PMO de Março Semana Operativa de 23/02/2019 a 01/03/2019

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1 PMO de Março Semana Operativa de 23/02/19 a 01/03/19 1. APRESENTAÇÃO No mês de fevereiro ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN, com destaque para o Iguaçu e São Francisco onde o acumulado de chuva está próximo a média histórica. Houve chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Tietê, Grande, Paranaíba, e em pontos isolados do São Francisco e do Tocantins. As demais bacias hidrográficas de interesse do SIN apresentaram chuva fraca. Na semana de 23/02 a 01/03/19 deve ocorrer chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas de interesse do SIN. Para a semana operativa de 23/02 a 01/03/19, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai e da República da Argentina. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO e Sul: de R$ 464,54/MWh para R$ 360,75/MWh NE: de R$ 166,44/MWh para R$ 180,44/MWh Norte: de R$ 33,48/MWh para R$ 0,00/MWh Desligamento de Geração Térmica por Garantia Energética Em reunião extraordinária realizada no dia 22/02/19, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE decidiu pelo desligamento das usinas termelétricas despachadas adicionalmente por Garantia Energética a partir da zero hora do dia 23/02/19. Adicionalmente, o CMSE deliberou que não devem ser consideradas as ofertas de importação de energia do Uruguai e Argentina como recurso adicional, a partir da zero hora do dia 23/02/19, passando a considerar as ofertas semanais de importação conforme critério estabelecido na Portaria MME nº 339/ NOTÍCIAS Nos dias 28 e 29/03/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Abril de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

2 mar/19 jun/19 set/19 dez/19 mar/ jun/ set/ dez/ mar/21 jun/21 set/21 dez/21 mar/22 jun/22 set/22 dez/22 mar/23 jun/23 set/23 dez/23 MW mar/19 jun/19 set/19 dez/19 mar/ jun/ set/ dez/ mar/21 jun/21 set/21 dez/21 mar/22 jun/22 set/22 dez/22 mar/23 jun/23 set/23 dez/23 MW 3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO A atualização de dados para os estudos energéticos de médio prazo é realizada mensalmente quando da elaboração do PMO, tendo por base as informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS Oferta Nas, Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de fevereiro/19, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE/MME, realizada em 15/02/19. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs Maior diferença de 301 MW Atraso da UHE Baixo Iguaçu: UG1: abr/19 (+ 1 mês) Atraso da UHE Colíder: UG1: abr/19 (+ 1 mês) UG2: mai/19 (+ 1 mês) Atraso da UHE Sinop: UG1: mai/19 (+ 1 mês) PMO fev/19 PMO mar/19 Obs: A UG1 da UHE Baixo Iguaçu entrou em operação comercial em 21/02/19 (Despacho SRG/ANEEL nº 461/19) Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 8,0 MW Atraso da UTE São Sepé: UG1: mai/19 (+2 meses) PMO fev/19 PMO mar/19

3 % EARmáx mar/19 mai/19 jul/19 set/19 nov/19 jan/ mar/ mai/ jul/ set/ nov/ jan/21 mar/21 mai/21 jul/21 set/21 nov/21 jan/22 mar/22 mai/22 jul/22 set/22 nov/22 jan/23 mar/23 mai/23 jul/23 set/23 nov/23 [MWmed] Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Maior diferença de 122 MWmed PMO fev/19 PMO mar/ Armazenamentos Iniciais Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de março/19, comparados com os do PMO de fevereiro/19. Figura 4 - Energia armazenada inicial em fevereiro/19 e março/19 [% EARmáx] 100% Energia armazenada inicial 80% 60% 40% % 27,3% 28,0% 49,6% 40,2% 43,5% 42,7% 28,1% 40,7% 0% 0,7 p.p. -9,4 p.p. 0,8 p.p. 12,6 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte fev/19 mar/ Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de março/19, comparadas com o PMO de fevereiro/19.

