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Relatório Executivo do Programa Mensal de OperaçãoRevisão 2 do PMO de MarçoSemana Operativa de 09/03 a 15/03/2013

1. APRESENTAÇÃO

Nesta semana, de 02 a 08/03/2013, a atuação de uma frente fria e de áreas de instabilidade ocasionou totais significativos de precipitação nas bacias do subsistema Sul e nas bacias dos rios Paraíba do Sul, Grande, Paranaíba e Tocantins. Nas bacias dos rios Paranapanema, Paraná, Tietê e na cabeceira do rio São Francisco, a precipitação ocorreu de forma mais isolada e com menor intensidade.

Na próxima semana, de 09 a 15/03/2013, a atuação de uma frente fria, assim como de áreas de instabilidade, pode ocasionar totais significativos de precipitação na bacia do rio Iguaçu e em todas as bacias do subsistema SE/CO. Poderá ocorrer precipitação também nas demais bacias do subsistema Sul e nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins, porém com menor intensidade.

A atualização da previsão de vazões foi o parâmetro de maior impacto na redução dos custos marginais de operação – CMOs, cujo valor médio semanal para a região SE/CO passou de R$ 368,56/MWh para R$ 336,12/MWh.

Esta Revisão do PMO indicou o despacho de geração térmica de cerca de 9.200 MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 09/03 a 15/03/2013. Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o atual valor de geração térmica da ordem de 14.500 MWmed.

Além disso, continuamos a ressaltar que, devido ao feriado da Sexta-feira da Paixão, dia 29/03/2013, e ao fato de algumas empresas do setor elétrico já não terem expediente na quinta-feira, dia 28/03/2013, a reunião de elaboração do PMO Abril/13 será realizada nos dias 26 e 27/03/2013.

2. NOTÍCIAS

• Em 26 e 27/03: Reunião de elaboração do PMO Abril/2013;

3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO DE MARÇO

3.1. Condições Hidrometeorológicas

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

Nesta semana a atuação de uma frente fria e de áreas de instabilidade ocasionou totais significativos de precipitação nas bacias do subsistema Sul e nas bacias dos rios Paraíba do Sul, Grande, Paranaíba e Tocantins. Nas bacias dos rios Paranapanema, Paraná, Tietê e na cabeceira do rio São Francisco a precipitação ocorreu de forma mais isolada e com menor intensidade. No restante da bacia do rio São Francisco não ocorreu precipitação (Figura 1).

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

Figura – Precipitação observada (mm) no período de 02 a 08 de março

A previsão de precipitação para a semana de 2 a 8/03/2013 novamente capturou os sistemas atmosféricos que atuaram no país, mas superestimou a precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Paranaíba (Figura 2).

Figura - Precipitação prevista na elaboração da Revisão 1 do PMO para o período de 03 a 09 de março

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 23/02 a 01/03/2013 e a estimada para a semana de 02 a 08/03/2013 nos Subsistemas do SIN.

Tabela - ENAs passadas consideradas na Revisão 2 do PMO de Março/2013

R e v . 2 d o P M O d e M a r ç o / 2 0 1 3 - E N A s

M W m e d % M L T M W m e d % M L TS E / C O 4 3 . 3 7 4 7 4 4 2 . 4 9 5 7 7S 8 . 6 9 2 1 0 7 7 . 4 3 8 1 0 8N E 9 . 5 7 1 6 4 6 . 0 4 2 4 0N 1 0 . 1 1 2 7 6 9 . 8 3 3 6 6

S u b s i s t e m a2 3 / 2 a 1 / 3 / 2 0 1 3 2 / 3 a 8 / 3 / 2 0 1 3

3.1.2.Previsões - Próxima Semana

A previsão é de que na próxima semana, a atuação de novas áreas de instabilidade e de uma frente fria ocasione totais significativos de precipitação na bacia do rio Iguaçu e em todas as bacias do


subsistema SE/CO. Nas demais bacias do subsistema Sul e nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins também ocorre precipitação, mas de forma mais isolada e com menor intensidade (Figura 3). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.

Figura - Precipitação acumulada em 24 horas, prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE), para o período de 10 a 16 de março de 2013

Prevê-se que na próxima semana operativa, de 09 a 15/03/2013, as afluências aumentem nos subsistemas Sudeste, Sul e Norte e apresentem recessão no subsistema Nordeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Março.

Tabela – Previsão de ENA da Revisão 2 do PMO de Março/2013

R e v i s ã o 2 d o P M O d e M a r ç o / 2 0 1 3 - E N A s p r e v i s t a s

M W m e d % M L T M W m e d % M L TS E / C O 4 7 . 6 5 0 8 7 4 6 . 1 7 0 8 4S 1 0 . 5 4 5 1 5 3 9 . 7 0 9 1 4 1N E 4 . 9 4 8 3 3 6 . 1 7 5 4 1N 1 0 . 8 4 2 7 2 1 1 . 6 6 0 7 8

S u b s i s t e m a9 / 3 a 1 5 / 3 / 2 0 1 3 M ê s d e M a r ç o

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Março/2013.

