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Relatório Executivo do Programa Mensal de OperaçãoPMO de MaioSemana Operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014

1. APRESENTAÇÃO

O mês de abril vem apresentando relativa melhora no comportamento das afluências nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, em relação ao que se verificou nos meses anteriores. Neste sentido, enquanto que a ENA média verificada em fevereiro e março foi de 50 %MLT e 27 %MLT nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, para o mês de abril, a ENA será de 80 %MLT e 40 %MLT.

Na semana de 19 a 25/04/2014, ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Paraíba do Sul, Grande e Paranaíba, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca.

Na semana de 26/04 a 02/05/2014 deverá ocorrer chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrerão pancadas de chuva.

Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a atualização da FCF foram os parâmetros cuja atualização causou maior impacto na variação dos Custos Marginais de Operação – CMO nas regiões SE/CO e Sul. Para as regiões Nordeste e Norte, a alteração da disponibilidade de geração foi o parâmetro de maior impacto nos CMO.

O CMO médio semanal passou de R$ 996,67/MWh para R$ 915,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 670,07/MWh para R$ 628,19/MWh na região Nordeste e de R$ 664,43/MWh para R$ 217,66/MWh na região Norte.

Também, deve-se destacar o retorno à operação da UHE Santo Antônio, que iniciou-se hoje, dia 25/04/2014, com perspectiva de acionamento do bipolo do sistema de transmissão do Rio Madeira, amanhã, dia 26/04/2014. Com isso, ao longo desta semana operativa, deverá haver um incremento de cerca de 800 MW na geração do SIN.

2. NOTÍCIAS

Em 26 e 27/05/2014: Workshop EletroMET, Inovações no Monitoramento e na Previsão do Tempo e Clima aplicados ao Setor Elétrico, em Curitiba – PR;

Em 29 e 30/05/2014: reunião de elaboração do PMO Junho de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Julio do Carmo, nº 251 – Cidade Nova.

3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO

3.1. Armazenamentos Iniciais

Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, utilizados no modelo DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de maio/2014.

Estes valores apresentados na Figura 1, a seguir, determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN.

36,9%46,2% 41,7%

83,8%

38,5% 44,6% 43,2%

89,0%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

% E

ARm

áx

Energia armazenada inicial

abr/14 mai/14

1,6 p.p. -1,5 p.p. 1,6 p.p. 5,3 p.p.

Figura 1 – Energia armazenada inicial em abril/14 e maio/14

3.2. Tendência Hidrológica

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.

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Sumário Executivo do Programa Mensal de OperaçãoPMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de maio/2014.

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de maio/2014 – NEWAVE [%MLT]

PMO abril/2014 PMO maio/2014

MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N

Out/13 111 103 60 78

Nov/13 83 71 46 85 83 71 46 85

Dez/13 96 89 85 97 96 89 85 97

Jan/14 52 145 76 103 52 145 76 103

Fev/14 39 62 27 99 39 62 27 99

Mar/14 64 166 26 116 63 165 26 115

Abr/14 80 125 40 103

PAR(p) 2 2 1 1 3 1 3 2

No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um modelo autorregressivo de geração estocástica mensal (GEVAZP “energia”) interno ao modelo, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses.

Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para a construção da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO.

3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2014/2018

As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 16/04/2014, são apresentadas nas Tabelas 2 e 3, a seguir.

Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE

UTE Subsistema CombustívelPotência

Total (MW)

UG (MW)

Data de entrada em operação -

DMSE

Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior

Gás Natural 1 187,5 JAN/2015 +5 mesesGás Natural 2 187,5 JAN/2015 +5 meses

Vapor 3 208 OUT/2015 +7 meses

Erb Candeias (BA) (13) NECavaco de Madeira

16,79 1 16,79 JUN/2014 +1 mês

EC - Usina em fase de construção (13) 18º LEN (A-5/2013)

583Mauá 3 (AM) N

Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE

UHE SubsistemaPotência

Total (MW)

UG (MW)


DMSE

Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior

UG 1 26,25 MAI/2014 +1 mêsUG 2 26,25 MAI/2014 +1 mês

UG 7 (UG03) 75,00 MAI/2014 +1 mêsUG 8 (UG04) 75,00 JUN/2014 +1 mês

EC - Usina em fase de construção(1) 1º LEN (A-5/2005) (4) LEN Jirau/2007 (9) Leilão A - 3 de 17/08/2011

Jirau (RO) (4) (9) SE/CO 3750

Batalha (GO/MG) (1) SE/CO 52,5

Adicionalmente, conforme procedimento adotado desde o PMO de fevereiro/2013, os cronogramas de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da configuração de transmissão necessária para o pleno escoamento da geração do Madeira. Esta modelagem do cronograma contempla um aumento gradual da capacidade de escoamento de energia, conforme apresentando na Tabela 4, a seguir, função da configuração no sistema de escoamento.

Tabela 4 – Limites de escoamento de energia

CronogramaLimite de

escoamento [MW]

mai/14

dez/17

out/14 a dez/14 5.100

jun/14 3.550

5.200

7.000

6.200jul/15 a nov/17

1.500

jan/15 a jun/15

jul/14 a set/14 3.750

Desta forma, para o PMO de maio/2014 o cronograma equivalente, modelado no NEWAVE, é o apresentado nas Tabelas 5 e 6, a seguir.

