Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Novembro Semana Operativa de 26/10 a 01/11/ APRESENTAÇÃO No mês de outubro, as frentes frias que atingiram o país se deslocaram rapidamente pela região Sul, a maioria conseguiu atingir as regiões SE/CO e algumas atingiram as bacias das regiões N e NE. Este mês de outubro se caracterizou como um mês de transição dentro dos padrões normais de circulação atmosférica, com a precipitação ficando próxima da média na maior parte das bacias do SIN. Na semana de 19 a 25 de outubro, ocorreu chuva fraca nas bacias do subsistema SE/CO e nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins. Em todas as bacias da região Sul, ocorreu totais significativos de precipitação. Na próxima semana, de 26 de outubro a 01 de novembro, ocorrerá chuva fraca nas bacias dos rios Paraíba do Sul, Grande e chuva moderada nas bacias dos rios Paranaíba, Doce, São Francisco, Jequitinhonha e Tocantins. Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões foi o parâmetro de maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação CMO. Na região SE/CO, o CMO médio semanal da Região SE/CO passou de R$ 243,30/MWh para cerca de R$ 307,03/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/11/2013: Reunião de elaboração do PMO Dezembro/2013 no prédio sede da CEDAE Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ na Av. Presidente Vargas, 2655 Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Inclusão das UTEs a biomassa Guarani Tanabi, de 34 MW e Amandina, de 40 MW, ambas vendedoras do 16º LEN/2013 (29/08/2013), que tiveram, na reunião do DMSE Geração realizada em 16/10/2013, suas datas de entrega antecipadas de 01/01/2018 para 01/04/2014, passando, desta forma, a serem consideradas no PMO de novembro. Atualização do preço do combustível nos CVU das usinas termoelétricas vendedoras nos 2º e 3º LEN. Atualização dos dados cadastrais da UHE Garibaldi conforme Despacho SGH/ANEEL nº 3.106/2013, retificado no D.O. de 27/09/13. Entrada em operação comercial da UTE Porto do Pecém II (365 MW) em 18/10/2013, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.569/2013. Entrada em operação comercial da UG1 da UTE Nova Venécia 2 (168,8 MW) em 23/10/2013, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.591/2013. Entrada em operação comercial da UG2 da UHE Garibaldi (63 MW) em 23/10/2013, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.592/2013. Ressalta-se que esta UG é a unidade de base da usina. 1

2 MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 3.2. PREMISSAS Nas Figuras 1 e 2, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica, respectivamente, em comparação ao PMO de outubro/2013. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de novembro/2013 NEWAVE [%MLT] PMO outubro /2013 PMO novembro/2013 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Atraso Santo Antonio, Jirau e modelagem Madeira Atraso modelagem Madeira Atraso Jirau Maior diferença de 1200 MW, Abr/ Mai/ Jun/ Jul/ Ago/ Set/ PMO out/2013 PMO nov/2013 Out/ Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE PAR(p) Atraso de Maranhão III Antecipação de Porto do Pecem II e Nova Venécia Maior diferença de 534 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. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 24/10/ PMO out/2013 PMO nov/2013 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Cabe destacar que a partir do PMO de fevereiro/2013 o cronograma de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHE Santo Antônio e Jirau foi alterado no NEWAVE em relação ao encaminhado pelo DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da transmissão necessária para o mesmo. Os armazenamentos iniciais considerados foram de 46,3% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 2,1 p.p.), 93% EARmáx para o Sul (redução de 3,1 p.p.), 26% EARmáx para o Nordeste (redução de 6,1 p.p.) e 37,7% EARmáx para o Norte (redução de 16,1 p.p.). Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de novembro/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana entre os dias 26 de outubro e 01 de novembro a previsão é de que uma nova frente fria atinja as regiões SE/CO e parte das regiões N e NE, ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Paraíba do Sul, Grande e chuva moderada nas bacias dos rios Paranaíba, Doce, São Francisco, Jequitinhonha e Tocantins (Figura 3). Nas demais bacias do SIN a previsão é de totais muito baixos ou de ausência de precipitação. 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.

