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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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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março Semana Operativa de 08/03/2014 a 14/03/2014
1. APRESENTAÇÃO
Foi identificada, nos dados do PMO de março/2014, uma
inconsistência nos valores de Energia Natural Afluente –
ENA relativa ao mês de fevereiro/2014. Essa informação
é a base para a montagem das séries sintéticas utilizadas
no processamento dos Modelos NEWAVE e DECOMP.
Sendo assim, este Operador procedeu a substituição dos
valores relativos a essa variável e gerou uma nova FCF
que será utilizada a partir da Revisão 1 do PMO de
março/2014. Na tabela a seguir encontram-se os valores
de ENA utilizados, bem como as diferenças entre as ENAS
em relação a RV0 do PMO de março/2014.
Desta forma, estamos disponibilizando um novo deck de
dados para a rodada do modelo NEWAVE, que deverá ser
utilizado a partir da Revisão 1 do PMO de março/2014.
Na semana entre 01 e 07 de março ocorreu chuva fraca a
moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e
Paranapanema e chuva fraca nas bacias dos rios Tietê,
Grande, Paranaíba e São Francisco.
Para a semana de 08 a 14 de março, deverá ocorrer
chuva fraca, com períodos de moderada, nas bacias
hidrográficas das regiões SE/CO. A partir do dia 13
poderá ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai,
Jacuí e Iguaçu.
Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o
parâmetro de maior impacto na variação do Custo
Marginal de Operação – CMO. O CMO médio semanal
passou de R$ 1364,25/MWh para R$ 1098,92/MWh nas
regiões SE/CO e Sul, de R$ 626,11/MWh para R$
697,18/MWh na região Nordeste e de R$ 400,51/MWh
para R$ 669,10/MWh na região Norte.
2. NOTÍCIAS
Em 27 e 28/03/2014: reunião de elaboração do PMO
Abril de 2014 no prédio sede da CEDAE – Companhia
Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na
Av. Presidente Vargas, 2655 – Cidade Nova;
3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO
DO PMO
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 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.
3.1.1. Condições Antecedentes
Na semana entre 28 de fevereiro e 07 de março, a
atuação de uma frente fria na região Sudeste no início da
semana, e a passagem de outra frente fria pelas regiões
Sul, Sudeste e Centro-Oeste durante a semana,
ocasionaram chuva fraca a moderada nas bacias dos rios
Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema e chuva fraca nas
bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco.
A bacia do rio Tocantins apresentou totais significativos
de precipitação (Figura 1).
SUDESTE SUL NORDESTE NORTE
MWmed 22.946 4.962 3.973 13.073
%MLT 39 59 27 100
MWmed 177 240 23 100
%MLT 0 3 0 1
ENA - REVISÃO 1 – PMO MARÇO/2014
fev/14
DIFERENÇA RV1 ==> RV0 (PMO MARÇO/2014)
fev/14
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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Figura 1 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada até o dia 07/03/2014
3.1.2. Revisão das previsões – Março/2014
Para a próxima semana a previsão é de que a atuação de
uma frente fria nas regiões Sudeste e Centro-Oeste no
início da semana ocasione chuva fraca, com períodos de
moderada, nas bacias hidrográficas dessas regiões. Uma
nova frente fria avança pela região Sul a partir do dia 13,
ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai,
Jacuí e Iguaçu (Figura 2). 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 2- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 08/03/2014 a 14/03/2014
Em comparação com as afluências da semana anterior,
prevê-se para a semana operativa de 08/03/2014 a
14/03/2014, aumento nas afluências do subsistema
SE/CO, recessão no subsistema Sul e estabilidade nos
subsistemas Nordeste e Norte, onde as afluências devem
permanecer sem variação significativa quando
compradas com a semana anterior. A revisão de
fechamento do mês de Março prevê afluências
superiores às previstas inicialmente em todos os
subsistemas, com exceção do subsistema Nordeste,
ressaltando-se que, apenas para o subsistema Norte e
Sul, estão previstas afluências superiores à média do mês
de março. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão
de ENAs para a próxima semana e para a média prevista
para o mês de Março.
Tabela 1 – Previsão de ENA na Revisão 1 do PMO de Março/2014
Revisão 1 do PMO de Março/2014 - ENAs previstas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 44.672 81 42.504 77
S 8.295 120 8.329 120
NE 3.547 24 4.346 29
N 16.881 111 16.965 112
Subsistema8/3 a 14/3/2014 Mês de Março
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As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas na Revisão-
1 do PMO de Março/2014.
Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – Rev-1 PMO de Março/2014
Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - Rev-1 PMO de Março /2014
Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - Rev-1 PMO de Março/2014
Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - Rev-1 PMO de Março/2014
3.2. Cenários gerados para o PMO de Março/2014
As figuras a seguir apresentam as características dos
cenários gerados para a Revisão 1 do PMO de
Março/2014 para acoplamento com a FCF do mês de
Abril/2014. São mostradas, para os quatro subsistemas,
as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada
dos cenários de ENA.
Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT na Rev-1 do PMO de Março
Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste na Rev-1 do PMO de Março
35.308
44.672
48.59646.544
42.388
21.193
17.113
23.096
29.883 30.25329.913
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 08/03-14/03 15/03-21/03 22/03-28/03 29/03-04/04
EN
A (
MW
me
d)
Acompanhamento HidrológicoSUBSISTEMA SUDESTE
Vazão semanal prevista no PMO
Vazão semanal prevista
Vazão semanal estimada
Vazão semanal verificada
Vazão semanal verificada até o dia 05/03/2014
6.675
8.295
7.794
7.347
7.830
4.653
3.855
4.813
7.322
10.095
9.369
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 08/03-14/03 15/03-21/03 22/03-28/03 29/03-04/04
EN
A (
MW
me
d)
Acompanhamento HidrológicoSUBSISTEMA SUL
Vazão semanal prevista no PMO
Vazão semanal prevista
Vazão semanal estimada
Vazão semanal verificada
Vazão semanal verificada até o dia 05/03/2014
3.833
3.547
4.400
5.191
5.7715.752
4.424
2.933 2.763
3.634
3.509
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 08/03-14/03 15/03-21/03 22/03-28/03 29/03-04/04
EN
A (
MW
me
d)
Acompanhamento HidrológicoSUBSISTEMA NORDESTE
Vazão semanal prevista no PMO
Vazão semanal prevista
Vazão semanal estimada
Vazão semanal verificada
Vazão semanal verificada até o dia 05/03/2014
16.181 16.881 16.906 17.050 16.993
11.572
10.896
13.228
16.221
17.012
16.916
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 08/03-14/03 15/03-21/03 22/03-28/03 29/03-04/04
EN
A (
MW
me
d)
Acompanhamento HidrológicoSUBSISTEMA NORTE
Vazão semanal prevista no PMO
Vazão semanal prevista
Vazão semanal estimada
Vazão semanal verificada
Vazão semanal verificada até o dia 05/03/2014
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014
REVISÃO 0 REVISÃO 1
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014
PMO RV1
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Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Sul, em %MLT na Rev-1 do PMO de Março
Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Sul na Rev-1 do PMO de Março
Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Nordeste em %MLT na Rev-1 do PMO de Março
Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Nordeste na Rev-1 do PMO de Março
Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Norte, em %MLT, na Rev-1 do PMO de Março
Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Norte na Rev-1 do 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.
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014
REVISÃO 0 REVISÃO 1
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014
PMO RV1
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014
REVISÃO 0 REVISÃO 1
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014
PMO RV1
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014
REVISÃO 0 REVISÃO 1
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014
PMO RV1
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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Tabela 2 – MLT da ENA nos meses de Março e Abril
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 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, Abril/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 143 cenários gerados para o
acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de
Abril/2014 no PMO de Março/2014.
Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Março/2014
Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema Sul - PMO de Março/2014
Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema Nordeste - PMO de Março/2014
Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema Norte - PMO de Março/2014
A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão
correlacionando os custos marginais de operação dos
cenários no final do mês de Abril/2014 do subsistema
SE/CO com o CMO dos demais subsistemas no PMO de
Março/2014.
MLT das ENAs (MWmed)
Subsistema
SE/CO
S
NE
N
14.944
15.146
41.616
6.576
12.121
14.885
55.117
6.934
Março Abril
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%
CM
O (
R$
/MW
h)
REV.1 DO PMO DE Março/2014 CENÁRIOS -Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%
CM
O (
R$
/MW
h)
REV.1 DO PMO DE Março/2014 CENÁRIOS -Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%
CM
O (
R$
/MW
h)
REV.1 DO PMO DE Março/2014 CENÁRIOS -Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
CM
O (
R$
/MW
h)
REV.1 DO PMO DE Março/2014 CENÁRIOS -Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de
Abril/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 e
Nordeste.