Tabela 5 - Alterações Cronograma da UHE Santo Antônio


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UHE UGPotência unitária

[MW]


DMSE *

Cronograma modelado *

UG 5 69,59 SET/2012 1 ABR/2014UG 6 69,59 OUT/2012 2 ABR/2014UG 7 69,59 NOV/2012 3 ABR/2014UG 8 69,59 DEZ/2012 4 ABR/2014UG 9 69,59 DEZ/2012 5 ABR/2014UG 11 69,59 JAN/2013 6 ABR/2014UG 10 69,59 MAR/2013 7 ABR/2014UG 12 69,59 ABR/2013 8 ABR/2014UG 13 73,29 JUN/2013 9 ABR/2014UG 14 73,29 JUN/2013 10 ABR/2014UG 17 73,29 AGO/2013 11 ABR/2014UG 15 73,29 AGO/2013 11 ABR/2014UG 23 73,29 JAN/2014 12 ABR/2014UG 24 73,29 FEV/2014 13 MAI/2014UG 22 69,59 FEV/2014 13 MAI/2014UG 21 69,59 FEV/2014 13 MAI/2014UG 16 73,29 MAR/2014 14 MAI/2014UG 26 73,29 MAR/2014 15 MAI/2014UG 25 73,29 MAR/2014 15 MAI/2014UG 18 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014UG 19 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014UG 20 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014UG 41 73,29 MAI/2016 NOV/2017UG 42 73,29 JUN/2016 NOV/2017UG 43 73,29 JUN/2016 NOV/2017UG 44 73,29 JUL/2016 NOV/2017

1 - Entrou em operação em 22/09/2012 conforme o despacho ANEEL nº 2.941/2012 2 - Entrou em operação em 15/10/2012 conforme o despacho ANEEL nº 3.217/2012 3 - Entrou em operação em 27/11/2012 conforme o despacho ANEEL nº 3.767/2012 4 - Entrou em operação em 18/12/2012 conforme o despacho ANEEL nº 4.015/2012 5 - Entrou em operação em 28/12/2012 conforme o despacho ANEEL nº 4.140/2012 6 - Entrou em operação em 18/01/2013 conforme o despacho ANEEL nº 105/2013 7 - Entrou em operação em 12/03/2013 conforme o despacho ANEEL nº 686/2013 8 - Entrou em operação em 10/04/2013 conforme o despacho ANEEL nº 1.036/2013 9 - Entrou em operação em 05/06/2013 conforme o despacho ANEEL nº 1.748/2013 10 - Entrou em operação em 28/06/2013 conforme o despacho ANEEL nº 2.012/2013 11 - Entrou em operação em 03/08/2013 conforme o despacho ANEEL nº 3.057/2013 12 - Entrou em operação em 09/01/2014 conforme o despacho ANEEL nº 034/2014 13 - Entrou em operação em 22/02/2014 conforme o despacho ANEEL nº 411/2014 14 - Entrou em operação em 25/03/2014 conforme o despacho ANEEL nº 721/2014 15 - Entrou em operação em 26/03/2014 conforme o despacho ANEEL nº 753/2014 16 - Entrou em operação em 08/04/2014 conforme o despacho ANEEL nº 1129/2014

* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE

Santo Antônio Rio Madeira ( RO )

Tabela 6 - Alterações Cronograma da UHE Jirau

UHE UGPotência unitária

[MW]


DMSE*

Cronograma modelado *

1 (UG29) 75,00 SET/2013 1 ABR/20142 (UG30) 75,00 FEV/2014 ² ABR/20145 (UG40) 75,00 FEV/2014 ³ ABR/20143 (UG01) 75,00 FEV/2014 4 MAI/20144 (UG02) 75,00 MAR/2014 5 MAI/20146 (UG39) 75,00 MAR/2014 5 MAI/201445 (UG45) 75,00 JUN/2016 NOV/201746 (UG46) 75,00 JUL/2016 NOV/201747 (UG47) 75,00 AGO/2016 NOV/201748 (UG49) 75,00 SET/2016 NOV/201749 (UG48) 75,00 OUT/2016 NOV/201750 (UG50) 75,00 OUT/2016 NOV/2017

1 - Entrou em operação em 06/09/2013 conforme o despacho nº 3.087/2013 SFG/ANEEL

2 - Entrou em operação em 19/02/2014 conforme o despacho nº 374/2014 SFG/ANEEL




* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE

Jirau ( RO )

Nas Figuras 2 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica, respectivamente, em comparação ao PMO de abril/2014.

85.000

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

MW

PMO abr/2014 PMO mai/2014

Maior diferença de 39 MW

Figura 2- Evolução da potência instalada das UHE

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

MW


Maior diferença de 208 MW.

Atraso da UTE Mauá 3

Figura 3- Evolução da potência instalada das UTE

3.4. Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral 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. Destaque para os seguintes itens:

previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE); limites de transmissão; geração mínima de UTEs por razões de

confiabilidade elétrica; atualização anual das taxas equivalentes de

indisponibilidade forçada e programada - TEIF/IP de UHEs e UTEs existentes; e

estimativa de montante de energia de usinas não simuladas individualmente.


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Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques:

Entrada em operação comercial da UG 01 (127,42 MW) da UTE Suzano Maranhão, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 917/2014.

Entrada em operação comercial da UG 16 (73,29 MW) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 721/2014.

Entrada em operação comercial das UGs 25 e 26 (73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 753/2014.

Entrada em operação comercial das UGs 18, 19 e 20 (73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.129/2014.

Alteração da data de tendência da interligação Macapá de 01/07/2014 para 01/09/2014, conforme informação da GPO-1 e do agente responsável.

Alteração da potência da UHE Irapé (e demais dados físico-operativos associados), conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.582/2014.

