Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março Semana Operativa de 23/02 a 01/03/ APRESENTAÇÃO No mês de fevereiro as condições da Temperatura da Superfície do Mar TSM no oceano Pacífico Equatorial permaneceram indicando uma condição de neutralidade, ainda sem a perspectiva de configuração dos fenômenos El Niño ou La Niña dentro do período úmido. O início do mês de fevereiro ainda seguiu os padrões atmosféricos observados em janeiro, com a configuração da ZCAS que ocasionou chuva fraca/moderada nas bacias do subsistema SE/CO. A partir do dia 08 a precipitação ficou restrita as bacias da região e a pontos isolados das bacias dos rios Paraná (trecho próximo a UHe Itaipu), Paranapanema e Tietê. A previsão de consenso elaborada pelo CPTEC/INMET para o trimestre março-abril-maio indica que a precipitação deve variar entre a média e acima da média nas bacias do subsistema Sul, variando entre a média e abaixo da média na bacia do rio Parnaíba e no trecho da bacia do rio São Francisco próximo e a jusante da UHe Sobradinho e na maior parte da bacia do rio Tocantins. Nas demais bacias do SIN a previsão é de valores próximos da média histórica. Desta forma, tendo a atualização da previsão de vazões como o parâmetro de maior impacto nos resultados desta Revisão, verificou-se uma elevação nos Custos Marginais de Operação CMO, cujo valor médio semanal para a região SE/CO passou de R$ 214,41/MWh para R$ 309,16/MWh. Este Programa Mensal de Operação - PMO indicou o despacho de geração térmica de cerca de MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 23/02 a 01/03/2013. Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o atual valor de geração térmica da ordem de MWmed. 2. NOTÍCIAS Em 27 e 28/03: Reunião de elaboração do PMO Abril/ CÁLCULO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO NEWAVE 3.1. DESTAQUES Neste PMO iniciou-se a aplicação de aprimoramentos na metodologia de remoção de viés das previsões de precipitação com a adoção de limites. Inicialmente a metodologia está sendo utilizada na previsão de vazões das sub-bacias do Alto/Médio Rio Grande e Paranapanema. Entrada em operação comercial da UG5 (5,529 MW) da UHE Mauá, conforme Despacho nº 246/2013 SFG/ANEEL; Entrada em operação comercial das UG1 e UG2 (168,80 MW cada) da UTE Maranhão IV, conforme Despachos nº 261/2013 e 412/2013 SFG/ANEEL; Entrada em operação comercial da UG1 (360,137 MW) da UHE Porto Itaqui, conforme Despacho nº 291/2013 SFG/ANEEL; Entrada em operação comercial das UG5, UG13, UG14 e UG17 (22,427 MW cada) da UTE Suape II, conforme Despachos nº 308/2013, 277/2013, 229/2013 e 262/2013 SFG/ANEEL; Entrada em operação comercial da UG99 (1,880 MW) da UTE Palmeiras de Goiás, conforme Despacho nº 413/2013 SFG/ANEEL; Atualização do CVU da UTE Cuiabá de 649,36 R$/MWh para 722,52 R$/MWh, conforme o Despacho nº 389/2013 SRG/ANEEL; O Fax ONS nº 008/330/2013 informa à ANEEL que a UTE Uruguaiana está sendo modelada em março/2013 com disponibilidade e inflexibilidade iguais a 250 MWmed e indisponível a partir de abril/2013. Posteriormente, o agente responsável corrigiu a informação para 244 MWmed e a ANEEL 1

2 MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação encaminhou o Ofício nº 047/2013 SRG/ANEEL, em que atualiza o CVU da usina para 719,99 R$/MWh. De acordo com a NT ONS nº 099/2012, a inflexibilidade foi classificada como restrição elétrica; Os Faxes ONS nº 0009/330/2013 e 0010/330/ PREMISSAS comunicam à ANEEL que a partir do PMO de março/2013, apesar das obras relacionadas aos lotes A, B e C estarem com seus cronogramas mantidos (Lotes A e B 31/05/2013 e Lote C 28/02/2013), estaremos representando a interligação da carga e geração dos sistemas Macapá a partir de outubro/2013 e Manaus a partir de setembro/2013, em função de atrasos nas obras de distribuição. Nas Figuras 1 e 2, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica, respectivamente, em comparação ao PMO de fevereiro/2013. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Os armazenamentos iniciais considerados foram de 44,1% para o subsistema SE/CO (elevação de 9,4 p.p.), 41,4% para o Sul (redução de 6,4 p.p.), 41,7% para o Nordeste (elevação de 10,7 p.p.) e 72,8% para o Norte (elevação de 25,1 p.p. em relação ao mês anterior). Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de março/2013. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de março/2013 NEWAVE [%MLT] PMO fevereiro/2013 PMO março/2013 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ Santo Antônio PMO fev/2013 Maior diferença de 694 MW. PMO mar/2013 PAR(p) Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. 2 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá Porto do Pecém II e Maranhão V PMO fev/2013 Maior diferença de 1056 MW. PMO mar/2013 Quanto ao cronograma de expansão das usinas não simuladas individualmente, não houve alterações significativas. Não houve alteração na penalidade associada à violação da CAR, sendo esta mantida em R$/MWh. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 21/02/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 23/02 a 01/03/2013, a previsão é de que a passagem de duas frentes frias ocasione chuva fraca/moderada nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paraná, Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e na cabeceira dos rios São Francisco e Tocantins. Nas demais bacias do SIN a previsão é de ausência de precipitação ou de totais muito baixos (Figura 3).

