Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 1 do 1. APRESENTAÇÃO O mês de dezembro foi caracterizado pela anomalia positiva de precipitação nas bacias hidrográficas dos rios São Francisco (incremental à UHE Sobradinho), Tocantins, Doce e Jequitinhonha, devido à configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS. Em comparação ao mês de Novembro, o mês de Dezembro apresentou afluências superiores em todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul. Na semana de 28 de dezembro de 2013 a 03 de janeiro de 2014, ocorreram valores significativos de precipitação nas bacias dos rios Tocantins, São Francisco, Paranaíba e Doce. Na próxima semana, de 04 a 10 de janeiro de 2014, a previsão é de que ocorra chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e Tietê. Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização representou maior impacto na elevação do Custo Marginal de Operação CMO. O CMO médio semanal na região SE/CO passou de R$ 247,01/MWh para R$ 280,81/MWh. No último dia 02 a Fase II da UHE Tucuruí retornou à operação, agregando cerca de MW de disponibilidade à região Norte. COMPORTAMENTO DAS ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES AO SIN EM 2013 Adicionalmente, apresentamos a seguir uma avaliação do comportamento das Energias Naturais Afluentes aos subsistemas do SIN durante o ano de A comparação foi feita com base no histórico de 1931 a 2013, totalizando 83 anos: no Susbsitema Sudeste a ENA média anual foi de MWmed o que corresponde a 102% da MLT; no Subsistema Sul observou-se um ano favorável com ENA média anual de MWmed correspondendo a 126% da MLT; o Subsistema Nordeste atravessou um ano crítico apresentando a 2ª pior ENA média anual do histórico com MWmed o que corresponde a 55% da MLT; o Subssistema Norte também atravessou um ano ruim com afluências reduzidas e a ENA média anual foi de MWmed correspondendo a 87% da MLT sendo posicionado como o 26º pior ano do histórico. A tabela a seguir mostra um resumo do comportamento das Energias Naturais Afluentes aos subsistemas do SIN em NOTÍCIAS ENA MÉDIA ANUAL EM 2013 Subsistema MWmed % mlt posição SE/CO % 44 S % 67 NE % 2 N % 26 Em 30 e 31/01/2014: reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2014 no prédio sede da CEDAE Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ na Av. Presidente Vargas, 2655 Cidade Nova. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 4 a 10 de janeiro a previsão é de que a passagem de duas frentes frias pela região Sul do país, no início e no fim da semana, ocasionem chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema e Tietê. Nas demais bacias hidrográficas do SIN predomina a estiagem (Figura 1). Cabe ressaltar que nas 1

2 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 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. Figura 1 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 04 a 10/01/ PREVISÕES DE CARGA No subsistema NE, o crescimento previsto de 6,1% é explicado, principalmente, pelo comportamento esperado da carga demandada pelas classes residencial e comercial, reflexo da incorporação de aparelhos de ventilação e refrigeração às residências, como reflexo do aumento da renda familiar e do avanço do emprego. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 30,3% decorre, principalmente, da interligação de Manaus, cuja estimativa de aumento da carga em relação ao mesmo período do ano anterior é de, aproximadamente, de 4,1%. Retirando o efeito dessa interligação no subsistema, a carga prevista para janeiro/14 apresenta um acréscimo de 7,6% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado principalmente pela redução temporária da carga de dois grandes consumidores industriais da rede básica, dos setores de alumínio e níquel desde dezembro/12. No subsistema SE/CO, o acréscimo previsto de 6,2%, é devido, também, ao comportamento da carga observada em janeiro de 2013, período em que ocorreram temperaturas abaixo das esperadas para aquele período, com consequente redução da carga de refrigeração e ventilação para uso residencial e comercial. Expurgando-se esse efeito o crescimento previsto seria da ordem de 5,6%. 2 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 04 a 10/01/2014, aumento das afluências em todos os subsistemas do SIN à exceção do subsistema Sudeste. A revisão das previsões para o mês de janeiro indicam aumento significativo das afluências nos subsistemas Sul e NE e queda nos demais. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e a revisão da previsão para fechamento do mês de Janeiro. Tabela 1 Previsão de ENA na REV1 do PMO de Janeiro/2014 Revisão 1 do PMO de Janeiro/ ENAs previstas Subsistema 4/1 a 10/1/2014 Mês de Janeiro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N No subsistema Sul, o crescimento previsto da carga de 6,5% decorre da expectativa de continuidade do bom desempenho do setor agroindustrial. Além disso, o comportamento da carga observada em janeiro de 2013, período em que ocorreram temperaturas amenas para aquele período, também contribuiu para a taxa de crescimento esperada. Expurgando-se esse efeito, o crescimento previsto seria da ordem de 5,3%. Tabela 2 - Evolução da carga para a Revisão 1 do PMO de Janeiro/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jan/14 jan/14->jan/13 SE/ CO ,2% SUL ,5% NE ,1% NORTE ,3% SIN ,8%