Alteração de disponibilidade da UTE Uruguaiana para o horizonte de curto prazo (maio e junho/2014) e consideração da UTE Mauá B3 com operação a óleo combustível após a entrada em operação da UTE Mauá 3, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 099/2014.

3.4.1. Previsão de carga 2014/2018

Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período maio/2014 a dezembro/2018) não sofreram alteração em relação à previsão de janeiro/2014 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. Destaca-se que a carga do subsistema Norte sofreu alteração devido somente à postergação da interligação de Macapá para 01/09/2014 e à postergação da interligação de Boa Vista para 01/06/2016.

Tabela 7 - Evolução da Carga Própria de Energia 2014/2018

Cenário de Referência - janeiro/2014

SIN MWmed Crescimento (%)

2014 65.830 4,8%2015 68.420 3,9%2016 71.217 4,1%2017 74.119 4,1%2018 77.207 4,2%

2014-2018 4,1%

Cenário de Referência - maio/2014

SIN MWmed Crescimento (%)

2014 65.917 5,0%2015 68.420 3,8%2016 71.201 4,1%2017 74.119 4,1%2018 77.207 4,2%

2014-2018 4,0%

3.4.2. Limites de transmissão

Os cronogramas das obras de transmissão das interligações regionais são definidos em reunião específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são atualizadas a partir de informações obtidas junto aos Agentes e a ANEEL.Nesta revisão, não foram observadas alterações relevantes nos limites. Destaca-se apenas a postergação do 2º circuito 230 kV Banabuiú – Mossoró 2 e de obras internas nas Regiões Norte e Nordeste, de dezembro/2014 para fevereiro/2015.

Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. O Sistema Isolado Macapá, quando integrado ao SIN em 01/09/2014 e a capital Boa Vista, quando integrada em 01/06/2016, farão parte do subsistema Norte, assim como a UHE Belo Monte.

Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 0053/2014.

3.4.3. Geração térmica mínima por razões elétricas


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Na Tabela 8, a seguir, são apresentadas as usinas termoelétricas que necessitam ser despachadas por restrições elétricas para atendimento aos critérios e padrões definidos nos Procedimentos de Rede.

Tabela 8 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]

USINA 2014 2015 2016 2017 2018

Araucária107,67 (jun)482 (dez)

482 (jan a mar; dez) 482 (jan a mar; dez)482 (jan a mar)

241 (dez)241 (jan a mar; dez)

Candiota 3 210 (nov e dez)280 (jan a mar)

210 (abr; mai; nov e dez)350 (jan a mar)210 (nov e dez)

350 -

Canoas 54,75 (jun) - - 160 (jan a mar) -

Cidade Nova 18,99 (mai a jul) - - - -

Cuiabá 135 (jun a out) 135 (jul a out) - - -

Distrito A 18,99 (mai a jul) - - - -

Distrito B 17,99 (mai a jul) - - - -

Eletrobolt212,91 (jun)225,33 (jul)

- - - -

Flores 1 19,99 (mai a jul) - - - -

Flores 2 19,99 (mai a jul) - - - -

Flores 3 19,99 (mai a jul) - - - -

Flores 4 17,99 (mai a jul) - - - -

Ibiritermo 248 (jun e jul) - - - -

Igarapé 131 (jun e jul) - - - -

Iranduba 44,99 (mai a jul) - - - -

J. Lacerda A1 25 (ago; nov e dez) 25 (jan a mar) - 88 (nov e dez)88 (jan a mar; nov e

dez)

J. Lacerda A266 (mai; jun; ago; nov e

dez) 33 (jul; set e out)

66 (jan a mar) 33 (abr a dez)

33 (jan a out)66 (nov e dez)

66 (jan a out)116 (nov e dez)

116 (jan a mar; nov e dez)

66 (abr a out)

J. Lacerda B80 (jul; set e out)194 (nov e dez)

194 (jan a mar) 160 (abr e out) 88 (nov e dez)




283 (abr a out)

J. Lacerda C - 242 (nov e dez)242 (jan a mar)311 (nov e dez)

311 (jan a mar)312 (nov e dez)


Juiz de Fora 86 (jun e jul) - - - -

Mauá B4 134,99 (mai a jul) - - - -Maua B5A 27,99 (mai a jul) - - - -

Maua B5B 27,99 (mai a jul) - - - -

Maua B662,19 (mai)47,29 (jun) 5,08 (jul)

- - - -

NorteFlu-1 400 (jun e jul) - - - -NorteFlu-2 100 (jun e jul) - - - -

NorteFlu-3172,58 (jun)175,07 (jul)

- - - -

P. Médici A - 43 (jan a mar) - - -P. Médici B 90 (mai) 100 (jan a mar) 260 (jan a mar) 260 -

Santana LM3,46 (set)

13,61 (out)- - - -

Santana W56,95 (set e out)

35,76 (nov)3,14 (dez)

- - - -

Sta Cruz Nova212,91 (jun) 225,33 (jul)

- - - -

Termomacaé60,83 (jun)64,38 (jul)

- - - -

Termonorte 2 120 - - - -

Termorio871,50 (jun)885,59 (jul)

200 (ago a dez)200 (jan a mar) - - -

Viana 175 - - - -

Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 0053/2014.

