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PMO FEVEREIRO 2020| SEMANA OPERATIVA DE 01/02 A 07/02/2020

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.

2. NOTÍCIAS

Nos dias 27 e 28 de fevereiro de 2020 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 2020

no auditório do ONS no Rio de Janeiro, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE

CUSTO FUTURO

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.

1. APRESENTAÇÃO

No mês de janeiro os maiores totais de precipitação foram observados nas bacias dos rios São

Francisco e Paranaíba. Também ocorreu precipitação acima da média histórica nas bacias dos rios

Jacuí e Uruguai. As demais bacias hidrográficas de interesse do SIN apresentaram anomalia negativa

de chuva, sendo que o total de precipitação observado nas bacias dos rios Grande, Tocantins e no

trecho incremental a UHE Itaipu ficou próximo da média histórica.

No início da próxima semana deve ocorrer precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias

dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, Tocantins, no trecho incremental a UHE Itaipu e

em pontos isolados do Iguaçu.

Para a semana operativa de 01/02 a 07/02/2020, houve oferta de energia da República Oriental do

Uruguai. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 2018, as ofertas para

importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Para a referida semana, não

houve oferta de energia da República da Argentina.

Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN sofreram

as seguintes alterações em relação à semana anterior:

SE/CO: de R$ 318,05/MWh para R$ 186,86/MWh

Sul: de R$ 318,05/MWh para R$ 186,90/MWh

Nordeste: de R$ 318,05/MWh para R$ 186,86/MWh

Norte: de R$ 318,05/MWh para R$ 186,86/MWh

Desde o dia 01/01/2020, o despacho por ordem de mérito é indicado diariamente pelos resultados

do modelo DESSEM. Assim, o despacho por ordem de mérito semanal, conforme publicado nesse

documento, tem caráter apenas informativo.

20


Sumário do Programa Mensal de Operação PMO FEVEREIRO 2020 | Semana Operativa de 01/02 a 07/02/2020

3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS

3.1.1. Oferta

Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica,

termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em

comparação ao PMO de janeiro/2020, identificando eventuais atrasos ou antecipações de

cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor

Elétrico – DMSE/MME, realizada em 23/01/2020.

Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs

Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs

100.000

101.000

102.000

103.000

104.000

105.000

106.000

107.000

108.000

109.000

110.000

fev/

20

mai

/20

ago

/20

no

v/2

0

fev/

21

mai

/21

ago

/21

no

v/2

1

fev/

22

mai

/22

ago

/22

no

v/2

2

fev/

23

mai

/23

ago

/23

no

v/2

3

fev/

24

mai

/24

ago

/24

no

v/2

4

MW

PMO Jan/20 PMO Fev/2020

Sem diferenças de cronograma no horizonte 2020-2024

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

27.000

28.000

29.000

fev/

20

mai

/20

ago

/20

no

v/2

0

fev/

21

mai

/21

ago

/21

no

v/2

1

fev/

22

mai

/22

ago

/22

no

v/2

2

fev/

23

mai

/23

ago

/23

no

v/2

3

fev/

24

mai

/24

ago

/24

no

v/2

4

MW

PMO Jan/20 PMO Fev/2020

Maior diferença de 1516,0 MW

Atraso da UTE Porto Sergipe:UG1 a UG4: abr/20 (+ 1 mês).

20



Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

3.1.2. Armazenamentos Iniciais

Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema,

considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de fevereiro/2020, comparados

com os do PMO de janeiro/2020.

Figura 4 - Energia armazenada inicial em janeiro/20 e fevereiro/20 – [% EARmáx]

3.1.3. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo

NEWAVE para o PMO de fevereiro/2020, comparadas com o PMO de janeiro/2020.