3 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 04/01/2014 a 10/01/2014. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 283,42 283,42 283,42 283,42 Média 283,42 283,42 283,42 283,42 Leve 276,23 276,23 276,23 116,49 Média Semanal 280,81 280,81 280,81 222, POLÍTICA DE INTERCÂMBIO A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 04/01/2014 a 10/01/2014. Figura 2 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana FICT NORTE 3300 R$ 222,81/MWh R$ 280,81/MWh N 1970 NE 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 desta revisão do PMO de Janeiro de 2014, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados do PMO, excluindo a semana operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Adicionalmente, nesta edição foi incluído um parâmetro na análise da variação do CMO: o fator de disponibilidade da UHE Tucuruí, no Bloco FD do arquivo Dadger. Nos períodos úmidos das regiões SE/CO e Norte, quando se vislumbram elevadas defluências na UHE Tucuruí, ocorre perda de disponibilidade na usina, devido à acentuada elevação do nível de seu canal de fuga. Sendo assim, de forma a representar essa redução na disponibilidade em Tucuruí, é inserido um fator de disponibilidade menor do que 100%. Ressalta-se que essa modelagem deve continuar enquanto de verificarem elevadas defluências na UHE Tucuruí. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir SE/CO R$ 280,81/MWh Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, S e NE Hz ITAIP 60 Hz FICT. SUL Caso 1: JAN14_RV1_N-2_V Caso 2 SEMANA 2 MÉDIA DO ESTÁGIO 1ª semana operativa 28/12/2013 a 03/01/2014 2ª semana operativa 04/01/2014 a 10/01/ R$ 280,81/MWh S Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região; Região NE Importadora de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região; Região Norte Exportadora de energia para a região Nordeste. Região SE/CO Exportadora de energia para as regiões Sul e Nordeste. SE/CO, S e NE - 247,01 247,34 247,40 250,16 0,33 6 2,76 Sem.1 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais 280,16 279,89 280, ,27 0,92 Vazões FD Demais Atualiz.

4 EAR ou ENA (%) MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema N 1ª semana operativa 28/12/2013 a 03/01/ ,01 247,34 247,40 0,33 6 Norte - Sem.1 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais 2ª semana operativa 04/01/2014 a 10/01/ ,74 222,36 222,18 222,81-20,66-4,38-0,18 0,63 Vazões FD Demais Atualiz. 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 de 169 MWmed na Região Norte, devido à razão elétrica, 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, das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana operativa de 08/03/2014 a 14/03/ ESTIMATIVA DE ENCARGOS 7. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 04/01/2014 a 10/01/2014. Figura 5 - Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês Janeiro/ 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 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Sta. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico, G. L. Brizola, Cocal¹, Linhares², Pie RP¹, Juiz de Fora, W. Arjona, 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 e S. Jerônimo¹; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém I, P. Pecém II, C. Furtado, Termoceará e R. Almeida; Região Norte: Parnaíba IV, Maranhão IV, Maranhão V, P. Itaqui e N. Venécia 2³; Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 04/01/2014 a 10/01/2014, 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 283, R$ ,20 T.NORTE II 551,09 MÉDIA 283, R$ ,60 LEVE 276, R$ ,20 TOTAL SE/CO R$ ,00 9. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de Janeiro/2014, 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 Fevereiro Figura 6 Subsistema Sudeste REVISÃO 1 DO PMO - SE/CO - Janeiro/ ,01 280,81 279,24 280,54 279,44 269,90 EAR(%EARmax) 42,9 44,0 44,3 45,2 46,4 48,1 55,5 ENA(%mlt) 83,0 68,9 76,5 78,7 87,0 84,

5 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) R$/MWh R$/MWh EAR ou ENA (%) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Figura 7 - Subsistema Sul REVISÃO 1 DO PMO - S - Janeiro/ ,01 280,81 279,24 280,54 279,44 269,53 EAR(%EARmax) 59,1 57,0 61,6 69,1 72,4 74,6 81,9 ENA(%mlt) 82,0 164,5 190,6 156,1 149,4 132,4 Figura 8 Subsistema Nordeste REVISÃO 1 DO PMO - NE - Janeiro/ Tabela 4 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % Figura 10 dos cenários de sensibilidade SE/CO Regiões SE/CO, S e NE 280,81 VE LI LS S 455,35 278,87 182,46 04/01 a 10/01/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br NE Região Norte 222,81 VE LI LS N 455,35 278,87 182,46 04/01 a 10/01/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE 247,01 280,81 279,24 280,54 279,44 135,88 EAR(%EARmax) 31,4 36,0 40,2 44,2 47,8 51,9 63,3 ENA(%mlt) 125,0 129,2 107,5 90,9 94,4 99,3 Figura 9 - Subsistema Norte REVISÃO 1 DO PMO - N - Janeiro/ ,01 222,81 157,58 157,74 157,62 80,43 EAR(%EARmax) 41,7 5 55,4 61,4 66,8 74,0 87,5 ENA(%mlt) 162,0 142,7 140,8 131,7 141,3 114, 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 Janeiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.