Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 3 do PMO de Agosto Semana Operativa de 18/08 a 24/08/2012

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 3 do PMO de Agosto Semana Operativa de 18/8 a 24/8/ APRESENTAÇÃO Na semana de 11 a 17/8/212, a atuação de uma frente fria ocasionou chuva fraca apenas na bacia do rio Jacuí e em pontos isolados na bacia do rio Uruguai. Nas demais bacias do SIN, permanece a estiagem. Esse cenário influenciou a previsão de afluências para a Revisão 3 do PMO Agosto/12, conduzindo a uma nova redução nos valores médios mensais de vazão natural afluente para as bacias da Região Sul e, em menor escala, da Região SE/CO. Esta nova redução da energia natural afluente prevista para a Região SE/CO e, principalmente, para a Região Sul, nesta Revisão, conduziu a um aumento nos Custos Marginais de Operação para a semana operativa de 18 a 24/8/212, para valores médios semanais de R$ 129,79/MWh na Região Sul e R$ 129,94/MWh na demais regiões. 2. NOTÍCIAS Em 17/8/212: Foram encaminhadas à ANEEL, em atendimento à Resolução Normativa nº 477 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, as Notas Técnicas Restrições aos Intercâmbios entre os Submercados e Restrições Elétricas Intrassubsistemas, representadas na elaboração do Programa Mensal da Operação Energética - PMO, com Impacto nos Limites de Intercâmbio entre Subsistemas; Em 21/8/212: Reunião de Apresentação da 2ª Revisão das Curvas de Aversão ao Risco 212/213 das Regiões SE/CO e NE, com início previsto para as 14: horas; Em 28/8: Reunião da FT-DESSEM-PAT; Em 29/8: Palestra Apuração do Despacho Térmico das Usinas Tipo I dentro do ciclo de palestras do PMO; Em 3 e 31/8: Reunião de elaboração do PMO de Setembro. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DA REVISÃO DO PMO DE AGOSTO Condições Hidrometeorológicas Condições Antecedentes Na semana de 11 a 17/8/212 a atuação de uma frente fria ocasionou chuva fraca apenas na bacia do rio Jacuí e em pontos isolados na bacia do rio Uruguai. Nas demais bacias do SIN permanece a estiagem. A Figura 1 apresenta a precipitação observada no período de 11 a 16/8/212.

2 Figura 1 Precipitação observada no período de 11 a 16 de agosto de 212 A estiagem verificada resultou em redução da ENA estimada para a 3ª semana operativa de agosto em todas as regiões. A Tabela 1 apresenta a ENA semanal verificada na semana anterior e a estimada para a semana atual. Figura 2 Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 19 a 25 de agosto de 212 Prevê-se que, na próxima semana operativa, de 18 a 24/8/212, as afluências permaneçam em recessão em todos os subsistemas. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENA para a próxima semana e a revisão da previsão de fechamento do mês de agosto. Tabela 1 ENA considerada na Revisão 3 do PMO de Agosto/212 Tabela 2 Previsão de ENA na Revisão 3 do PMO de Agosto/212 PMO de Agosto/212 - ENAs Revisão 3 do PMO de Agosto/212 - ENAs previstas Subsistema 4/8 a 1/8/212 11/8 a 17/8/212 Semana: 18 a 24/8 Mês de Agosto Subsistema MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO SE/CO S S NE NE N N Previsões da Revisão 3 Agosto/212 Para a próxima semana a previsão é de que a atuação de duas frentes frias no Rio Grande do Sul ocasione chuva fraca na bacia do rio Jacuí e chuvisco em pontos isolados na bacia do rio Uruguai. Nas demais bacias a previsão é de permanência da estiagem (Figura 2). Cabe ressaltar que, nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu, 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. As figuras a seguir ilustram as alterações nas afluências previstas nesta revisão em relação ao PMO de Agosto/212.

3 Probabilidade acumulada REGIÃO SUDESTE - ENAs - AGOSTO/212 - RV3 REGIÃO NORTE - ENAs - AGOSTO/212 - RV ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - Revisão 3 do PMO de Agosto/ REGIÃO SUL - ENAs - AGOSTO/212 - RV ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - Revisão 3 do PMO de Agosto / Cenários gerados para o PMO de Agosto/212 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para a Revisão 3 do PMO de Agosto para acoplamento com a FCF do mês de setembro/212. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 2% Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - Revisão 3 do PMO de Agosto / REGIÃO NORDESTE - ENAs - AGOSTO/212 - RV3 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% % 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 1. ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Revisão 3 do PMO de Agosto 1% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - Revisão 3 do PMO de Agosto /212 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% PMO RV1 RV2 RV3 Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Sudeste na Revisão 3 do PMO de Agosto para o mês de setembro

