Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 1 do PMO de Setembro Semana Operativa de 07/09 a 13/09/2013

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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

Revisão 1 do PMO de

Setembro

Semana Operativa de 07/09 a 13/09/2013

1. APRESENTAÇÃO

Tendo-se como referência a deliberação do CMSE, em reunião realizada no dia 04/09/2013, estamos implementando na etapa de Programação Diária da Operação, despacho térmico adicional de cerca de 1.100 MWmed na região Nordeste, para manter o critério de segurança elétrica (N-2) para o recebimento de energia por essa região, cujos limites situam-se em 2.700 MW, em todos os patamares de carga.

Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização ocasionou o maior impacto nos custos marginais de operação – CMOs. O valor do CMO médio semanal, passou de R$ 258,02/MWh para cerca de R$ 266,54/MWh, na região SE/CO.

No mês passado observou-se a menor Energia Natural Afluente à região Nordeste em todos os meses de agosto do histórico de 1931 a 2013; para este mês a previsão é de que se verifique o 2º pior mês de setembro do histórico.

Na semana entre 31 de agosto e 06 de setembro, a atuação de uma frente fria ocasionou chuva moderada na bacia do rio Uruguai e no trecho da bacia do rio Paraná, incremental à UHE Itaipu, e chuvisco/chuva fraca nas demais bacias dos subsistemas Sul e SE/CO, incluindo a cabeceira do rio São Francisco.

Para a semana de 07 e 13 de setembro, a previsão é de que a atuação de frentes frias fique restrita à região Sul do país, com os totais mais significativos de precipitação ocorrendo na bacia do rio Jacuí.

2. NOTÍCIAS

• Em 26 e 27/09/2013: Reunião de elaboração do

PMO Outubro/2013.

3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO DE SETEMBRO

3.1. Condições Hidrometeorológicas

As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos marginais. Assim, faz-se necessário o pleno entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão.

Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da

precipitação. Assim, entendemos ser de

fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN.

3.1.1.Condições Antecedentes

Na semana entre 31 de agosto e 06 de setembro, a atuação de uma frente fria ocasionou chuva moderada na bacia do rio Uruguai e no trecho da bacia do rio Paraná incremental a UHE Itaipu e chuvisco/chuva fraca nas demais bacias dos subsistemas Sul e SE/CO, incluindo a cabeceira do rio São Francisco (Figura 1).

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Figura – Precipitação observada (mm) no período de 31/08 a 06/09/2013

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 24 a 30/08/2013 e a estimada para a semana de 31/08 a 06/09/2013 nos subsistemas do SIN.

Tabela - ENAs passadas consideradas na Revisão 1 do PMO de Setembro/2013 R e v . 1 d o P M O d e S e t e m b r o / 2 0 1 3 - E N A s M W m e d % M L T M W m e d % M L T S E / C O 1 6 . 9 3 8 9 5 1 6 . 3 1 6 9 2 S 2 4 . 9 1 2 2 4 6 1 1 . 5 6 5 1 0 0 N E 1 . 7 1 6 4 9 1 . 6 9 8 5 3 N 1 . 4 2 4 7 1 1 . 2 6 9 7 6 S u b s i s t e m a 2 4 / 8 a 3 0 / 8 / 2 0 1 3 3 1 / 8 a 6 / 9 / 2 0 1 3

3.1.2.Previsões - Próxima Semana

Para a semana entre os dias 07 e 13 de setembro a previsão é de que a atuação de frentes frias fique restrita a região Sul do país, com os totais mais significativos de precipitação ocorrendo na bacia do

rio Jacuí. Nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, no trecho da bacia do rio Paraná incremental a UHE Itaipu e no trecho da bacia do rio Tocantins próximo a UHE Tucuruí também ocorre precipitação, porém de menor intensidade e de forma mais isolada. Nas demais bacias a perspectiva é de ausência de precipitação (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 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 7 a

13/09/2013

Em comparação com a semana de 31/08 a 06/09, a previsão de afluências para a semana operativa de 07 a 13/09 é a seguinte:

• estabilidade nas regiões Sudeste e Norte; e,

• recessão nas regiões Sul e Nordeste.

A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Setembro.

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No mês passado observou-se a menor Energia Natural Afluente à região Nordeste em todos os meses de agosto do histórico de 1931 a 2013; para este mês a previsão é de que se verifique o 2º pior mês de setembro do histórico.

Tabela – Previsão de ENA da Revisão 1 do PMO de Setembro/2013 R e v i s ã o 1 d o P M O d e S e t e m b r o / 2 0 1 3 - E N A s p r e v i s t a s M W m e d % M L T M W m e d % M L T S E / C O 1 6 . 3 4 2 9 2 1 7 . 0 6 1 9 6 S 1 0 . 3 5 3 8 7 1 0 . 9 8 0 9 3 N E 1 . 5 3 0 4 9 1 . 6 0 0 5 1 N 1 . 2 5 0 7 8 1 . 2 4 4 7 8 S u b s i s t e m a 7 / 9 a 1 3 / 9 / 2 0 1 3 M ê s d e S e t e m b r o

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas na Revisão 1 do PMO de Setembro/2013.

16.381 16.342 17.377 17.568 18.310 21.915 19.244 18.058 16.938 16.316 0 5 . 0 0 0 1 0 . 0 0 0 1 5 . 0 0 0 2 0 . 0 0 0 2 5 . 0 0 0 03/08-09/08 10/08-16/08 17/08-23/08 24/08-30/08 31/08-06/09 07/09-13/09 14/09-20/09 21/09-27/09 28/09-04/10

ENA (MWmed)

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

ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada

Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – RV1/PMO de Setembro/2013 14.445 10.353 11.098 10.742 11.551 15744 23927 9838 24.912 11.565 0 5 0 0 0 1 0 0 0 0 1 5 0 0 0 2 0 0 0 0 2 5 0 0 0 3 0 0 0 0 03/08-09/08 10/08-16/08 17/08-23/08 24/08-30/08 31/08-06/09 07/09-13/09 14/09-20/09 21/09-27/09 28/09-04/10

ENA (MWmed)

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

Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul – RV1/PMO de Setembro /2013

1.648 1.530 1.587 1.571 1.662 1.906 1.919 _1.830 1.716 _1.698 0 5 0 0 1 . 0 0 0 1 . 5 0 0 2 . 0 0 0 2 . 5 0 0 03/08-09/08 10/08-16/08 17/08-23/08 24/08-30/08 31/08-06/09 07/09-13/09 14/09-20/09 21/09-27/09 28/09-04/10

ENA (MWmed)

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

Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste – RV1/PMO de Setembro /2013

1.284 1.250 1.223 1.213 1.307 1.768 1.616 1.548 1.424 1.269 0 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 . 0 0 0 1 . 2 0 0 1 . 4 0 0 1 . 6 0 0 1 . 8 0 0 2 . 0 0 0 03/08-09/08 10/08-16/08 17/08-23/08 24/08-30/08 31/08-06/09 07/09-13/09 14/09-20/09 21/09-27/09 28/09-04/10

ENA (MWmed)

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

Figura - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte – RV1/PMO de Setembro /2013