45.462

42.495

47.650 48.031 47.59043.854

59.26161.503 63.211

53.868

43.374

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

26/01-01/02 02/02-08/02 09/02-15/02 16/02-22/02 23/02-01/03 02/03-08/03 09/03-15/03 16/03-22/03 23/03-29/03 30/03-05/04

ENA (MWmed)

R E G I Ã O S U D E S T E - E N A s - M A R Ç O / 2 0 1 3 - R V 2

ENA semanal prevista na REV1

ENA semanal prevista

ENA semanal estimada

ENA semanal verificada

Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Março/2013

7.0947.438

10.545 10.989

10.143

9.243

3612 3650

5818

10401 8.692

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

26/01-01/02 02/02-08/02 09/02-15/02 16/02-22/02 23/02-01/03 02/03-08/03 09/03-15/03 16/03-22/03 23/03-29/03 30/03-05/04

ENA (MWmed)

R E G I Ã O S U L - E N A s - M A R Ç O / 2 0 1 3 - R V 2





Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Março/2013


4.868

6.042

4.948

6.049

6.857 7.2957.835

9.717

11.33412.047

9.571

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

26/01-01/02 02/02-08/02 09/02-15/02 16/02-22/02 23/02-01/03 02/03-08/03 09/03-15/03 16/03-22/03 23/03-29/03 30/03-05/04

ENA (MWmed)

R E G I Ã O N O R D E S T E - E N A s - M A R Ç O / 2 0 1 3 - R V 2





Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Março/2013

11.193

9.833 10.842

12.752 12.723

14.138

11.273

13.273 12.907

10.87510.112

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

26/01-01/02 02/02-08/02 09/02-15/02 16/02-22/02 23/02-01/03 02/03-08/03 09/03-15/03 16/03-22/03 23/03-29/03 30/03-05/04

ENA (MWmed)

R E G I Ã O N O R T E - E N A s - M A R Ç O / 2 0 1 3 - R V 2





Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Março/2013

3.2. Cenários gerados para o PMO de Março/2013

As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para o PMO de Março para acoplamento com a FCF do mês de Abril/2013. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA.

0 %

2 0 %

4 0 %

6 0 %

8 0 %

1 0 0 %

1 2 0 %

1 4 0 %

1 6 0 %

S e m _ 0 1 S e m _ 0 2 S e m _ 0 3 S e m _ 0 4 S e m _ 0 5 S e m _ 0 6 V E ( A B R )

Energia Natural Afluente (%MLT)

S U B S I S T E M A S U D E S T E - A M P L I T U D E D O S C E N Á R I O S D E E N A s G E R A D O S P A R A O P M O M A R / 2 0 1 3

R E V I S Ã O 0 R E V I S Ã O 1 R E V I S Ã O 2

Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Março

0 %

1 0 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 %

Probabilidade acumulada

E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( % M L T )

S U B S I S T E M A S U D E S T E - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A A B R / 2 0 1 3

P M O R V 1 R V 2

Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Março

0 %

5 0 %

1 0 0 %

1 5 0 %

2 0 0 %

2 5 0 %

3 0 0 %

3 5 0 %

4 0 0 %


Energia Natural Afluente (%MLT)S U B S I S T E M A S U L - A M P L I T U D E D O S C E N Á R I O S D E E N A s

G E R A D O S P A R A O P M O M A R / 2 0 1 3


Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Março

0 %

1 0 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

0 % 5 0 % 1 0 0 % 1 5 0 % 2 0 0 % 2 5 0 % 3 0 0 % 3 5 0 % 4 0 0 %



S U B S I S T E M A S U L - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A A B R / 2 0 1 3

P M O R V 1 R V 2

Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Março


0 %

2 0 %

4 0 %

6 0 %

8 0 %

1 0 0 %

1 2 0 %

1 4 0 %

1 6 0 %



S U B S I S T E M A N O R D E S T E - A M P L I T U D E D O S C E N Á R I O S D E E N A s G E R A D O S P A R A O P M O M A R / 2 0 1 3


Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Março

0 %

1 0 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 %



S U B S I S T E M A N O R D E S T E - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A A B R / 2 0 1 3

P M O R V 1 R V 2

Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Março

0 %

2 0 %

4 0 %

6 0 %

8 0 %

1 0 0 %

1 2 0 %

1 4 0 %

1 6 0 %



S U B S I S T E M A N O R T E - A M P L I T U D E D O S C E N Á R I O S D E E N A s G E R A D O S P A R A O P M O M A R / 2 0 1 3


Figura - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Março

0 %

1 0 %

2 0 %

3 0 %

4 0 %

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 %



S U B S I S T E M A N O R T E - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A A B R / 2 0 1 3

P M O R V 1 R V 2

Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Março

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de março e abril são apresentados na tabela a seguir.

Tabela – MLT da ENA nos meses de Março e Abril

M L T d a s E N A s ( M W m e d )S u b s i s t e m aS E / C OSN EN

1 5 . 0 4 91 5 . 0 0 5

4 1 . 4 5 56 . 5 2 8

1 2 . 1 9 21 4 . 7 4 4

5 5 . 0 3 16 . 8 8 4

M a r ç o A b r i l

3.3. 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/2013, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4, NE-3, e N-2.

Nas figuras a seguir 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/2013 no PMO de Março /2013.

0 , 0 0

1 0 0 , 0 0

2 0 0 , 0 0

3 0 0 , 0 0

4 0 0 , 0 0

5 0 0 , 0 0

6 0 0 , 0 0

7 0 0 , 0 0

8 0 0 , 0 0

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 %

CMO (R$/MWh)

R E V . 2 D O P M O D E M a r ç o / 2 0 1 3 C E N Á R I O S -S u b s i s t e m a S U D E S T E : C M O x E N A e C M O x E A R

E N A ( % M L T ) E A R ( % E A R m a x )

Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2013 – Subsistema SE/CO – PMO de Março/2013

0 , 0 0

1 0 0 , 0 0

2 0 0 , 0 0

3 0 0 , 0 0

4 0 0 , 0 0

5 0 0 , 0 0

6 0 0 , 0 0

7 0 0 , 0 0

8 0 0 , 0 0

9 0 0 , 0 0

0 % 5 0 % 1 0 0 % 1 5 0 % 2 0 0 % 2 5 0 % 3 0 0 % 3 5 0 % 4 0 0 %

CMO (R$/MWh)