5.000

7.000

9.000

11.000

13.000

15.000

17.000

19.000

21.000

fev/

20

mai

/20

ago

/20

no

v/2

0

fev/

21

mai

/21

ago

/21

no

v/2

1

fev/

22

mai

/22

ago

/22

no

v/2

2

fev/

23

mai

/23

ago

/23

no

v/2

3

fev/

24

mai

/24

ago

/24

no

v/2

4

MW

me

d

PMO jan/20 PMO fev/20

Maior diferença de 33 MWmed

20,5%

30,6%37,6%

15,0%

25,5% 24,1%

43,9%

22,2%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

%EA

Rm

áx

Energia armazenada inicial

jan/20 fev/20

5.0 p.p -6.5 p.p 6.3 p.p 7.1 p.p

20



Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/2020 – NEWAVE [%MLT]

PMO janeiro/2020 PMO fevereiro/2020

MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N

Jul/19 86 64 47 84

Ago/19 80 29 47 77 81 29 47 77

Set/19 70 28 42 67 71 28 42 67

Out/19 59 40 30 73 59 40 30 73

Nov/19 62 98 21 63 63 98 21 64

Dez/19 86 64 47 84 84 60 42 53

Jan/20 78 45 41 60

* ≥100% MLT < 100% MLT

3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques:

Horizonte de estudo: fevereiro de 2020 a dezembro de 2024;

Cronograma de Obras – Reunião DMSE-G de 23/01/2020;

CVUs de UTEs vendedoras em leilão;

CVU das UTEs NorteFluminense 1, 2, 3, 4, e UTE Termopernambuco conforme Despachos

SRG/ANEEL nº 177/2020 e 176/2020;

Alteração da classificação da UTE Santa Vitória (41,4 MW) para usina Tipo II-A, passando à

representação como simulada individualmente em todo horizonte de estudo (modelagem

individual no NEWAVE);

UTE Daia, modelada com disponibilidade nula de fevereiro/2020 a dezembro/2024 devido à

publicação de rescisão do CCEAR, conforme Despacho ANEEL nº 3.385/2019;

Manutenção das UTEs Flores LT1, Flores LT2 e Iranduba na configuração até março/2020, com

CVUs atualizados pela CCEE e disponibilidades nulas, conforme informado pelo Agente

Amazonas para o DECOMP;

Restrições de defluências das usinas do Rio São Francisco conforme reunião de

acompanhamento da operação da bacia, modeladas conforme CARTA ONS 0007-DPL-PE-2019,

CARTA ONS 0038-DOP-PR-2019 e CARTA ONS 0264-DGL-2019, considerando a entrada em vigor

da Resolução ANA nº 2.081/2017.

20



4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

O avanço da frente fria pelo litoral dos estados de São Paulo e do Rio de Janeiro no início da próxima

semana e posteriormente a atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste

ocasionam precipitação de intensidade fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê,

Grande, São Francisco, Paranaíba, Tocantins, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos

isolados do Iguaçu (Figura 5).

Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 01 a 07/02/2020

Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana

operativa, aumento nas afluências de todos os subsistemas, exceto o subsistema Sudeste que

apresenta recessão em sua previsão.

A previsão mensal para janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos

os subsistemas.

20



Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/2020

5. PREVISÃO DE CARGA

Publicações recentes da Fundação Getúlio Vargas, demonstram que o ano de 2020 se inicia com

expectativa de melhoria na economia brasileira, sinalizando que o cenário de recuperação gradual

persiste.

Para o mês de fevereiro, as sinalizações climáticas indicam ocorrência de temperaturas típicas para

essa época do ano em todas as regiões do Brasil. Os fatores citados anteriormente, bem como os

efeitos provocados na carga em decorrência do feriado de Carnaval no mês de fevereiro, justificam

as taxas de crescimento previstas de 1,6% no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, 3,2% no Sul e 1,7%

no Nordeste.

No subsistema Norte, a taxa de crescimento esperada de 3,4%, ainda segue influenciada pela

retomada de carga de um consumidor livre da rede básica em maio/19, que estava com sua carga

reduzida desde abril/18.

