PMO de Fevereiro Semana Operativa de 26/01/2019 a 01/02/2019

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1 PMO de Fevereiro Semana Operativa de 26/01/19 a 01/02/19 1. APRESENTAÇÃO Na primeira semana do mês de janeiro/19 ocorreu chuva fraca nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul, Sudeste/Centro-Oeste e no Tocantins. Nas semanas posteriores a precipitação voltou a ficar restrita às bacias hidrográficas da região Sul. As bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu apresentaram anomalia positiva de precipitação, enquanto as demais bacias hidrográficas de interesse do SIN permanecem com chuva abaixo da média histórica. As bacias hidrográficas da região Sul apresentaram chuva fraca. As bacias dos rios Tietê, Grande e Tocantins permaneceram apresentando pancadas de chuva em pontos isolados. No início da semana de 26/01 a 01/02/19 deve ocorrer deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do Tocantins, Paranapanema e do trecho montante a UHE Três Marias no São Francisco. Para a semana operativa de 26/01 a 01/02/19, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, para a referida semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina. Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO e Sul: de R$ 184,30/MWh para R$ 346,45/MWh NE: de R$ 39,79/MWh para R$ 136,31/MWh Norte: de R$ 8,47/MWh para R$ 81,15/MWh 2. NOTÍCIAS Nos dias 21 e 22/02/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 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.

2 fev/19 mai/19 ago/19 nov/19 fev/ mai/ ago/ nov/ fev/21 mai/21 ago/21 nov/21 fev/22 mai/22 ago/22 nov/22 fev/23 mai/23 ago/23 nov/23 MW fev/19 mai/19 ago/19 nov/19 fev/ mai/ ago/ nov/ fev/21 mai/21 ago/21 nov/21 fev/22 mai/22 ago/22 nov/22 fev/23 mai/23 ago/23 nov/23 MW 3.1. 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 janeiro/19, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE/MME, realizada em 17/01/19. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs Maior diferença de 288 MW Atraso da UHE Sinop: UG2: mai/19 (+ 1 mês) Atraso da UHE Baixo Iguaçu: UG2: abr/19 (+ 1 mês) UG3: mai/19 (+ 1 mês) Atraso da UHE Colíder: UG1: mar/19 (+ 1 mês) UG2: abr/19 (+ 1 mês) UG3: jun/19 (+ 1 mês) PMO jan/19 PMO fev/19 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 25,0 MW Atraso da UTE São Sepé: UG1: mar/19 (+1 mês) A UTE ERB Candeias (16,79 MW) passou a ser representada como Não Simulada Individualmente, devido a ainda não ter sido reclassificada no ONS como usina Tipo II-A PMO jan/19 PMO fev/19

3 % EARmáx Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Armazenamentos Iniciais Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de fevereiro/19, comparados com os do PMO de janeiro/19. Figura 4 - Energia armazenada inicial em janeiro/19 e fevereiro/19 [% EARmáx] 100% Energia armazenada inicial 80% 60% 40% % 26,8% 27,3% 59,3% 49,6% 42,7% 39,2% 28,4% 28,1% 0% 0,5 p.p. -9,7 p.p. 3,5 p.p. -0,3 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte jan/19 fev/ Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de fevereiro/19, comparadas com o PMO de janeiro/19.