3.2. Cenários gerados para o PMO de Setembro/2013

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

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0 % 5 0 % 1 0 0 % 1 5 0 % 2 0 0 % 2 5 0 % S e m _ 0 1 S e m _ 0 2 S e m _ 0 3 S e m _ 0 4 S e m _ 0 5 V E ( O U T )

Energia Natural Afluente (%MLT)

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

R E V I S Ã O 0 R E V I S Ã O 1

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

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

Probabilidade acumulada

E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( % M L T ) S U B S I S T E M A S U D E S T E - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A O U T / 2 0 1 3 P M O R V 1

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

0 % 5 0 % 1 0 0 % 1 5 0 % 2 0 0 % 2 5 0 % 3 0 0 % 3 5 0 % 4 0 0 % 4 5 0 % S e m _ 0 1 S e m _ 0 2 S e m _ 0 3 S e m _ 0 4 S e m _ 0 5 V E ( O U T )

Energia Natural Afluente (%MLT)

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

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

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

Probabilidade acumulada

E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( % M L T ) S U B S I S T E M A S U L - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A O U T / 2 0 1 3 P M O R V 1

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

0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % S e m _ 0 1 S e m _ 0 2 S e m _ 0 3 S e m _ 0 4 S e m _ 0 5 V E ( O U T )

Energia Natural Afluente (%MLT)

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

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

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

Probabilidade acumulada

E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( % M L T ) S U B S I S T E M A N O R D E S T E - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A O U T / 2 0 1 3 P M O R V 1

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

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0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 % 1 8 0 % 2 0 0 % S e m _ 0 1 S e m _ 0 2 S e m _ 0 3 S e m _ 0 4 S e m _ 0 5 V E ( O U T )

Energia Natural Afluente (%MLT)

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

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

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

Probabilidade acumulada

E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( % M L T ) S U B S I S T E M A N O R T E - F U N Ç Ã O D E D I S T R I B U I Ç Ã O A C U M U L A D A D E E N A s G E R A D A S P A R A O U T / 2 0 1 3 P M O R V 1

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

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

Tabela – MLT da ENA nos meses Setembro e Outubro M L T d a s E N A s ( M W m e d ) S u b s i s t e m a S E / C O S N E N 3 . 1 2 3 1 . 6 0 2 2 1 . 3 2 1 1 3 . 1 5 9 3 . 4 3 0 1 . 8 1 9 1 7 . 7 2 8 1 1 . 8 6 1 S e t e m b r o O u t u b r o

3.3. Análise dos resultados do 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, Outubro/2013, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-1, NE-4, e N-4. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 259 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Outubro/2013 na Revisão 1 do PMO de Setembro/2013. 0 , 0 0 5 0 , 0 0 1 0 0 , 0 0 1 5 0 , 0 0 2 0 0 , 0 0 2 5 0 , 0 0 3 0 0 , 0 0 3 5 0 , 0 0 4 0 0 , 0 0 0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 % 1 8 0 % 2 0 0 %

CMO (R$/MWh)

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

Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Setembro – Subsistema SE/CO – RV1/PMO de Setembro/2013 0 , 0 0 5 0 , 0 0 1 0 0 , 0 0 1 5 0 , 0 0 2 0 0 , 0 0 2 5 0 , 0 0 3 0 0 , 0 0 3 5 0 , 0 0 4 0 0 , 0 0 0 % 5 0 % 1 0 0 % 1 5 0 % 2 0 0 % 2 5 0 % 3 0 0 % 3 5 0 %

CMO (R$/MWh)

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

Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto – Subsistema Sul – RV1/PMO de Setembro /2013

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0 , 0 0 5 0 , 0 0 1 0 0 , 0 0 1 5 0 , 0 0 2 0 0 , 0 0 2 5 0 , 0 0 3 0 0 , 0 0 3 5 0 , 0 0 4 0 0 , 0 0 0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 %

CMO (R$/MWh)

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

Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto – Subsistema Nordeste – RV1/PMO de Setembro / 2013 0 , 0 0 5 0 , 0 0 1 0 0 , 0 0 1 5 0 , 0 0 2 0 0 , 0 0 2 5 0 , 0 0 3 0 0 , 0 0 3 5 0 , 0 0 4 0 0 , 0 0 0 % 2 0 % 4 0 % 6 0 % 8 0 % 1 0 0 % 1 2 0 % 1 4 0 % 1 6 0 % 1 8 0 % 2 0 0 %

CMO (R$/MWh)

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

Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto – Subsistema Norte – RV1/PMO de Setembro / 2013

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Outubro/2013 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas na Revisão 1 do PMO de Setembro/2013. 0 0 0 0 5 0 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0 4 0 0 0 0 0 0 5 0 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0 4 0 0

CMO (R$/MWh)

C M O - S U D E S T E ( R $ / M W h ) C o m p a r a ç ã o e n t r e C M O s d o s C e n á r i o s g e r a d o s n a R e v i s ã o 1 d o P M O d o m ê s d e S e t e m b r o p a r a a c o p l a m e n t o e m O u t u b r o / 2 0 1 3 C M O - S U L C M O - N O R D E S T E C M O - N O R T E

Figura - Relações entre os CMO dos Subsistemas ao final de Outubro/2013.

A análise dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam o CMO de todos os subsistemas, ao final de Outubro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente do subsistema Sudeste. A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave possui, agora na versão 17, com o despacho antecipado de usinas a GNL, 24 dimensões além das 28 pré-existentes na versão 16. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e 24 relacionadas às Energias Naturais Afluentes mensais. O despacho antecipado de GNL acrescentou 6 eixos por subsistema, indexados por patamar e por lag de antecipação, sendo 3 patamares de carga e 2 lags definidos para esta versão 18 do Decomp, totalizando mais 24 dimensões extras.

Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica perfis da FCF em três dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo vertical) obtido a partir de um par de estados compostos pela Energia Armazenada inicial (EAR) e pela Energia Natural Afluente (ENA) passada, ambos referentes ao 3º mês.

Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por subsistema, objetiva simplesmente a sua visualização.

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

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

Nessa revisão, a redução da previsão de afluências levou a diminuição das ENAs de acoplamento, com destaque para o subsistema Sul, aonde este impacto foi maior.

Tabela – Variação nas ENAs mensais de acoplamento (ENArv1 – ENArv0) S u b s i s t e m a / M ê s S e t e m b r o O u t u b r o S E / C O - 3 3 1 - 2 2 8 S - 4 . 0 2 7 - 1 . 6 1 9 N E - 9 3 - 2 8 N - 2 5 - 2 4 D i f e r e n ç a n a s E N A s M é d i a s M e n s a i s ( R V 1 - R V 0 )

Com esta expectativa, o acoplamento se deslocou para uma região de maior custo da FCF.