Tabela 3 – Evolução da carga do PMO de fevereiro 2020

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem fev/20 Var. (%) fev/20 ->

fev/19

Sudeste 42.435 43.248 43.475 41.613 43.109 42.707 1,6%

Sul 13.468 13.325 13.108 12.755 13.275 13.168 3,2%

Nordeste 11.752 11.867 11.871 11.470 11.733 11.740 1,7%

Norte 5.685 5.840 5.848 5.715 5.750 5.771 3,4%

SIN 73.340 74.280 74.302 71.553 73.867 73.386 2,0%

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 59.304 84 61.763 87

S 3.447 41 4.583 55

NE 8.235 57 12.206 85

N 13.654 60 17.262 76

PMO de FEVEREIRO/2020 - ENAs previstas

1/2 a 7/2/2020 Mês de FEVEREIROSubsistema

20



6. PRINCIPAIS RESULTADOS

6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga para próxima semana

operativa.

Tabela 4 – CMO por patamar de carga

Patamares de Carga CMO (R$/MWh)

SE/CO S NE N

Pesada 190,43 190,43 190,43 190,43

Média 188,24 188,38 188,24 188,24

Leve 184,34 184,34 184,34 184,34

Média Semanal 186,86 186,90 186,86 186,86

Na figura a seguir é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo deste PMO.

Figura 6 – Evolução semanal do CMO

6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para esta semana operativa, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões:

Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN;

Região Sul Exploração prioritária nos patamares de carga pesada e média;

Região NE Intercâmbio de energia definido em função dos recursos energéticos da região, e

respeitando-se os limites elétricos vigentes para o subsistema;

Região Norte Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN.

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5

Sudeste 186,86 185,74 183,09 178,97 180,63

Sul 186,90 185,74 183,09 178,97 180,63

Nordeste 186,86 185,74 183,09 178,89 180,63

Norte 186,86 185,32 179,63 94,10 96,17

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

R$

/MW

h

CMO

20



7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste

PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão.

Foram realizados 7 estudos, onde caso inicial foi construído com base nos dados preliminares para

este PMO, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO anterior. Neste

primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi

estimada conforme indicado para esta semana na última revisão do PMO anterior.

O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída previsão de vazões e

em seguida a Função de Custo Futuro anterior pela nova Função elaborada para este PMO.

A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram

atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: partida dos reservatórios, previsão de

carga, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas.

O principal fator que impactou na redução do CMO para todos os subsistemas foi a atualização da

previsão de vazões.

Figura 7 – Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, N e NE

2,0

5

28

,29

-15

6,9

1

-6,8

6

0,3

8

-1,8

6

0,0

0

1,6

6

-0,8

3

28

,68

-15

4,3

5

-7,0

4

0,6

8

-2,1

1

0,0

2

1,3

9

-1,8

4

26

,26

-14

8,5

6

-4,8

9

0,3

7

-1,8

1

0,0

1

1,6

0

323,68 325,73 354,02

197,11 190,25 190,63 188,77 188,77 190,43

321,80 320,97349,65

195,30 188,26 188,94 186,83 186,85 188,24

313,20311,36

337,62

189,06 184,17 184,54 182,73 182,74 184,34

-300,00

0,00

300,00

-350,00

-300,00

-250,00

-200,00

-150,00

-100,00

-50,00

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

500,00

SE-CO/N/NE - CMO (R$/MWh)

∆ Pesada ∆ Média ∆ Leve Pesada Média Leve

CMO Semanal por patamar 25/01 a

31/01/2020


07/02/2020

20



Figura 8– Análise da variação do CMO nos subsistemas Sul

2,0

5

28

,29

-15

6,9

1

-6,8

6

0,3

8

-1,8

6

0,0

0

1,6

6

-0,8

3

28

,68

-15

4,3

5

-7,0

4

0,6

8

-2,1

1

0,0

2

1,3

9

-1,8

4

26

,26

-14

8,5

6

-4,8

9

0,3

7

-1,8

1

0,0

1

1,6

0

323,68 325,73 354,02

197,11190,25 190,63 188,77 188,77 190,43

321,80 320,97349,65

195,30188,26 188,94 186,83 186,85 188,24

313,20 311,36337,62

189,06 184,17 184,54 182,73 182,74 184,34

-300,00

0,00

300,00

-350,00

-300,00

-250,00

-200,00

-150,00

-100,00

-50,00

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

500,00

Sul - CMO (R$/MWh)

∆ Pesada ∆ Média ∆ Leve Pesada Média Leve


31/01/2020


07/02/2020

20



8. GERAÇÃO TÉRMICA

A figura abaixo apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a próxima

semana operativa.