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 1 do PMO de Março.
Tabela 3 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 1 do PMO de Março/14
(A) DJ-09 Açailândia 500 Kv / SB 500 kV P.DUTRA 1 / BCS-4
Marabá 500 kV / CS-2 Imperatriz / DJ-11 Açailândia 500 kV
(B) SB B 765kV T.Preto + AT3 765/500 T.Preto
(C) Risco perda do Bipolo 2 somente na isolação / SB B 765kV
T.Preto + AT3 765/500 T.Preto / CV5 Ibiuna
(D) SB B 765kV T.Preto + AT3 765/500 T.Preto / C1 Itaipu - Foz
60Hz
000
500
1.000
1.500
2.000
2.500
000 500 1.000 1.500 2.000 2.500
CM
O (
R$
/MW
h)
CMO - SUDESTE (R$/MWh)
Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 1 do PMO do mês de Março para acoplamento em Abril/2014
CMO - SUL
CMO - NORDESTE
CMO - NORTE
Fluxo PatamarDemais
Semanas
Pesada 3.550 4.100Média 3.356 4.201Leve 3.256 4.287
Pesada 4.100 4.100Média 4.100 4.100Leve 4.100 4.100
Pesada 4.700 4.700Média 4.700 4.700Leve 4.700 4.700
Pesada 3.300 3.300Média 3.300 3.300Leve 3.300 3.300
Pesada 3.000 3.000Média 3.322 3.322Leve 3.648 3.648
Pesada 4.000 4.000Média 4.000 4.000Leve 4.000 4.000
Pesada 4.000 4.000Média 4.000 4.000Leve 4.000 4.000
Pesada 1.100 1.100Média 1.100 1.100Leve 1.100 1.100
Pesada 5.100 5.100Média 5.100 5.100Leve 5.100 5.100
Pesada 9.100 9.100Média 9.100 9.100Leve 8.177 (B) 9.200
Pesada 5.700 5.700Média 5.700 5.700Leve 5.900 5.900
Pesada 7.800 7.800Média 7.800 7.800Leve 7.500 7.500
Pesada 5.767 6.300Média 5.716 6.300Leve 5.692 6.300
Pesada 6.300 6.300Média 6.300 6.300Leve 6.044 (D) 6.300
ITAIPU 60 Hz
EXPORT. NE
FMCCO
FCOMC
FSENE
FSM
RSE
FORNEC. SUL
RECEB. SUL
ITAIPU 50 Hz (C)
LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)
08/03 a
14/03/2014
RNE
FNS
FSENE+FMCCO
(A)
FNE
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7
3.5. Previsões de Carga
No subsistema NE, a taxa de crescimento prevista de
3,2% é explicada, principalmente, pelo comportamento
da carga demandada pelas classes residencial e
comercial, reflexo da incorporação de aparelhos elétricos
para refrigeração às residências e ao comércio,
influenciado pelo aumento da renda familiar. Além disso,
vale destacar o elevado crescimento da carga observado
nesse mesmo período do ano anterior, resultante da
ocorrência de altas temperaturas e prolongamento do
tempo seco que persistiu sobre as áreas litorâneas.
No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento
prevista de 23,2% decorre, principalmente, da
interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa
interligação, a carga prevista para março/14 apresenta
um acréscimo de 0,7% em relação ao mesmo mês do ano
anterior.
No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista de
9,2%, deve-se a continuidade do bom desempenho das
atividades econômicas da região. Além disso, também
contribuiu para esse resultado, a carga verificada neste
mesmo mês do ano anterior, período marcado pela
ocorrência de baixas temperaturas, atípicas para aquele
mês.
No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento prevista de
5,6% deve-se, dentre outros fatores, a expectativa de
que o desempenho da carga do setor industrial seja
superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior,
quando observou-se a menor taxa de crescimento desse
setor.
Tabela 4 - Evolução da carga para a Revisão 1 do PMO de Março/2014
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 1 do PMO de Março.
3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Tabela 5 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO Março/2014 e na sua primeira revisão
A primeira coluna da tabela acima corresponde ao
armazenamento previsto no PMO de Março, com a
consideração do pleno atendimento aos requisitos de
carga, para a 0:00 h do dia 08/03/2014. A segunda
coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir
dos níveis de partida informados pelos Agentes de
Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.