4 Tabela 1 Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/19 NEWAVE [%MLT] PMO janeiro/19 PMO fevereiro/19 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jul/ Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ Jan/ * 100% MLT < 100% MLT 3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Alteração da forma de representação da UTE ERB Candeias (16,79 MW e 12,9 MWmed), passando a ser NÃO simulada individualmente, conforme orientações da SRG/ANEEL (desde a revisão 2 do PMO de janeiro/19) devido a ainda não ter sido reclassificada no ONS como usina Tipo II-A. A usina foi retirada dos arquivos de modelagem individual no NEWAVE e seus montantes mensais de energia voltaram a ser considerados no conjunto de NÃO simuladas individualmente, mas sem alteração em fatores; Alteração do CVU das UTE Parnaíba IV, Termopernambuco e Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.3/18, 077/19 e 193/19; Alteração do CVU das UTEs Flores Lote 1, Flores Lote 2 e Iranduba, conforme informado pela CCEE em atendimento ao Despacho SRG/ANEEL nº 064/19. Essas usinas estão disponíveis para o SIN até março/19, pois o 4º Transformador 230/69 kv 150 MVA da Subestação Manaus tem data de tendência dia /03/19 na última reunião do DMSE-T; Atualização da vazão defluente mínima da UHE Serra da Mesa, conforme Resolução ANA nº 93/18 e FSAR-H nº 639/19 com informação enviada pelo Agente responsável; Geração hidráulica mínima da UHE Tucuruí MWmed em fev/19 e MWmed em mar/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 fevereiro/19 e março/19, em consonância com os valores utilizados no curto prazo; Modelagem de restrição no escoamento da geração das UHEs Jirau/Santo Antônio (afetando também o fluxo RSE - Recebimento do Sudeste/Centro-Oeste) apenas no mês de fevereiro/19, devido a indisponibilidade do polo 3 dos bipolos do Madeira;

5 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 21/01/ ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste no início da próxima semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do Tocantins, Paranapanema e do trecho montante a UHE Três Marias no São Francisco ( Figura 5). No decorrer da semana a atuação do sistema de alta pressão nas regiões Sul e Sudeste dificulta a ocorrência de precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/01/19 a 01/02/19

6 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, leve aumento nas afluências do subsistema Norte, recessão nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e estabilidade nas afluências do subsistema Sudeste. A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com destaque para o subsistema Nordeste com previsões significativamente abaixo da média. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/19 PMO de FEVEREIRO/19 - ENAs previstas Subsistema 26/1 a 1/2/19 Mês de FEVEREIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA O indicador do nível de utilização da capacidade instalada que, segundo publicação da Fundação Getúlio Vargas FGV de janeiro de 19, se encontra no menor patamar desde setembro de 17 (74,1%), indica que a produção industrial ainda se apresenta em ritmo lento. Apesar disso, em decorrência das elevadas temperaturas que vem sendo observadas no mês de janeiro principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a carga tem apresentado crescimento expressivo em relação a igual período do ano anterior. Para o mês de fevereiro/19, espera-se a ocorrência de temperaturas acima da média histórica, superiores às verificadas no mesmo período do ano anterior com influência no comportamento da carga esperada. Os fatores supracitados, bem como a ocorrência do feriado de Carnaval no mês de fevereiro do ano anterior, justificam as expressivas taxas de crescimento previstas de 9,0% e 6,6% para os Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, respectivamente. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento sinalizada para o mês de fevereiro/19, em relação a fevereiro do ano anterior, é de 4,5%. Sendo essa taxa explicada principalmente pela ocorrência, em fevereiro/18, de chuvas no litoral e pela 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, cujo retorno pleno previsto para fevereiro/19 não se

7 concretizou, contribuiu para a manutenção no nível reduzido da carga prevista para esse subsistema justificando o decréscimo de 1,4% em relação a igual período do ano anterior. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/19 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem fev/19 fev/19 -> fev/18 Sudeste ,0% Sul ,6% Nordeste ,5% Norte ,4% SIN ,0% 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 26/01 a 01/02/19. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 354,18 354,18 137,55 81,82 Média 347,32 347,32 137,55 81,82 Leve 342,19 342,19 135,00 80,44 Média Semanal 346,45 346,45 136,31 81,15 Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de fevereiro/19. Figura 6 Evolução do CMO em fevereiro/19

8 6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 26/01 a 01/02/19, 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; 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 Fevereiro, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO de Janeiro. 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 Janeiro. O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a Função de Custo Futuro do PMO de Janeiro pela nova Função elaborada para o PMO de Fevereiro. 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 de todos os subsistemas do SIN foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF), resultando em sua elevação.