3.4.4. Estimativa de montante de energia de usinas não simuladas individualmente

Conforme preconizado na Resolução Normativa ANEEL nº 440/2011, neste PMO de maio/2014 foi encaminhada pela CCEE a base de dados para composição do montante de energia das usinas existentes não simuladas individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas usinas em expansão. Conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012, neste PMO de maio/2014 os fatores, que já eram aplicados sobre as PCHs e BIOs em expansão, passaram a ser aplicados também sobre as UEEs em expansão (exceto no Norte, que por não ter histórico completo permaneceu com a consideração de garantia física sazonalizada).

O impacto desta atualização nos montantes estimados de energia pode ser verificado nas Tabelas 9, 10 e 11, apresentadas a seguir:

Tabela 9 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e 2009/2013 – Existentes

2014 2015 2016 2017 2018

EXISTENTES - MWmed 826 744 744 744 744

Ressalta-se que os valores médios de 2014 são de mai-dez, o que prejudica a média em função da sazonalidade.

PCHs 84 96 96 96 96Biomassas 382 270 270 270 270UEEs -1 -1 -1 -1 -1

PCHs 121 120 120 120 120Biomassas 13 39 39 39 39UEEs 8 7 7 7 7

PCHs -38 -43 -43 -43 -43Biomassas 29 29 29 29 29UEEs 147 143 143 143 143

PCHs 73 79 79 79 79Biomassas 7 5 5 5 5UEEs - - - - -

SE/CO

Sul

NE

Norte

Tabela 10 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e 2009/2013 – Expansão

2014 2015 2016 2017 2018

PLANEJADAS - MWmed -1.078 -1.469 -1.992 -2.005 -2.312


PCHs -57 -60 -60 -60 -55Biomassas -279 -206 -205 -204 -199UEEs 0 0 0 0 0

PCHs -102 -98 -97 -97 -95Biomassas -14 -13 -13 -13 -13UEEs -57 -155 -241 -245 -264

PCHs 0 0 0 0 0Biomassas -9 -9 -9 -9 -9UEEs -556 -925 -1.364 -1.373 -1.673

PCHs 0 0 0 0 0Biomassas -4 -4 -4 -3 -3UEEs 0 0 0 0 0

SE/CO

Sul

NE

Norte

Tabela 11 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e 2009/2013 – Total

2014 2015 2016 2017 2018

TOTAL - MWmed -252 -726 -1.248 -1.261 -1.568


PCHs 27 36 36 36 40Biomassas 103 65 66 66 71UEEs -1 -1 -1 -1 -1

PCHs 19 22 23 23 25Biomassas -1 26 26 26 26UEEs -49 -148 -234 -239 -257

PCHs -38 -43 -43 -43 -43Biomassas 20 20 20 20 20UEEs -409 -782 -1.221 -1.230 -1.530

PCHs 73 79 79 79 79Biomassas 2 1 2 2 2UEEs 0 0 0 0 0

SE/CO

Sul

NE

Norte

Na Figura 4, a seguir, é apresentada a evolução da disponibilidade das usinas não simuladas


6


individualmente, em comparação ao PMO de abril/2014, considerando a aplicação dos fatores, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012.

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

[MW

med

]

Usinas não simuladas individualmente - Totais - SIN


Maior diferença de 2826 MWmed em set/18.

Aplicação dos fatores para as UEEs

Figura 4- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

3.4.5. Despacho antecipado de GNL

Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos Fax ONS nº 0018/330/2012 e 0052/340/2012, na elaboração do PMO de maio/2014 foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares.Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de maio/2014 e junho/2014, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente.

As usinas são representadas no modelo NEWAVE no arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE Linhares com o valor igual a 166,7 MWmed para maio/2014 e 200,5 MWmed para junho/2014 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 350,0 MWmed em maio/2014 e 350,0 MWmed em junho/2014, em todos os patamares de carga.

Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de maio/2014 irão compor a Nota Técnica ONS n° 0075/2014, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no próximo dia 28/04/2014. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 24/04/2014.

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO

4.1. 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 primeira 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, é de fundamental importância a análises de clima e tempo no contexto do SIN.

4.1.1. Condições Antecedentes

Na semana entre 19 e 25 de abril, a passagem de uma frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Paraíba do Sul, Grande e Paranaíba, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca (Figura 5).

Figura 5 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada de 19/04/2014 a 25/04/2014


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

7


4.1.2. Previsões – Maio/2014

Para a semana de 26 de abril a 2 de maio, s previsão é de que a atuação de uma frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasionará chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrem pancadas de chuva (Figura 6). 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 6- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/04/2014 a 02/05/2014

Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, diminuição nas afluências de todos os subsistemas. Para o mês de Maio, são previstas afluências inferiores às verificadas até o momento no mês de Abril para todos os subsistemas. Cabe destacar, que as médias de afluências verificadas no trimestre Janeiro/14 a Março/14 para os subsistemas SE/CO e Nordeste, situam-se na posição de 3º pior do histórico de 82 anos. Neste contexto, o subsistema Nordeste apresentou as piores médias do histórico para os meses de Fevereiro e Março de 2014. A Tabela 12 apresenta os

resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média para o mês de Maio.

Tabela 12 – Previsão de ENA do PMO de Maio/2014

PMO de Maio/2014 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLTSE/CO 31.009 81 26.138 87S 5.777 81 7.316 85NE 4.067 38 3.889 53N 13.774 103 10.297 106

26/4 a 2/5/2014 Mês de MaioSubsistema

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas no PMO de Maio/2014.

Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – PMO de Maio/2014

Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Maio/2014


8


Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Maio/2014

Figura 10 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Maio/2014

4.2. Cenários gerados para o PMO de Maio/2014

As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para o PMO de Maio/2014 para acoplamento com a FCF do mês de Junho/2014. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN)

Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014

REVISÃO 0

Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Maio

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%

Prob

abili

dade

acu

mul

ada

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014

PMO

Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO de Maio

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%


Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014

REVISÃO 0

Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Maio

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%

Prob

abili

dade

acu

mul

ada


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014

PMO

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO de Maio


9


0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%


Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014

REVISÃO 0

Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO de Maio

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

Prob

abili

dade

acu

mul

ada


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014

PMO

Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO de Maio

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%


Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014

REVISÃO 0

Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Maio

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%

Prob

abili

dade

acu

mul

ada


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014

PMO

Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO de Maio

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

Tabela 13 – MLT da ENA nos meses de Maio e Junho

MLT das ENAs (MWmed)SubsistemaSE/COSNEN

7.3469.672

25.5809.8284.8414.737

30.1438.612

Maio Junho

4.3. 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 52 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas para cada subsistema e 24 associadas ao despacho térmico antecipado. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Junho/2014, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-4, NE-1, e N-1.

Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 267 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Junho/2014 no PMO de Maio/2014.


10


0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%

CMO

(R$/

MW

h)PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema

SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Maio/2014

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%

CMO

(R$/

MW

h)

PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


Figura 20 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema S – PMO de Maio/2014

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

CMO

(R$/

MW

h)

PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema NE – PMO de Maio/2014

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%

CMO

(R$/

MW

h)

PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema N – PMO de Maio/2014

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Junho/2014 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas no PMO de Maio/2014.

000

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

000 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400

CMO

(R$/

MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Maio para acoplamento em Junho/2014

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE

Figura 23 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Junho/2014

A análise dos gráficos acima mostra que, em função das baixas afluências e armazenamento no subsistema Sudeste e das afluências próximas da média para o subsistema Norte, os resultados da política de operação indicaram descolamento entre os CMOs dos subsistemas Sul/Sudeste dos CMOs dos subsistemas Norte/Nordeste.


11


4.4. 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 no PMO de Maio.

Tabela 14 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO de Maio/14

Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 4.100 4.100Média 3.906 4.199Leve 3.885 4.288



Pesada 3.300 3.300Média 3.250 (C) 3.300Leve 3.300 3.300




Pesada 1.100 1.100Média 866 866Leve 136 136







FNE

(B)

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

26/04 a 02/05/2014

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

(A)

EXPORT. NE

FMCCO

FCOMC

FSENE

FSM

(D)

(E)

ITAIPU 60 Hz

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

(D)

(D)

(F)

(A) DJ 5 500kV Imperatriz / Pecém II - Sobral III 500 kV C2 / Pecém II - Fortaleza II 500 kV C2

(B) C1 Foz – Ivaiporã / DJ 03 S. Mesa 2 / DJ 08 S. Mesa 2 / SB A Foz 765

(C) RT 500 kV 100 Mvar TERESINA II RT5 + DJS(D) C1 Foz – Ivaiporã / SB A Foz 765(E) CV1 Ibiuna / BR-B 345kV Ibiúna(F) C1 Foz – Ivaiporã / C1 Itaipu - Foz 60Hz / SB A Foz 765


12


4.5. Previsões de Carga

No subsistema NE, a carga prevista para o mês de maio, cuja taxa de crescimento é de 4,6%, reflete a sazonalidade histórica, com redução em relação ao mês imediatamente anterior.

No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 23,3% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para maio apresenta um acréscimo de apenas 0,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, comportamento influenciado pela redução de carga de um consumidor livre da rede básica do ramo de metalurgia.

No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista de 5,0% reflete a continuidade do bom desempenho das atividades econômicas da região.

No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento prevista de 3,9% deve-se, dentre outros fatores, à expectativa de que o desempenho da carga do setor industrial seja superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior.

Tabela 15 - Evolução da carga para o PMO de Maio/2014

Var. (%)mai/14->mai/13

SE/ CO 38.041 38.585 38.653 38.589 38.566 38.617 38.442 3,9%SUL 10.403 10.804 10.656 10.633 10.584 10.622 10.624 5,0%NE 9.747 9.824 9.875 9.886 9.895 9.884 9.833 4,6%

NORTE 5.164 5.304 5.264 5.291 5.314 5.326 5.277 23,3%SIN 63.355 64.517 64.448 64.399 64.359 64.449 64.176 5,5%

SubsistemaCARGA SEMANAL (MWmed)

5ª Sem 6ª Sem1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem

CARGA MENSAL (MWmed)

mai/14

4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

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

88.082 88.082 88.082 88.082 88.082 88.082

80.089 79.440 78.894 79.255 80.457 82.091

0

25.000

50.000

75.000

100.000

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6

MW

Potência Instalada Disponibilidade

4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 16 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 3 do PMO Abril/2014 e no PMO Maio/2014

SubsistemaNível previsto na

Revisão 3 do PMO abr/2014

Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0

do PMO mai/2014

SE/CO 38,2 38,5S 43,6 44,6

NE 43,5 43,2N 89,2 89,0

Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 26/04/2014

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de Abril, para a 0:00 h do dia 26/04/2014. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

5. PRINCIPAIS RESULTADOS

5.1. Políticas de Intercâmbio

Para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões:

Região Sul Exportadora de energia em função da

melhoria nas condições hidroenergéticas da região;

Região NE Importadora dos excedentes energéticos da

região Norte;

Região Norte Exportadora dos excedentes energéticos

para as regiões SE/CO e Nordeste;

Região SE/CO Importadora de energia das regiões Sul e

Norte em função das condições hidroenergéticas

desfavoráveis na região.