Figura 9– Geração térmica para a 1ª semana operativa deste PMO

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a

geração de 1.006,23 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Na tabela abaixo segue a Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a

semana de 04/04/2020 a 10/04/2020.

Tabela 5 – UTEs com contrato de combustível GNL

UTE Benefício (R$/MWh)

Nome Cod CVU

(R$/MWh) Carga

Pesada Carga Média

Carga Leve

SANTA CRUZ 86 116,57 176,45 (1) 176,45 (1) 176 (1)

LUIZORMELO 15 171,88 176,45 (1) 176,45 (1) 176 (1)

PSERGIPE I 224 237,52 153,98 (2) 153,98 (2) 153,87 (2)

(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

INFLEXIBILIDADE 2813 312 683 651 4458

ORDEM DE MÉRITO 880 8 1070 1946 3904

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 200 326 0 0 526

GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0

3.893

6461.752

2.597

8.888

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

SE/CO SUL NE NORTE SIN

MW

me

d

20



9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

9.1. República Oriental do Uruguai

Para a próxima semana operativa, foram declaradas as seguintes ofertas de importação de energia

da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras

de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW).

Eletrobras

Tabela 6 – Energia Ofertada para Importação

Oferta de Energia para a Semana de 1/2 a 7/2 (MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Bloco 6 Bloco 7 Total

Carga Pesada 35,0 25,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 285,0

Carga Média 35,0 25,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 285,0

Carga Leve 35,0 25,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 285,0

CVU (R$/MWh) 791,70 829,89 892,90 973,17 1048,39 1118,56 1156,93

Enel

Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela

conversora Melo.

Tabela 7 – Energia Ofertada para Importação

Oferta de Energia para a Semana de 1/2 a 7/2 (MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Bloco 6 Bloco 7 Total

Carga Pesada 35,0 25,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 285,0

Carga Média 35,0 25,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 285,0

Carga Leve 35,0 25,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 285,0

CVU (R$/MWh) 800,84 836,81 905,39 986,77 1063,03 1134,17 1174,23

9.2. República da Argentina

Para a semana operativa de 01/02/2020 a 07/02/2020, não houve declaração de oferta de importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional – SIN.

Nota: Detalhes sobre a importação de energia vide Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 2018 disponível em:

http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?data=17/08/2018&jornal=515&pagina=60&totalArquivos=136

20



10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para esta semana operativa.

11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de

curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados deste

PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e,

consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos.

Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência.

Tabela 8– Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Mensal

LI VE LS

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 47.171 67 61.763 87 76.100 108

Sul 2.770 33 4.583 55 6.548 78

Nordeste 9.299 65 12.206 85 15.106 105

Norte 14.509 64 17.262 76 20.011 88

Tabela 9– Previsão de %EARmáx para o final do mês

Subsistema

% EARmáx 31/1

% EARmáx - 29/2

NÍVEL INICIAL

NÍVEL PMO

VE LI VE LS

Sudeste 25,4 29,0 34,0 39,1

Sul 24,1 24,6 30,5 35,6

Nordeste 43,9 55,1 60,9 64,5

Norte 22,2 34,6 43,6 52,9

20



12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA

A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa

e para o mês de fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios

Equivalentes de Energia – REE, deste PMO.

Tabela 10– Previsão de ENA por REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