9 Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 19/01 a 25/01/19 CMO Médio Semanal 26/01 a 01/02/19 Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 19/01 a 25/01/19 CMO Médio Semanal 26/01 a 01/02/19

10 Figura 9 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte CMO Médio Semanal 19/01 a 25/01/19 CMO Médio Semanal 26/01 a 01/02/19 8. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 10 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/01 a 01/02/19. Figura 10 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de fevereiro/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 679 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

11 Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 30/03 a 05/04/19: 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 ,05 3,98 (1) 3,98 (1) 318,27 (1) LUIZORMELO ,85 3,98 (1) 3,98 (1) 318,27 (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 9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 26/01 a 01/02/19, foi considerada 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 Oferta de Energia para a Semana de 26/1 a 1/2 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Total Carga Pesada 0,0 0,0 0,0 Carga Média 0,0 0,0 0,0 Carga Leve 230,0 50,0 280,0 CVU (R$/MWh) 159,30 179,59 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. Entretanto, na etapa de programação diária da operação, estas ofertas poderão ser utilizadas para substituir o despacho de geração das últimas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, no patamar de carga leve, tendo em vista que somente neste patamar o preço da oferta para a importação de energia do Uruguai é inferior ao CVU das usinas despachadas. Cabe destacar que, as usinas térmicas passíveis de serem substituídas no patamar de carga leve 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 e Melo.

12 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. 10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para semana operativa de 26/01 a 01/02/19 não há expectativa de custo de despacho por restrição elétrica. 11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados deste PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência. Subsistema Tabela 7 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

13 Tabela 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 28/2 NÍVEL PMO % EARmáx 25/1 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 25,7 30,8 36,1 27,2 Sul 37,5 47,4 54,6 49,6 Nordeste 40,0 42,3 44,6 42,7 Norte 34,0 37,6 48,7 28,1 12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO de fevereiro/19. Tabela 9 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 26/01/19 a 01/02/19 Previsão Mensal fev/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus

14 Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal Previsão Mensal REE 1-fev 28-fev (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 22,9 26,6 Madeira 90,5 89,5 Teles Pires - - Itaipu 74,9 100,0 Paraná 28,6 32,2 Paranapanema 19,6 26,4 Sul 61,9 59,4 Iguaçu 35,5 36,4 Nordeste 42,4 42,3 Norte 27,8 37,8 Belo Monte 89,7 100,0 Manaus 38,4 31,0

15 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 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 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 NORTEFLU 3 (0) Gás 139,41 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 BAIXADA FL (530) Gás 158,48 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 510,0 SANTA CRUZ (500) GNL 179,05 ATLANTICO (235) Resíduos 181,42 210,1 210,1 210,1 0,0 0,0 0,0 210,1 210,1 210,1 210,1 210,1 210,1 LCPRES_L1 (134) Gás 188,14 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 GLBRIZ_L1 (770) Gás 254,97 711,9 711,9 711,9 711,9 711,9 711,9 711,9 711,9 711,9 LUIZORMELO (4) GNL 271,85 JUIZ DE FO (87) Gás 283,74 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41 EROCHA_L1 (157) Gás 314,70 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 157,2 EUZEBI_L13 (59) Gás 318,14 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 51,8 LCPRES_L13 (216) Gás 319,64 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 215,5 GLBRIZ_L13 (266) Gás 322,58 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 BLSOBR_L13 (65) Gás 324,07 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 0,0 BLSOBR_L1 (321) Gás 352,38 246,7 246,7 246,7 0,0 0,0 PIRAT.12 O (0) Gás 470,34 CUIABA CC (529) Gás 511,77 FGASPARIAN (572) Gás 548,04 M.LAGO (929) Gás 588,75 VIANA (175) Óleo 589,46 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 1064,00 DAIA (44) Diesel 1160,22 GOIANIA 2 (140) Diesel 1215,98 XAVANTES (54) Diesel 1668,42 TOTAL SE/CO (10628) 2312, , , ,7 2867,0 2645,0 5426,1 5179,4 4957,4 0,0 0,0 0,0 5426,1 5179,4 4957,4 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 81,54 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 MADEIRA (4) Biomassa 291,98 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 URUGUAIANA (640) Gás 486, S.TIARAJU (249) Diesel 698,14 TOTAL SUL (2604) 2,00 2,00 2,00 677,0 677,0 677,0 679,0 679,0 679,0 0,0 0,0 0,0 679,0 679,0 679,0