Var. (%)
mar/14->mar/13
SE/ CO 38.568 41.704 41.402 41.565 41.364 40.863 5,6%
SUL 10.845 11.808 11.793 11.729 11.579 11.547 9,2%NE 9.815 10.388 10.368 10.349 10.423 10.249 3,2%
NORTE 5.132 5.316 5.341 5.352 5.348 5.291 23,2%
SIN 64.360 69.216 68.904 68.995 68.714 67.950 7,0%
Subsistema
CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)
5ª Sem mar/141ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem
87.378 87.378 87.378 87.378
80.179 79.527 79.635 80.390
0
25.000
50.000
75.000
100.000
Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4
MW
Potência Instalada Disponibilidade Hidráulica
Subsistema
Nível previsto na
Revisão 0 do PMO
mar/2014
Partida informada pelos
Agentes para a Revisão 1
do PMO mar/2014
SE/CO 35,9 35,2
S 38,9 39,7
NE 42,4 42,0
N 82,4 80,7
Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 08/03/2014
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4. PRINCIPAIS RESULTADOS
4.1. Políticas de Intercâmbio
Para a semana operativa de 08/03/2014 a 14/03/2014,
está prevista a seguinte política de intercâmbio de
energia entre regiões:
Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das
condições hidroenergéticas da região;
Região NE Importadora dos excedentes energéticos da
região Norte;
Região Norte Exportadora dos excedentes energéticos
para as regiões Nordeste e SE/CO;
Região SE/CO Importadora de energia da região Norte
em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis
na região.
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.
Figura 20 - 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 08/03 a
14/03/2014.
Tabela 6- CMO por patamar de carga para a próxima semana
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/2014.
Figura 21 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Março/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 7 – Energia Armazenável Máxima por subsistema
Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5
Sudeste 1364,25 1098,92 1091,08 1089,28 1087,60
Sul 1364,25 1098,92 1091,08 1089,28 1087,60
Nordeste 626,11 697,18 712,47 721,44 839,39
Norte 400,51 669,10 505,41 684,39 760,20
0
500
1.000
1.500
R$
/MW
h
SE/CO S NE N
Pesada 1101,07 1101,07 701,25 701,25
Média 1101,07 1101,07 701,25 701,25
Leve 1095,14 1095,14 690,04 612,71
Média Semanal 1098,92 1098,92 697,18 669,10
Patamares de
Carga
CMO (R$/MWh)
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR]
SUDESTE 34,7 35,0 36,6 38,5 40,2 41,3 42,9
SUL 37,2 40,0 41,1 42,3 43,0 44,7 48,8
NORDESTE 42,2 42,0 42,3 42,7 43,1 43,8 45,7
NORTE 80,8 81,0 83,1 84,0 85,6 86,8 90,1
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
EAR
(%
EAR
max
)
ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.1 DO PMO -Março/2014
ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)
Subsistema
SE/CO
S
NE
N
19.930
51.808
14.311
19.930
51.808
14.311
Março Abril
203.840 203.840
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4.4. Geração Térmica
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do
SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 08/03 a 14/03/2014.
Figura 22 - Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês Março/2014
Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:
Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte
Fluminense 1, 2 e 3, Atlântico, L. C. Prestes, Baixada
Fluminense, Sta. Cruz Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-
Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, Euzébio
Rocha, Luiz O. R. Melo², A. Chaves, Norte Fluminense 4,
Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12
O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras
de Goiás, Daia¹, Goiânia 2, Carioba¹ e UTE Brasil¹;
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, Fortaleza, P.
Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R.
Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú,
Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina
Grande, Suape II, Global I e Global II;
Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V,
Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá
B4, Mauá B5B, Distrito A, Geramar 1, Geramar 2, Mauá
B5A³, Flores 1
³, Distrito B³, Flores 3
³, Flores 2³, Flores 4³,
Iranduba³, Cidade Nova³, Mauá B6³, Mauá B7³, São
José 1³ e São José 2³.
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
10/05/2014 a 16/05/2014.
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.
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 08/03/2014 a 14/03/2014, sendo
calculada pelo produto da geração térmica prevista e a
diferença entre o CVU e o CMO.
4.6. Resumo dos resultados do PMO
As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados
do PMO para as semanas do mês Março/2014 e os
valores esperados para o mês de Abril/2014,
relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia
Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO)
nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional
(SIN).
