Previsão atualizada do ONS para fevereiro

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Relatório Executivo do Programa Mensal de OperaçãoRevisão 2 do PMO de FevereiroSemana Operativa de 15/02 a 21/02/2014

1. APRESENTAÇÃO

Desde a segunda quinzena do mês de dezembro há a atuação de uma massa de ar seco e quente nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, impedindo o avanço de frentes frias por essas regiões ocasionando uma estiagem prolongada e temperaturas elevadas. Essa situação de bloqueio só foi interrompida no período de 16 a 18 de janeiro, quando uma frente fria avançou pela região Sudeste e ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Grande, São Francisco e Paranaíba.Na semana de 08 a 14 de fevereiro, predominou a estiagem nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. A partir do dia 12 uma frente fria avançou pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema.Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, a previsão indica chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, pode ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí.Com relação às afluências médias mensais cabe destacar que a previsão para fechamento do mês de fevereiro na Revisão 2 do PMO indica que o subsistema SE/CO deve apresentar o 2º pior mês de fevereiro do histórico de 84 anos, e que no subsistema Nordeste deverá ser observado o pior mês de fevereiro desde 1931.No dia 06/02/2014, ocorreram recordes de demanda instantânea, nos subsistemas Sul e Sudeste/ C. Oeste, onde as demandas máximas instantâneas atingiram, respectivamente, 17.971 MW às 14h29min e 51.261 MW às 15h47min. Na elaboração deste PMO, o armazenamento nos reservatórios previstos para o início do estudo foi o parâmetro de maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação – CMO na região SE/CO. O CMO médio semanal passou de R$ 1.691,39/MWh para R$ 1.777,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 736,59/MWh para R$ 717,79/MWh na região

Nordeste e de R$ 205,95/MWh para R$ 574,31/MWh na região Norte.

2. NOTÍCIAS

Em 27 e 28/02/2014: reunião de elaboração do PMO Março de 2014 no prédio sede da CEDAE – Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na Av. Presidente Vargas, 2.655 – 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 de 08 a 14/02/2014, predominou a estiagem nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste devido a atuação da massa de ar quente e seco; a partir do dia 12 uma frente fria avançou pelos estados da região Sul

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

ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema. Na bacia do rio Tocantins observou-se chuva fraca à moderada (Figura 1).

Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 08 a 13/02/2014

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 01 a 07/02/2014 e a estimada para a semana de 08 a 14/02/2014 nos Subsistemas do SIN.

Tabela 1 – ENAs passadas consideradas na REV2 do PMO de Fevereiro/2014

Rev.2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs

MWmed %MLT MWmed %MLTSE/CO 21.099 36 16.510 28S 4.672 56 4.001 48NE 5.752 38 4.410 30N 11.570 89 10.621 81

Subsistema1/2 a 7/2/2014 8/2 a 14/2/2014

3.1.2. Revisão das previsões – Fevereiro/2014

Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, prevê-se que a atuação de uma frente fria no estado de São Paulo no início da semana ocasione chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande,

Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, uma nova frente fria deverá avançar pelo Rio Grande do Sul, ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. A bacia do rio Tocantins permanece apresentando chuva fraca à moderada durante toda semana (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 15 a 21/02/2014

Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 15 a 21/02/2014, aumento das afluências em todos os subsistemas do SIN, à exceção do subsistema Nordeste. A revisão das previsões para fechamento do mês de fevereiro indicam queda das afluências em relação à Revisão 1 nos subsistemas Sudeste e Norte, um aumento expressivo nas afluências do subsistema Sul e a permanência das afluências no mesmo patamar previsto na Revisão 1 para o subsistema Nordeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e a revisão da previsão para fechamento do mês de fevereiro.

Tabela 2 – Previsão de ENA na REV1 do PMO de Fevereiro/2014


3


Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLTSE/CO 20.535 35 21.830 37S 7.825 93 6.485 77NE 2.710 18 3.904 26N 12.126 93 11.548 88

Subsistema15/2 a 21/2/2014 Mês de Fevereiro

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Fevereiro/2014.