3 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 3 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/10 a 01/11/2013 apresentaria um acréscimo de apenas 2,4% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicada pela redução de carga de um consumidor livre do setor de alumínio. No subsistema SE/CO, o crescimento previsto de 5,8% é resultante do efeito do maior número de dias úteis nesse mês de novembro, além de que, no mesmo mês do ano anterior, ocorreram temperaturas amenas para essa época do ano. No subsistema Sul, o crescimento previsto da carga de 2,5% reflete a continuidade do bom desempenho do setor agroindustrial verificado nos últimos meses. Tabela 3 - Evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Novembro/2013 Prevê-se, para a semana operativa de 26/10 a 01/11/2013, afluências estáveis nos subsistemas Sul e Nordeste, pequeno aumento nas afluências do subsistema Norte e recessão nas afluências do subsistema Sudeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média prevista para o mês de Novembro. Tabela 2 Previsão de ENA no PMO de Novembro/2013 PMO de Novembro/ ENAs previstas Subsistema 26/10 a 1/11/2013 Mês de Novembro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÕES DE CARGA No subsistema NE, o crescimento previsto de 5,0% reflete a expectativa de continuidade do bom desempenho na atividade econômica da região, associado ao aumento do consumo das famílias e do setor comercial. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 26,8% decorre, principalmente, da interligação de Manaus, cuja estimativa de aumento da carga em relação ao mesmo período do ano anterior é de aproximadamente de 6,0%. Retirando o efeito dessa interligação no subsistema, a carga prevista para novembro Subsistema CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 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 26/10 a 01/11/2013. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO 5ª Sem 6ª Sem CARGA MENSAL (MWmed) nov/13 Var. (%) nov/13->nov/12 SE/ CO ,8% SUL ,5% NE ,0% NORTE ,8% SIN ,5% Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 309,56 309,56 309,56 309,56 Média 309,56 309,56 309,56 309,56 Leve 302,57 302,57 302,57 302,57 Média Semanal 307,03 307,03 307,03 307,03 A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 26/10 a 01/11/

4 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 4 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana FICT. 412 NORTE 1605 R$ 307,03/MWh R$ 307,03/MWh 1093 N 50 Hz ITAIP 60 Hz SE/CO 6167 FICT. SUL R$ 307,03/MWh 1100 NE Caso 1: NOV13_RV0_N-2_V Caso 2 SEMANA 1 MÉDIA DO ESTÁGIO Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e N 4ª semana operativa 19 a 25/10/ ,30 289,83 46,53 11,67-1,65-0,31 1ª semana operativa 26/10 a 01/11/2013 SE/CO e Norte - 301,50 299,85 299,54 299,99 307,03 0,45 7, S R$ 307,03/MWh Rev. Anterior Previsão de Vazões FCF nov/2013 Partida Expansao Desligam. Demais Atualiz. Região Sul Exportadora de energia, devido às condições hidroenergéticas favoráveis da região; Região NE Importadora de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região; Região Norte Intercâmbio dimensionado, visando o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco. Região SE/CO Exportadora de energia para as regiões Nordeste e Norte. 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 Novembro de 2013, foi realizada a partir de cinco casos estudo. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, considerando a nova previsão de afluências e cenários, porém com a partida dos reservatórios estimada pela última revisão de outubro e a mesma função de custo futuro utilizada em outubro. No segundo estudo foi substituída esta função de custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de Novembro. Complementando a análise, nos demais casos foram atualizados os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão (novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e limites nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul 4ª semana operativa 1ª semana operativa 19 a 25/10/ /10 a 01/11/ ,52 Rev. Anterior 289,83 52,31 Previsão de Vazões Sul - 301,50 299,85 299,54 299,99 307,03 11,67 0,93 FCF nov/2013-0,31 0,45 7,04 Partida Expansao Desligam. Demais Atualiz. Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas NE 4ª semana operativa 19 a 25/10/ ,53 Rev. Anterior Nordeste - 289,83 301,50 299,85 299,54 299,99 307,03 27,30 Previsão de Vazões 11,67 FCF nov/2013-1,65-0,31 1ª semana operativa 26/10 a 01/11/2013 0,45 7,04 Partida Expansao Desligam. Demais Atualiz. 4