Figura 23 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste
SE/CO SUL NE NORTE SIN
GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0
RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 82 29 112
INFLEXIBILIDADE 150 0 0 322 472
ORDEM DE MÉRITO 8763 2163 3965 1968 16858
8.913
2.1634.047
17.442
2.319
0250050007500
10000125001500017500
MW
me
d
Carga
Pesada
Carga
Média
Carga
Leve
PAU FERRO R$ 1.132,75 16 31 40 R$ 2.394.992,90
TERMOMANAU R$ 1.132,75 24 47 61 R$ 3.638.696,41
R$ 6.033.689,31
UTECVU
(R$/MWh)
Geração (MWmed)
ESS ELÉTRICO
TOTAL NE
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5VE[ABR
]
CMO (R$/MWh) 1.364,25 1.098,92 1.091,08 1.089,28 1.087,60 1.019,34
EAR(%EARmax) 34,7 35,0 36,6 38,5 40,2 41,3 42,9
ENA(%mlt) 55,0 81,3 88,5 84,9 89,8 79,3
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1000,0
1200,0
1400,0
1600,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
REVISÃO 1 DO PMO - SE/CO - Março/2014
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Figura 24 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul
Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste
Figura 26 - 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 2014,
foi realizada a partir de cinco estudos.
O caso inicial foi construído com base nos dados do PMO,
excluindo a semana operativa de 01/03/2014 a
07/03/2014.
Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes
blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos
reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de
intercâmbios de energia entre os subsistemas.
Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada
estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir.
Figura 27 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul
Figura 28 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5VE[ABR
]
CMO (R$/MWh) 1.364,25 1.098,92 1.091,08 1.089,28 1.087,60 1.019,34
EAR(%EARmax) 37,2 40,0 41,1 42,3 43,0 44,7 48,8
ENA(%mlt) 146,0 117,7 110,5 104,2 114,7 105,1
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1000,0
1200,0
1400,0
1600,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
REVISÃO 1 DO PMO - S - Março/2014
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR]
CMO (R$/MWh) 626,11 697,18 712,47 721,44 839,39 599,80
EAR(%EARmax) 42,2 42,0 42,3 42,7 43,1 43,8 45,7
ENA(%mlt) 24,0 27,7 27,0 31,3 41,2 52,5
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
REVISÃO 1 DO PMO - NE - Março/2014
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR]
CMO (R$/MWh) 400,51 669,10 505,41 684,39 760,20 86,95
EAR(%EARmax) 80,8 81,0 83,1 84,0 85,6 86,8 90,1
ENA(%mlt) 112,0 106,1 106,2 107,1 107,8 103,1
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
REVISÃO 1 DO PMO - N - Março/2014
-312,18
0,53 30,90
-306,17
-0,41 -73,31
1685,28
1373,10 1373,63 1404,53
1098,36 1098,36 1098,92
Sem.1 Sem.2 Carga Armaz.Iniciais
Vazões Desligam.(1º Est.)
DemaisAtualiz.
SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh)
-91,080,26 0,00 43,11 0,00 -23,86
788,26697,18 697,18 697,18
721,04 721,04 697,18
Sem.1 Sem.2 Carga Armaz.Iniciais
Vazões Desligam.(1º Est.)
DemaisAtualiz.
Nordeste - CMO (R$/MWh)
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/03 a 07/03/2014
CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 08/03 a 14/03/2014
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/03 a 07/03/2014
CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 08/03 a 14/03/2014
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Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte
Conforme os resultados deste conjunto de testes, os
maiores impactos no CMO do SIN foram observados no
estudo inicial considerando a atualização do período de
estudo.
Os demais estudos considerando a atualização da carga,
partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites
elétricos apresentaram menores impactos no custo
marginal de operação. A diferença do CMO da região
Norte ainda permanece em função da política de
operação visando a máxima exploração da geração na
UHE de Tucuruí.
Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos
resultados destes casos são consequência da atualização
parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.
6. SENSIBILIDADE
A partir da consideração da ocorrência do valor esperado
da previsão de vazões para a 2ª semana operativa de
Março, 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 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.
Tabela 8 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade
A seguir estão esquematizados os valores de CMO
obtidos nos resultados dos estudos.
Figura 30 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS
As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão
disponíveis no site do ONS
(http://www.ons.org.br/operacao/apresentacoesPMO.aspx).
Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através
do contato da Gerência de Programação Energética –
GPD1, pelos tels: (21) 3444-9518 / 9307 e pelo email
As contribuições referentes ao Relatório do Programa
Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o
email: [email protected]
416,25 0,00
-178,98181,55 0,00 44,33
205,95
622,20 622,20
443,22
624,77 624,77 669,10
Sem.1 Sem.2 Carga Armaz.Iniciais
Vazões Desligam.(1º Est.)
DemaisAtualiz.
Norte - CMO (R$/MWh)
MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT
LS 47.448 86% 9.758 141% 4.981 33% 17.852 118%
VE 42.504 77% 8.329 120% 4.346 29% 16.965 112%
LI 37.445 68% 6.885 99% 3.703 25% 16.078 106%
ENA
MENSAL
NESE/CO NS
1.096,56
1.469,52
1.098,92
800,52750
1.150
1.550
08 a 14/03/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE
R$
/M
Wh
Regiões SE/CO e Sul
VE LI LS
712,47
736,94
697,18
721,04
650
700
750
08 a 14/03/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE
R$
/M
Wh
Região Nordeste
VE LI LS
712,47
694,27
669,10
721,04
650
700
750
08 a 14/03/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE
R$
/M
Wh
Região Norte
VE LI LS
CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 08/03 a 14/03/2014
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/03 a 07/03/2014
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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12
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 L
ATLAN_CSA 0,01 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
SOL 0,01 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0
ANGRA 2 19,59 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 23,29 640,0 640,0 640,0 0,0 0,0 0,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0
NORTEFLU 1 37,80 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0
NORTEFLU 2 58,89 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
NORTEFLU 3 102,84 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
ATLANTICO 134,37 235,2 235,2 235,2 0,0 0,0 0,0 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2
LC.PRESTES 142,01 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0
BAIXADA FL 146,37 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0
ST.CRUZ NO 165,35 325,0 325,0 325,0 325,0 325,0 325,0 325,0 325,0 325,0
L.BRIZOLA 166,05 65,0 65,0 65,0 885,0 885,0 885,0 950,0 950,0 950,0 950,0 950,0 950,0
COCAL 167,94 0,0 0,0 0,0
PIE-RP 177,58 0,0 0,0 0,0
JUIZ DE FO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7
W.ARJONA 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0
BLSOBRINHO 218,71 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
EUZEBIO.RO 232,82 35,0 35,0 35,0 10,0 10,0 10,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0
LUIZORMELO 253,59 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0
AUR.CHAVES 259,87 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1
NORTEFLU 4 287,43 10,0 10,0 10,0 110,0 110,0 110,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
ST.CRUZ 34 310,41 0,0 0,0 0,0
FGASPARIAN 320,92 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9
M.LAGO 385,44 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0
CUIABA CC 463,79 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0
PIRAT.12 O 470,34 0,0 0,0 0,0
R.SILVEIRA 523,35 0,0 0,0 0,0
TNORTE 2 551,09 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0
VIANA 612,72 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6
IGARAPE 645,30 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
PALMEIR_GO 777,38 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4
DAIA 789,67 0,0 0,0 0,0
GOIANIA 2 859,48 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0
CARIOBA 937,00 0,0 0,0 0,0
UTE BRASIL 1047,38 0,0 0,0 0,0
XAVANTES 1144,94
3185,2 3185,2 3185,2 5727,7 5727,7 5727,7 8912,9 8912,9 8912,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 8912,9 8912,9 8912,9
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
CANDIOTA_3 60,33 350,0 350,0 350,0 0,0 0,0 0,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
P.MEDICI A 115,90 0,0 0,0 0,0
P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
J.LACER. C 138,13 335,0 335,0 335,0 0,0 0,0 0,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0
J.LACER. B 167,48 240,0 240,0 240,0 0,0 0,0 0,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0
J.LAC. A2 168,00 120,0 120,0 120,0 0,0 0,0 0,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
CHARQUEADA 180,65 9,0 9,0 9,0 45,0 45,0 45,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0
MADEIRA 215,64 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6
J.LAC. A1 222,06 70,0 70,0 70,0 0,0 0,0 0,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0
S.JERONIMO 248,31 0,0 0,0 0,0
FIGUEIRA 373,45 8,5 8,5 8,5 0,0 0,0 0,0 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5