19.490

16.510

20.535

29.228

33.078

32.342

27.12928.492 27.350

21.099

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO SUDESTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2

ENA semanal prevista na REV1

ENA semanal prevista

ENA semanal estimada

ENA semanal verificada

Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Fevereiro/2014

3.945

4.001

7.825

9.440

8.2399804

15084

10877

7309

4.672

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO SUL - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2





Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2014

3.835

4.410

2.710 2.743 2.792

14.565

14.564

7.685

5.3365.752

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO NORDESTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2





Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2014

12.317

10.621

12.126 11.875

12.819

10.887

9.033 8.999

10.510

11.570

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO NORTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2





Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2014

3.2. Cenários gerados na Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014

As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados na Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 para acoplamento com a FCF do mês de Março/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 VE(MAR)

Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

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

REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2

Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro


4


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

Energia Natural Afluente (%MLT)

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

PMO RV1 RV2

Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste na Rev2 do PMO de Fevereiro

0%

50%

100%

150%

200%

250%


Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

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


Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Prob

abili

dade

acu

mul

ada


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

PMO RV1 RV2

Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul na Rev2 do PMO de Fevereiro

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%


Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

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


Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Prob

abili

dade

acu

mul

ada


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

PMO RV1 RV2

Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste na Rev2 do PMO de Fevereiro

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%


Ener

gia

Nat

ural

Aflu

ente

(%M

LT)

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


Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro


5


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Prob

abili

dade

acu

mul

ada


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

PMO RV1 RV2

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte na Rev2 do PMO de Fevereiro

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

Tabela 3 – MLT da ENA nos meses de Fevereiro e Março

MLT das ENAs (MWmed)SubsistemaSE/COSNEN

14.94713.071

55.1176.934

14.94415.146

58.9828.375

Fevereiro Março

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 à antecipação do despacho térmico. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Março/2014, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-2, S-3, NE-2, 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 Março/2014 no PMO de Fevereiro/2014.

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

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

CMO

(R$/

MW

h)

REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS -SUBSISTEMA SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março – Subsistema SE/CO – PMO de Fevereiro/2014

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

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

CMO

(R$/

MW

h)

REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS -SUBSISTEMA SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março – Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2014

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%

CMO

(R$/

MW

h)

REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS -SUBSISTEMA NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março – Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2014


6


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

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

CMO

(R$/

MW

h)REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS -SUBSISTEMA NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março – Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2014

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

000

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

000 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000

CMO

(R$/

MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 2 do PMO do mês de Fevereiro para acoplamento em Março/2014

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE

Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Março/2014

A análise dos gráficos acima mostra que, em função dos cenários de afluências gerados, os CMOs dos subsistemas Sul/Sudeste, Nordeste e Norte devem permanecer descolados.

3.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa.

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

Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2 do PMO de Fevereiro/14


7


Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 3.950 4.100Média 4.018 4.201Leve 4.189 4.287

Pesada 4.100 4.100Média 4.043 4.043Leve 3.696 (B) 3.839







Pesada 5.100 5.100Média 5.100 5.100Leve 4.956 (C) 5.100

Pesada 9.100 9.100Média 9.100 9.100Leve 8.689 (D) 9.200





ITAIPU 60 Hz

EXPORT. NE

FMCCO

FCOMC

FSENE

FSM

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

15/02 a 21/02/2014

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

(A)

FNE

(A) DJ-07 Imperatriz 500 kV / DJ 500 kV U.SOBRADINHO C2(B) DJ 9474 Gurupi 500 kV(C) BCS-2 Samambaia 500 kV(D) C2 Ivaiporã / Itaberá

3.5. Previsões de Carga

No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,5% é explicado, 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. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 28,5% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa

interligação no subsistema, a carga prevista para fevereiro/14 apresenta um acréscimo de 5,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado pelo aumento de carga das distribuidoras e entrada de um consumidor industrial do setor de celulose na Rede Básica.Nos subsistemas SE/CO e Sul, os acréscimos previstos de 12,3% e 21,5%, respectivamente, devem-se ao intenso uso de aparelhos de refrigeração em decorrência das elevadas temperaturas registradas no primeiro decêndio do mês em curso.O maior nº de dias úteis em relação a fevereiro/13 contribuiu para as taxas de crescimento de carga de todos os subsistemas.