REE

Previsão Semanal Previsão Mensal

01/02/2020 a 07/02/2020 fev/20

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 11.171 108 9.797 94

Madeira 8.690 83 9.725 92

Teles Pires 2.422 64 3.000 79

Itaipu 5.019 125 5.151 128

Paraná 28.747 75 30.060 79

Paranapanema 1.989 52 2.626 69

Sul 1.640 42 2.207 57

Iguaçu 1.807 41 2.376 53

Nordeste 8.236 57 12.206 85

Norte 7.442 58 9.246 72

Belo Monte 5.610 62 7.295 81

Manaus 636 73 797 92

Tabela 11 – Previsão de %EARmáx por REE

% Energia Armazenável Máxima

REE

Previsão Semanal Previsão Mensal

7-fev 29-fev

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 25,4 29,3

Madeira 43,0 49,0

Teles Pires 64,3 75,4

Itaipu 100,0 100,0

Paraná 26,6 34,5

Paranapanema 31,8 41,0

Sul 32,0 36,1

Iguaçu 17,3 25,4

Nordeste 47,5 60,9

Norte 24,8 44,5

Belo Monte 39,8 74,1

Manaus 21,0 25,5

20



13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

Nas tabelas abaixo, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem

caráter informativo, com o objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos

respectivos agentes para o PMO. Ressalta-se que nas etapas de Programação Diária e Tempo Real, o

montante despachado nas usinas termelétricas indicadas por ordem de mérito é plenamente

intitulado como ordem de mérito.

REGIÃO SE/CO

Térmicas Potência (MW)

Combustível CVU

(R$/MWh)

Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE

P M L P M L P M L P M L P M L

ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 138,9 138,9 138,9 138,9 138,9 138,9 138,9 138,9 138,9

DAIA (44) Diesel 0,00

ANGRA 2 (1350) Nuclear 20,12 1350,0 1350,0 1350,0 0,0 0,0 0,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0

ANGRA 1 (640) Nuclear 31,17 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

NORTEFLU 1 (400) Gás 65,14 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0

NORTEFLU 2 (100) Gás 75,77 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

BAIXADA FL (530) Gás 103,14 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0

SANTA CRUZ (500) GNL 116,57 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0

NORTEFLU 3 (200) Gás 143,86 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

UTE STA VI (41) Biomassa 156,16 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

LUIZORMELO (204) GNL 171,88 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

ATLANTICO (235) Resíduos 188,17 218,7 218,7 218,7 0,0 0,0 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7

T.LAGOAS (350) Gás 215,72

TERMORIO (1036) Gás 266,42 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0

JUIZ DE FO (87) Gás 283,74

ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41

CUBATAO (216) Gás 326,82 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0

SEROPEDICA (386) Gás 342,34

IBIRITE (226) Gás 346,37

NORTEFLU 4 (127) Gás 452,60 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0

PIRAT.12 O (200) Gás 470,34

CUIABA CC (529) Gás 511,77

NPIRATINGA (572) Gás 548,04

T.MACAE (929) Gás 610,36

VIANA (175) Óleo 777,77

TNORTE 2 (340) Óleo 910,86

PALMEIR_GO (176) Diesel 923,83

IGARAPE (131) Óleo 939,55

CAMPOS (25) Gás 978,10

GOIANIA 2 (140) Diesel 1234,23

XAVANTES (54) Diesel 1693,08

TOTAL SE/CO (10634) 2812,60 2812,60 2812,60 880,0 880,0 880,0 3692,6 3692,6 3692,6 200,0 200,0 200,0 3892,6 3892,6 3892,6

REGIÃO SUL


Combustível CVU

(R$/MWh)



PAMPA SUL (345) Carvão 67,12 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SAO SEPE (8) Biomassa 84,44 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0

CANDIOTA_3 (350) Carvão 84,69 310,0 310,0 310,0 0,0 0,0 0,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0

J.LACER. C (363) Carvão 193,62 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0

J.LACER. B (262) Carvão 228,12 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0

J.LAC. A2 (132) Carvão 235,35 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0

J.LAC. A1 (100) Carvão 254,97

URUGUAIANA (640) Gás 278,48

MADEIRA (4) Biomassa 303,13 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

FIGUEIRA (20) Carvão 475,68

ARAUCARIA (484) Gás 694,77

CANOAS (249) Diesel 698,14

TOTAL SUL (2957) 312,00 312,00 312,00 8,0 8,0 8,0 320,0 320,0 320,0 326,0 326,0 326,0 646,0 646,0 646,0

20



REGIÃO NORDESTE


Combustível CVU

(R$/MWh)



TERMOPE (533) Gás 126,17 532,7 532,7 532,7 0,0 0,0 0,0 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7