Pode-se observar, também, significativa redução na quantidade de cenários do subsistema Sul, ao final do mês de outubro, atingindo armazenamento máximo. Tais impactos podem ser observados nas

Figura e Figura . 0 1 2 3 4 x 1 04 0 0 . 5 1 1 . 5 2 2 . 5 3 3 . 5 x 1 04 1 . 0 5 1 . 1 1 . 1 5 1 . 2 1 . 2 5 x 1 08 P M O S e t e m b r o 2 0 1 3 S U L E n e r g i a A r m a z e n a d a ( M W m ê s ) E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( M W m é d i o ) C u st o ( R $ ) 1 . 2 6 e + 0 0 8 1 . 1 5 e + 0 0 8 1 . 0 4 e + 0 0 8 1 . 0 3 e + 0 0 8

Figura – Acoplamento do PMO de Setembro – SUL

0 1 2 3 4 x 1 04 0 0 . 5 1 1 . 5 2 2 . 5 3 3 . 5 x 1 04 1 . 0 5 1 . 1 1 . 1 5 1 . 2 1 . 2 5 x 1 08 R e v i s ã o 1 P M O S e t e m b r o 2 0 1 3 S U L E n e r g i a A r m a z e n a d a ( M W m ê s ) E n e r g i a N a t u r a l A f l u e n t e ( M W m é d i o ) Cu st o ( R $ ) 1 . 2 7 e + 0 0 8 1 . 1 6 e + 0 0 8 1 . 0 5 e + 0 0 8 1 . 0 4 e + 0 0 8

Figura – Acoplamento da RV1 de Setembro – SUL

Com tal deslocamento houve elevação do Valor da Água, que variou cerca de R$ 10,30/MWh no SIN.

Tabela – Variações nos Valores da Água entre o PMO Agosto/2013 e a sua primeira revisão

F C F S e t e m b r o - A c o p l a m e n t o a o f i n a l d e O u t u b r o F C F S e t e m b r o - A c o p l a m e n t o a o f i n a l d e O u t u b r o C e n á r i o s R V 0 P M O S e t e m b r o C e n á r i o s R V 1 P M O S e t e m b r o S E 2 5 0 , 3 2 2 5 3 , 5 3 S 2 2 3 , 9 2 2 3 6 , 8 9 N E 3 3 3 , 9 7 3 5 5 , 9 3 N 2 5 9 , 0 4 2 6 2 , 0 8 V a l o r d a Á g u a ( R $ / M W h )

Observando a Tabela , percebe-se que os Valores

da Água dos subsistemas continuam consideravelmente díspares entre si. Mais notável é

a diferença de

R$ 119,04 /MWh entre os subsistemas Nordeste e Sul.

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.

(8)

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 1 do PMO de Setembro.

Tabela - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 1 do PMO de Setembro/13

Fluxo Patamar Demais

Semanas P e s a d a 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0 M é d i a 4 . 1 8 6 4 . 1 8 6 L e v e 4 . 2 8 8 4 . 2 8 8 P e s a d a 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0 M é d i a 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0 L e v e 4 . 1 0 0 4 . 1 0 0 P e s a d a 4 . 7 0 0 4 . 7 0 0 M é d i a 4 . 7 0 0 4 . 7 0 0 L e v e 4 . 6 0 4 ( A ) 4 . 7 0 0 P e s a d a 3 . 3 0 0 3 . 3 0 0 M é d i a 3 . 3 0 0 3 . 3 0 0 L e v e 3 . 3 0 0 3 . 3 0 0 P e s a d a 3 . 0 0 0 3 . 0 0 0 M é d i a 3 . 2 6 8 3 . 2 6 8 L e v e 3 . 6 5 1 3 . 6 5 1 P e s a d a 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0 M é d i a 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0 L e v e 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0 P e s a d a 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0 M é d i a 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0 L e v e 4 . 0 0 0 4 . 0 0 0 P e s a d a 1 . 0 0 0 1 . 0 0 0 M é d i a 1 . 0 0 0 1 . 0 0 0 L e v e 1 . 0 0 0 1 . 0 0 0 P e s a d a 5 . 1 0 0 5 . 1 0 0 M é d i a 5 . 1 0 0 5 . 1 0 0 L e v e 4 . 9 1 9 4 . 9 1 9 P e s a d a 9 . 1 0 0 9 . 1 0 0 M é d i a 9 . 1 0 0 9 . 1 0 0 L e v e 9 . 1 1 0 ( A ) 9 . 2 0 0 P e s a d a 5 . 5 0 0 5 . 5 0 0 M é d i a 5 . 8 0 0 5 . 8 0 0 L e v e 5 . 4 5 0 5 . 4 5 0 P e s a d a 7 . 7 0 0 7 . 7 0 0 M é d i a 7 . 7 0 0 7 . 7 0 0 L e v e 7 . 7 0 0 7 . 7 0 0 P e s a d a 5 . 6 6 0 6 . 3 0 0 M é d i a 5 . 7 6 9 6 . 3 0 0 L e v e 5 . 6 4 0 6 . 3 0 0 P e s a d a 6 . 3 0 0 6 . 3 0 0 M é d i a 6 . 3 0 0 6 . 3 0 0 L e v e 6 . 3 0 0 6 . 3 0 0 ( B ) I T A I P U 6 0 H z E X P O R T . N E F M C C O F C O M C F S E N E F S M R S E F O R N E C . S U L R E C E B . S U L I T A I P U 5 0 H z

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

07/09 a 13/09/2013 R N E F N S F S E N E + F M C C O F N E

(A)LT 345kV Ibiúna - Interlagos C1

(B)LT 345kV Ibiúna - Interlagos C1 / Conversor 2 Foz e Ibiuna / ZRA Foz 50 Hz

(9)

3.5. Previsões de Carga

No subsistema NE, a expectativa de continuidade do bom desempenho na atividade econômica da região, associado ao aumento do consumo das famílias e do setor comercial, explica a taxa de crescimento prevista de 4,2%.

No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 25,2% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para setembro apresentaria um decréscimo de 0,9% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado, principalmente, pela redução na carga de alguns consumidores livres da região.

No subsistema SE/CO, o crescimento previsto de 2,9% acompanha o comportamento observado nos últimos meses impactado pelo desempenho da indústria que não apresenta uma dinâmica de recuperação bem definida.

No subsistema Sul, o crescimento da carga previsto de 5,7% reflete a continuidade do bom desempenho do setor agroindustrial verificado nos últimos meses.

Tabela - Previsão da evolução da carga para a Revisão 1 do PMO de Agosto/2013 Var. (%) set/13->set/12 SE/ CO 38.214 38.224 38.575 38.352 38.396 38.351 2,9% SUL 10.339 10.200 10.341 10.408 10.509 10.340 5,7% NE 9.350 9.346 9.496 9.585 9.533 9.456 4,2% NORTE 5.238 5.239 5.254 5.216 5.214 5.235 25,2% SIN 63.141 63.009 63.666 63.561 63.652 63.382 5,1%

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

5ª Sem set/13

3.6. Potência Hidráulica Total

Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de Setembro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 1 do PMO de Setembro. 86.809 86.809 86.809 86.809 77.338 78.151 _77.853 79.183 0 25.000 50.000 75.000 100.000

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4

MW

Potência Hidráulica Instalada Disponibilidade Hidráulica

3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas revisões 0 e 1 do PMO Setembro/2013

S u b s i s t e m a N í v e l p r e v i s t o n a R e v i s ã o 0 d o P M O a g o / 2 0 1 3 P a r t i d a i n f o r m a d a p e l o s A g e n t e s p a r a a R e v i s ã o 1 d o P M O a g o / 2 0 1 3 S E / C O 6 1 , 1 6 0 , 5 S 8 8 , 2 8 8 , 6 N E 4 3 , 7 4 1 , 2 N 8 3 , 7 8 3 , 7 A r m a z e n a m e n t o ( % E A R m á x ) - 0 :0 0 h d o d i a 0 3 / 0 8 / 2 0 1 3

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto no PMO de Setembro,

para a

0:00 h do dia 07/09/2013, considerando o

despacho adicional de geração térmica por garantia energética. A segunda coluna apresenta

(10)

os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS

As informações deste item são resultantes do deck do modelo DECOMP que definiu os Custos Marginais de Operação – CMO e o despacho por ordem de mérito.