4 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada 5% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 1% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 45% 4% 35% 3% 25% 2% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 15% 2% 1% 1% 5% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO REVISÃO 2 1 REVISÃO 3 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% PMO RV1 RV2 RV3 Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, na Revisão 3 do PMO de Agosto 1% 9% 8% 7% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Nordeste na Revisão 3 do PMO de Agosto para o mês de setembro 16% 14% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 5% 1% 15% 2% 25% 3% 35% 4% 45% 5% PMO RV1 RV2 RV3 Figura 1 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Sul na Revisão 3 do PMO de Agosto para o mês de setembro 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, na Revisão 3 do PMO de Agosto 4 SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 14% 1% 12% 9% 8% 1% 7% 8% 6% 5% 6% 4% 3% 4% 2% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO REVISÃO 2 1 REVISÃO 3 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% PMO RV1 RV2 RV3 Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Revisão 3 do PMO de Agosto Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Norte na Revisão 3 do PMO de Agosto para o mês de setembro Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de agosto e setembro são apresentados na tabela a seguir.

5 Tabela 3 MLT da ENA nos meses de Agosto e Setembro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Agosto SE/CO S NE 3.52 N Setembro 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, Setembro/212, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4, NE-2, e N-3. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 33 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de setembro na Revisão 3 do PMO de Agosto/212. 2, 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, REVISÃO 3 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR % 5% 1% 15% 2% 25% 3% 35% 4% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro /212 Subsistema Sul 2, 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, REVISÃO 3 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % 2% 4% 6% 8% 1% 12% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro /212 Subsistema Nordeste 2, REVISÃO 3 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 5 2, REVISÃO 3 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 18, 16, 14, 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% ENA (%MLT) EAR (%EARmax), % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro /212 Subsistema Norte Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro/212 Subsistema SE/CO A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de setembro do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Agosto/212.

6 ENA (Mwmed) ENA (Mwmed) ENA (Mwmed) ENA (Mwmed) Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Rev-3 do PMO do mês de Agosto para acoplamento em Setembro/ ENAs - Sudeste 25, 2 2, 15 15, 1, 5,,, 5, 1, 15, 2, 25, CMO - SUDESTE (R$/MWh) CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE 1 5 Observada ENA de agosto ENA média de setembro rv rv1 rv2 rv3 Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de setembro / ENAs - Sul 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 setembro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente do subsistema Sudeste. Vale ainda destacar que, a partir da análise dos gráficos acima, observa-se a possibilidade de descolamento do CMO da Região Sul em relação às demais quando da ocorrência de vazões altas rv rv1 rv2 rv3 ENAs - Nordeste A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave possui atualmente 28 dimensões. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes mensais Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica cortes 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 e pela Energia Natural Afluente, relativas ao mês posterior ao estágio estocástico do Decomp rv rv1 rv2 rv3 ENAs - Norte 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. Continuando o período recessivo das ENAs, com previsões abaixo das MLTs para a próxima semana, as ENAs de acoplamento continuam com uma tendência de queda maior do que a esperada, principalmente no Sul e Nordeste, como ilustrado a seguir. 2 rv rv1 rv2 rv3 Figura 2 ENAs observadas nas revisões do PMO de agosto x ENAs de acoplamento do 1º e do 2º mês. Dentro deste quadro, houve um deslocamento da região de acoplamento, como observado através das figuras a seguir.

7 Custo (R$) Custo (R$) Acoplamento da RV2 do PMO de agosto com a FCF ao final de setembro - SUDESTE 3.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas x e e x Energia Armazenada (MW mês) e+7 4.8e x 1 4 Energia Natural Afluente (MW médio) 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 1º Semana Operativa. Figura 21 Acoplamento da RV2 do PMO de agosto - SUDESTE O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 3 do PMO de Agosto. Acoplamento da RV3 do PMO de agosto com a FCF ao final de setembro - SUDESTE x e e e+7 4.8e x 1 4 Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio) x 1 5 Figura 22 Acoplamento da RV3 do PMO de agosto SUDESTE Esta mudança na região de acoplamento elevou o Valor da Água no SIN em mais de R$ 13,/MWh. Na tabela a seguir estão expostas as variações do Valor da Água entre as revisões 2 e 3 do PMO de agosto. 7 Tabela 4 Variação dos Valores da Água entre as revisões 2 e 3 do PMO de agosto Valor da Água (R$/MWh) Acoplamento da RV2 do PMO de agosto ao final de setembro Acoplamento da RV3 do PMO de agosto ao final de setembro Cenários da RV2 Cenários da RV3 SE S NE N