R E V . 1 D O P M O D E M a r ç o / 2 0 1 3 C E N Á R I O S -S u b s i s t e m a S U L : C M O x E N A e C M O x E A R


Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2013 – Subsistema Sul - PMO de Março/2013

0 , 0 0

1 0 0 , 0 0

2 0 0 , 0 0

3 0 0 , 0 0

4 0 0 , 0 0

5 0 0 , 0 0

6 0 0 , 0 0

7 0 0 , 0 0

8 0 0 , 0 0

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 %

CMO (R$/MWh)

R E V . 2 D O P M O D E M a r ç o / 2 0 1 3 C E N Á R I O S -S u b s i s t e m a N O R D E S T E : C M O x E N A e C M O x E A R


Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2013 – Subsistema Nordeste - PMO de Março/2013

0 , 0 0

1 0 0 , 0 0

2 0 0 , 0 0

3 0 0 , 0 0

4 0 0 , 0 0

5 0 0 , 0 0

6 0 0 , 0 0

7 0 0 , 0 0

8 0 0 , 0 0

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 %

CMO (R$/MWh)

R E V . 2 D O P M O D E M a r ç o / 2 0 1 3 C E N Á R I O S -S u b s i s t e m a N O R T E : C M O x E N A e C M O x E A R


Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2013 – Subsistema Norte - PMO de Março/2013

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Abril/2013 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Março/2013.


0 0 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

7 0 0

8 0 0

0 0 0 1 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 0 0

CMO (R$/MWh)

C M O - S U D E S T E ( R $ / M W h )

C o m p a r a ç ã o e n t r e C M O s d o s C e n á r i o s g e r a d o s n a R e v i s ã o 2 d o P M O d o m ê s d e M a r ç o p a r a a c o p l a m e n t o e m A b r i l / 2 0 1 3

C M O - S U L

C M O - N O R D E S T E

C M O - N O R T E

Figura - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Março/2013

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 abril, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente do subsistema Sudeste.

A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave possui agora na versão 17, com o despacho antecipado de usinas a GNL, 24 dimensões além das 28 pré-existentes na versão 16. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e 24 relacionadas às Energias Naturais Afluentes mensais. O despacho antecipado de GNL acrescentou 6 eixos por subsistema, indexados por patamar e por lag de antecipação, sendo 3 patamares de carga e 2 lags definidos para esta versão 18 do Decomp, totalizando mais 24 dimensões extras.

Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica perfis 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 inicial (EAR) e pela Energia Natural Afluente (ENA) passada, ambos referentes ao 3º mês.

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.

Do acoplamento com a Função de Custo Futuro (FCF) resultam os Valores da Água que sinalizam as consequências futuras do uso da água e influenciam na otimização do despacho hidrotérmico.

Este acoplamento se caracteriza pela consulta à FCF através dos estados de ENA passadas e das Energias Armazenadas para o final do segundo mês, calculadas pelo modelo Decomp.

A Expectativa de chuva no Sul, transformada em ENA, reverteu a tendência de subida dos CMOs. As variações das ENAs mensais estão ilustradas na Tabela

Tabela – Variação da ENAs mensais de acoplamento (ENARV2 – ENARV1)

M W m e d O u t N o v D e z J a n F e v M a rS u d e s t e 0 0 0 0 - 6 5 5 - 4 9 2S u l 0 0 0 0 3 5 8 0 2 2 2 7N o r d e s t e 0 0 0 0 - 1 4 - 9 5N o r t e 0 0 0 0 - 9 7 8 - 5 1 4

D i f e r e n ç a s n a s E N A s M é d i a s M e n s a i s ( R V 1 M a r - R V 2 M a r - M W m é d i o )

A seguir, é mostrado o gráfico de sensibilidade dos CMOs versus as variações da ENA do Sul.

3 4 0

3 5 0

3 6 0

3 7 0

3 8 0

3 9 0

4 0 0

0 % 1 0 % 2 0 % 3 0 % 4 0 % 5 0 % 6 0 % 7 0 % 8 0 % 9 0 % 1 0 0 % 1 1 0 % 1 2 0 % 1 3 0 % 1 4 0 % 1 5 0 % 1 6 0 %

R$/MWh

C M O x V a r i a ç ã o d a E N A d o S U L ( % E N A r v 2 )

C M O x V a r i a ç ã o d a E N A n o S U L ( % M L T )

C M O x V a r i a ç ã o d a E N A d o S U L ( % E N A r v 1 )

C M O x % E N A r v 2

C M O x % M L T

C M O x % E N A r v 1

Figura - CMO do SUL x ENA do SUL. Existem três opções de leitura nesta figura: CMO x ENA do SUL em % da MLT, CMO x ENA do SUL em percentual da ENA mensal do SUL no primeiro mês da RV2 e CMO x ENA do SUL em percentual da ENA mensal do SUL no primeiro mês da RV1


Como principal fator de queda dos CMOs, a ENA do Sul deslocou o acoplamento com a FCF para uma região de menor custo como ilustrado nas Figura e

Figura .