4.1. Políticas de Intercâmbio

A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 07 a 13/09/2013.

Figura - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana

ITAIP 50Hz 60Hz SE/CO FICT. SUL FICT. NORTE NE 173 2106 5009 4212 1933 1000 8244 4032 R$ 266,54/MWh R$ 266,54/MWh R$ 266,54/MWh R$ 257,28/MWh 971 N S SEMANA 2 MÉDIA DO ESTÁGIO Caso 1: SET13_RV1_N-2_V Caso 2

Região Sul  Exportadora de energia, devido às

condições hidroenergéticas favoráveis da região;

Região NE  Importadora de energia em função

das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região;

Região Norte  Intercâmbio dimensionado, visando

o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco.

Região SE/CO  Exportadora de energia para as

regiões Nordeste e Norte.

Ressalta-se que os valores de CMO na região Sul ficaram inferiores aos das demais regiões do SIN devido ao esgotamento do limite de fornecimento de energia por esta 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 Setembro.

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5 Sudeste 258,02 266,54 264,72 262,22 262,14 Sul 246,17 257,28 255,93 252,78 253,37 Nordeste 258,02 266,54 264,72 262,22 262,14 Norte 258,02 266,54 264,72 262,22 262,14 0 50 100 150 200 250 300

R$/MWh

Figura - CMO do mês de Setembro em valores médios semanais

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 07 a 13/09/2013.

Tabela - CMO por patamar de carga para a próxima semana SE/CO S NE N Pesada 272,03 261,88 272,03 272,03 Média 271,61 260,62 271,61 271,61 Leve 259,87 252,66 259,87 259,87 Média Semanal 266,54 257,28 266,54 266,54 Patamares de Carga CMO (R$/MWh) 4.3. Energias Armazenadas

(11)

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 Setembro/2013. I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 V E [ O U T ] S U D E S T E 5 5 , 1 5 4 , 0 5 2 , 2 5 0 , 6 4 9 , 2 4 7 , 8 4 4 , 3 S U L 9 1 , 5 9 0 , 0 8 6 , 7 8 3 , 6 8 0 , 4 7 8 , 8 7 8 , 8 N O R D E S T E 3 6 , 4 3 5 , 0 3 3 , 5 3 2 , 1 3 0 , 8 2 9 , 6 2 5 , 2 N O R T E 7 1 , 2 6 8 , 0 6 4 , 7 6 1 , 4 5 8 , 1 5 5 , 2 4 4 , 4 0 , 0 1 0 , 0 2 0 , 0 3 0 , 0 4 0 , 0 5 0 , 0 6 0 , 0 7 0 , 0 8 0 , 0 9 0 , 0 1 0 0 , 0

EAR (%EARmax)

E N E R G I A S A R M A Z E N A D A S D A R E V . 1 D O P M O -S e t e m b r o / 2 0 1 3

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

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

Tabela – Energia Armazenável Máxima por subsistema E N E R G I A A R M A Z E N Á V E L M Á X I M A ( M W m e d ) S u b s i s t e m a S E / C O S N E N 1 9 . 8 5 3 5 1 . 8 0 8 1 5 . 7 2 5 1 9 . 8 5 3 5 1 . 8 0 8 1 5 . 7 2 5 S e t e m b r o O u t u b r o 2 0 1 . 1 2 0 2 0 1 . 1 2 0 4.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 07 a 13/09/2013.

Figura - Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês Setembro/2013 S E / C O S U L N E N O R T E S I N G A R A N T I A E N E R G É T I C A 1 9 6 0 0 0 1 9 6 R E S T R I Ç Ã O E L É T R I C A 7 0 4 2 2 2 0 2 6 9 I N F L E X I B I L I D A D E 1 3 0 1 3 0 5 7 2 7 1 5 O R D E M D E M É R I T O 5 0 4 0 1 2 4 7 1 8 2 9 1 0 3 5 9 1 5 0 5 . 3 7 3 1 . 2 6 0 1 . 8 7 0 1 0 . 3 3 0 1 . 8 2 7 0 5 0 0 0 1 0 0 0 0

MWmed

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

• Região Sudeste/C.Oeste : Angra 1 e Angra 2,

Norte Fluminense 1, 2 e 3, St. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico, G. L. Brizola, Cocal, Pie-RP¹, Juiz de Fora, W. Arjona¹, B.L. Sobrinho, E. Rocha e A. Chaves

• Região Sul : Candiota III, P. Médici A¹, P. Médici

B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1 e S. Jerônimo;

• Região Nordeste : Termopernambuco, P. Pecém

I, Fortaleza, C. Furtado, Termoceará e R. Almeida;

• Região Norte : Maranhão IV, Maranhão V e P.

Itaqui.

¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente.

²Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL.

³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média.

O despacho de 195,5 MWmed no subsistema SE/CO por garantia energética, corresponde ao despacho antecipado da UTE Linhares, UTE à GNL, comandado há 2 meses.

Os despachos devidos à razão elétrica, nas regiões SE/CO e NE, visam a manutenção da segurança da operação elétrica durante realização de intervenções nos sistemas de transmissão destas regiões.

(12)

O despacho de 220 MWmed na Região Norte, devido à razões elétricas, se refere ao atendimento elétrico à área Manaus. Sendo assim, e de acordo com a Portaria MME nº 258, o ressarcimento dessa geração não se dará através de ESS.

Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana operativa de 09/11 a 15/11/2013.

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 07 a

13/09/2013, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO.

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

PESADA 272,03 0 R $ -MÉDIA _271,61 ₀ R $ -LEVE 259,87 17 R $ 4 2 3 . 5 0 3 , 6 6 PESADA _272,03 ₀ R $ -MÉDIA _271,61 ₀ R $ -LEVE _259,87 ₃₃ R $ 1 . 0 0 4 . 6 0 1 , 1 8 PESADA _272,03 ₀ R $ -MÉDIA _271,61 ₀ R $ -LEVE _259,87 ₃₃ R $ 1 . 0 0 4 . 6 0 1 , 1 8 PESADA _272,03 ₀ R $ -MÉDIA 271,61 0 R $ -LEVE _259,87 ₉ R $ 3 0 2 . 4 8 9 , 3 7 PESADA 272,03 0 R $ -MÉDIA 271,61 0 R $ -LEVE _259,87 ₁₁ R $ 4 5 6 . 5 9 3 , 8 3 PESADA 272,03 0 R $ -MÉDIA 271,61 0 R $ -LEVE 259,87 10 R $ 4 1 5 . 0 8 5 , 3 0 4 2 3 . 5 0 3 , 6 6 R $ 676,89 GLOBAL II TOTAL SE/CO CAMAÇARI P 828,48 GLOBAL I TOTAL NE VIANA 601,13 676,89 BAHIA 1 720,28 CAMAÇARI MI 828,48 3 . 1 8 3 . 3 7 0 , 8 6 R $

4.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês de Setembro/2013 e os valores esperados para o mês de Setembro/2013, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo

Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN).