8 Potência (MW) Tabela 5 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 3 do PMO de Agosto/12 LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) consumidores livres na Rede Básica dos setores de alumínio e níquel. No entanto, uma compensação positiva das demais cargas reduziu esse efeito. Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 5 Hz ITAIPU 6 Hz 18/8 a Demais Patamar 24/8/212 Semanas Pesada Média (A) 4.21 Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve (B) 9.2 Pesada Média Leve Pesada Média (C) 7.3 Leve Pesada Média Leve Pesada Média (C) 6.3 Leve Por fim, as pequenas variações observadas nos subsistemas SE/CO (,6%) e Sul (,9%) são explicadas, principalmente, pelo menor dinamismo que vem se verificando nas atividades industriais em 212. Tabela 6- Previsão da evolução da carga para a Revisão 3 do PMO do mês de Agosto/212 Subsistema 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem AGO/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN Variação ago/12 => ago/11 SE/CO ,6% SUL ,9% NE ,5% NORTE ,6% SIN ,1% O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de agosto, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 3 do PMO de Agosto CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Total Disponível Potência Total /8 a 24/8 25/8 a 31/8 8 (A) (B) (C) 3.5. Previsões de Carga DJ-15D2 S.J.Piauí 5 Kv/ Imperatriz - P.Dutra C2 SB B foz 6 Hz Foz CVO/ SB B foz 6 Hz No subsistema NE, a taxa de crescimento de 4,5%, reflete o aumento do consumo das classes residencial e comercial (setor de serviços). Além disso, os efeitos ocasionados pelas chuvas intensas ocorridas em agosto/11 resultaram valores de carga mais baixos. A variação negativa de 1,6% apresentada no subsistema Norte, está influenciada, principalmente, pela redução de cerca de 18 MW médios, de dois grandes 3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 7 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 2 e 3 do PMO Agosto/212 Subsistema Armazenamento (%EARmáx) Rev. 2 PMO ago/12 Armazenamento Final Semana 3 (: hs 18/ago) Rev. 3 PMO ago/12 Partida Informada pelos Agentes (: hs 18/ago) SE/CO 63,1 62,2 SUL 69,9 74,1 NE 54,3 55,9 NORTE 72,8 7,6

9 R$/MWh EAR (%EARmax) A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 2 do PMO de Agosto, para a : h do dia 18/8/212. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 18/8 a 24/8/212. FICT NORTE 64 R$ 129,94/MWh R$ 129,94/MWh Hz ITAIP 6 Hz SE/CO FICT. SUL Figura 23 - 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 agosto N S R$ 129,94/MWh R$ 129,79/MWh NE Caso 1: AGO12_RV3_N-2_V Caso 2 SEMANA 4 MÉDIA DO ESTÁGIO Tabela 8- CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 132,56 131,9 132,56 132,56 Média 13,47 13,47 13,47 13,47 Leve 128,4 128,4 128,4 128,4 Cabe destacar, que o Custo Marginal de Operação no patamar de carga pesada, não foi equalizado para os subsistemas SE/CO e Sul, devido ao intercâmbio IV-SE ter atingido o seu limite máximo neste patamar Energias Armazenadas 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 agosto/212. 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, Média Semanal 129,94 129,79 129,94 129,94 ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV3 DO PMO AGO/212, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] SUDESTE 67,5 65,9 64,1 62, 6,7 59,1 53,4 SUL 69,5 75,8 75,4 74, 66,9 61,1 58,2 NORDESTE 61,1 59,3 57,3 56, 52,8 49,8 36,7 NORTE 81,3 77,7 74,2 71, 69,5 68,7 62,3 Figura 25 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de agosto/212 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir Tabela 9 Energia Armazenável Máxima por subsistema Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sudeste 89,22 17,61 117,48 129,94 13,61 Sul 89,22 17,61 117,48 129,79 13,56 Nordeste 89,22 17,61 117,48 129,94 13,61 Norte 89,22 17,61 117,48 129,94 13,61 Figura 24 - CMO do mês de agosto em valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 18/8 a 24/8/212. ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Agosto Setembro 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 18/8 a 24/8/212.

10 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) MWmed SE/CO SUL NE NORTE SIN POCP RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 26 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês agosto/212 Revisão 3 do PMO - SE/CO - AGO/212 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1 e Angra 2, Norte Fluminense 1, 2 e 3, L.C. Prestes e Atlântico; Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B e J. Lacerda C; Região Nordeste: Termopernambuco e Fortaleza 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 18/8 a 24/8/212, 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 JUIZ DE FORA T. NORTE 2 15, 487,56 VIANA 59,75 TOTAL SE/CO PESADA 132,56 7 R$ 2.197,44 MÉDIA 13,47 14 R$ ,38 LEVE 128,4 8 R$ 1.54,8 PESADA 132,56 18 R$ , MÉDIA 13,47 15 R$ ,5 LEVE 128,4 12 R$ ,2 PESADA 132,56 R$ - MÉDIA 13,47 16 R$ 54.94,72 LEVE 128,4 24 R$ ,4 R$ ,44 Revisão 3 do PMO - S - AGO/212 25, 14, 12, 2, 1, 15, 8, 1, 6, 4, 5, 2,,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 28 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul Revisão 3 do PMO - NE - AGO/212 7, 16, 6, 14, 5, 12, 1, 4, 8, 3, 6, 2, 4, 1, 2,,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 29 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste Resumo dos resultados do PMO 9, Revisão 3 do PMO - N - AGO/212 16, As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados da Revisão 3 do PMO para as semanas do mês Agosto/212 e os valores esperados para o mês de Setembro/212, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Figura 3 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte

11 R$/MWh R$/MWh 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 de planejamento desta revisão do PMO de Agosto de 212 foi realizada a partir de cinco casos estudo. O estudo inicial foi elaborado a partir da Revisão 2 do PMO excluindo a semana operativa de 11 a 17/8/212 do período de planejamento. A partir deste deck de dados foram elaborados os demais estudos, onde foram atualizados, de forma incremental, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de afluências e intervenções em equipamentos de transmissão com impacto na definição dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 11/8 a 17/8/212 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/8 a 24/8/ ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT Em virtude da redução da carga, em função das temperaturas mais baixas, típicas para esta época do ano, e do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito na semana de 18/8 a 24/8/212, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária. 7. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 4ª semana operativa de agosto, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de agosto. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de agosto 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 LI , Regiões SE/CO, NE e N 141,78 15, Região Sul 141,78 13, 129,94 13,61 13, 129,79 13,56 121,87 LI VE LS 121,87 LI VE LS 11, 18/8 a 24/8/212 CASOS DE SENSIBILIDADE 11, 18/8 a 24/8/212 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 32 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior Figura 31 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO, Sul, Nordeste e Norte A análise dos resultados dos estudos mostrou que o maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu em função da atualização das vazões, indicando um acréscimo de 1,25 R$/MWh. Os demais estudos apresentaram pequenas 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 explicitado anteriormente. 8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE SETEMBRO/12 A JULHO/13 O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe o SIN, através de simulações a usinas individualizadas utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo.

12 ENA (%MLT) ENA (%MLT) ENA (%MLT) ENA (%MLT) A Função de Custo Futuro utilizada é a FCF elaborada para o PMO de Agosto, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus cortes a cada mês. Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 2.5 MWmed entre agosto e novembro/212 e 1. MWmed para os meses restantes do estudo, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação. Não obstante, foi inserida uma restrição de armazenamento mínimo da Região Sul de 35% da EARmáx, de forma a não permitir o acentuado deplecionamento do referido subsistema. Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custos marginais de operação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões Energia Natural Afluente 126 Região Sudeste/Centro-Oeste Figura 33 -ENA Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Premissas Carga Para o estudo prospectivo foi utilizada a carga da 2ª Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual Energético SE/CO S NE N set/ out/ nov/ dez/ jan/ fev/ mar/ abr/ mai/ jun/ jul/ Figura 34 - ENA Sul Região Nordeste Níveis de Partida Figura 35 ENA Nordeste Os níveis de partida adotados para 1/9/212 são os valores previstos na Revisão 1 do PMO de Agosto/ Região Norte

13 Armazenamento (%EARmax) Armazenamento (%EARmax) MWmed MWmed Armazenamento (%EARmax) Armazenamento (%EARmax) MWmed Figura 36 ENA Norte 8.2. Resultados Região SuL CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Evolução dos Armazenamentos Região SE/CO Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 Car 212/213 77,2 85,4 88,3 88,8 86,2 8,8 68,1 66,2 34, 55,1 22, 5,6 49,9 18, 15, 54,1 19, 27, 32, 36, 37, 36, 33, 29, Figura 4 - Balanço Energético da Região Sul Região Nordeste Figura 37 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Região Sudeste/Centro-Oeste Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 78,3 75,4 Car 212/213 71,7 69,9 63,4 58, 54,4 43,7 4, 33,3 35, 35, 36, 38, 37, 34, 31,6 3, 22, 24, 25, 15, 11, 11, inicial set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 Figura 41 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste Região Nordeste 13 CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Figura 38 - Balanço Energético da Região Sudeste/ Centro- Oeste Região Sul 62,5 71,4 66, 65,5 72,5 54,1 62,2 64,7 71,3 7,7 66,4 62,8 Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 Car 212/213 Figura 42 - Balanço Energético da Região Nordeste 13, 13, 13, 13, 22, 18, 19, 17, 15, 13, 13, 13, Região Norte 99,9 1, 1, 91,1 82,5 82,7 62,1 66,4 73,7 Figura 39 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul 53,4 47,8 44,1 Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213

14 MWmed Figura 43 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte Região Norte CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Figura 44 - Balanço Energético da Região Norte Custos Marginais Prospectivos 9. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes ( 14 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