5 EAR ou ENA (%) MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/10 a 01/11/2013. Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Novembro/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana operativa de 28/12/2013 a 03/01/ 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 26/10 a 01/11/2013, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. TÉRMICAS CVU PAT CMO GER ESS ELÉTRICO PESADA 309, R$ ,80 T.NORTE II 551,09 MÉDIA 309, R$ ,40 LEVE 302, R$ ,00 PESADA 309,56 165,8 R$ ,39 VIANA 601,33 MÉDIA 309,56 165,8 R$ ,47 LEVE 302,57 165,8 R$ ,48 TOTAL SE/CO R$ ,54 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Sta. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico, G. L. Brizola, Cocal, Pie RP¹, Juiz de Fora, W. Arjona¹, B. L. Sobrinho, E. Rocha e A. Chaves; Região Sul: Candiota III, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo e Araucária³; Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém I, Fortaleza, P. Pecém II, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida e J. S. Pereira; Região Norte: Maranhão IV, Maranhão V, P. Itaqui, N. Venécia 2 e Aparecida; 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. O despacho devido à razão elétrica na região SE/CO visa a manutenção da segurança da operação elétrica durante realização de intervenção em equipamentos de transmissão. 10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de Novembro/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 Dezembro. Figura 9 Subsistema Sudeste PMO - SE/CO - Novembro/ ,03 308,07 301,40 302,40 302,04 303,66 EAR(%EARmax) 46,0 44,9 43,8 43,1 42,6 42,2 45,3 ENA(%mlt) 92,2 82,5 89,5 96,7 104,5 94, O despacho de 220 MWmed na Região Norte, devido à razões elétricas, se refere ao atendimento elétrico à área Manaus. Sendo assim, e de acordo com a Portaria MME nº 258, o ressarcimento dessa geração não se dará através de ESS. Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga,

6 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) R$/MWh EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 10 - Subsistema Sul Tabela 5 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade PMO - S - Novembro/ ENA MENSAL SE/CO Figura 13 dos cenários de sensibilidade S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % NE N 2 307,03 308,07 301,25 302,39 302,04 303,35 EAR(%EARmax) 93,0 93,9 94,1 92,4 88,5 84,3 69,1 ENA(%mlt) 86,7 109,8 101,4 84,0 73,0 91, Regiões SE/CO, S, NE e N 307,03 396,01 308,46 Figura 11 Subsistema Nordeste 9 PMO - NE - Novembro/ VE LI LS 228,95 26/10 a 01/11/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 12 - Subsistema Norte 307,03 308,07 301,40 302,40 302,04 303,66 EAR(%EARmax) 26,0 24,9 23,9 23,2 22,8 22,8 27,9 ENA(%mlt) 67,2 47,0 48,9 59,5 74,3 80, PMO - N - Novembro/ ,03 308,07 301,40 302,40 302,04 303,66 EAR(%EARmax) 38,0 36,2 35,0 34,1 33,2 32,5 31,1 ENA(%mlt) 96,8 71,9 82,5 92,4 107,4 88, A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas de óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 9 de julho de 2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Tucuruí Xingu - Jurupari Oriximiná Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 14, a seguir. Figura 14 Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de Novembro, 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 Novembro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Novembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. O sistema elétrico de Macapá continua isolado do SIN, pois apesar do sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre estar previsto para novembro, as obras do

7 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação sistema receptor só permitirão a integração desse sistema a partir de abril de No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente. Cabe ressaltar que pelo fato das obras previstas no sistema receptor de Manaus, em especial a implantação da rede de 138 kv e a transferência de cargas para essa rede, não estarem ainda concluídas, concentra nas LTs 230 kv Balbina Manaus e Lechuga Manaus (torre única), o fluxo das principais fontes de suprimento às cargas de Manaus, oriundos da UHE Balbina, da UTE Cristiano Rocha e da Interligação TMM. Desta forma, além da limitação na Interligação TMM, adicionalmente, o somatório dos fluxos de 230 kv Balbina Manaus e Lechuga Manaus vem sendo restringido. Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kv quanto no sistema de 138 kv, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kv deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. 7 Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br