5.2. 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 maio.


13


Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5Sudeste 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30Sul 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30Nordeste 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52Norte 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52

0

400

800

1.200R

$/M

Wh

Figura 24 - CMO do mês de Maio em valores médios semanais

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 26/04 a 02/05/2014.

Tabela 17- CMO por patamar de carga para a próxima semana

SE/CO S NE NPesada 932,64 932,64 646,14 619,64

Média 918,18 918,18 632,61 194,35

Leve 909,14 909,14 619,66 160,61

Média Semanal 915,54 915,54 628,19 217,66

Patamares de Carga

CMO (R$/MWh)

5.3. 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 Maio/2014.

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN]SUDESTE 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3SUL 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8NORDESTE 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0NORTE 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

EAR

(%EA

Rmax

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Maio/2014

Figura 25 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Maio/2014

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

Tabela 18 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)SubsistemaSE/COSNEN

19.93051.80814.046

19.93051.80814.665

Maio Junho203.840 203.840

5.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/04 a 02/05/2014.

SE/CO SUL NE NORTE SINGARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 244 244INFLEXIBILIDADE 0 0 0 182 182ORDEM DE MÉRITO 7735 2004 3531 1738 15009

7.735

2.0043.531

15.435

2.1640

250050007500

10000125001500017500

MW

med

Figura 26 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Maio/2014

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 783 MW de UTEs do Sistema Manaus.

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

Região Sudeste/C.Oeste : Atlântico CSA¹, Sol, Angra 2, Angra 1¹, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada Fluminense, Sta. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes, G. L. Brizola, Cocal, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, Luiz O. R. Melo², B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá¹, Pirat.12 O¹, Norte Fluminense 4, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia¹ e Goiânia 2;

Região Sul : Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana e Nutepa¹;

Região Nordeste : Termopernambuco, P. Pecém 1, Fortaleza, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú,


14


Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande e Suape II³;

Região Norte : Suzano Maranhão, Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Geramar 14 e Geramar 24;

o Sistema Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida4, Mauá B34, Mauá B44, Mauá B5B4, Distrito A4, Mauá B5A4

e Flores 14.

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.4 Despacho somente no patamar de carga pesada.

Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 28/06/2014 a 04/07/2014.

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.

5.5. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Maio/2014 e os valores esperados para o mês de Junho/2014, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN]

CMO (R$/MWh) 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 882,16

EAR(%EARmax) 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3

ENA(%mlt) 81,4 95,0 84,1 79,5 86,5 83,3

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

PMO - SE/CO - Maio/2014

Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste


CMO (R$/MWh) 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 881,62

EAR(%EARmax) 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8

ENA(%mlt) 79,2 73,5 83,3 98,0 84,5 89,9

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

PMO - S - Maio/2014

Figura 28 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul


CMO (R$/MWh) 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52 793,68

EAR(%EARmax) 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0

ENA(%mlt) 38,7 54,4 54,8 51,6 48,8 61,7

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

PMO - NE - Maio/2014

Figura 29 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste


CMO (R$/MWh) 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52 793,68

EAR(%EARmax) 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9

ENA(%mlt) 102,2 131,0 114,2 96,5 77,8 110,2

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0110,0120,0130,0140,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

PMO - N - Maio/2014

Figura 30 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte

6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de Maio de 2014, foi realizada a partir de seis estudos.


15


O caso inicial foi construído com base nos dados da Revisão 3 do PMO de Abril, considerando-se as previsões de vazão e carga do PMO de maio. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: Função de Custo Futuro, nível de partida dos reservatórios, expansão da geração, dados de desligamentos das linhas e finalmente, dados de disponibilidades.

Os valores dos CMOs publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir.

Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul

Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste

Figura 33 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte

Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a FCF tiveram um maior impacto nos subsistemas Sul e Sudeste. Ao observarmos a evolução dos CMOs previstos na última revisão nos subsistemas Norte e Nordeste, percebemos que uma redução significativa ocorreu nesta revisão por conta das novas disponibilidades influenciadas pelas voltas de Santo Antônio e Angra I, atualização do cronograma de manutenção e fatores de disponibilidade, montantes de geração das usinas não despachadas individualmente, dados de Itaipu e despachos das usinas a GNL. Tais atualizações ocorridas nas disponibilidades redistribuíram os fluxos dos intercâmbios com consequente desacoplamento do Nordeste.

Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.

7. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de maio, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de maio. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de maio com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.


CMO Médio Semanal4ª semana operativa19/04 a 25/04/2014





44/0/2014


16


Tabela 19– ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

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

LS 29.407 98% 11.311 131% 4.311 59% 11.311 117%VE 26.138 87% 7.316 85% 3.889 53% 10.297 106%LI 22.798 76% 3.558 41% 3.465 47% 9.283 96%

ENA MENSAL

NESE/CO NS

A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos.

913,42

1.256,34

915,54

683,86

400

650

900

1.150

1.400

26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$/M

Wh

Regiões SE/CO e Sul

VE LI LS

703,39

784,19

628,19665,75

600

650

700

750

800


R$/M

Wh

Região NE

VE LI LS

226,71

632,84

217,66 196,67100

300

500

700


R$/M

Wh

Região Norte

VE LI LS

Figura 34 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

8. INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM)

A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC).

A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito

duplo em 500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu - Jurupari – Oriximiná – Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 35, a seguir.

Figura 35 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)

O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de setembro, pois apesar do sistema em 230 kV do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kV – 2x450 MVA e da LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para a operação desde final de janeiro de 2014, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para o final do mês de junho de 2014, porém só poderão ser comissionadas a partir da segunda quinzena de julho, após o término da Copa do Mundo FIFA 2014.