Tabela 5- Previsão da evolução da carga para a Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014

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

SE/ CO 44.483 44.558 43.890 43.450 44.095 12,3%SUL 13.876 13.819 13.486 13.577 13.690 21,5%NE 10.113 10.168 10.178 10.219 10.170 4,5%

NORTE 5.282 5.321 5.311 5.350 5.316 28,5%SIN 73.754 73.866 72.865 72.596 73.271 13,8%

SubsistemaCARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem fev/14

3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

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

86.941 86.941

79.927 80.264

0

25.000

50.000

75.000

100.000

Sem 1 Sem 2

MW

Potência Instalada Disponibilidade Hidráulica

3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 1 e 2 do PMO Fevereiro/2014


8


SubsistemaNível previsto na

Revisão 1 do PMO fev/2014

Partida informada pelos Agentes para a Revisão 2

do PMO fev/2014

SE/CO 37,0 36,1S 45,5 43,6

NE 42,6 42,3N 73,4 71,3

Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 15/02/2014

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de Fevereiro com a consideração do pleno atendimento aos requisitos de carga, para a 0:00 h do dia 15/02/2014. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS

4.1. Políticas de Intercâmbio

A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014.

ITAIP50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE5300 2489

3635

5575

2811600

3531

2044

R$ 574,31/MWh R$ 717,49/MWh

R$ 1777,54/MWh

R$ 1777,54/MWh

1323

N

S

SEMANA 3

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: FEV14_RV2_N-2_V

Caso 2

Figura 20 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana

Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das

condições hidroenergéticas da região;

Região NE Importadora dos excedentes energéticos da

região Norte;

Região Norte Exportadora de energia 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 Fevereiro.

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4Sudeste 1065,74 1691,39 1777,54 1764,11Sul 1065,74 1691,39 1777,54 1764,11Nordeste 836,47 736,59 717,49 723,60Norte 836,47 205,95 574,31 574,08

0

500

1000

1500

2000

R$/

MW

h

Figura 21 - CMO do mês de Fevereiro em valores médios semanais

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014.

Tabela 7- CMO por patamar de carga para a próxima semana

SE/CO S NE NPesada 1784,18 1784,18 732,99 612,71

Média 1784,18 1784,18 732,99 612,71

Leve 1765,78 1765,78 690,04 506,33

Média Semanal 1777,54 1777,54 717,49 574,31

Patamares de Carga

CMO (R$/MWh)

A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento.

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 Fevereiro/2014.


9


Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR]SUDESTE 40,1 37,8 36,0 34,8 34,6 37,4SUL 56,7 49,4 44,0 43,1 44,7 42,9NORDESTE 42,7 42,8 42,0 41,5 41,0 42,7NORTE 61,8 68,5 71,0 77,8 78,9 83,3

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

EAR

(%EA

Rmax

)ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.2 DO PMO -

Fevereiro/2014

Figura 22 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro/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 8 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)SubsistemaSE/COSNEN

19.93051.80815.100

19.93051.80814.269

Fevereiro Março203.840 204.008

4.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014.

Figura 23 - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês Fevereiro/2014

SE/CO SUL NE NORTE SINGARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 24 60 85INFLEXIBILIDADE 83 0 0 322 405ORDEM DE MÉRITO 8056 1910 3958 1611 15536

8.140

1.9103.983

16.026

1.9940

250050007500

10000125001500017500

MW

med

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, 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, Daia, Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e Xavantes;

Região Sul : Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira¹, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹;

Região Nordeste : Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado¹, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³, Baturite³, C. Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro N³, Marambaia³, Nazaria³, Pecém³ e Camaçari Gás³;

Região Norte : Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Mauá B5B³, Distrito A³, Geramar 1³ e Geramar 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.