0 . 51

1 . 52

2 . 5 x 1 0 4

0 0 . 5 1 1 . 5 2 2 . 5

x 1 0 4

5

5 . 5

6

6 . 5

7

7 . 5

8

x 1 0 7

A c o p l a m e n t o d a R V 1 d o P M O d e m a r ç o - S U L

E n e r g i a A r m a z e n a d a ( M W m ê s ) E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( M W m é d i o )

Cust

o (R

$)

7 . 4 7 e + 0 0 7

6 . 3 1 e + 0 0 7

5 . 7 8 e + 0 0 7

5 . 4 5 e + 0 0 7

Figura – Acoplamento da RV1 do PMO de Março - SUL

0 . 51

1 . 52

2 . 5 x 1 0 4

0 0 . 5 1 1 . 5 2 2 . 5

x 1 0 4

5

5 . 5

6

6 . 5

7

7 . 5

8

x 1 0 7

A c o p l a m e n t o d a R V 2 d o P M O d e m a r ç o - S U L

E n e r g i a A r m a z e n a d a ( M W m ê s ) E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( M W m é d i o )

Cust

o (R

$)

7 . 5 e + 0 0 7

6 . 3 3 e + 0 0 7

5 . 8 e + 0 0 7

5 . 4 6 e + 0 0 7

Figura – Acoplamento da RV2 do PMO de Março – SUL. Cenários com mais energia armazenada ao final de abril

A variação média do Valor da Água no SIN, em relação à revisão 1 do PMO de Março, foi de R$ 24,84/MWh.

Figura – Variação dos Valores da Água (RV2-RV1)

A c o p l a m e n t o d a R V 1 d o P M O d e m a r ç o

A c o p l a m e n t o d a R V 2 d o P M O d e m a r ç o

C e n á r i o s d a R V 1 ( P M O - M a r ) C e n á r i o s d a R V 2 ( P M O - M a r )

S E 3 6 5 . 1 8 3 3 5 . 7 1S 3 5 8 . 4 9 3 2 1 . 0 4

N E 3 8 7 . 9 4 3 5 2 . 1 1N 2 3 9 . 8 2 2 4 3 . 2 1

V a l o r d a Á g u a ( R $ / M W h )

3.4. 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 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 1ª Semana Operativa.

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 2 do PMO de Março.


Tabela - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2 do PMO Março/2013

Fluxo Patamar Demais Semanas

P e s a d a 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0M é d i a 4 . 1 3 8 4 . 1 3 8

L e v e 4 . 2 7 4 4 . 2 7 4P e s a d a 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0M é d i a 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0

L e v e 3 . 9 4 3 ( A ) 4 . 1 0 0P e s a d a 4 . 7 0 0 4 . 7 0 0M é d i a 4 . 7 0 0 4 . 7 0 0





L e v e 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0P e s a d a 9 5 0 9 5 0M é d i a 9 4 7 9 4 7

L e v e 9 3 7 9 3 7P e s a d a 5 . 1 0 0 5 . 1 0 0M é d i a 5 . 1 0 0 5 . 1 0 0

L e v e 4 . 7 8 0 ( B ) 4 . 8 8 4P e s a d a 9 . 1 0 0 9 . 1 0 0M é d i a 9 . 1 0 0 9 . 1 0 0

L e v e 8 . 7 3 1 ( C ) 9 . 2 0 0P e s a d a 5 . 6 0 0 5 . 6 0 0M é d i a 5 . 8 5 0 5 . 8 5 0




L e v e 6 . 1 8 3 ( C ) 6 . 3 0 0I T A I P U 6 0 H z

R S E

F O R N E C . S U L

R E C E B . S U L

F S M

I T A I P U 5 0 H z

09/03 a 15/03/2013

F M C C O

F N E

E X P O R T . N E

F C O M C

F S E N E

( D )

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

R N E

F N S

F S E N E + F M C C O


(A) Lajeado - Miracema 500 kV / BCS Gurupi

(B) BCS Gurupi

(C) SB A T. Preto 765 kV

(D) CV 6 Foz e Ibiuna / Pólo 2 / SB A T. Preto 765 kV

3.5. 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.

No subsistema NE, o crescimento previsto de 8,7% reflete a continuidade do bom desempenho que vem sendo observado na atividade econômica da região voltada para o mercado interno, destacando-se o aumento no consumo de energia elétrica das classes residencial e comercial (incluindo o setor de serviços).

No subsistema Norte, o principal efeito do crescimento previsto de 0,5% 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%.

No subsistema Sul e SE/CO, as respectivas taxas de crescimento previstas de 3,6% e 2,6%, decorrem, principalmente, da influência de temperaturas elevadas para essa época do ano.

Tabela - Previsão da evolução da carga para a Revisão 2 do PMO de Março/2013

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem 6ª Sem mar/13 Var. (%) mar/13 -> mar/12

SE/ CO 40.218 40.443 40.280 40.065 38.882 39.230 39.883 2,6%SUL 11.257 11.251 11.257 11.286 10.747 10.934 11.126 3,6%NE 10.102 10.075 10.012 10.023 9.723 10.053 9.969 8,7%

NORTE 4.236 4.303 4.239 4.259 4.207 4.219 4.249 0,5%SIN 65.813 66.072 65.788 65.633 63.559 64.437 65.229 3,5%

SubsistemaCARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de Março, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 2 do PMO de Março.

78859 78967 79666 78322

85755 85755 85755 85755

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

09/03 a 15/03 16/03 a 22/03 23/03 a 29/03 30/03 a 05/04

Potência (MW)

Total DisponívelPotência Total

3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas revisões 1 e 2 do PMO Março/2013


Rev. 1 PMO mar/13 Rev. 2 PMO mar/13

Armazenamento Final Semana 2 (0:00 hs

09/mar)

Partida Informada pelos Agentes (0:00 hs

09/mar)S E / C O 4 6 , 9 4 6 , 9

S U L 4 2 , 0 4 0 , 6N E 4 0 , 4 4 1 , 8

N O R T E 8 1 , 7 8 0 , 0

Armazenamento (%EARmáx)

Subsistema

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de Março, para a 0:00 h do dia 09/03/2013. 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 09 a 15/03/2013.

ITAIP50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE4590 1729

3756

5447

2861 241

4141

1306

R$ 336,04/MWh R$ 336,04/MWh

R$ 336,12/MWh

R$ 336,12/MWh

1182

N

S

SEMANA 3

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: MAR13_RV2_N-2_V

Caso 2

Figura - 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 Março.