4 Tabela 1 Tendência hidrológica para o PMO de março/19 NEWAVE [%MLT] PMO fevereiro/19 PMO março/19 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ Jan/ Fev/ * 100% MLT < 100% MLT 3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Modelagem de restrição de escoamento das usinas do rio Madeira até maio/19 (afetando também o fluxo RSE - Recebimento do Sudeste/Centro-Oeste), de acordo com a intervenção cadastrada no SGI/ONS - retorno da operação do Polo 1 do elo de C.C. prevista para 13/05/19, conforme carta ONS nº 0028/DGL/19 referente a reunião sobre a Geração e Transmissão do Rio Madeira ocorrida em 04/02/19; Alteração do CVU das UTEs Flores LT1, Flores LT2 e Iranduba, conforme informado pela CCEE em atendimento ao Despacho SRG/ANEEL nº 064/19. Essas usinas estão disponíveis para o SIN apenas até março/19, em função da data de tendência para entrada em operação comercial do 4º Transformador 230/69 kv 150 MVA da Subestação Manaus, conforme última reunião do DMSE-T; Entrada em operação comercial das UGs 1 e 2 da UHE Baixo Iguaçu (116,73 MW, cada), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 384 e 461/19; Alteração do CVU da UTE Termopernambuco, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 478/19; Alteração no número de unidades de base da UHE Santo Antônio no arquivo HIDR.DAT (de 35 para 34) conforme retificação do Anexo da Portaria SPE/MME nº 155/18 publicada no D.O.U. de 19/02/19; Modelagem da UTE Aparecida (166 MW) com CVU igual à da UTE Mauá 3, GTMAX = 166 MWmed e GTMIN = 69,06 MWmed, de março/19 a dezembro/23, atendendo aos Despachos ANEEL nº 116/19 e 156/19. Foram necessários ajustes na alocação de geração térmica mínima por razões elétricas no subsistema Norte; Modelagem da UTE Uruguaiana (curto prazo março e abril/19), conforme dados encaminhados pelo Agente Aes-Tietê para o DECOMP, utilizados conforme orientação da ANEEL segundo Despacho SRG/ANEEL nº 528/19;

5 Geração hidráulica mínima da UHE Tucuruí MWmed em mar/19 e MWmed em abr/19. A partir do 3º mês foram utilizados os valores sazonalizados, variando entre MWmed e MWmed, conforme informação da Eletronorte no PMO de janeiro/19; Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os meses de março/19 e abril/19, em consonância com os valores utilizados no curto prazo; Defluências das usinas do rio São Francisco, conforme exposto na Carta ONS 0107/DPL/18, anuída pelo Despacho ANEEL nº 687, de 27/03/18, além das decisões tomadas na Reunião do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco de 18/02/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Na próxima semana uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas de interesse do SIN (Figura 5)

6 Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 23/02 a 01/03/19 Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuvavazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, estabilidade nas afluências dos subsistemas Sudeste e Sul, leve recessão nas afluências do subsistema Nordeste e leve aumento nas afluências do subsistema Norte. A previsão mensal para março indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto para o subsistema Sul, que se prevê um pouco acima da média.

7 Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Março/19 PMO de MARÇO/19 - ENAs previstas Subsistema 23/2 a 1/3/19 Mês de MARÇO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA As previsões de carga para o mês de março/19 levaram em consideração o efeito do Carnaval, que acarreta uma redução no número de dias úteis, além de fazer com que a referida semana operativa se torne atípica em relação às demais. Adicionalmente, a indicação meteorológica de ocorrência de temperaturas e índices de chuva semelhantes aos ocorridos em fevereiro/19. Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as previsões carga consideram os fatores citados acima, sinalizando decréscimo de 1,1% e acréscimo de 0,2%, respectivamente, em relação ao mês de março/18. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento esperada para o mês de março/19 é de 6,4%, sendo explicada principalmente pela ocorrência, em março/18, de nebulosidade e precipitação em toda costa leste da região. Adicionalmente, nesse mesmo período houve a redução temporária do consumo de um consumidor industrial conectado na Rede Básica. Para o subsistema Norte, a manutenção da redução da carga de energia de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 18, contribuiu para a manutenção no nível reduzido da carga prevista para esse subsistema justificando o decréscimo de 0,4% em relação ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de Março/19

8 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 23/02 a 01/03/19. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de março/19. Figura 6 Evolução do CMO em março/ POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 23/02 a 01/03/19, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN; Região Sul Geração utilizada prioritariamente nos períodos de pesada e média para fechamento do balanço da região; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região;