S.TIARAJU 674,64 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4
ARAUCARIA 695,81 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0
URUGUAIANA 740,00 244,0 244,0 244,0 0,0 0,0 0,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0
NUTEPA 780,00 0,0 0,0 0,0
1476,5 1476,5 1476,5 686,0 686,0 686,0 2162,5 2162,5 2162,5 0 0 0 0,0 0,0 0,0 2162,5 2162,5 2162,5TOTAL SUL
TOTAL SE/CO
TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTEREGIÃO SUL
TÉRMICASCVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO
REGIÃO SE/CO
TÉRMICASCVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
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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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P M L P M L P M L P M L P M L P M L
TERMOPE 70,16 348,8 348,8 348,8 131,2 131,2 131,2 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0
FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6
P.PECEM1 117,56 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0
P.PECEM2 125,16 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0
C.FURTADO 205,25 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9
TERMOCEARA 236,36 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
R.ALMEIDA 258,85 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0
JS_PEREIRA 287,83 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1
PERNAMBU_3 453,11 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0
MARACANAU 595,47 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0
TERMOCABO 605,22 18,2 20,4 27,0 18,2 20,4 27,0 18,2 20,4 27,0
TERMONE 607,83 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
TERMOPB 607,83 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
CAMPINA_GR 612,73 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0
SUAPE II 625,25 358,0 358,0 358,0 358,0 358,0 358,0 358,0 358,0 358,0
GLOBAL I 690,04 148,8 148,8 124,6 148,8 148,8 124,6 148,8 148,8 124,6
GLOBAL II 690,04 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8
ALTOS 725,25
ARACATI 725,25
BATURITE 725,25
C.MAIOR 725,25
CAUCAIA 725,25
CRATO 725,25
IGUATU 725,25
JUAZEIRO N 725,25
MARAMBAIA 725,25
NAZARIA 725,25
PECEM 725,25
CAMACARI G 732,99
BAHIA_1 742,77
CAMACAR_MI 844,29
CAMACAR_PI 844,29
CAMACARI 915,17
PETROLINA 926,31
POTIGUAR_3 1021,71
POTIGUAR 1021,73
PAU FERRO 1132,75 16,0 31,0 40,0 16,0 31,0 40,0
TERMOMANAU 1132,75 24,0 47,0 61,0 24,0 47,0 61,0
348,8 348,8 348,8 3620,6 3622,8 3605,2 3969,4 3971,6 3954,0 0 0 0 40,0 78,0 101,0 4009,4 4049,6 4055,0
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
C. ROCHA 0,01 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0
JARAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0
MANAUARA 0,01 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9
PONTA NEGR 0,01 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0
TAMBAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0
PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3
P. ITAQUI 119,80 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0
MARANHAO V 152,08 337,6 337,6 337,6 0,0 0,0 0,0 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6
MARANHAOIV 152,08 337,6 337,6 337,6 0,0 0,0 0,0 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6
N.VENECIA2 160,61 176,2 176,2 176,2 0,0 0,0 0,0 176,2 176,2 176,2 176,2 176,2 176,2
APARECIDA 302,19 150,0 150,0 150,0 0,0 0,0 0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0
MAUA B3 411,92 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
MAUA B4 449,98 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0
MAUA B5B 590,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0
DISTRITO A 611,14 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0
GERAMAR1 612,71 159,2 159,2 134,4 159,2 159,2 134,4 159,2 159,2 134,4
GERAMAR2 612,71 159,2 159,2 0,0 159,2 159,2 159,2 159,2 0,0
MAUA B5A 616,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0
FLORES 1 618,81 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
DISTRITO B 622,60 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0
FLORES 3 631,82 20,0 20,0 20,0 20,0 15,1 20,0 20,0 15,1
FLORES 2 636,82 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 0,0
FLORES 4 639,79 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 0,0
IRANDUBA 654,56 13,1 2,1 13,1 2,1 13,1 2,1 0,0
CIDADE NOV 654,63 0,0 0,0
MAUA B6 657,05 0,0 0,0
MAUA B7 659,10 0,0 0,0
SAO JOSE 1 660,35 0,0 0,0
SAO JOSE 2 660,35 0,0 0,0
MAUA B1 844,72
APAR B1TG6 926,82
ELECTRON 1165,12
1423,3 1423,3 1423,3 988,8 977,8 667,7 2412,1 2401,1 2091,0 0 0 0 0,0 0,0 81,1 2412,1 2401,1 2172,1
REGIÃO NORTE
TOTAL NE
TOTAL NORTE
RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
TÉRMICASCVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
CVU
(R$/MWh)TÉRMICAS
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA
REGIÃO NORDESTE