Adicionalmente, 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 19/04/2014 a 25/04/2014.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 15/02/2014 a 21/02/2014, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO.

Carga Pesada

Carga Média

Carga Leve

POTIGUAR_3 R$ 1.021,69 11 18 8 R$ 686.701,80

POTIGUAR R$ 1.021,71 9 14 6 R$ 531.951,06R$ 1.218.652,86

UTECVU

(R$/MWh)

Geração (MWmed)ESS ELÉTRICO

TOTAL NE


10


4.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Fevereiro/2014 e os valores esperados para o mês de Março/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 VE[MAR]

CMO (R$/MWh) 1.065,74 1.691,39 1.777,54 1.764,11 1.633,01

EAR(%EARmax) 40,1 37,8 36,0 34,8 34,6 37,4

ENA(%mlt) 36,0 28,0 35,0 49,8 65,8

0,0200,0400,0600,0800,01000,01200,01400,01600,01800,02000,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

REVISÃO 2 DO PMO - SE/CO - Fevereiro/2014

Figura 24 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste


CMO (R$/MWh) 1.065,74 1.691,39 1.777,54 1.764,11 1.633,01

EAR(%EARmax) 56,7 49,4 44,0 43,1 44,7 42,9

ENA(%mlt) 56,0 48,0 91,7 111,5 82,3

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

1800,0

2000,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

REVISÃO 2 DO PMO - S - Fevereiro/2014

Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul


CMO (R$/MWh) 836,47 736,59 717,49 723,60 529,39

EAR(%EARmax) 42,7 42,8 42,0 41,5 41,0 42,7

ENA(%mlt) 38,0 30,0 20,0 18,6 38,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

REVISÃO 2 DO PMO - NE - Fevereiro/2014

Figura 26 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste


CMO (R$/MWh) 836,47 205,95 574,31 574,08 153,38

EAR(%EARmax) 61,8 68,5 71,0 77,8 78,9 83,3

ENA(%mlt) 89,0 81,0 93,2 91,3 96,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CMO

(R$/

MW

h)

EAR

ou E

NA

(%)

REVISÃO 2 DO PMO - N - Fevereiro/2014

Figura 27 - 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 Fevereiro de 2014, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da revisão 1 do PMO, excluindo a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014.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.

-3,36 -24,79 131,00 10,28 7,39 -34,37

1691,39 1688,03 1663,24 1794,24 1804,52 1811,91 1777,54

Sem.1 Sem.2 Carga Armaz.Iniciais

Vazões Desligam.(1º Est.)

DemaisAtualiz.

SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh)

Figura 28 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul


CMO Médio Semanal2ª semana operativa

08/02/2014 a 14/02/2014


15/02/2014 a 21/02/2014


08/02/2014 a 14/02/2014


15/02/2014 a 21/02/2014

11


-68,1243,13 1,75 18,39 -14,25 0,00

736,59 668,47 711,60 713,35 731,74 717,49 717,49



DemaisAtualiz.

Nordeste - CMO (R$/MWh)

Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema NE

-48,42 0,00 0,00 24,64 0,00 392,14

205,95 157,53 157,53 157,53 182,17 182,17

574,31



DemaisAtualiz.

Norte - CMO (R$/MWh)

Figura 30 - Análise da variação do CMO no subsistema NA atualização da partida dos reservatórios foi o parâmetro cuja atualização significou um maior impacto na variação do CMO das regiões SE/CO e Sul.Nesta revisão foi mantida a política de máxima exploração do limite de transferências dos subsistemas NE e N para a região SE/CO, em todos os patamares de carga, o que resultou no desacoplamento dos valores de custos marginais de operação entre estas regiões. O aumento do CMO nos patamares de carga média e leve da região Norte foi resultante da atualização do cronograma de manutenção e do fator de disponibilidade da UHE Tucuruí, associada à redução na previsão de afluências a esta usina.Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.

6. EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS

Observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO, contemplando a aplicação da metodologia vigente,

também conduziram ao atingimento de Custos Marginais de Operação superiores ao 1º patamar de déficit determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da ANEEL.

Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido, o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico.

Assim sendo, a operação do SIN continuará sendo realizada considerando o pleno atendimento aos requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido na Resolução GCE nº 109/2002 em seu artigo 6º, parágrafo 1º que prevê: “os valores obtidos para a função Custo do Déficit não implicam acionamento de medidas de redução compulsória de consumo”.

Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados ao final das semanas operativas 3 e 4 do PMO de Fevereiro/2014 são apresentados na tabela a seguir:

Tabela 9 - Evolução dos Armazenamentos – Fevereiro/2014

Partida31-jan 7-fev 14-fev 21-fev 28-fev

SE/CO 40,2 38,1 36,1 34,6 34,2S 57,5 50,1 43,6 41,6 41,6

NE 42,6 42,7 42,3 41,5 41,0N 60,9 67,5 71,3 77,8 78,9

SubsistemaArmazenamento (%EARmax) - 24 hs

Verificado Previsão

7. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 3ª semana operativa de Fevereiro, 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 Fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Tabela 10 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade



08/02/2014 a 14/02/2014


15/02/2014 a 21/02/2014

12


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

LS 23.878 40% 7.355 88% 4.069 27% 11.922 91%VE 21.830 37% 6.485 77% 3.904 26% 11.548 88%LI 19.814 34% 5.597 67% 3.737 25% 11.174 85%

ENA MENSAL

NESE/CO NS

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

1.766,13

2.006,99

1.777,54

1.487,12

1.200

1.600

2.000

2.400

15/02 a 21/02/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$/M

Wh

Regiões SE/CO e Sul

VE LI LS

717,40

815,51

717,49712,45

650

700

750

800

850


R$/M

Wh

Região Nordeste

VE LI LS

574,08574,08

574,31

612,71

530

580

630


R$/M

Wh

Região Norte

VE LI LS

Figura 31 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE MARÇO/14 A FEVEREIRO/15

O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe o SIN, através de simulações a usinas individualizadas utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo.

A Função de Custo Futuro utilizada foi elaborada a partir do deck do Newave do PMO de fevereiro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

Adicionalmente, foram inseridas restrições de geração máxima em Santo Antônio e Jirau, modelando a capacidade de escoamento de energia dessas usinas.

Tabela 11 – Limites de transmissão das usinas do rio Madeira

Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custos marginais de operação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.

8.1. Premissas

8.1.1. Carga

Foi considerada a carga do PMO de fevereiro de 2014

Figura 32 – Carga por subsistema

8.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/03/2014 são os valores previstos, pelo modelo DECOMP na 1ª revisão do PMO de fevereiro/2014.


13


Figura 33 – Níveis de partida por subsistema

8.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 34 -ENA Sudeste/Centro-Oeste

Figura 35 - ENA Sul

8583

10961

4200

10716

6437

4294

3141 29502677 2554

3078

6395

12742 12645

10795

84%77%

29%

71%

53%

58%65%

74%

77%82%

90%

114%

124%

89%

72%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

% M

LT

ENA

(Mw

med

)

Subsistema NORDESTE

Figura 36 – ENA Nordeste

Figura 37 – ENA Norte

8.2. Resultados

8.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 38 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste

Figura 39 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

Figura 40 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste


14


Figura 41 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte

8.2.2. Geração termelétrica

Na base do histograma, em azul, está a geração mínima, imposta pelas inflexibilidades e restrições, enquanto que a geração máxima pode ser vista na parte superior em vermelho.

Figura 42 - Geração mínima x geração por ordem de mérito

8.2.3. Custos Marginais Prospectivos

Os CMOs apresentados na figura a seguir são os CMOs médios de cada subsistema e os valores lidos nos rótulos são maiores CMOs médios mensais do SIN.