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 V E [ O U T ] C M O ( R $ / M W h ) 2 5 8 , 0 2 2 6 6 , 5 4 2 6 4 , 7 2 2 6 2 , 2 2 2 6 2 , 1 4 2 7 1 , 1 3 E A R ( % E A R m a x ) 5 5 , 1 5 4 , 0 5 2 , 2 5 0 , 6 4 9 , 2 4 7 , 8 4 4 , 3 E N A ( % m l t ) 9 2 , 0 9 2 , 9 9 8 , 8 9 9 , 8 9 3 , 3 1 1 3 , 7 0 , 0 5 0 , 0 1 0 0 , 0 1 5 0 , 0 2 0 0 , 0 2 5 0 , 0 3 0 0 , 0 0 , 0 2 0 , 0 4 0 , 0 6 0 , 0 8 0 , 0 1 0 0 , 0 1 2 0 , 0

CMO (R$/MWh)

EAR ou ENA (%)

R E V I S Ã O 1 D O P M O - S E / C O - S e t e m b r o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 V E [ O U T ] C M O ( R $ / M W h ) 2 4 6 , 1 7 2 5 7 , 2 8 2 5 5 , 9 3 2 5 2 , 7 8 2 5 3 , 3 7 2 4 0 , 8 6 E A R ( % E A R m a x ) 9 1 , 5 9 0 , 0 8 6 , 7 8 3 , 6 8 0 , 4 7 8 , 8 7 8 , 8 E N A ( % m l t ) 1 0 0 , 0 8 6 , 8 9 2 , 8 8 9 , 8 9 0 , 7 9 3 , 1 0 , 0 5 0 , 0 1 0 0 , 0 1 5 0 , 0 2 0 0 , 0 2 5 0 , 0 3 0 0 , 0 0 , 0 2 0 , 0 4 0 , 0 6 0 , 0 8 0 , 0 1 0 0 , 0 1 2 0 , 0

CMO (R$/MWh)

EAR ou ENA (%)

R E V I S Ã O 1 D O P M O - S - S e t e m b r o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 V E [ O U T ] C M O ( R $ / M W h ) 2 5 8 , 0 2 2 6 6 , 5 4 2 6 4 , 7 2 2 6 2 , 2 2 2 6 2 , 1 4 2 7 1 , 1 3 E A R ( % E A R m a x ) 3 6 , 4 3 5 , 0 3 3 , 5 3 2 , 1 3 0 , 8 2 9 , 6 2 5 , 2 E N A ( % m l t ) 5 3 , 0 5 2 , 3 4 9 , 1 5 0 , 0 5 0 , 6 5 7 , 4 0 , 0 5 0 , 0 1 0 0 , 0 1 5 0 , 0 2 0 0 , 0 2 5 0 , 0 3 0 0 , 0 0 , 0 1 0 , 0 2 0 , 0 3 0 , 0 4 0 , 0 5 0 , 0 6 0 , 0 7 0 , 0

CMO (R$/MWh)

EAR ou ENA (%)

R E V I S Ã O 1 D O P M O - N E - S e t e m b r o / 2 0 1 3

(13)

I n i c S e m _ 1 S e m _ 2 S e m _ 3 S e m _ 4 S e m _ 5 V E [ O U T ] C M O ( R $ / M W h ) 2 5 8 , 0 2 2 6 6 , 5 4 2 6 4 , 7 2 2 6 2 , 2 2 2 6 2 , 1 4 2 7 1 , 1 3 E A R ( % E A R m a x ) 7 1 , 2 6 8 , 0 6 4 , 7 6 1 , 4 5 8 , 1 5 5 , 2 4 4 , 4 E N A ( % m l t ) 7 6 , 0 8 1 , 1 7 9 , 4 7 8 , 7 7 8 , 7 7 6 , 5 2 5 0 , 0 2 5 5 , 0 2 6 0 , 0 2 6 5 , 0 2 7 0 , 0 2 7 5 , 0 0 , 0 1 0 , 0 2 0 , 0 3 0 , 0 4 0 , 0 5 0 , 0 6 0 , 0 7 0 , 0 8 0 , 0 9 0 , 0

CMO (R$/MWh)

EAR ou ENA (%)

R E V I S Ã O 1 D O P M O - N - S e t e m b r o / 2 0 1 3

Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS

CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Setembro de 2013 foi realizada a partir de cinco estudos.

O estudo inicial foi construído com base nos dados de planejamento do PMO, excluindo a semana operativa de 31/08 a 06/09/2013.

Nos demais estudos foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga dos subsistemas, partida dos reservatórios, previsão de afluências e limites nas interligações entre os subsistemas.

Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir. - 1 , 9 3 - 0 , 2 6 0 , 1 8 7 , 9 8 0 , 0 0 2 , 5 5 2 5 8 , 0 2 2 5 6 , 0 9 2 5 5 , 8 3 2 5 6 , 0 1 2 6 3 , 9 9 2 6 3 , 9 9 2 6 6 , 5 4 S e m . 1 S e m . 2 C a r g a A r m a z . I n i c i a i s V a z õ e s D e s l i g a m . ( 1 º E s t . ) D e m a i s A t u a l i z . S E / C O , N E e N o r t e - C M O ( R $ / M W h )

Figura - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, NE e Norte - 0 , 9 0 - 1 , 0 8 - 1 , 3 0 9 , 4 5 0 , 0 0 4 , 9 4 2 4 6 , 1 7 2 4 5 , 2 7 2 4 4 , 1 9 2 4 2 , 8 9 2 5 2 , 3 4 2 5 2 , 3 4 2 5 7 , 2 8 S e m . 1 S e m . 2 C a r g a A r m a z . I n i c ia i s V a z õ e s D e s l i g a m . ( 1 º E s t . ) D e m a i s A t u a li z . S u l - C M O ( R $ / M W h )

Figura - Análise da variação do CMO no subsistema Sul

Nesta revisão, observamos que o maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu no estudo de atualização da previsão de afluências. Os demais estudos apresentaram menores variações de CMO. Ressalta-se que o valor de CMO no resultado de cada estudo é consequência da atualização parcial do seu conjunto de dados de entrada, conforme detalhamento anterior.

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

(14)

Em virtude do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito na semana de 07 a 13/09/2013, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária.

7. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 2ª semana operativa de Setembro, foram feitos estudos de sensibilidade para o CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de Setembro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Setembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Tabela - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

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

LS 1 8 . 7 8 4 1 0 6 % 1 4 . 5 1 5 1 2 2 % 1 . 6 8 1 5 4 % 1 . 3 0 3 8 1 % VE 1 7 . 0 6 1 9 6 % 1 0 . 9 8 0 9 3 % 1 . 6 0 0 5 1 % 1 . 2 4 4 7 8 % LI 1 5 . 3 3 3 8 6 % 7 . 7 5 6 6 5 % 1 . 5 1 8 4 9 % 1 . 1 8 6 7 4 % ENA MENSAL NE SE/CO S N

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

2 6 5 , 9 2 2 9 7 , 8 1 2 6 6 , 5 4 2 3 7 , 7 9 1 9 0 2 2 0 2 5 0 2 8 0 0 7 / 0 9 a 1 3 / 0 9 / 2 0 1 3 C A S O S D E S E N S I B I L I D A D E

R$/MWh

R e g i õ e s S E / C O , N E e N V E L I L S 2 5 9 , 7 7 2 9 7 , 8 0 2 5 7 , 2 8 2 2 6 , 3 1 1 9 0 2 2 0 2 5 0 2 8 0 0 7 / 0 9 a 1 3 / 0 9 / 2 0 1 3 C A S O S D E S E N S I B I L I D A D E

R$/MWh

R e g i ã o S u l V E L I L S

8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO

DOS ARMAZENAMENTOS NOS

SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE OUTUBRO/13 A AGOSTO/14

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 é a FCF elaborada para o PMO de setembro, mantendo-se inalterada e sendo consultada ao final de cada mês do período de estudo.

Nesse estudo, não foi simulado qualquer despacho

compulsório, mantendo-se apenas as

inflexibilidades e as restrições de geração mínimas contidas nos decks do PMO de suas revisões.

Figura – Geração térmica compulsória e inflexibilidade por subsistema

Foi mantida a operação de defluência máxima no valor de 1100 m³/s na UHE Sobradinho até novembro para não permitir o acentuado deplecionamento do subsistema NE, assim como as restrições de geração máxima em Santo Antônio e Jirau, representando a evolução dos limites de transferência como mostrado na tabela a seguir.

Tabela – Evolução da capacidade de transmissão das usinas do rio Madeira

M W m é d i o o u t u b r o 5 2 0 n o v e m b r o 1 1 0 0 d e z e m b r o 3 7 5 0 j a n e i r o a m a i o 3 7 5 0 j u n h o a s e t e m b r o 5 2 0 0 2 0 1 3 2 0 1 4

Em relação ao estudo prospectivo apresentado no PMO de setembro/2013, foram atualizadas a Função de Custo Futuro, alterada devido a uma correção na representação da expansão da geração do rio Madeira, a previsão das vazões, a carga e os volumes de espera de Sobradinho, Itaparica e Boa Esperança.

(15)

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

Para este estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga do PMO de setembro de 2013.

Figura – Carga por subsistema

8.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados, para o dia 1º de outubro de 2013, são os valores previstos pelo modelo DECOMP no PMO de agosto/2013.

Figura – Níveis de partida por subsistema

8.1.3. Energia Natural Afluente

As energias naturais afluentes foram resultantes das previsões de vazões, 11 meses à frente, realizadas por ocasião da 1ª revisão do PMO de setembro de 2013 e estão ilustradas nas figuras a seguir.

Figura -ENA Sudeste/Centro-Oeste

(16)

Figura – ENA Nordeste

Figura – ENA Norte

8.2.Resultados

8.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Os gráficos apresentados a seguir consistem dos níveis de armazenamento, em percentual da energia armazenada máxima de cada subsistema, ao final de cada mês do período de estudo.

Figura - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste

Figura - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

Figura - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste

(17)

Figura - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte

8.2.2. Geração termelétrica.

O gráfico a seguir apresenta os montantes de geração termelétrica por subsistema, em cada estágio do estudo prospectivo, divididos em geração mínima imposta pelas inflexibilidades informadas pelos agentes e pelas restrições de funcionamento das usinas e da rede, e a geração por ordem de mérito de custo.

Figura – Gerações termelétricas resultantes do estudo prospectivo. Em azul estão as gerações por ordem de mérito e em vermelho as gerações mínimas

8.2.3. Custos Marginais de Operação

Prospectivos

Os custos marginais médios, indexados por mês e subsistema, resultantes do estudo prospectivo, estão ilustrados na figura a seguir.

Figura – Custos Marginais de Operação

Os custos marginais de operação, por subsistema, patamar de carga e estágio do estudo estão dispostos na tabela 45.

Figura – Custos marginais de operação resultantes do estudo prospectivo por patamar de carga

Os decks referentes a este estudo prospectivo

serão disponibilizados no site do ONS, no link

http://www.ons.org.br/agentes/agentes.aspx, PMO – Programa Mensal da Operação, ESTUDO PROSPECTIVO.

9. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos

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

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email [email protected]

(18)

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

(19)