P.PECEM1 (720) Carvão 130,79 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0

P.PECEM2 (365) Carvão 143,13 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0

PROSPERIDA (28) Gás 159,37 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0

FORTALEZA (327) Gás 180,57 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6

PSERGIPE I (1516) GNL 237,52

T.BAHIA (186) Gás 285,88

VALE ACU (368) Gás 286,05 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0

T.CAMACARI (120) Gás 345,02

TERMOCEARA (223) Gás 369,26

SYKUE I (30) Biomassa 510,12

PERNAMBU_3 (201) Óleo 667,48

BAHIA_1 (31) Óleo 729,38

MARACANAU (168) Óleo 754,61

TERMOCABO (50) Óleo 768,31

TERMONE (171) Óleo 772,48

TERMOPB (171) Óleo 772,48

CAMPINA_GR (169) Óleo 777,78

SUAPE II (381) Óleo 790,62

GLOBAL I (149) Óleo 881,71

GLOBAL II (149) Óleo 881,71

ALTOS (13) Diesel 1022,92

ARACATI (11) Diesel 1022,92

BATURITE (11) Diesel 1022,92

C.MAIOR (13) Diesel 1022,92

CAUCAIA (15) Diesel 1022,92

CRATO (13) Diesel 1022,92

IGUATU (15) Diesel 1022,92

JUAZEIRO N (15) Diesel 1022,92

MARAMBAIA (13) Diesel 1022,92

NAZARIA (13) Diesel 1022,92

PECEM (15) Diesel 1022,92

AREMBEPE (150) Óleo 1165,81

MURICY (147) Óleo 1165,81

POTIGUAR_3 (66) Diesel 1221,87

POTIGUAR (53) Diesel 1221,88

PETROLINA (136) Óleo 1279,06

PAU FERRO (94) Diesel 1378,14

TERMOMANAU (143) Diesel 1378,14

TOTAL NE (5992) 682,70 682,70 682,70 1069,6 1069,6 1069,6 1752,3 1752,3 1752,3 0,0 0,0 0,0 1752,3 1752,3 1752,3

REGIÃO NORTE


Combustível CVU

(R$/MWh)



C. ROCHA (85) Gás 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0

JARAQUI (75) Gás 0,00 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0

MANAUARA (67) Gás 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5

PONTA NEGR (66) Gás 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0

TAMBAQUI (93) Gás 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0

APARECIDA (166) Gás 63,95 75,0 75,0 75,0 91,0 91,0 91,0 166,0 166,0 166,0 166,0 166,0 166,0

UTE MAUA 3 (591) Gás 63,95 264,0 264,0 264,0 326,8 297,8 215,9 590,8 561,8 479,9 590,8 561,8 479,9

MARANHAO3 (519) Gás 82,48 490,0 515,8 513,0 490,0 515,8 513,0 490,0 515,8 513,0

MARANHAO V (338) Gás 109,23 325,0 336,3 335,1 325,0 336,3 335,1 325,0 336,3 335,1

MARANHAOIV (338) Gás 109,23 325,0 336,3 335,1 325,0 336,3 335,1 325,0 336,3 335,1

P. ITAQUI (360) Carvão 137,78 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1

PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3

N.VENECIA2 (178) Gás 223,51

MAUA B3 (110) Gás 411,92

MAUA B4 (150) Óleo 575,00

MAUA B1 (20) Óleo 711,77

GERAMAR1 (166) Óleo 777,75

GERAMAR2 (166) Óleo 777,75

SAO JOSE (50) Diesel 833,53

ELECTRON (15) Óleo 872,84

APARECD OC (36) Óleo 905,99

IRANDUBA (25) Óleo 964,71

FLORES LT1 (40) Diesel 978,60

FLORES LT2 (40) Diesel 994,21

TOTAL NORTE (3750) 650,5 650,5 650,5 1974,2 1993,6 1906,5 2624,7 2644,1 2557,0 0,0 0,0 0,0 2624,7 2644,1 2557,0

pmo fevereiro 2020| semana operativa de 01/02 a ......para a semana operativa de 01/02 a 07/02/2020,...

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