9 Região Norte Geração da UHE Tucuruí explorada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão. Foram realizados 7 estudos, onde caso inicial foi construído com base nos dados preliminares para este PMO de Março, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO de Fevereiro. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana na última revisão do PMO de Fevereiro. O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a Função de Custo Futuro do PMO de Fevereiro pela nova Função elaborada para o PMO de Março. A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de vazões, partida dos reservatórios, previsão de carga, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. O principal fator que impactou o CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foi a atualização da previsão de vazões, resultando em sua redução. Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 16/02 a 22/03/19 CMO Médio Semanal 23/02 a 01/03/19 No subsistema Nordeste, o principal fator que impactou a variação do CMO foi a atualização da previsão de carga, causando sua elevação.

10 Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 16/02 a 22/03/19 CMO Médio Semanal 23/02 a 01/03/19 Já no subsistema Norte, assim como nos subsistemas SE/CO e Sul, a atualização da previsão de vazões foi o principal fator que impactou a variação do CMO, causando sua redução. Figura 9 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte CMO Médio Semanal 16/02 a 22/03/19 CMO Médio Semanal 23/02 a 01/03/19

11 8. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 10 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 23/02 a 01/03/19. Figura 10 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de março/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 631 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 27/04 a 03/05/19: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL UTE Benefício (R$/MWh) Nome Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ ,07 355,88 (1) 355,88 (1) 354,98 (1) LUIZORMELO ,89 355,88 (1) 355,88 (1) 354,98 (1) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

12 9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI 9.1. República Oriental do Uruguai Para a semana operativa de 23/02 a 01/03/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Tabela 6 Energia Ofertada para Importação 9.2. República da Argentina Para a semana operativa de 23/02 a 01/03/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Garabi I (1.100 MW) Garabi II (1.100 MW). Tabela 7 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 23/2 a 1/3 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Bloco 6 Bloco 7 Bloco 8 Total Carga Pesada 300,0 300,0 600,0 0,0 600,0 0,0 300,0 300,0 2400,0 Carga Média 0,0 600,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 2400,0 Carga Leve 0,0 600,0 0,0 600,0 0,0 600,0 300,0 300,0 2400,0 CVU (R$/MWh) 296,34 300,95 3,06 324,67 338,50 343,12 476,84 481,45 Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, na etapa de programação diária da operação, as ofertas cujo preço for inferior ao CVU de usinas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, poderão ser utilizadas em substituição a este despacho de geração térmica. Cabe destacar que, as usinas térmicas passíveis de serem substituídas estão despachadas por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga. Assim sendo, quando da efetivação da substituição de suas gerações, deverão ser respeitadas as restrições operativas das usinas e das conversoras de Rivera, Melo, Garabi I e Garabi II.

13 De acordo com o Art. 13º da Portaria MME nº 339, excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE pode decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida. Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos: Parágrafo 2º Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados nos processos de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação - PMO e de formação do PLD. Parágrafo 5º Os montantes de energia para importação serão utilizados pelo ONS desde que essa importação viabilize redução do custo imediato de operação do SIN Parágrafo 6º Os montantes de energia para importação deverão substituir o despacho de parcelas flexíveis de usina termelétricas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que forem despachadas por ordem de mérito de custo, na ordem decrescente dos seus Custos Variáveis Unitários CVU. Parágrafo 13º Excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE poderá decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida. 10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 23/02 a 01/03/19. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 8 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Leve Pesada Média ESS ELÉTRICO M.LAGO (929) R$ 588,89 196,4 48,8 13,7 R$ ,05 TOTAL SE/CO R$ ,05 TERMONE (171) R$ 591, ,4 0 R$ ,14 TERMOPB (171) R$ 591,87 TOTAL NE 2 10,4 0 R$ ,14 R$ , ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados deste PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência.

14 Subsistema Tabela 9 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Sul Nordeste Norte Tabela 10 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 31/3 NÍVEL PMO % EARmáx 22/2 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 31,6 37,0 42,5 27,8 Sul 35,4 45,9 49,9 39,3 Nordeste 46,9 50,7 54,2 43,5 Norte 54,0 64,4 68,5 40,9 12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de março, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO de março/19.

