Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março Revisão 0 Semana Operativa de 03/03 a 09/03/2012

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março Revisão 0 Semana Operativa de 03/03 a 09/03/2012 1. EDITORIAL Nesta edição estaremos apresentando o balanço de potência do Sistema Interligado Nacional SIN, em base diária, para a próxima semana operativa, tendo como referência os resultados do modelo DESSEM-PAT. Tabela 1 Despacho térmico complementar para atendimento a demanda horária máxima O objetivo deste balanço consiste em se antecipar uma eventual necessidade de despacho térmico complementar, a qual será objeto de definição final durante a etapa de Programação Diária da Operação. Além disso, esta análise complementa os resultados dos Programas Mensais de Operação e suas revisões, quanto à definição das políticas de operação eletroenergética, bem como ratifica o compromisso assumido junto aos Agentes ao longo de 2011, quanto à realização de um balanço de potência semanal do SIN. Não obstante, solicitamos especial atenção á analise climática, haja visto as indicações do fim do fenômeno La Nina e a possibilidade do estabelecimento, em sequência, do El Nino, fato sem precedentes no histórico recente. Gerencia Executiva de Programação da Operação 2. DESTAQUES DA SEMANA Em função das elevadas temperaturas que se verificaram no SIN ao longo desta semana, houve necessidade do despacho de geração térmica complementar, conforme indicado na tabela abaixo. Ressalta-se que as UTEs Norte Fluminense 1 (400 MW) e Norte Fluminense 2 (100 MW) já se encontravam despachadas por ordem de mérito de custo. * Valores programados na etapa de Programação Diária da Operação. 2. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO. 2.1 Armazenamentos Iniciais Figura 1 Armazenamento Inicial Estimados para o início de Março (% da energia armazenável máxima) 1 Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no Newave, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, considerados no Decomp, informados

[MWmed] pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de março/2012. Estes valores determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos modelos de otimização, sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN. 2.2 Tendência Hidrológica No Newave os cenários são gerados por um modelo autorregressivo de geração estocástica de energias afluentes mensais (GEVAZP energia ) interno ao programa, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses. Logo, as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores constituem-se em uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para geração da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO. Tabela 2 Energias Naturais Afluentes Anteriores [% MLT] pertencentes ao Cluster Aratu 1 na Bahia, sofreu atrasos entre 7 e 12 meses, tendo janeiro/2013 e julho/2013 como novas previsões de entrada em operação comercial. Adicionalmente, 4 usinas foram retiradas da configuração em função da suspensão de 21 CCEAR s dessas usinas com as concessionárias (UTEs Monte Pascoal, Itapebi e Pernambuco IV) e por problemas de atraso de obras e financiamento (UTE José de Alencar). Figura 2 Expansão da oferta das Usinas Termelétricas 26.000 24.000 22.000 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 PMO fev/12 PMO mar/12 Disponibilidade Termelétrica Total - SIN Não houve alterações significativas no cronograma de expansão das usinas não simuladas individualmente, além de mudanças pontuais em função dos atrasos de ICGs, sem grande impacto. 2 As ENAs de Março/2012 não são utilizadas pelo modelo Newave. 2.3 Destaques da Expansão da Oferta 2012/2016 Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 23/02/2012: Tabela 3 Alterações na Expansão da oferta das UHEs LEN Usina Hidrelétrica Subsistema Situação Potência Máquina ( MW ) Total (MW) 1º LEN Simplício (RJ/MG) SE/CO EC 333,7 UG 1 101,9 ABR/2012 +1 mês 5º LEN Estreito (TO/MA) N EC 1.087,0 UG 5 135,9 MAR/2012-1 mês Leilão UHE Sto Antonio Santo Antônio Rio Madeira (RO) EC - Usina em fase de construção SE/CO EC 3.150,4 Data da Entrada em Operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior UG 1 69,59 ABR/2012 +2 meses UG 2 69,59 MAI/2012 +3 meses UG 3 69,59 JUN/2012 +3 meses UG 4 69,59 MAR/2012-1 mês O cronograma das UTEs Camaçari I, Catu, Dias Dávila I e II, Senhor do Bonfim e Feira de Santana, usinas do 6º LEN