Figura 43 – Custos Marginais de Operação

Tabela 12 – Custos Marginais de Operação por patamar de carga

Os decks deste estudo prospectivo podem ser encontrados no link http://aplicre.ons.org.br/PMO/ESTUDO PROSPECTIVO/2014/ , sob o título “Estudo Prospectivo(MAR14-FEV15)-PMO-fevereiro-2014-rev1-14022014”

9. 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]

http://aplicre.ons.org.br/PMO/ESTUDO%20PROSPECTIVO/2014/

http://aplicre.ons.org.br/PMO/ESTUDO%20PROSPECTIVO/2014/

15


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 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3SOL 0,01 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0ANGRA 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 1350,0ANGRA 1 23,29 640,0 640,0 640,0 0,0 0,0 0,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0NORTEFLU 1 37,80 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0NORTEFLU 2 58,89 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0NORTEFLU 3 102,84 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0ATLANTICO 134,26 139,2 139,2 139,2 0,0 0,0 0,0 139,2 139,2 139,2 139,2 139,2 139,2LC.PRESTES 141,99 230,0 230,0 230,0 230,0 230,0 230,0 230,0 230,0 230,0ST.CRUZ NO 165,35 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0L.BRIZOLA 166,01 65,0 65,0 65,0 635,0 635,0 635,0 700,0 700,0 700,0 700,0 700,0 700,0COCAL 167,82 0,0 0,0 0,0PIE-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 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0BLSOBRINHO 218,69 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0EUZEBIO.RO 232,58 35,0 35,0 35,0 174,1 174,1 174,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1LINHARES 253,59 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0AUR.CHAVES 259,87 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0NORTEFLU 4 287,43 10,0 10,0 10,0 110,0 110,0 110,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0ST.CRUZ 34 310,41 0,0 0,0 0,0FGASPARIAN 320,92 535,0 535,0 535,0 535,0 535,0 535,0 535,0 535,0 535,0M.LAGO 385,40 860,0 860,0 860,0 860,0 860,0 860,0 860,0 860,0 860,0CUIABA CC 463,79 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0PIRAT.12 O 470,34 0,0 0,0 0,0R.SILVEIRA 523,35 0,0 0,0 0,0TNORTE 2 551,09 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0VIANA 612,72 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6IGARAPE 645,30 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0PALMEIR_GO 777,36 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0DAIA 789,64 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0GOIANIA 2 859,44 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0CARIOBA 937,00 0,0 0,0 0,0UTE BRASIL 1047,38 0,0 0,0 0,0XAVANTES 1144,90 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7

3022,5 3022,5 3022,5 5117,1 5117,1 5117,1 8139,6 8139,6 8139,6 0 0 0 0,0 0,0 0,0 8139,6 8139,6 8139,6

P M L P M L P M L P M L P M L P M LCANDIOTA_3 60,26 350,0 350,0 350,0 0,0 0,0 0,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0P.MEDICI A 115,90 0,0 0,0 0,0P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0J.LACER. C 138,13 335,0 335,0 335,0 0,0 0,0 0,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0J.LACER. B 167,48 240,0 240,0 240,0 0,0 0,0 0,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0J.LAC. A2 168,00 120,0 120,0 120,0 0,0 0,0 0,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0CHARQUEADA 180,65 9,0 9,0 9,0 45,0 45,0 45,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0MADEIRA 215,54 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6J.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 70,0S.JERONIMO 248,31 0,0 0,0 0,0FIGUEIRA 373,45 0,0 0,0 0,0S.TIARAJU 674,64 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4ARAUCARIA 686,27 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0URUGUAIANA 719,99 0,0 0,0 0,0ALEGRETE 724,87 0,0 0,0 0,0NUTEPA 780,00 0,0 0,0 0,0

1224,0 1224,0 1224,0 686,0 686,0 686,0 1910,0 1910,0 1910,0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1910,0 1910,0 1910,0