15 Tabela 11 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 23/02/19 a 01/03/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal Previsão Mensal mar-19 Previsão Mensal REE 1-mar 31-mar (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 24,4 29,2 Madeira 96,5 100,0 Teles Pires - - Itaipu 52,0 100,0 Paraná 32,0 40,5 Paranapanema 16,6 23,8 Sul 51,6 47,8 Iguaçu 33,0 44,3 Nordeste 44,1 50,7 Norte 42,5 64,5 Belo Monte 100,0 100,0 Manaus 47,3 62,1

16 13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA Térmicas Potência (MW) Combustível CVU (R$/MWh) REGIÃO SE/CO Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 ANGRA 2 (1350) Nuclear, ,0 1080,0 1080,0 270,0 270,0 270,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 ANGRA 1 (640) Nuclear 31,17 5,0 5,0 5,0 1,0 1,0 1,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 NORTEFLU 1 (400) Gás 62,95 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 NORTEFLU 2 (100) Gás 72,64 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 BAIXADA FL (530) Gás 125,73 430,6 430,6 430,6 430,6 430,6 430,6 430,6 430,6 430,6 NORTEFLU 3 (0) Gás 139,41 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 SANTA CRUZ (500) GNL 142,07 ATLANTICO (235) Resíduos 181,81 218,7 218,7 218,7 0,0 0,0 0,0 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 LUIZORMELO (4) GNL 212,89 LCPRES_L1 (134) Gás 215,23 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 GLBRIZ_L1 (770) Gás 255,05 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3 JUIZ DE FO (87) Gás 283,74 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41 EROCHA_L1 (157) Gás 315,16 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 EUZEBI_L13 (59) Gás 317,47 23,5 23,5 23,5 28,3 28,3 28,3 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 LCPRES_L13 (216) Gás 318,98 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 GLBRIZ_L13 (266) Gás 321,94 26,0 26,0 26,0 34,8 34,8 34,8 60,8 60,8 60,8 60,8 60,8 60,8 BLSOBR_L13 (65) Gás 323,45 65,3 65,3 65,3 65,3 65,3 65,3 65,3 65,3 65,3 NORTEFLU 4 (127) Gás 332,63 126,0 126,0 126,0 126,0 126,0 126,0 126,0 126,0 126,0 AUR.CHAVES (226) Gás 346,37 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 222,0 BLSOBR_L1 (321) Gás 352,45 254,7 254,7 254,7 254,7 254,7 254,7 254,7 254,7 254,7 PIRAT.12 O (0) Gás 470,34 CUIABA CC (529) Gás 511,77 FGASPARIAN (572) Gás 548,04 563,6 563,6 563,6 M.LAGO (929) Gás 588,89 196,4 48,8 13,7 929,3 781,7 746,6 VIANA (175) Óleo 593,68 TNORTE 2 (340) Óleo 910,86 CARIOBA (36) Óleo 937,00 IGARAPE (131) Óleo 939,55 CAMPOS (25) Gás 978,10 PALMEIR_GO (176) Diesel 1064,08 DAIA (44) Diesel 1160,28 GOIANIA 2 (140) Diesel 1216,07 XAVANTES (54) Diesel 1668,51 TOTAL SE/CO (10628) 2689, , , ,8 2913,8 2913,8 5603,6 5603,6 5603,6 196,4 48,8 13,7 7096,5 6948,9 6913,8 REGIÃO SUL Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L ARAUCARIA (484) Gás 0,00 CANDIOTA_3 (350) Carvão 81,66 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 J.LACER. C (363) Carvão 183,43 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 J.LACER. B (262) Carvão 217,06 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 J.LAC. A2 (132) Carvão 223,65 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 J.LAC. A1 (100) Carvão 242,18 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 URUGUAIANA (640) Gás 278,48 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 MADEIRA (4) Biomassa 292,19 2,0 2,0 2,0 1,0 1,0 1,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 FIGUEIRA () Carvão 475,68 0,0 0,0 0,0 S.TIARAJU (249) Diesel 698,14 TOTAL SUL (2604) 2,00 2,00 2,00 767,0 767,0 767,0 769,0 769,0 769,0 0,0 0,0 0,0 769,0 769,0 769,0