No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível. Entretanto, em virtude do atraso nas obras de 230 kV e 138 kV, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e em manter em operação todo o parque térmico existente.

A Eletrobrás Amazonas Energia (EAME) planejou a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kV quanto no sistema de 138 kV, até sua configuração definitiva, a partir do qual o sistema receptor e o de 230 kV deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede.


17


A Figura 36, a seguir, mostra o sistema atual de Manaus integrado ao SIN, em configuração provisória, através do seccionamento em Lechuga do circuito existente 230 kV Manaus – Cristiano Rocha C1, mantendo a LT 230 kV Manaus – Balbina C2, nas condições atuais de operação, intacta. Em outubro de 2013 entrou em operação a SE Manaus 230/138 kV – 150MVA, a LT 138 kV Manaus – Cachoeira Grande C1 e a SE Cachoeira Grande 138/13,8 kV – 60 MVA.

Figura 36 - Configuração Atual

Para esta configuração, é necessário restringir o fluxo pela interligação TMM em até 100 MW, em razão da vulnerabilidade desse sistema e limitar o somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus em valores que variam de 250 a 350 MW em função da condição de carga. Dessa forma faz-se necessário manter em operação todo o parque térmico atual de Manaus.

A Figura 37, a seguir, mostra a configuração prevista com a entrada em operação da SE Jorge Teixeira 230 / 138 kV – 2 X 150 MVA suprindo a SE Mutirão através da LT 138 kV Jorge Teixeira - Mutirão e a LT 138 kV Mutirão – Cachoeira Grande.

Figura 37– Configuração prevista para maio/2014

Para esta configuração intermediária o sistema receptor continua vulnerável sendo necessário limitar o fluxo da interligação TMM e do somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus e manter em operação todo o parque térmico atual de Manaus.

A Figura 38, a seguir, mostra a configuração com a entrada em operação do seccionamento completo na SE Lechuga, a LT 230 CD Jorge Teixeira – Mauá 3 e SE Mauá3 230/138 kV – 3 x 150 e 138/69 kV – 3 x 150 MVA, que elimina a restrição do somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus.

Figura 38 – Configuração prevista a partir de junho/2014


18


A partir desta configuração, a contingência mais severa para atendimento a Manaus passa a ser a perda da própria interligação 500 kV, ficando o seu fluxo limitado a 50% da carga de Manaus. Essa operação implica numa redução da necessidade de geração térmica, que é dimensionada considerando que a mesma em conjunto com a geração hidráulica da UHE Balbina atenda pelo menos 50% da carga deste sistema, tendo como premissa que o ERAC cortará os outros 50% de carga, evitando o colapso de frequência quando da perda dupla da interligação TMM.

Está prevista, a partir fevereiro de 2015, a expansão do parque gerador térmico de Manaus, com a entrada em operação da nova UTE Mauá 3, primeiramente em ciclo aberto de operação, com duas unidades a gás de 187,50 MW cada, totalizando uma geração de 375 MW.

A partir de novembro de 2015, esta nova UTE operará em ciclo combinado pleno, com entrada em operação da terceira unidade a vapor de 208 MW, disponibilizando 570 MW.

Ressalta-se que somente após a entrada em operação desta UTE poderão ser desativadas todas as usinas movidas a óleo combustível atualmente alugadas pela EAME.

9. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA

O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de 6.900 MW, sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 2016.

A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km.

A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV do Acre – Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 39.

Figura 39 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de 2013.

Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com perda de altura de queda e consequentemente, redução de potência na UHE Santo Antônio.Dessa forma, foi mantido em operação o 1°Bipolo (configuração monopolar) em paralelo com o Transformador Provisório, com a estação Back-to-Back desligada.Na segunda quinzena do mês de fevereiro verificou-se nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio agravando a redução da queda levando ao desligamento de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo Madeira para o atendimento aos estados do Acre e Rondônia foi realizado através do Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA escoando a geração da UHE Jirau que já conta com seis unidades em operação comercial. A UTE Termonorte II foi despachada em função das condições energéticas vivenciadas pelo país neste início de ano.Em maio estão previstos os testes da operação bipolar. Desta forma, a configuração prevista para esse período


19


será a configuração monopolar com retorno metálico com o transformador provisório escoando uma potência de 1.500 MW.Em junho são esperados os testes da operação com dois blocos do Back-to-Back, devendo ser utilizada a configuração bipolar com somente um bloco, escoando uma potência total de 3.550 MW.Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d’água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (período chuvoso), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (período seco), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed.

Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores níveis de armazenamento.

10. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS (http://www.ons.org.br/operacao/apresentacoesPMO.aspx).