P M L P M L P M L P M L P M L P M LTERMOPE 70,16 348,8 348,8 348,8 151,2 151,2 151,2 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6P.PECEM1 117,56 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0P.PECEM2 125,16 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0C.FURTADO 205,25 0,0 0,0 0,0TERMOCEARA 236,33 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0R.ALMEIDA 258,85 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0JS_PEREIRA 287,83 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1PERNAMBU_3 453,11 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0MARACANAU 595,47 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0TERMOCABO 605,22 43,9 43,0 40,5 43,9 43,0 40,5 43,9 43,0 40,5TERMONE 607,83 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0TERMOPB 607,83 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0CAMPINA_GR 612,73 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0SUAPE II 625,25 336,0 336,0 336,0 336,0 336,0 336,0 336,0 336,0 336,0GLOBAL I 690,04 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8GLOBAL II 690,04 148,8 148,8 139,0 148,8 148,8 139,0 148,8 148,8 139,0ALTOS 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 0,0ARACATI 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 0,0BATURITE 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 0,0C.MAIOR 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 0,0CAUCAIA 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 0,0CRATO 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 0,0IGUATU 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 0,0JUAZEIRO N 725,22 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 0,0MARAMBAIA 725,22 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 0,0NAZARIA 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 0,0PECEM 725,22 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 0,0CAMACARI G 732,99 130,0 10,9 130,0 10,9 130,0 10,9 0,0BAHIA_1 742,73CAMACAR_MI 844,26CAMACAR_PI 844,26CAMACARI 915,17PETROLINA 926,29POTIGUAR_3 1021,69 11,0 18,0 8,0 11,0 18,0 8,0POTIGUAR 1021,71 9,0 14,0 6,0 9,0 14,0 6,0PAU FERRO 1132,73TERMOMANAU 1132,73

348,8 348,8 348,8 3771,3 3651,3 3500,2 4120,1 4000,1 3849,0 0 0 0 20,0 32,0 14,0 4140,1 4032,1 3863,0

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 63,0PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3P. ITAQUI 119,80 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0MARANHAO V 152,08 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6MARANHAOIV 152,08 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6N.VENECIA2 160,61 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8APARECIDA 302,19 135,0 135,0 135,0 0,0 0,0 0,0 135,0 135,0 135,0 135,0 135,0 135,0MAUA B3 411,92 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0MAUA B4 449,98 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0MAUA B5B 590,42 28,0 28,0 28,0 28,0 0,0 28,0 28,0 28,0 28,0DISTRITO A 611,14 19,0 19,0 19,0 19,0 0,0 19,0 19,0 19,0 19,0GERAMAR1 612,71 56,7 19,0 56,7 19,0 56,7 19,0 0,0GERAMAR2 612,71 0,0 0,0MAUA B5A 616,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0FLORES 1 618,81 20,0 13,1 6,1 20,0 13,1 6,1DISTRITO B 622,60 18,0 18,0 0,0 0,0FLORES 3 631,82 20,0 20,0 0,0 0,0FLORES 2 636,82 0,1 0,1 0,0 0,0FLORES 4 639,79IRANDUBA 654,56CIDADE NOV 654,63MAUA B6 657,05MAUA B7 659,10SAO JOSE 1 660,35SAO JOSE 2 660,35MAUA B1 844,72APAR B1TG6 926,82ELECTRON 1165,12

556,9 556,9 556,9 1434,0 1396,3 1330,3 1990,9 1953,2 1887,2 0 0 0 86,1 41,1 81,1 2077,0 1994,3 1968,3TOTAL NORTE

TOTAL NE

GERACÃO TÉRMICA PMO FEVEREIRO (MWmed) - SEMANA 15/02/2014 a 21/02/2014REGIÃO SE/CO

TÉRMICASCVU

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

CVU(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE TOTAL UTETÉRMICAS

ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA

GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTEREGIÃO NORTE

REGIÃO SULTOTAL MÉRITO e INFL.

REGIÃO NORDESTETOTAL SUL

GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

TÉRMICASCVU

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

TOTAL SE/CO

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO


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Previsão atualizada do ONS para fevereiro