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 A T L A N _ C S A 0 , 0 1 8 0 , 0 8 0 , 0 8 0 , 0 8 0 , 0 8 0 , 0 8 0 , 0 8 0 ,0 8 0 ,0 8 0 ,0 S O L 0 , 0 1 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 , 0 5 0 ,0 5 0 ,0 5 0 ,0 A N G R A 2 1 9 , 5 9 1 3 5 0 , 0 1 3 4 9 , 0 1 3 3 1 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 1 3 5 0 , 0 1 3 4 9 , 0 1 3 3 1 , 0 1 3 5 0 ,0 1 3 4 9 ,0 1 3 3 1 ,0 A N G R A 1 2 3 , 2 9 5 3 3 , 1 4 8 9 , 8 3 3 3 , 8 0 , 0 0 , 0 0 , 0 5 3 3 , 1 4 8 9 , 8 3 3 3 , 8 5 3 3 ,1 4 8 9 ,8 3 3 3 ,8 N O R T E F L U 1 3 7 , 8 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 , 0 4 0 0 ,0 4 0 0 ,0 4 0 0 ,0 N O R T E F L U 2 5 8 , 8 9 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 N O R T E F L U 3 1 0 2 , 8 4 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 , 0 2 0 0 ,0 2 0 0 ,0 2 0 0 ,0 S T . C R U Z N O 1 0 6 , 8 7 7 5 , 0 7 5 , 0 7 5 , 0 7 5 , 0 7 5 , 0 7 5 , 0 7 5 ,0 7 5 ,0 7 5 ,0 L C . P R E S T E S 1 2 7 , 3 3 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 ,0 3 5 0 ,0 3 5 0 ,0 A T L A N T I C O 1 3 3 , 0 6 2 3 5 , 2 2 3 5 , 2 2 3 5 , 2 0 , 0 0 , 0 0 , 0 2 3 5 , 2 2 3 5 , 2 2 3 5 , 2 2 3 5 ,2 2 3 5 ,2 2 3 5 ,2 L . B R I Z O L A 1 5 5 , 2 5 1 0 0 , 5 1 0 0 , 5 1 0 0 , 5 9 2 6 , 5 9 2 6 , 5 9 2 6 , 5 1 0 2 7 , 0 1 0 2 7 , 0 1 0 2 7 , 0 1 0 2 7 ,0 1 0 2 7 ,0 1 0 2 7 ,0 L I N H A R E S 1 6 0 , 9 0 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 ,5 1 9 5 ,5 1 9 5 ,5 C O C A L 1 6 6 , 7 1 2 8 , 2 2 8 , 2 2 8 , 2 2 8 , 2 2 8 , 2 2 8 , 2 2 8 ,2 2 8 ,2 2 8 ,2 P I E - R P 1 7 7 , 5 8 0 , 0 0 , 0 0 , 0 JU I Z D E F O 1 8 8 , 5 4 8 4 , 0 8 4 , 0 8 4 , 0 8 4 , 0 8 4 , 0 8 4 , 0 8 4 ,0 8 4 ,0 8 4 ,0 W . A R JO N A 1 9 7 , 8 5 0 , 0 0 , 0 0 , 0 B L S O B R I N H O 1 9 9 , 0 3 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 ,0 3 5 0 ,0 3 5 0 ,0 E U Z E B I O . R O 2 3 0 , 8 7 8 6 , 0 8 6 , 0 8 6 , 0 1 2 3 , 1 1 2 3 , 1 1 2 3 , 1 2 0 9 , 1 2 0 9 , 1 2 0 9 , 1 2 0 9 ,1 2 0 9 ,1 2 0 9 ,1 A U R . C H A V E S 2 5 9 , 8 7 2 2 2 , 1 2 2 2 , 1 2 0 4 , 9 2 2 2 , 1 2 2 2 , 1 2 0 4 , 9 2 2 2 ,1 2 2 2 ,1 2 0 4 ,9 N O R T E F L U 4 2 9 1 , 6 5 S T . C R U Z 3 4 3 1 0 , 4 1 F G A SP A R I A N 3 2 0 , 9 2 M . L A G O 3 5 0 , 2 3 C U I A B A C C 4 6 3 , 7 9 P I R A T . 1 2 O 4 7 0 , 3 4 R . SI L V E I R A 5 2 3 , 3 5 T N O R T E 2 5 5 1 , 0 9 V I A N A 6 0 1 , 1 3 1 7 , 0 0 ,0 0 ,0 1 7 ,0 I G A R A P E 6 4 5 , 3 0 D A I A 7 0 3 , 8 2 P A L M E I R _ G O 7 3 8 , 9 2 G O I A N I A 2 7 6 6 , 0 6 C A R I O B A 9 3 7 , 0 0 X A V A N T E S 1 0 2 0 , 5 0 U T E B R A S I L 1 0 4 7 , 3 8 3 1 3 4 , 8 3 0 9 0 , 5 2 9 1 6 , 5 2 1 5 8 , 9 2 1 5 8 , 9 2 1 4 1 , 7 5 2 9 3 , 7 5 2 4 9 , 4 5 0 5 8 , 2 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 1 9 5 , 5 0 , 0 0 , 0 1 7 , 0 5 4 8 9 ,2 5 4 4 4 ,9 5 2 7 0 ,7 P M L P M L P M L P M L P M L P M L C A N D I O T A _ 3 5 9 , 8 1 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 , 0 3 5 0 ,0 3 5 0 ,0 3 5 0 ,0 P . M E D I C I A 1 1 5 , 9 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 P . M E D I C I B 1 1 5 , 9 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 J. L A C E R . C 1 3 8 , 1 3 3 3 5 , 0 3 3 5 , 0 3 3 5 , 0 3 3 5 , 0 3 3 5 , 0 3 3 5 , 0 3 3 5 ,0 3 3 5 ,0 3 3 5 ,0 J. L A C E R . B 1 6 7 , 4 8 2 4 0 , 0 2 4 0 , 0 2 4 0 , 0 2 4 0 , 0 2 4 0 , 0 2 4 0 , 0 2 4 0 ,0 2 4 0 ,0 2 4 0 ,0 J. L A C . A 2 1 6 8 , 0 0 6 6 , 0 6 6 , 0 6 6 , 0 5 4 , 0 5 4 , 0 5 4 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 , 0 1 2 0 ,0 1 2 0 ,0 1 2 0 ,0 C H A R Q U E A D A 1 8 0 , 6 5 9 , 0 9 , 0 9 , 0 1 7 , 0 1 7 , 0 1 7 , 0 2 6 , 0 2 6 , 0 2 6 , 0 2 6 ,0 2 6 ,0 2 6 ,0 M A D E I R A 2 1 4 , 4 5 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 , 6 1 ,6 1 ,6 1 ,6 J. L A C . A 1 2 2 2 , 0 6 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 ,0 7 0 ,0 7 0 ,0 S . JE R O N I M O 2 4 8 , 3 1 4 , 0 4 , 0 4 , 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 4 , 0 4 , 0 4 , 0 4 ,0 4 ,0 4 ,0 A R A U C A R I A 3 0 4 , 4 2 F I G U E I R A 3 5 2 , 1 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 , 0 1 3 ,0 1 3 ,0 1 3 ,0 S . T I A R A JU 6 7 4 , 6 4 U R U G U A I A N A 7 1 9 , 9 9 A L E G R E T E 7 2 4 , 8 7 N U T E P A 7 8 0 , 0 0 5 4 2 , 0 5 4 2 , 0 5 4 2 , 0 7 1 7 , 6 7 1 7 ,6 7 1 7 , 6 1 2 5 9 , 6 1 2 5 9 , 6 1 2 5 9 , 6 0 0 0 0 , 0 0 , 0 0 , 0 1 2 5 9 ,6 1 2 5 9 ,6 1 2 5 9 ,6 P M L P M L P M L P M L P M L P M L T E R M O P E 7 0 , 1 6 5 1 5 , 0 5 1 5 , 0 5 1 5 , 0 5 1 5 , 0 5 1 5 , 0 5 1 5 , 0 5 1 5 ,0 5 1 5 ,0 5 1 5 ,0 P . P E C E M 1 1 0 5 , 3 8 6 0 0 , 0 6 0 0 , 0 6 0 0 , 0 6 0 0 , 0 6 0 