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5 Sem6Sudeste 309,16 368,56 336,12 333,57 329,05 331,22Sul 309,16 368,56 336,12 333,57 329,05 331,22Nordeste 309,16 367,10 336,04 333,57 329,05 331,22Norte 309,16 367,10 336,04 333,57 329,05 331,22

250

300

350

400

R$/MWh

Figura - CMO do mês de Março em valores médios semanais

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 09 a 15/03/2013.

Tabela - CMO por patamar de carga para a próxima semana


SE/CO S NE NPesada 338,48 338,48 338,48 338,48Média 338,48 338,48 338,48 338,48Leve 331,98 331,98 331,77 331,77

Média Semanal 336,12 336,12 336,04 336,04

CMO (R$/MWh)Patamares de Carga

4.3. 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 Março/2013.

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 S e m _ 6 V E [ A B R ]

S U D E S T E 4 4 , 8 4 6 , 0 4 7 , 0 4 8 , 7 5 0 , 6 5 4 , 0 5 7 , 1 5 7 , 1

S U L 4 2 , 4 4 0 , 9 4 1 , 0 4 3 , 4 4 6 , 7 4 9 , 8 5 0 , 9 5 0 , 4

N O R D E S T E 4 1 , 5 4 1 , 9 4 2 , 0 4 0 , 8 4 0 , 4 4 1 , 1 4 1 , 8 4 4 , 3

N O R T E 7 2 , 3 7 6 , 2 8 0 , 0 8 4 , 9 9 2 , 0 9 4 , 7 9 6 , 0 9 7 , 6

0 , 0

2 0 , 0

4 0 , 0

6 0 , 0

8 0 , 0

1 0 0 , 0

1 2 0 , 0

EAR (%EARmax)

E N E R G I A S A R M A Z E N A D A S D A R E V . 2 D O P M O -M a r ç o / 2 0 1 3

Figura - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Janeiro/2013

Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir.

Tabela – Energia Armazenável Máxima por subsistema

E N E R G I A A R M A Z E N Á V E L M Á X I M A ( M W m e d )S u b s i s t e m aS E / C OSN EN

1 9 . 8 5 35 1 . 8 0 81 4 . 0 6 8

1 9 . 8 5 35 1 . 8 0 81 3 . 5 1 6

M a r ç o A b r i l2 0 1 . 1 2 7 2 0 1 . 1 2 7

4.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 09 a 15/03/2013.

S E / C O S U L N E N O R T E S I NG A R A N T I A E N E R G É T I C A 2 0 2 5 6 4 2 2 9 6 3 1 8 4 7 0 4R E S T R I Ç Ã O E L É T R I C A 1 2 0 3 3 4 0 0 4 5 4I N F L E X I B I L I D A D E 6 7 1 3 0 0 8 0O R D E M D E M É R I T O 5 6 5 6 1 6 6 9 1 3 9 1 5 6 6 9 2 8 3

7 . 8 6 8

2 . 0 8 03 . 6 8 8

1 4 . 5 2 0

8 8 40

2 0 0 04 0 0 06 0 0 08 0 0 0

1 0 0 0 01 2 0 0 01 4 0 0 01 6 0 0 0

MWmedFigura - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês Março/2013

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

• Região Sudeste/C.Oeste : Angra 1 e Angra 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, A Chaves, B. L. Sobrinho, W. Arjona¹, E. Rocha, F. Gasparian e Sta. Cruz 34¹;

• Região Sul : Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B, A1 e A2, Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo e Araucária;

• Região Nordeste : Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecem I, R. Almeida, C. Furtado, Termoceará 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 somente 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 11/05 a 17/05/2013.


No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por patamar de carga, os valores e a razão do despacho. Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante as etapas de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.

4.5. 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 09/03/2013 a 15/03/2013, 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

PESADA 338,48 120 3 2 2 . 0 1 2 , 8 0R $

MÉDIA 338,48 120 1 . 5 9 2 . 1 7 4 , 4 0R $

LEVE 331,98 120 1 . 1 3 8 . 8 4 5 , 6 0R $

PESADA 338,48 244 1 . 6 7 5 . 5 9 1 , 9 2R $

MÉDIA 338,48 244 8 . 2 8 4 . 8 7 1 , 1 6R $

LEVE 331,98 244 5 . 7 7 5 . 1 4 0 , 8 4R $

PESADA 338,48 90 3 2 9 . 5 8 9 , 0 0R $

MÉDIA 338,48 90 1 . 6 2 9 . 6 3 4 , 5 0R $

LEVE 331,98 90 1 . 1 5 2 . 6 2 5 , 5 0R $

T. NORTE 2 487,56

URUGUAIANA 719,99

TOTAL SE/CO

1 8 . 8 4 7 . 4 5 2 , 9 2R $ TOTAL S

3 . 0 5 3 . 0 3 2 , 8 0R $

S. TIARAJU 541,93

4.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês de Março/2013 e os valores esperados para o mês de Abril/2013, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN).