2.4 Fatos Relevantes Neste PMO, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, ocorreu 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. Tabela 4 Fatos relevantes PMO fevereiro/2012 ALTERAÇÃO DE PARA Atualização de dados cadastrais de UHEs e UTEs Carta Compromisso Petrobras/ANEEL Alteração do número de unidades de base Despacho antecipado de GNL Atualização dos valores de Disponibilidade de combustível em relação aos declarados no Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011 conforme Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012 Despacho SRG/ANEEL n. 414/2012 - Alteração do número de unidades de base das UHEs Baixo Iguaçu, Estreito TOC, Jirau, Teles Pires e Sto. Antônio do Jari. UTE Santa Cruz Nova 2.4.1 Atualização de dados cadastrais de UHEs e UTEs Foram atualizados os dados de cadastro das seguintes usinas, conforme documentação citada a seguir: UHE Batalha Capacidade instalada alterada de 53,6 MW para 52,5 MW Despacho SGH/ANEEL nº 3.358/2008; UHE Salto Pilão - Capacidade instalada alterada de 182,3 MW para 191,89 MW Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.303/2012; UHE Teles Pires Aprovação do Projeto Básico conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.324/2012; UHE São Domingos Alteração do número de unidades geradoras de 3 x 16 MW para 2 x 24 MW, conforme informação da reunião do DMSE de 23/02/2012; UTN Angra III - Capacidade instalada alterada de 657,00 MW para 640,00 MW Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.334/2012; UTE Goiânia II - Capacidade instalada alterada de 145,20 MW para 140,00 MW Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.335/2012. 2.4.2 Carta Compromisso Petrobras/ANEEL O Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012, atualiza os valores de disponibilidade constantes da Carta Compromisso ANEEL Petrobras, originalmente definidos conforme o Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011. Em função desta atualização, as UTEs Nova Piratininga e Piratininga 3 e 4 vapor foram ambas modeladas como UTE F. Gasparian, que contempla as 6 unidades geradoras das usinas anteriores, que foram retiradas da configuração, conforme FAX ONS nº 0015/330/2012 e Ofício SRG/ANEEL nº 046/2012. Adicionalmente, em função do descasamento entre as datas de divulgação da Carta Compromisso ANEEL Petrobras e da Carta ONS nº 0167/400/2012, relativa ao encaminhamento da disponibilidade observada DispO, as diferenças verificadas nas disponibilidades entre a Carta Compromisso original (Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011) e a atualização da Carta Compromisso (Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012), ainda não contempladas pela DispO encaminhada, impactariam negativamente a disponibilidade das usinas. Desta forma, neste PMO de março/2012 foi aplicado um delta na DispO encaminhada, de forma a contemplar a diferença de disponibilidade apresentada na atualização da Carta Compromisso, conforme FAX ONS nº 0016/330/2012 e Ofício SRG/ANEEL nº 050/2012. 2.4.3 Alteração do número de unidades de base O Despacho SRG/ANEEL n. 414/2012 homologa a alteração no manual de referência do modelo NEWAVE, no item 3.2, substituindo o termo energia firme por garantia física para a definição do número de unidades de base. Este ainda determina ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE que representem no modelo NEWAVE o número de unidades de base conforme alteração homologada a partir do PMO de março/2012, conforme Tabela a seguir. 3