3 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 3 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 23/02 a 01/03/ 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. A partir da previsão meteorológica, prevê-se que para a semana operativa de 23/02 a 01/03/2013, as afluências aumentem apenas no subsistema Sul. Vale destacar a previsão de afluências muito baixas ao subsistema Nordeste no mês de março. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Março. Tabela 2 Previsão de Energia Natural Afluente PMO de Março/ ENAs previstas Subsistema 23/2 a 1/3/2013 Mês de Março MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N No subsistema NE, o crescimento previsto de 7,0% 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), também provocado pela sinalização de ocorrência de elevadas temperaturas. No subsistema Norte, o principal efeito que provoca o decréscimo previsto de 1,8% decorre da permanência da carga reduzida de três consumidores industriais da Rede Básica, dos setores de alumínio, níquel e ferro, cuja redução temporária é de cerca de 160 MWmed. Caso não tivesse ocorrido essa redução, o crescimento estimado seria em torno de 2,0%. Nos subsistemas Sul e SE/CO, as respectivas taxas de crescimento previstas, de 5,1% e 2,3%, respectivamente, estão associadas, principalmente, a previsão de ocorrência de temperaturas elevadas, típicas para essa época do ano. No Sul, também contribui para o resultado esperado, o bom desempenho da agroindústria. Tabela 3 - Evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Março/2013 Subsistema CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem 6ª Sem mar/13 CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) mar/13 -> mar/12 SE/ CO ,3% SUL ,1% NE ,0% NORTE ,8% SIN ,2% 3

4 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 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 23/02 a 01/03/2013. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 314,61 314,61 314,61 314,61 Média 312,54 312,54 312,54 312,54 Leve 302,64 302,64 302,64 302,64 Média Semanal 309,16 309,16 309,16 309, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 23/02 a 01/03/2013. Figura 4 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana FICT NORTE 1077 R$ 309,16/MWh R$ 309,16/MWh N NE No segundo estudo foi substituída a função de custo futuro de Fevereiro pela função elaborada para o PMO de Março. 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 intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir. Figura 5 - Análise da variação do CMO nos Subsistemas SE/CO e Sul 4ª semana operativa 16/02 a 22/02/ ,41 SE/CO e Sul - 67,64 1,83 19,76 1ª semana operativa 23/02 a 01/03/ ,05 283,88 303,64 302,92 302,82 309,16-0,72-0,10 6, R$ 309,16/MWh SE/CO Rev. Anterior fev/2013 mar/2013 Partida Expansao Desligam. Demais Atualiz Hz ITAIP 60 Hz FICT. SUL Caso 1: MAR13_RV0_N-2_V Caso 2 SEMANA 1 MÉDIA DO ESTÁGIO Figura 6 - Análise da variação do CMO nos Subsistemas NE e N 4ª semana operativa 16/02 a 22/02/2013 1ª semana operativa 23/02 a 01/03/2013 S R$ 309,16/MWh NE 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 Março 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 fevereiro e a mesma função de custo futuro utilizada em fevereiro. 212,13 Rev. Anterior 281,03 280,12 296,47 295,75 295,65 309,16 fev/ ,90-0,91 mar/ ,35-0,72-0,10 13,51 Partida Expansao Desligam. Demais Atualiz.

5 EAR ou ENA (%) 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 23/02 a 01/03/2013. Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Março/ 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 1 e 2, Norte Fluminense 1, 2, 3¹ e 4¹, 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, F. Gasparian e St. Cruz 34 ¹ e 3 ; 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; Região Norte: Maranhão IV e P. Itaqui. 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. 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 27/04 a 03/05/ 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 23/02/2013 a 01/03/2013, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO T. NORTE 2 487,56 URUGUAIANA 719, RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de Março/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 Abril. Figura 8 Subsistema Sudeste Figura 9 - Subsistema Sul PESADA 314, R$ ,00 MÉDIA 312, R$ ,60 LEVE 302, R$ ,40 TOTAL SE/CO R$ PESADA 314, R$ , TOTAL S MÉDIA 312, R$ ,20 LEVE 302, R$ ,40 R$ PMO - SE/CO - Março/ ,16 304,48 304,90 304,17 302,40 302,16 304,45 EAR(%EARmax) 45,0 46,4 48,1 49,9 51,9 53,7 55,3 58,8 ENA(%mlt) 83,4 90,3 91,6 92,8 88,2 101,7 93, , PMO - S - Março/ ,16 304,48 304,90 304,17 302,40 302,16 304,39 EAR(%EARmax) 41,0 44,7 47,8 48,5 48,7 48,5 48,1 47,5 ENA(%mlt) 143,6 146,6 115,4 106,0 94,3 109,9 112,

6 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) R$/MWh Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 10 Subsistema Nordeste Figura 12 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior 7 PMO - NE - Março/ Regiões SE/CO, S, NE e N 525, ,16 304,06 184,66 LI VE LS 1 309,16 304,48 304,90 304,17 302,40 302,16 299,34 EAR(%EARmax) 42,0 40,7 40,1 39,8 40,1 40,8 41,9 44,0 ENA(%mlt) 49,2 35,4 36,8 44,6 46,8 61,3 61,2 0 23/02 a 01/03/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 11 - Subsistema Norte PMO - N - Março/ ,16 304,48 304,90 304,17 302,40 302,15 299,25 EAR(%EARmax) 73,0 77,0 83,2 91,0 96,0 97,3 98,6 99,8 ENA(%mlt) 77,6 77,8 83,6 91,1 95,1 100,6 88, Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br 11. SENSIBILIDADE 6 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de Março, 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 Março. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Março 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