17 REGIÃO NORDESTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE (533) Gás 133,55 532,7 532,7 532,7 0,0 0,0 0,0 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 PROSPERIDA (28) Gás 155,43 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 FORTALEZA (327) Gás 164,36 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 P.PECEM1 (7) Carvão 178,71 7,0 7,0 159,4 7,0 7,0 159,4 7,0 7,0 159,4 P.PECEM2 (365) Carvão 188,00 R.ALMEIDA (138) Gás 345,02 TERMOCEARA (223) Gás 365,47 C.FURTADO (186) Gás 374,87 JS_PEREIRA (368) Gás 450,86 PERNAMBU_3 (1) Óleo 504,53 SYKUE I (30) Biomassa 510,12,0,0,0,0,0,0,0,0,0 MARACANAU (168) Óleo 572,96 TERMOCABO (50) Óleo 586,59 TERMONE (171) Óleo 591,87 2,0 10,4 2,0 10,4 TERMOPB (171) Óleo 591,87 2,0 10,4 2,0 10,4 CAMPINA_GR (169) Óleo 593,69 SUAPE II (381) Óleo 596,11 GLOBAL I (149) Óleo 673,81 GLOBAL II (149) Óleo 673,81 BAHIA_1 (31) Óleo 992,02 ALTOS (13) Diesel 1007,85 ARACATI (11) Diesel 1007,85 BATURITE (11) Diesel 1007,85 C.MAIOR (13) Diesel 1007,85 CAUCAIA (15) Diesel 1007,85 CRATO (13) Diesel 1007,85 IGUATU (15) Diesel 1007,85 JUAZEIRO N (15) Diesel 1007,85 MARAMBAIA (13) Diesel 1007,85 NAZARIA (13) Diesel 1007,85 PECEM (15) Diesel 1007,85 AREMBEPE (150) Óleo 1112,64 MURICY (147) Óleo 1112,64 PETROLINA (136) Óleo 12,73 POTIGUAR_3 (66) Diesel 1361,26 POTIGUAR (53) Diesel 1361,27 PAU FERRO (94) Diesel 1532,69 TERMOMANAU (143) Diesel 1532,69 TOTAL NE (5494) 552,70 552,70 552, ,3 1065,3 504,7 1618,0 1618,0 1057,4 4,0,8 0,0 1622,0 1638,8 1057,4 REGIÃO NORTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L C. ROCHA (85) Gás 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 JARAQUI (75) Gás 0,00 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 MANAUARA (67) Gás 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 PONTA NEGR (66) Gás 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 SUZANO MA (255) Resíduos 0,00 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 TAMBAQUI (93) Gás 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 APARECIDA (166) Gás 73,15 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 UTE MAUA 3 (591) Gás 73,15 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 MARANHAO3 (519) Gás 80,44 MARANHAO V (338) Gás 132,14 MARANHAOIV (338) Gás 132,14 PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 P. ITAQUI (360) Carvão 182,54 N.VENECIA2 (178) Gás 217,98 MAUA B3 (110) Gás 411,92 MAUA B4 (150) Óleo 575,00 GERAMAR1 (166) Óleo 593,67 GERAMAR2 (166) Óleo 593,67 SANTANA I (12) Diesel 640,96 MAUA B1 () Óleo 711,77 SAO JOSE (50) Diesel 833,53 ELECTRON (15) Óleo 872,84 IRANDUBA (25) Óleo 888,08 SANTANA II (12) Diesel 898,56 FLORES LT1 (40) Diesel 900,53 APARECD OC (36) Óleo 905,99 FLORES LT2 (40) Diesel 915,57 TOTAL NORTE (4029) 770,5 770,5 770,5 0,0 0,0 0,0 770,5 770,5 770,5 0,0 0,0 0,0 770,5 770,5 770,5 Nas tabelas acima, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem caráter informativo, com o objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos respectivos agentes para o PMO/Revisões. Ressalta-se que nas etapas de Programação Diária e Tempo Real, o montante despachado nas usinas termelétricas indicadas por ordem de mérito é plenamente intitulado como ordem de mérito. Observação: As contribuições referentes ao poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br