0 , 0 6 0 0 , 0 6 0 0 ,0 6 0 0 ,0 6 0 0 ,0 F O R T A L E Z A 1 1 1 , 2 8 3 2 6 , 6 3 2 6 , 6 3 2 6 , 6 3 2 6 , 6 3 2 6 , 6 3 2 6 , 6 3 2 6 ,6 3 2 6 ,6 3 2 6 ,6 C . F U R T A D O 2 0 5 , 2 5 1 5 8 , 9 1 5 8 , 9 1 5 8 , 9 1 5 8 , 9 1 5 8 , 9 1 5 8 , 9 1 5 8 ,9 1 5 8 ,9 1 5 8 ,9 T E R M O C E A R A 2 1 9 , 4 3 1 2 8 , 0 1 2 8 , 0 1 2 8 , 0 1 2 8 , 0 1 2 8 , 0 1 2 8 , 0 1 2 8 ,0 1 2 8 ,0 1 2 8 ,0 R . A L M E I D A 2 5 8 , 8 5 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 JS _ P E R E I R A 2 8 7 , 8 3 M A R A C A N A U 5 8 4 , 5 9 T E R M O C A B O 5 9 3 , 7 6 T E R M O N E 5 9 6 , 0 5 T E R M O P B 5 9 6 , 0 5 C A M P I N A _ G R 6 0 1 , 1 4 S U A P E I I 6 1 4 , 3 3 A L T O S 6 4 6 , 3 9 A R A C A T I 6 4 6 , 3 9 B A T U R I T E 6 4 6 , 3 9 C . M A I O R 6 4 6 , 3 9 C A U C A I A 6 4 6 , 3 9 C R A T O 6 4 6 , 3 9 P E C E M 6 4 6 , 3 9 I G U A T U 6 4 6 , 3 9 JU A Z E I R O N 6 4 6 , 3 9 M A R A M B A I A 6 4 6 , 3 9 N A Z A R I A 6 4 6 , 3 9 G L O B A L I 6 7 6 , 8 9 3 3 , 0 0 ,0 0 ,0 3 3 ,0 G L O B A L I I 6 7 6 , 8 9 3 3 , 0 0 ,0 0 ,0 3 3 ,0 B A H I A _ 1 7 2 0 , 2 8 9 , 0 0 ,0 0 ,0 9 ,0 C A M A C A R I G 7 3 2 , 9 9 C A M A C A R _ M I 8 2 8 , 4 8 1 1 , 0 0 ,0 0 ,0 1 1 ,0 C A M A C A R _ P I 8 2 8 , 4 8 1 0 , 0 0 ,0 0 ,0 1 0 ,0 P E T R O L I N A 9 0 8 , 9 6 C A M A C A R I 9 1 5 , 1 7 P O T I G U A R _ 3 1 0 0 8 , 2 2 P O T I G U A R 1 0 0 8 , 2 3 T E R M O M A N A U 1 1 1 7 , 7 9 P A U F E R R O 1 1 1 7 , 7 9 0 , 0 0 , 0 0 , 0 1 8 2 8 , 5 1 8 2 8 , 5 1 8 2 8 , 5 1 8 2 8 , 5 1 8 2 8 , 5 1 8 2 8 , 5 0 0 0 0 , 0 0 , 0 9 6 , 0 1 8 2 8 ,5 1 8 2 8 ,5 1 9 2 4 ,5 P M L P M L P M L P M L P M L P M L C . R O C H A 0 , 0 1 6 7 , 0 6 7 , 0 6 7 , 0 6 7 , 0 6 7 , 0 6 7 , 0 6 7 ,0 6 7 ,0 6 7 ,0 JA R A Q U I 0 , 0 1 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 ,0 6 3 ,0 6 3 ,0 M A N A U A R A 0 , 0 1 6 4 , 9 6 4 , 9 6 4 , 9 6 4 , 9 6 4 , 9 6 4 , 9 6 4 ,9 6 4 ,9 6 4 ,9 P O N T A N E G R 0 , 0 1 6 4 , 0 6 4 , 0 6 4 , 0 6 4 , 0 6 4 , 0 6 4 , 0 6 4 ,0 6 4 ,0 6 4 ,0 T A M B A Q U I 0 , 0 1 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 , 0 6 3 ,0 6 3 ,0 6 3 ,0 M A R A N H A O V 9 9 , 1 7 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 ,6 3 3 7 ,6 3 3 7 ,6 M A R A N H A O I V 9 9 , 1 7 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 , 6 3 3 7 ,6 3 3 7 ,6 3 3 7 ,6 P . I T A Q U I 1 0 7 , 9 0 3 6 0 , 0 3 6 0 , 0 3 6 0 , 0 3 6 0 , 0 3 6 0 , 0 3 6 0 , 0 3 6 0 ,0 3 6 0 ,0 3 6 0 ,0 A P A R E C I D A 3 0 2 , 1 9 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 , 0 1 5 0 ,0 1 5 0 ,0 1 5 0 ,0 M A U A B 3 4 1 1 , 9 2 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 , 0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 1 0 0 ,0 M A U A B 4 4 4 9 , 9 8 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 , 0 7 0 ,0 7 0 ,0 7 0 ,0 M A U A B 5 B 5 9 0 , 4 2 2 8 , 0 2 8 , 0 2 8 , 0 2 8 ,0 2 8 ,0 2 8 ,0 G E R A M A R 1 6 0 1 , 1 1 G E R A M A R 2 6 0 1 , 1 1 D I S T R I T O A 6 1 1 , 1 4 1 9 , 0 1 9 , 0 1 9 , 0 1 9 ,0 1 9 ,0 1 9 ,0 M A U A B 5 A 6 1 6 , 4 2 2 8 , 0 2 8 , 0 2 8 , 0 2 8 ,0 2 8 ,0 2 8 ,0 F L O R E S 1 6 1 8 , 8 1 2 0 , 0 2 0 , 0 2 0 , 0 2 0 ,0 2 0 ,0 2 0 ,0 D I S T R I T O B 6 2 2 , 6 0 1 8 , 0 1 8 , 0 1 8 , 0 1 8 ,0 1 8 ,0 1 8 ,0 F L O R E S 3 6 3 1 , 8 2 2 0 , 0 2 0 , 0 2 0 , 0 2 0 ,0 2 0 ,0 2 0 ,0 F L O R E S 2 6 3 6 , 8 2 2 0 , 0 1 5 , 1 1 2 , 1 2 0 ,0 1 5 ,1 1 2 ,1 F L O R E S 4 6 3 9 , 7 9 1 8 , 0 1 8 ,0 0 ,0 0 ,0 I R A N D U B A 6 5 4 , 5 6 1 5 , 1 1 5 ,1 0 ,0 0 ,0 C I D A D E N O V 6 5 4 , 6 3 M A U A B 6 6 5 7 , 0 5 M A U A B 7 6 5 9 , 1 0 S A O JO S E 1 6 6 0 , 3 5 S A O JO S E 2 6 6 0 , 3 5 M A U A B 1 8 4 4 , 7 2 A P A R B 1 T G 6 9 2 6 , 8 2 E L E C T R O N 1 1 6 5 , 1 2 5 7 1 , 9 5 7 1 , 9 5 7 1 , 9 1 0 3 5 , 2 1 0 3 5 , 2 1 0 3 5 , 2 1 6 0 7 , 1 1 6 0 7 , 1 1 6 0 7 , 1 0 0 0 2 5 6 , 1 2 1 8 , 1 2 1 5 , 1 1 8 6 3 ,2 1 8 2 5 ,2 1 8 2 2 ,2 TO TA L SE/ CO TO TA L SU L TO TA L N O R TE T O T A L U T E T ÉRM I CA S CV U (R$ / M W h ) T ÉRM I CA S CV U (R$ / M W h )

IN FLEX IBILID A D E O RD EM D E M ÉRIT O G A RA N T IA EN ERG ÉT ICA RA ZÃ O ELÉT RICA T O T A L U T E

IN FLEX IBILID A D E O RD EM D E M ÉRIT O T O T A L M ÉRI T O e IN FL.

G ER A CÃ O TÉR M I CA PM O SETEM B R O ( M W m e d ) - SEM A N A 0 7 / 0 9 / 2 0 1 3 a 1 3 / 0 9 / 2 0 1 3

REG IÃ O SE/ CO

T ÉRM I CA S CV U (R$ / M W h )

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REG IÃ O SU L

REG IÃ O N O RD EST E

G A RA N T IA EN ERG ÉT ICA RA ZÃ O ELÉT RICA

REG IÃ O N O RT E

TO TA L N E T ÉRM I CA S CV U

(R$ / M W h )

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