16 Térmicas Potência (MW) CVU (R$/MWh) REGIÃO NORDESTE Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE (533) Gás 137,55 0,0 468,9 0,0 468,9 0,0 468,9 0,0 PROSPERIDA (28) Gás 155,43 FORTALEZA (327) Gás 164,36 P.PECEM1 (7) Carvão 198,75 P.PECEM2 (365) Carvão 6,98 R.ALMEIDA (138) Gás 345,02 TERMOCEARA (223) Gás 365,36 C.FURTADO (186) Gás 374,87 JS_PEREIRA (368) Gás 450,86 PERNAMBU_3 (1) Óleo 500,79 SYKUE I (30) Biomassa 510,12 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 MARACANAU (168) Óleo 568,79 TERMOCABO (50) Óleo 582,43 TERMONE (171) Óleo 587,74 TERMOPB (171) Óleo 587,74 CAMPINA_GR (169) Óleo 589,47 SUAPE II (381) Óleo 591,64 GLOBAL I (149) Óleo 669,05 GLOBAL II (149) Óleo 669,05 BAHIA_1 (31) Óleo 991,88 ALTOS (13) Diesel 1007,79 ARACATI (11) Diesel 1007,79 BATURITE (11) Diesel 1007,79 C.MAIOR (13) Diesel 1007,79 CAUCAIA (15) Diesel 1007,79 CRATO (13) Diesel 1007,79 IGUATU (15) Diesel 1007,79 JUAZEIRO N (15) Diesel 1007,79 MARAMBAIA (13) Diesel 1007,79 NAZARIA (13) Diesel 1007,79 PECEM (15) Diesel 1007,79 AREMBEPE (150) Óleo 1112,59 MURICY (147) Óleo 1112,59 PETROLINA (136) Óleo 12,68 POTIGUAR_3 (66) Diesel 1361,22 POTIGUAR (53) Diesel 1361,23 PAU FERRO (94) Diesel 1532,65 TERMOMANAU (143) Diesel 1532,65 TOTAL NE (5494) 22,00 22,00 22,00 0,0 468,9 0,0 22,0 490,9 22,0 0,0 0,0 0,0 22,0 490,9 22,0 REGIÃO NORTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/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 0,00 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 TAMBAQUI (93) Gás 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 MARANHAO3 (519) Gás 80,44 490,0 512,5 428,6 490,0 512,5 428,6 490,0 512,5 428,6 UTE MAUA 3 (591) Gás 87,18 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 MARANHAO V (338) Gás 165,49 MARANHAOIV (338) Gás 165,49 P. ITAQUI (360) Carvão 1,43 N.VENECIA2 (178) Gás 217,98 APARECIDA (166) Gás 302,19 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 118,0 MAUA B3 (110) Gás 411,92 MAUA B4 (150) Óleo 575,00 GERAMAR1 (166) Óleo 589,45 GERAMAR2 (166) Óleo 589,45 SANTANA I (12) Diesel 640,96 MAUA B1 () Óleo 711,77 SAO JOSE (50) Diesel 833,53 ELECTRON (15) Óleo 872,84 SANTANA II (12) Diesel 898,56 IRANDUBA (25) Óleo 905,70 APARECD OC (36) Óleo 905,99 FLORES LT1 (40) Diesel 918,48 FLORES LT2 (40) Diesel 933,66 TOTAL NORTE (4029) 778,5 778,5 778,5 490,0 512,5 428,6 1268,5 1291,0 17,1 0,0 0,0 0,0 1268,5 1291,0 17,1 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

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