Tabela 5 Número de unidades de base Tabela 6 Penalidade da CAR GF Nº DE POTÊNCIA TEIF IP PUliquida GF/PUliquida Nº DE Nº DE UNIDADES UNITÁRIA UNIDADES UNIDADES GERADORAS PU DE BASE DE BASE (A) (B) (C) (D) (E) (F)=(C)*(1-D)*(1-E) (D) = (A)/(F) (G) (H) MWmed MW (%) (%) PMO mar/12 PMO fev/12 São Domingos (1) 36,90 2 24,00 2,333 6,861 21,83 1,690 2 3 Batalha (2) 36,60 2 26,25 2,333 6,861 23,88 1,533 2 2 Passo São João 39,00 2 38,50 1,672 5,403 35,81 1,089 2 2 Mauá (3) 185,20 3 116,70 2,533 8,091 104,54 1,772 2 2 Baixo Iguaçu 172,80 3 116,73 2,533 8,091 104,57 1,653 2 3 Garibaldi 80,30 3 58,30 1,672 5,403 54,23 1,481 2 2 Simplício 175,40 3 101,90 2,533 8,091 91,28 1,921 2 2 Estreito Toc 641,08 8 135,90 2,533 8,091 121,74 5,266 6 5 Belo Monte Compl. 152,10 6 38,85 1,672 5,403 36,14 4,209 5 5 Belo Monte 4418,90 18 611,11 2,917 0,000 593,28 7,448 8 8 Jirau 2184,60 50 75,00 0,500 0,000 74,63 29,274 30 27 Santo Antônio (4) 2218,00 44 69,6/73,3 0,500 0,000 - - 32 32 Colíder 179,60 3 100,00 2,533 8,091 89,58 2,005 3 3 Teles Pires 915,40 5 364,00 2,917 12,122 310,55 2,948 3 4 S.Antonio Jari 214,50 3 123,333 2,533 8,091 110,48 1,941 2 3 Ferreira Gomes 150,20 3 84,00 2,533 8,091 75,25 1,996 2 2 São Roque (5) 77,40 3 45,00 1,672 5,403 41,86 1,849 2 2 GF- Garantia Física PU - Potência Unitária (1) Número de unidades geradoras modificado conforme reunião DMSE 23 de fevereiro de 2012 (2) Considerada apenas a GF local (GFtotal=48,8MWmed, Benefício Indireto= 12,2 MWmed) (3) Considerada apenas a GF local (GFtotal=187,7MWmed, Benefício Indireto= 2,5 Mwmed, PCH=10 MWmed) (4) Como esta usina apresenta diferentes valores de potência unitária, o cálculo do número de unidades de base deve observar o cronograma de motorização da mesma (5) Considerada apenas a GF local (GFtotal=90,9 MWmed, Benefício Indireto= 13,5 MWmed) 2.4.4 Despacho antecipado de GNL Nas Revisões 3 e 4 do PMO de fevereiro/2012, houve a indicação do despacho por ordem de mérito da UTE Santa Cruz Nova, para as semanas operativas de 18 a 24/02/2012, nos patamares de carga pesada e média, e de 25/02 a 02/03/2012, em todos os patamares de carga. Conforme metodologia vigente, foi instruído o despacho antecipado (9 semanas a frente) da UTE Santa Cruz Nova em sua disponibilidade máxima (respeitando o cronograma de manutenção), nas semanas operativas de 21 a 27/04/2012, nos patamares de carga pesada e média, e de 28/04 a 04/05/2012, em todos os patamares de carga Sendo assim, neste PMO de março/2012 a UTE Santa Cruz Nova foi representada com disponibilidade e inflexibilidade média mensal iguais a 55 MWmed para o mês de abril/2012, valor obtido através da média dos despachos previstos para esta usina nas semanas de abril/2012, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL A metodologia acordada e os valores utilizados foram encaminhados à ANEEL através dos FAX ONS nº 0018/330/2012 e 0052/340/2012. 2.5 Valor da Penalidade da CAR Em função da atualização mensal rotineira dos CVUs das usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode haver alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve alteração da penalidade, mantendo-se os 940,00 R$/MWh. POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh) (MW) 2012 XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 913,38 TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 926,43 PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 926,45 CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00 UTE BRASILIA 10,00 Diesel SE/CO 1.047,38 Penalidade 940,00 As UTEs Carioba e Brasília, apesar de terem custo inferior ao primeiro patamar de déficit de energia elétrica, estão indisponíveis e portanto não contribuem na determinação da penalidade. Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o PMO de março/2012 estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 039/2012, disponível na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes). 3. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DO PMO 3.1 Análise das Condições Hidrometereológicas As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos marginais. Assim, faz-se necessário o pleno entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o El Niño e La Niña, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN. 3.1.1 Condições Antecedentes ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível No mês de fevereiro a permanência de uma massa de ar quente e seca por cerca de 3 semanas entre as regiões Sudeste e Nordeste do Brasil levou a uma situação de bloqueio à entrada de frentes frias nas bacias do SIN. No final do mês observou-se a entrada de uma frente fria até o estado de São Paulo, atingindo as bacias da região 4