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 S e m _ 6 V E [ A BR ]

C M O ( R $ / M W h ) 3 0 9 , 1 6 3 6 8 , 5 6 3 3 6 , 1 2 3 3 3 , 5 7 3 2 9 , 0 5 3 3 1 , 2 2 3 3 1 , 1 6

E A R ( % E A R m a x ) 4 4 , 8 4 6 , 0 4 7 , 0 4 8 , 7 5 0 , 6 5 4 , 0 5 7 , 1 5 7 , 1

E N A ( % m l t ) 7 4 , 0 7 7 , 0 8 7 , 8 8 8 , 5 8 7 , 7 9 8 , 0 9 0 , 1

0 , 0

5 0 , 0

1 0 0 , 0

1 5 0 , 0

2 0 0 , 0

2 5 0 , 0

3 0 0 , 0

3 5 0 , 0

4 0 0 , 0

0 , 0

2 0 , 0

4 0 , 0

6 0 , 0

8 0 , 0

1 0 0 , 0

1 2 0 , 0

CMO (R$/MWh)EAR ou ENA (%)

R E V I S Ã O 2 D O P M O - S E / C O - M a r ç o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste


C M O ( R $ / M W h ) 3 0 9 , 1 6 3 6 8 , 5 6 3 3 6 , 1 2 3 3 3 , 5 7 3 2 9 , 0 5 3 3 1 , 2 2 3 3 1 , 0 5

E A R ( % E A R m a x ) 4 2 , 4 4 0 , 9 4 1 , 0 4 3 , 4 4 6 , 7 4 9 , 8 5 0 , 9 5 0 , 4

E N A ( % m l t ) 1 0 7 , 0 1 0 8 , 0 1 5 0 , 5 1 5 7 , 0 1 4 4 , 9 1 3 7 , 2 1 1 6 , 0

0 , 0

5 0 , 0

1 0 0 , 0

1 5 0 , 0

2 0 0 , 0

2 5 0 , 0

3 0 0 , 0

3 5 0 , 0

4 0 0 , 0

0 , 0

2 0 , 0

4 0 , 0

6 0 , 0

8 0 , 0

1 0 0 , 0

1 2 0 , 0

1 4 0 , 0

1 6 0 , 0

1 8 0 , 0


R E V I S Ã O 2 D O P M O - S - M a r ç o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 S e m _ 6V E [ A B

R ]

C M O ( R $ / M W h ) 3 0 9 , 1 6 3 6 7 , 1 0 3 3 6 , 0 4 3 3 3 , 5 7 3 2 9 , 0 5 3 3 1 , 2 2 3 2 5 , 9 8

E A R ( % E A R m a x ) 4 1 , 5 4 1 , 9 4 2 , 0 4 0 , 8 4 0 , 4 4 1 , 1 4 1 , 8 4 4 , 3

E N A ( % m l t ) 6 4 , 0 4 0 , 0 3 3 , 9 4 3 , 0 4 4 , 8 5 4 , 4 6 1 , 5

0 , 0

5 0 , 0

1 0 0 , 0

1 5 0 , 0

2 0 0 , 0

2 5 0 , 0

3 0 0 , 0

3 5 0 , 0

4 0 0 , 0

0 , 0

1 0 , 0

2 0 , 0

3 0 , 0

4 0 , 0

5 0 , 0

6 0 , 0

7 0 , 0


R E V I S Ã O 2 D O P M O - N E - M a r ç o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste



C M O ( R $ / M W h ) 3 0 9 , 1 6 3 6 7 , 1 0 3 3 6 , 0 4 3 3 3 , 5 7 3 2 9 , 0 5 3 3 1 , 2 2 3 2 5 , 9 0

E A R ( % E A R m a x ) 7 2 , 3 7 6 , 2 8 0 , 0 8 4 , 9 9 2 , 0 9 4 , 7 9 6 , 0 9 7 , 6

E N A ( % m l t ) 7 6 , 0 6 6 , 0 7 1 , 3 8 3 , 8 8 3 , 6 9 4 , 1 8 3 , 0

0 , 0

5 0 , 0

1 0 0 , 0

1 5 0 , 0

2 0 0 , 0

2 5 0 , 0

3 0 0 , 0

3 5 0 , 0

4 0 0 , 0

0 , 0

2 0 , 0

4 0 , 0

6 0 , 0

8 0 , 0

1 0 0 , 0

1 2 0 , 0


R E V I S Ã O 2 D O P M O - N - M a r ç o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Norte

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 Março de 2013 foi realizada a partir de cinco estudos.

O estudo inicial foi construído com base nos dados de planejamento da Revisão 1 do PMO, excluindo a semana operativa de 02/03 a 08/03/2013. Nos demais estudos foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga dos subsistemas, partida dos reservatórios, previsão de afluências e limites nas interligações entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir.

Figura - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO e Sul

0 , 1 3 1 , 2 9

- 0 , 4 3

- 3 4 , 0 9

0 , 0 3 0 , 6 3

3 6 8 , 5 6 3 6 8 , 6 9 3 6 9 , 9 8 3 6 9 , 5 53 3 5 , 4 6 3 3 5 , 4 9 3 3 6 , 1 2

S e m . 2 S e m . 3 C a r g a A r m a z .I n i c i a i s

V a z õ e s D e s l i g a m .( 1 º E s t . )

D e m a i sA t u a l i z .

S E / C O e S u l - C M O ( R $ / M W h )

Figura - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas NE e Norte

- 0 , 2 7

1 , 6 5

- 1 , 8 5

- 3 1 , 1 7

0 , 0 3 0 , 5 5

3 6 7 , 1 0 3 6 6 , 8 3 3 6 8 , 4 8 3 6 6 , 6 33 3 5 , 4 6 3 3 5 , 4 9 3 3 6 , 0 4

S e m . 2 S e m . 3 C a r g a A r m a z .I n i c i a i s

V a z õ e s D e s l i g a m .( 1 º E s t . )

D e m a i sA t u a l i z .

N E e N - C M O ( R $ / M W h )

Nesta revisão, observamos que o maior impacto no CMO do SIN ocorreu nos estudos de atualização da previsão de afluências. Os demais estudos apresentaram menores 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 detalhamento anterior.

6. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT

Em virtude do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito e por garantia


energética na semana de 09 a 15/03/2013, 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 3ª semana operativa de Março, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários: 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.

MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT

LS 5 0 . 9 3 4 9 3 1 1 . 2 6 3 1 6 4 6 . 9 2 4 4 6 1 2 . 4 2 2 8 3

VE 4 6 . 1 7 0 8 4 9 . 7 0 9 1 4 1 6 . 1 7 5 4 1 1 1 . 6 6 0 7 8

LI 4 1 . 6 0 7 7 6 8 . 1 3 6 1 1 8 5 . 4 2 1 3 6 1 0 . 8 9 7 7 3

SE/CO S NE NENA MENSAL

Figura – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

4 8 9 , 5 2

3 3 6 , 1 2 3 3 4 , 4 1

2 2 9 , 3 0

1 5 0

3 5 0

0 9 / 0 3 a 1 5 / 0 3 / 2 0 1 3 C A S O S D E S E N S I B I L I D A D E

R$/MWh

R e g i õ e s S E / C O e S

L I V E L S

4 8 9 , 5 2

3 3 6 , 0 4 3 3 4 , 1 3

2 2 8 , 3 1

1 5 0 , 0 0

2 5 0 , 0 0

3 5 0 , 0 0

4 5 0 , 0 0

0 9 / 0 3 a 1 5 / 0 3 / 2 0 1 3 C A S O S D E S E N S I B I L I D A D E

R$/MWh

R e g i õ e s N E e N

L I V E L S

8. 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 [email protected]

As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: [email protected]


http://www.ons.org.br/agentes

mailto:[email protected]

Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINAP M L P M L P M L P M L P M L P M L

A T L A N _ C S A 0 , 0 1 1 5 , 0 1 5 , 0 1 5 , 0 1 5 , 0 1 5 , 0 1 5 , 0 0 0 0 1 5 , 0 1 5 , 0 1 5 , 0S O L 0 , 0 1 5 2 , 0 5 2 , 0 5 2 , 0 5 2 , 0 5 2 , 0 5 2 , 0 0 0 0 5 2 , 0 5 2 , 0 5 2 , 0A N G R A 2 1 9 , 2 8 1 0 8 0 , 0 1 0 8 0 , 0 1 0 8 0 , 0 2 7 5 , 0 2 7 5 , 0 2 7 5 , 0 1 3 5 5 , 0 1 3 5 5 , 0 1 3 5 5 , 0 0 0 0 1 3 5 5 , 0 1 3 5 5 , 0 1 3 5 5 , 0A N G R A 1 2 4 , 2 7 5 0 8 , 3 5 0 0 , 8 4 2 8 , 8 1 0 0 , 0 9 5 , 4 6 1 , 8 6 0 8 , 3 5 9 6 , 2 4 9 0 , 6 0 0 0 6 0 8 , 3 5 9 6 , 2 4 9 0 , 6N O R T E F L U 1 3 7 , 8 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 0 0 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0N O R T E F L U 2 5 8 , 8 9 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 0 0 0 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0S T . C R U Z N O 8 7 , 9 5 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 0 0 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0N O R T E F L U 3 1 0 2 , 8 4 0 , 0 0 , 0 0 , 0L C . P R E S T E S 1 2 6 , 0 7 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8 0 0 0 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8 3 3 5 , 8A T L A N T I C O 1 2 6 , 3 2 2 2 0 , 0 2 2 0 , 0 2 2 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 2 2 0 , 0 2 2 0 , 0 2 2 0 , 0 0 0 0 2 2 0 , 0 2 2 0 , 0 2 2 0 , 0L I N H A R E S 1 3 0 , 7 3 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 0 0 0 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5N O R T E F L U 4 1 4 9 , 3 3 0 , 0 0 , 0 0 , 0J U I Z D E F O 1 5 0 , 0 0 7 9 , 0 7 9 , 0 7 9 , 0 7 9 , 0 7 9 , 0 7 9 , 0 0 0 0 7 9 , 0 7 9 , 0 7 9 , 0L . B R I Z O L A 1 5 3 , 2 8 1 0 0 , 5 1 0 0 , 5 1 0 0 , 5 7 5 4 , 5 7 5 4 , 5 7 5 4 , 5 8 5 5 , 0 8 5 5 , 0 8 5 5 , 0 0 0 0 8 5 5 , 0 8 5 5 , 0 8 5 5 , 0C O C A L 1 5 7 , 8 5 0 , 0 0 , 0 0 , 0P I E - R P 1 7 1 , 5 8 2 4 , 8 2 4 , 8 2 4 , 8 2 4 , 8 2 4 , 8 2 4 , 8 0 0 0 2 4 , 8 2 4 , 8 2 4 , 8A U R . C H A V E S 1 8 8 , 8 9 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2 0 0 0 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2 2 1 2 , 2B L S O B R I N H O 1 9 7 , 1 7 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2 0 0 0 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2 2 9 1 , 2W . A R J O N A 1 9 7 , 8 5 0 , 0 0 , 0 0 , 0E U Z E B I O . R O 2 1 8 , 8 6 8 6 , 0 8 6 , 0 8 6 , 0 1 2 0 , 9 1 2 0 , 9 1 2 0 , 9 2 0 6 , 9 2 0 6 , 9 2 0 6 , 9 0 0 0 2 0 6 , 9 2 0 6 , 9 2 0 6 , 9F G A S P A R I A N 2 3 3 , 2 7 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7 0 0 0 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7 5 2 1 , 7S T . C R U Z 3 4 3 1 0 , 4 1 0 , 0 0 , 0 0 , 0M . L A G O 3 4 7 , 8 2 8 1 0 , 5 8 1 0 , 5 8 1 0 , 5 8 1 0 , 5 8 1 0 , 5 8 1 0 , 5P I R A T . 1 2 O 4 7 0 , 3 4T N O R T E 2 4 8 7 , 5 6 0 , 0 0 , 0 0 , 0 1 3 5 , 3 1 3 5 , 3 1 3 5 , 3 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 2 5 5 , 3 2 5 5 , 3 2 5 5 , 3R . S I L V E I R A 5 2 3 , 3 5V I A N A 5 4 5 , 1 8 1 7 4 , 6 1 7 4 , 6 1 7 4 , 6 1 7 4 , 6 1 7 4 , 6 1 7 4 , 6C U I A B A C C 5 6 2 , 2 8 4 9 0 , 0 4 9 0 , 0 4 9 0 , 0 4 9 0 , 0 4 9 0 , 0 4 9 0 , 0I G A R A P E 6 4 5 , 3 0 1 1 0 , 0 1 1 0 , 0 1 1 0 , 0 1 1 0 , 0 1 1 0 , 0 1 1 0 , 0D A I A 7 0 1 , 6 7 3 7 , 8 3 7 , 8 3 7 , 8 3 7 , 8 3 7 , 8 3 7 , 8P A L M E I R _ G O 7 3 7 , 4 4 1 1 5 , 0 1 1 5 , 0 1 1 5 , 0 1 1 5 , 0 1 1 5 , 0 1 1 5 , 0G O I A N I A 2 7 6 3 , 6 8 9 8 , 0 9 8 , 0 9 8 , 0 9 8 , 0 9 8 , 0 9 8 , 0C A R I O B A 9 3 7 , 0 0X A V A N T E S 1 0 1 7 , 3 4 5 3 , 7 5 3 , 7 5 3 , 7 5 3 , 7 5 3 , 7 5 3 , 7U T E B R A S I L 1 0 4 7 , 3 8

