2013 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. 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. Figura 6 - Análise da variação do CMO nos Subsistemas NE e N 4ª semana operativa 19/01 a 25/01/ ,81 295,86 321,34 292,39 290,31 290,31 289,67 25, ,95-2,08-0,64-181,95 NE e Norte - 1ª semana operativa 26/01 a 01/02/2013 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 30/03 a 05/04/ 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 26/01/2013 a 01/02/2013, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. Rev. Anterior jan/2013 fev/2013 Partida Expansão Desligam. Demais Atualiz. TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO T. NORTE 2 487,56 TOTAL SE/CO PESADA 309, R$ ,20 MÉDIA 309, R$ ,60 LEVE 295, R$ ,80 R$ ,60

5 R$/MWh R$/MWh 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de Fevereiro/2013, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro 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 Março. Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 9 - Subsistema Sul PMO - SE/CO - Fevereiro/ ,56 308,75 303,50 306,15 303, EAR(%EARmax) 35,0 37,1 39,5 42,1 44,6 46,9 56,8 ENA(%mlt) 101,8 95,2 95,6 96,0 94,5 98, PMO - S - Fevereiro/ ,56 308,75 303,50 306,15 303, EAR(%EARmax) 48,0 47,4 46,2 47,3 47,0 47,7 40,3 ENA(%mlt) 67,2 68,5 69,4 76,1 85,2 76, Figura 11 - Subsistema Norte 11. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de Fevereiro, 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 Fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. ENA MENSAL PMO - N - Fevereiro/ ,67 288,96 288,71 289,85 289,84 292,89 EAR(%EARmax) 48,0 48,7 51,3 55,6 61,5 65,2 93,1 ENA(%mlt) 106,1 94,5 102,1 109,4 95,3 93,4 Figura 12 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS VE LI SE/CO S NE N Regiões SE/CO e S 595, Regiões NE e N 533,17 5 Figura 10 Subsistema Nordeste PMO - NE - Fevereiro/ ,67 288,96 288,71 289,85 289,84 292,89 EAR(%EARmax) 31,0 31,7 33,2 35,4 37,3 39,0 47,6 ENA(%mlt) 59,2 72,9 75,4 71,5 68,1 72, ,56 308,18 LI VE LS 159,38 26/01/2013 a 01/02/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE 289,67 288,92 Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o LI VE LS 149,46 26/01/2013 a 01/02/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE

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