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelos tels: (21) 3444-9518 / 9307 e pelo email [email protected]

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


mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

20


Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA

P M L P M L P M L P M L P M L P M LATLAN_CSA 0,01 0,0 0,0 0,0SOL 0,01 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9ANGRA 2 19,59 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0ANGRA 1 23,29 0,0 0,0 0,0NORTEFLU 1 37,80 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0NORTEFLU 2 58,89 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0NORTEFLU 3 102,84 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0BAIXADA FL 119,26 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7ST.CRUZ NO 134,74 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0ATLANTICO 137,00 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2LC.PRESTES 142,62 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0L.BRIZOLA 166,96 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0COCAL 172,08 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7PIE-RP 177,58 0,0 0,0 0,0JUIZ DE FO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7W.ARJONA 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0LUIZORMELO 204,80 39,1 34,2 18,8 39,1 34,2 18,8 39,1 34,2 18,8BLSOBRINHO 219,64 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0EUZEBIO.RO 238,34 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1AUR.CHAVES 259,87 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1ST.CRUZ 34 310,41 0,0 0,0 0,0FGASPARIAN 320,92 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9M.LAGO 386,39 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4CUIABA CC 463,79 0,0 0,0 0,0PIRAT.12 O 470,34 0,0 0,0 0,0NORTEFLU 4 509,58 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0R.SILVEIRA 523,35 0,0 0,0 0,0TNORTE 2 551,09 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2VIANA 619,65 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0IGARAPE 645,30 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0PALMEIR_GO 777,98 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0DAIA 790,66 0,0 0,0 0,0GOIANIA 2 860,66 66,0 68,0 72,0 66,0 68,0 72,0 66,0 68,0 72,0CARIOBA 937,00UTE BRASIL 1047,38XAVANTES 1146,42

0,0 0,0 0,0 7491,0 7488,1 7476,7 7491,0 7488,1 7476,7 0 0 0 0,0 0,0 0,0 7491,0 7488,1 7476,7TOTAL SE/CO

REGIÃO SE/CO

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

P M L P M L P M L P M L P M L P M LCANDIOTA_3 61,76 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0P.MEDICI A 115,90 0,0 0,0 0,0P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0J.LACER. C 145,71 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0J.LACER. B 176,67 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0J.LAC. A2 176,85 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0CHARQUEADA 196,16 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0MADEIRA 221,52 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0J.LAC. A1 234,31 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0S.JERONIMO 248,31 0,0 0,0 0,0FIGUEIRA 373,45 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5S.TIARAJU 674,64 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9ARAUCARIA 695,81 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0URUGUAIANA 740,00 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0NUTEPA 780,00 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 0 0 0 0,0 0,0 0,0 2004,4 2004,4 2004,4TOTAL SUL

REGIÃO SUL

TÉRMICASCVU



21


P M L P M L P M L P M L P M L P M LTERMOPE 70,16 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0P.PECEM1 105,11 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6P.PECEM2 113,38 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0C.FURTADO 205,25 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9TERMOCEARA 237,70 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0R.ALMEIDA 258,85 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0JS_PEREIRA 287,83 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1PERNAMBU_3 458,38 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0MARACANAU 602,33 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0TERMOCABO 612,07 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0TERMONE 614,62 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0TERMOPB 614,62 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0CAMPINA_GR 619,66 164,0 164,0 115,6 164,0 164,0 115,6 164,0 164,0 115,6SUAPE II 632,61 358,0 274,5 358,0 274,5 358,0 274,5 0,0GLOBAL I 697,82GLOBAL II 697,82ALTOS 726,16ARACATI 726,16BATURITE 726,16C.MAIOR 726,16CAUCAIA 726,16CRATO 726,16IGUATU 726,16JUAZEIRO N 726,16MARAMBAIA 726,16NAZARIA 726,16PECEM 726,16CAMACARI G 732,99BAHIA_1 743,74CAMACAR_MI 845,63CAMACAR_PI 845,63CAMACARI 915,17PETROLINA 927,79POTIGUAR_3 1022,71POTIGUAR 1022,73PAU FERRO 1133,86TERMOMANAU 1133,86

0,0 0,0 0,0 3747,6 3664,1 3341,2 3747,6 3664,1 3341,2 0 0 0 0,0 0,0 0,0 3747,6 3664,1 3341,2TOTAL NE

REGIÃO NORDESTE

TÉRMICASCVU


P M L P M L P M L P M L P M L P M LSUZANO MA 0,01 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3P. ITAQUI 108,23 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0MARANHAO V 124,48 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6MARANHAOIV 124,48 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6N.VENECIA2 160,61 176,2 176,2 119,0 176,2 176,2 119,0 176,2 176,2 119,0GERAMAR1 619,64 0,0GERAMAR2 619,64 121,1 121,1 121,1 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 1516,2 1395,1 1337,9 1516,2 1395,1 1337,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1516,2 1395,1 1337,9

RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

TOTAL NORTE

REGIÃO NORTE

TÉRMICAS CVU(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA


22


P M L P M L P M L P M L P M L P M LC. ROCHA 0,01 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0JARAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0MANAUARA 0,01 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9PONTA NEGR 0,01 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0TAMBAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0APARECIDA 302,19 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0MAUA B3 411,92 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0MAUA B4 449,98 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0MAUA B5B 590,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0DISTRITO A 611,14 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0MAUA B5A 616,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0FLORES 1 618,81 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0DISTRITO B 622,60 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0FLORES 3 631,82 20,0 20,0 10,1 20,0 20,0 10,1FLORES 2 636,82 20,0 20,0 20,0 20,0 0,0FLORES 4 639,79 18,0 18,0 18,0 18,0 0,0IRANDUBA 654,56 45,0 11,1 45,0 11,1 0,0CIDADE NOV 654,63 19,0 19,0 0,0 0,0MAUA B6 657,05 1,1 1,1 0,0 0,0MAUA B7 659,10SAO JOSE 1 660,35SAO JOSE 2 660,35MAUA B1 844,72APAR B1TG6 926,82ELECTRON 1165,12

0,0 200,0 200,0 716,9 321,9 321,9 716,9 521,9 521,9 0 0 0 141,1 282,1 223,1 858,0 804,0 745,0

RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

TOTAL MANAUS

REGIÃO MANAUS

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA


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