Vazão (m 3 /s) Sul e as bacias dos rios Tietê, Paranapanema e Paraná (calha principal), conforme previsto, mas sem a ocorrência de chuva significativa. Isto fez com que a precipitação ficasse abaixo da média histórica em praticamente todas as bacias do SIN. Na Figura a seguir é apresentada a anomalia da precipitação acumulada em todo o país no mês de fevereiro. Figura 3 Mapa de anomalia da precipitação acumulada em janeiro/2012 (até dia 25) no Brasil Figura 4 Evolução das Vazões no rio Araguaia bacia do rio Tocantins. Fonte: ELETRONORTE. 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 1/1 1/2 1/3 Estas condições hidrometeorológicas desfavoráveis nos subsistemas do SIN em fevereiro refletiram na redução da ENA nos subsistemas SE/CO, S e NE. No subsistema SE/CO a ENA foi de 73.679 MWmed (132% da MLT) em janeiro para 49.921 MWmed (85% da MLT) neste mês de fevereiro. No subsistemas S a variação de janeiro para fevereiro foi de 6.687 MWmed (99% da MLT) para 5.247 MWmed (67% da MLT), enquanto no NE, a variação foi de 17.408 MWmed (122% da MLT) para 15.635 MWmed (104% da MLT). No subsistema N, em razão da elevação das afluências no rio Araguaia, afluente do rio Tocantins, em razão de sua lenta resposta à intensa precipitação de janeiro, a ENA evoluiu de 11.470 MWmed (138% da MLT) para 14.176 MWmed (126% da MLT). A Figura abaixo mostra a evolução das vazões no posto de Conceição do Araguaia no rio Araguaia. 3.1.2 Análise Climática No mês de janeiro o oceano Pacífico Equatorial permaneceu apresentando anomalias negativas da Temperatura da Superfície do Mar TSM, caracterizando a continuidade da atuação do fenômeno La Niña. No entanto, na comparação com o mês de dezembro, foi observado que estas anomalias perderam intensidade, indicando o início do enfraquecimento do fenômeno La Niña. Em fevereiro foi observada uma reversão significativa da TSM dessa região do oceano em relação as suas anomalias. Na última semana deste mês (Figura 6) foram observadas anomalias positivas na TSM do Pacífico Equatorial, indicando um possível final abrupto do La Niña. Em todo o histórico de TSM dessa região (desde 1950), essa foi a maior variação de anomalia positiva de TSM já registrada. Isso torna esse período bastante atípico do ponto de vista climático e de difícil previsibilidade. 5

Figura 5 Anomalia da TSM observada na semana entre 23/02/2012 e 01/03/2012. Fonte: CPTEC/INPE. Figura 6- Anomalias observadas da Temperatura subsuperficial do oceano Pacífico Equatorial no período de 18 a 26 de fevereiro de 2012. Fonte: National Center for Environmental Prediction NCEP. As mudanças observadas nas anomalias da TSM podem trazer situações favoráveis à ocorrência de chuva nas regiões SE/CO. No entanto dois pontos devem ser destacados em relação às próximas semanas: Ainda existe a dúvida se estas condições persistirão no Pacífico, o que, caso aconteça, pode levar a rápida configuração de um El Niño e; Para os próximos meses a maior parte dos modelos dinâmicos e estatísticos indica que a TSM do oceano Pacífico Equatorial permanecerá em elevação, com a possibilidade de início de um período de neutralidade a partir de abril/maio (Figura 7). No entanto, pelas últimas observações, a perspectiva é de que esta condição de neutralidade já seja observada em março. Figura 7 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction NCEP até novembro de 2012. A resposta da atmosfera a estas anomalias da TSM ocorre de forma gradativa e, caso elas persistam, sua influência ainda pode demorar a ser percebida no clima do Brasil. 6 Grande parte da incerteza climática desse momento está associada ao fato de somente a porção superficial do Pacífico estar se aquecendo. Normalmente esse tipo de padrão de aquecimento ou resfriamento da TSM ocorre na superfície, mas é também observado em águas mais profundas. Na Figura 6 podemos observar este fato, verificando que logo abaixo da camada superficial de águas mais quentes encontra-se uma grande região com anomalias ainda negativas da temperatura do mar. A região destacada desta figura corresponde a porção do Pacífico Equatorial mais próxima da costa da América do Sul. A previsão de consenso para o trimestre março-abrilmaio, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que a precipitação nesse período deverá variar entre a média e abaixo da média nas bacias da região Sul e ficar próxima da média nas demais bacias do SIN. 3.1.3 Previsão para Março A previsão meteorológica para a primeira semana de março indica o avanço até a região Sudeste de uma frente fria já em atuação no Sul do Brasil. Esta frente, assim como a observada no final de fevereiro, deve fraca atuação na região Sudeste, não devendo ocasionar totais de precipitação significativos nas bacias deste subsistema e nem do subsistema NE. No final desta semana é prevista a entrada de uma nova frente no extremo Sul do

ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) país. Assim, conforme apresentado na Figura 8, não há previsão de chuva significativa na primeira semana do mês de março nas bacias do SIN. Destaca-se 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 o horizonte de uma semana à frente. quatro subsistemas no mês de março, incluindo seus limites inferiores e superiores. Figura 9- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em março/2012 70.000 60.000 ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal Figura 8 Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a semana de 03 a 10/03 50.000 40.000 44.473 42907 MWmed 42.776 43.265 79 %MLT 42.569 42.816 41.203 30.000 20.000 10.000 0 28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04 Figura 10- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em março /2012 ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal 12.000 10.000 9.359 8.000 8.257 7142 MWmed 110 %MLT 6.000 4.000 6.665 6.667 6.457 6.358 7 2.000 0 28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04 Prevê-se que na próxima semana operativa (03 a 09/03), as afluências a todos os subsistemas se reduzam, mas devendo permanecer acima da média histórica nos subsistemas S e N. A ENA prevista para esta semana é de 42.776 MWmed (78% da MLT) no SE/CO, 8.257 MWmed (127% da MLT) no S, 8.194 MWmed (54% da MLT) no NE e 14.936 MWmed (113% da MLT) no N. Figura 11- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em março /2012 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal 11.358 Para o mês de março, a previsão é de afluências médias mensais menores que as de fevereiro e abaixo da média histórica nos subsistemas SE/CO e NE, aonde as ENAs previstas são de 42.907 MWmed (79% da MLT) e 7.555 MWmed (50% da MLT), respectivamente. Os subsistemas S e N têm previsão de aumento das afluências em relação ao mês passado, com valores de ENA acima da média histórica: 7.142 MWmed (110% da MLT) no S e 15.385 MWmed (117% da MLT) no N. As figuras 9 a 12 ilustram a evolução das ENAS semanais previstas para os 8.000 6.000 4.000 2.000 0 8.194 7555 MWmed 50 %MLT 7.441 6.979 6.592 7.031 28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04

Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) ENA (MWmed) Probabilidade acumulada Figura 12- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em março /2012 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal 15.376 14.936 15.347 15.281 15.960 15.511 15385 MWmed 117 %MLT Figura 14 Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Março/2012 para o mês de Abril. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012 2.000 0 28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/0310/03 a 16/0317/03 a 23/0324/03 a 30/0331/03 a 06/04 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 3.1.4 Cenários de Vazões para Abril para Acoplamento com a Função de Custo Futuro Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Março/2012. As figuras 13 a 20 apresentam as características dos cenários gerados no PMO do mês de março para acoplamento com a FCF do mês de abril/2012. 500% 450% 400% 350% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2012 São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de ENAs. Figura 13 Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Março/2012. 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 REVISÃO 0 8 140% 120% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2012 Figura 16 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Março/2012 para o mês de Abril. 100% 80% 60% 40% 20% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 REVISÃO 0 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012 0% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO

Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Março/2012. 250% 200% 150% 100% 50% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 Figura 18 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Março/2012 para o mês de Abril. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2012 REVISÃO 0 0% 0% 50% 100% 150% 200% 250% Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Março/2012. 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012 PMO SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/20121 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02 REVISÃO 0 Figura 20 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Março/2012 para Abril. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% Energia Natural Afluente (%MLT) Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de janeiro e fevereiro são mostrados na tabela 7 a seguir. Tabela 7 MLT dos subsistemas nos meses de março e abril Subsistema PMO Março MLT (Mwmed) Abril Sudeste 54.554 41.091 Sul 6.520 6.229 Nordeste 15.093 12.154 Norte 13.186 13.230 3.2 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, abril/2012, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4, NE-3, e N-2. Nas figuras 21 a 24 estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 143 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de abril, no PMO de março/2012. 9

CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 Subsistema SE/CO Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 Subsistema N 250,00 PMO DE MARÇO/2012 CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 180,00 PMO DE FEVEREIRO/2012 CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 160,00 200,00 140,00 120,00 150,00 100,00 100,00 80,00 60,00 50,00 40,00 20,00 0,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 0,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 Subsistema S 250,00 200,00 PMO DE MARÇO/2012 CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR Na figura 25 um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operações dos cenários no final do mês de abril/2012 do subsistema Sudeste com a os CMOs dos demais subsistemas. Figura 25 - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de abril/2012 150,00 Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de março para acoplamento em abril/2012 100,00 250,00 50,00 200,00 0,00 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 150,00 100,00 CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE 10 Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 Subsistema NE 50,00 180,00 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 PMO DE MARÇO/2012 CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 0% 50% 100% 150% 200% 250% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 0,00 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 CMO - SUDESTE (R$/MWh) Analisando os gráficos acima, podemos concluir que as principais variáveis de estado que influenciam os CMOs de todos os subsistemas, ao final de abril, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente ao subsistema Sudeste. Nos casos em que as condições de aramazenamento e/ou afluência do subsistema Nordeste se mostram excepcionalmente favoráveis os CMOs dos subsistemas Norte e Nordeste se desvinculam dos do Sudeste indo a Zero em alguns casos. Vale ainda destacar que a Região Norte apresenta 100% de armazenamento em todos os cenários analisados. 3.3 Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinante

para a definição das políticas de operação e o CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1º Semana Operativa. Tabela 8 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO Março/12 O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes, utilizados na Revisão 0 do PMO de Março. 11 1) RT 500 kv 100 Mvar U.SOBRADINHO RT4 / RT 500 kv 100 Mvar U.SOBRADINHO RT3 SB A Itaberá 2) Colinas-Miracema C1 3) C1 Foz - Ivaiporã

3.4 Previsões de Carga Tabela 9 Previsão da Evolução da carga para a Revisão 0 do mês de Março/2012 3.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas Tabela 10 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs. SISTEMAS Sudeste / C.Oeste S / SE / CO Norte 4.191 Nordeste 8.818 SIN MENSAL 38.597 Sul 10.652 N / NE 13.009 62.258 SEMANAS 1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 39.535 63.638 39.248 11.027 10.815 49.249 50.562 50.063 4.163 8.913 13.076 4.196 8.882 13.078 63.141 38.939 10.658 49.597 4.213 8.845 13.058 62.655 38.654 37.410 10.585 49.239 4.212 8.859 13.071 62.310 10.158 47.568 4.163 8.700 12.863 60.431 A quinta semana operativa, destacada em vermelho, apresentam valores inferiores as demais semanas, em função do feriado da Semana Santa. 12

3.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 11 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.4 PMO Fevereiro/12 e na Rev.0 PMO Março/12. intercâmbio FCOMC (Fluxo Colinas Miracema) ter atingido o seu limite no patamar de carga leve Figura 27 CMOs do mês de março, carga pesada A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 4 do PMO de Fevereiro, para a 0:00 h do dia 03/03. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. Figura 28 CMOs do mês de março, carga média 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1 Políticas de Intercâmbio Figura 26 Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 03/03/2012 a 09/03/2012 Figura 29 CMOs do mês de março, carga leve 13 4.2 Custos Marginais de Operação As figuras 27 a 29 a seguir, apresentam os custos marginais de operação por patamar de carga, para as semanas operativas que compõe o mês de março. Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em função do limite de intercâmbio FNS (GH Lajeado, GH P. Angical e Limite FC_SE) ter atingido o seu limite nos patamares de carga pesada e média e o limite de

EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 4.3 Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura 30, a seguir. Figura 30 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro. 4.5 Resumo dos resultados do PMO As figuras 31 a 34 mostram um resumo do resultado do PMO para o mês de março, relacionando, ENA, EAR e CMO, para os quatro subsistemas. Figura 31 Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Resultados do PMO - SE - Mar/2012 Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Os armazenamentos da figura 30 estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela 12. Tabela 12 Energia Armazenável Máxima por subsistema Subsistema Energia Armazenável Máxima (MWmed) Fevereiro Março Sudeste 200.734 200.734 Sul 19.618 19.618 Nordeste 51.808 51.808 Norte 11.531 11.376 4.4 Tabela de geração térmica Tabela 13 Tabela de Geração Térmica Despacho (MWmed) Pesada Media Leve DESPACHO POR ORDEM DE MERITO ANGRA 2 0 (1) 0 (1) 0 (1) ANGRA 1 635 635 635 N. FLUMINENSE 1 400 400 400 N. FLUMINENSE 2 100 100 100 N. FLUMINENSE 3 20 20 0 CANDIOTA III 350 350 350 TERMOPE 485 485 485 FORTALEZA 0 135 0 TOTAL 1.990 2.125 1.970 DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS T. NORTE II 140 140 120 TOTAL 140 140 120 Figura 32 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul Resultados do PMO - S - Mar/2012 120,0 100,0 90,0 100,0 80,0 70,0 80,0 60,0 50,0 60,0 40,0 40,0 30,0 20,0 20,0 10,0 0,0 0,0 Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 33 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste Resultados do PMO - NE - Mar/2012 100,0 100,0 90,0 90,0 80,0 80,0 70,0 70,0 60,0 60,0 50,0 50,0 40,0 40,0 30,0 30,0 20,0 20,0 10,0 10,0 0,0 0,0 Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 14 1) Usina indisponível, devido à parada para recarga de combustível, conforme declaração do Agente.

EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Figura 34 Resumo do PMO para o Subsistema Norte 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Resultados do PMO - N - Mar/2012 Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 100,0 5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Figura 35 Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/02 a 02/03/2012 72,01 79,69 7,68 SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh) 19,68-0,21 CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 03/03 a 09/03/2012 99,37 99,16 101,70 101,75 101,77 2,54 0,05 0,02 Com o objetivo de estimar o impacto das principais atualizações feitas na elaboração do PMO de Março/2012, foi realizada uma análise de sensibilidade considerando-se a função de custo futuro do PMO de Fevereiro/2012 e o estado inicial dos reservatórios segundo a estimativa da Revisão anterior. Em seguida elaborou-se um conjunto de estudos para avaliação incremental do impacto dos seguintes parâmetros: previsão das vazões, atualização da função de custo futuro, atualização da expansão para o segundo mês, partida dos reservatórios, e intervenções em equipamentos de transmissão com impacto na definição dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores de CMOs publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos graficamente a seguir. Sem. Anterior Vazoes FCF_Março Expansão Armaz. Iniciais Figura 36 Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas NE e N CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/01 a 02/02/2012 77,31 63,57 NE e N - CMO (R$/MWh) 9,21 Desligam. (1º Est.) CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 03/03 a 09/03/2012 0,00 0,00 0,00 Demais Atualiz. 86,52 86,52 86,52 86,52 86,46-0,06 15 13,74 Sem. Anterior Vazoes FCF_Março Expansão Armaz. Iniciais Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos resultados de cada caso estudo são dependentes da ordem em que as atualizações nos dados de entrada estão sendo consideradas. Porém, realizadas todas as atualizações nos dados, os resultados do PMO não dependem da ordem em que estes foram inseridos. A análise dos resultados dos estudos com atualizações incrementais mostrou que o maior impacto no CMO do N/NE ocorreu em função da redução na previsão das vazões, produzindo um acréscimo de 63,57 R$/MWh em

relação a estimativa da semana anterior. No estudo de atualização da Função de custo futuro, os resultados indicaram um acréscimo de 9,21 R$/MWh, e nos demais estudos não foram observadas variações no CMO mantendo-se a sinalização da operação da UTE de Fortaleza como térmica marginal (CMO de 86,52 R$/MWh Igual ao CVU da UTE Fortaleza). Já nos subsistemas SE/CO e Sul, o impacto da redução da previsão de vazões foi de 7,68 R$/MWh, nestes subsistemas o maior impacto no CMO foi observado no estudo de atualização da Função de custo futuro, cujo resultado indicou um acréscimo de 19,68 R$/MWh. Os estudos subsequentes apresentaram variações menores de CMO. A tabela 14, a seguir, apresenta os valores médios do CMO projetados no estudo da revisão anterior e os valores médios de CMO observados para esta revisão em cada subsistema. Tabela 14 Variação do CMO Médio Semanal CMO Médio Semanal (R$/MWh) Rev.4 PMO Fev/12 Sem. 5 Rev.0 PMO Mar/12 Sem. 1 Variação SE/CO 72,01 101,77 29,76 S 72,01 101,77 29,76 NE 13,74 86,46 72,72 N 13,74 86,46 72,72 7. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de 03/mar a 09/mar, foram feitos estudos de sensibilidade para os custos marginais de operação, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de março/12. A consideração do limite inferior para a 2ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 36.590 MWmed (67%MLT) para o SE/CO, 5.361 MWmed (81 %MLT) para o Sul, 6.489 MWmed (43 %MLT) para o NE e 14.479 MWmed (111 %MLT) para o Norte. Já a consideração do limite superior para a 2ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 49.353 MWmed (91%MLT) para o SE/CO, 9.034 MWmed (138 %MLT) para o Sul, 8.613 MWmed (57 %MLT) para o NE e 16.290 MWmed (124 %MLT) para o Norte. Figura 37 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior 16 6. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO ELÉTRICA Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a 1º semana operativa do mês de março, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. 8. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT Na elaboração do relatório do PMO da Revisão 1 do mês de Fevereiro de 2012, foi anunciado a utilização do modelo DESSEM-PAT, em fase de validação, para sinalizar a necessidade de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária do SIN, ao longo da semana operativa. Neste contexto, no dia 29/02/2012 foi apresentado aos Agentes o procedimento de utilização do modelo DESSEM-PAT, bem como os resultados de sua aplicação nas revisões do PMO no mês de fevereiro.