2 5 1 1 , 8 2 5 0 4 , 3 2 4 3 2 , 3 3 2 6 0 , 6 3 2 5 6 , 0 3 2 2 2 , 4 5 7 7 2 , 4 5 7 6 0 , 3 5 6 5 4 , 7 2 0 2 4 , 9 2 0 2 4 , 9 2 0 2 4 , 9 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 7 9 1 7 , 3 7 9 0 5 , 2 7 7 9 9 , 6

P M L P M L P M L P M L P M L P M LC A N D I O T A _ 3 5 6 , 7 1 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 0 0 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0P . M E D I C I A 1 1 5 , 9 0 4 3 , 0 4 3 , 0 4 3 , 0 2 , 0 2 , 0 2 , 0 4 5 , 0 4 5 , 0 4 5 , 0 0 0 0 4 5 , 0 4 5 , 0 4 5 , 0P . M E D I C I B 1 1 5 , 9 0 1 8 0 , 0 1 8 0 , 0 1 8 0 , 0 2 0 , 0 2 0 , 0 2 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 0 0 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0J . L A C E R . C 1 2 8 , 2 5 1 8 0 , 0 1 8 0 , 0 1 8 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 3 3 0 , 0 3 3 0 , 0 3 3 0 , 0 0 0 0 3 3 0 , 0 3 3 0 , 0 3 3 0 , 0J . L A C E R . B 1 5 5 , 5 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 0 0 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0J . L A C . A 2 1 5 6 , 4 5 3 3 , 0 3 3 , 0 3 3 , 0 3 1 , 2 3 0 , 0 2 8 , 3 6 4 , 2 6 3 , 0 6 1 , 3 0 0 0 6 4 , 2 6 3 , 0 6 1 , 3C H A R Q U E A D A 1 6 9 , 5 5 9 , 0 9 , 0 9 , 0 1 9 , 0 1 9 , 0 1 9 , 0 2 8 , 0 2 8 , 0 2 8 , 0 0 0 0 2 8 , 0 2 8 , 0 2 8 , 0M A D E I R A 2 0 2 , 7 1 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 , 6 0 0 0 1 , 6 1 , 6 1 , 6J . L A C . A 1 2 0 7 , 4 0 2 5 , 0 2 5 , 0 2 5 , 0 4 5 , 0 4 5 , 0 4 5 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 0 0 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0S . J E R O N I M O 2 4 8 , 3 1 4 , 0 4 , 0 4 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 4 , 0 4 , 0 4 , 0 0 0 0 4 , 0 4 , 0 4 , 0A R A U C A R I A 3 0 4 , 4 2 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2 0 0 0 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2 4 5 8 , 2F I G U E I R A 3 5 2 , 1 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 , 0 1 , 0 1 , 0 1 4 , 0 1 4 , 0 1 4 , 0S . T I A R A J U 5 4 1 , 9 3 0 , 0 0 , 0 0 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 9 0 , 0 9 0 , 0 9 0 , 0 1 5 3 , 0 1 5 3 , 0 1 5 3 , 0U R U G U A I A N A 7 1 9 , 9 9 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 0 0 2 4 4 , 0 2 4 4 , 0 2 4 4 , 0 2 4 4 , 0 2 4 4 , 0 2 4 4 , 0A L E G R E T E 7 2 4 , 8 7N U T E P A 7 8 0 , 0 0

8 3 7 , 0 8 3 7 , 0 8 3 7 , 0 8 4 7 , 0 8 4 5 , 8 8 4 4 , 1 1 6 8 4 , 0 1 6 8 2 , 8 1 6 8 1 , 1 6 4 , 0 6 4 , 0 6 4 , 0 3 3 4 , 0 3 3 4 , 0 3 3 4 , 0 2 0 8 2 , 0 2 0 8 0 , 8 2 0 7 9 , 1

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T O T A L M É R I T O e I N F L .

T O T A L S E / C O

T O T A L S U L

G E R A C Ã O T É R M I C A P M O M A R Ç O ( M W m e d ) - S E M A N A 0 9 / 0 3 / 2 0 1 3 a 1 5 / 0 3 / 2 0 1 3

O R D E M D E M É R I T O

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