As premissas utilizadas foram baseadas nos dados do modelo DECOMP quando da elaboração do PMO de março de 2012, a exceção da carga, que foi substituída pela demanda cronológica prevista para semana operativa de 03/03 a 09/03/2012, bem como da inclusão da restrição de atendimento à reserva de potência nos subsistemas. A figura abaixo ilustra para a região SE/CO o montante de geração térmica despachada por ordem de mérito de custo, em vermelho, além da necessidade de geração térmica adicional, em verde, para atendimento a demanda horária desta região. Figura 38 Geração Térmica adicional para atendimento ao balanço de ponta. Geração Térmica adicional para atendimento ao balanço de ponta - DESSEM-PAT correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo. A Função de Custo Futuro utilizada é aquela obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Fevereiro, 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 1000 MWmed, 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 40% do 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. MW 1.745 1.935 1.757 1.586 1.533 9.1. Premissas ORDEM DE MÉRITO DECOMP: 1.148 2ª feira 3ª feira 4ª feira 5ª feira 6ª feira Cabe destacar, que estes resultados são referenciais para o despacho de geração térmica complementar para atendimento a demanda horária, sendo que estes valores serão aferidos durante a etapa de programação diária da operação. Adicionalmente, com base nos resultados deste procedimento, o ONS sinalizará as necessidades do SIN aos Agentes de geração térmica de forma que estes possam tomar as medidas operativas necessárias em suas usinas. 9.1.1. Carga Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga própria considerada no Planejamento Anual Energético 2012-2016. 17 9.1.2. Níveis de Partida 9. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE MARÇO/12 A FEVEREIRO/13 Os níveis de partida adotados para 01/03/2012 foram obtidos a partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de Fevereiro/12. 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

9.1.3. Energia Natural Afluente Figura 42 ENA N Figura 39 ENA SE/CO 9.2. Resultados Figura 40 ENA SUL 9.2.1. Evolução dos Armazenamentos Figura 43 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO 18 Figura 41 ENA NE Figura 44 Balanço Energético da Região Sudeste

Figura 45 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL Figura 48 Balanço Energético da Região Nordeste Figura 46 Balanço Energético da Região Sul Figura 49 Evolução dos Armazenamentos Subsistema N Figura 47 Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE Figura 50 Balanço Energético da Região Norte 19

9.2.2. Custos Marginais Prospectivos Figura 54 ENA N 9.3. Prospectivo com série semelhante 9.3.1. Energia Natural Afluente Figura 51 ENA SE/CO 9.4. Resultados 9.4.1. Evolução dos Armazenamentos Figura 55 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO Figura 52 ENA SUL 20 Figura 56 Balanço Energético da Região Sudeste Figura 53 ENA NE

Figura 57 Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul Figura 60 Balanço Energético da Região Nordeste Figura 58 Balanço Energético da Região Sul Figura 61 Evolução dos Armazenamentos Subsistema N Figura 59 Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE Figura 62 Balanço Energético da Região Norte 21

9.4.2. Custos Marginais Prospectivos 10. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes (http://www.ons.org.br/agentes). Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email pmo@ons.org.br As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação PMO Março/2012 poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br 22