Análise PLD 1ª semana operativa de novembro

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1 s Nº 214 1ª semana de novembro/ O InfoPLD é uma publicação semanal que traz uma análise dos fatores que influenciam na formação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, calculado semanalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. O boletim também apresenta a estimativa dos Encargos de Serviços do Sistema ESS, originados por razão de segurança energética e por restrições elétricas no sistema, a estimativa dos custos devido ao descolamento entre o CMO e o PLD, uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE e, no Anexo I, disponibiliza a evolução da garantia física, discriminada por mês e por tipo de usina, para os anos que compreendem o horizonte do Newave. Com o objetivo de fornecer uma visão de futuro do comportamento do preço, o informativo disponibiliza a projeção do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD para os próximos 14 meses. Análise PLD 1ª semana operativa de novembro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 31 de outubro a 6 de novembro de Tabela 1 PLD (em R$/MWh) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 266,02 266,02 266,02 266,02 Média 265,34 265,34 265,34 265,34 Leve 219,09 86,95 219,09 219,09 Média semanal 245,30 187,89 245,30 245,30 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quinta semana de outubro e da primeira de novembro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quinta semana de outubro e da primeira semana de novembro (em R$/MWh) Submercado PLD 5ª sem - out 1ª sem - nov Variação % SE/CO 214,83 245, % S 197,08 187,89-5 % NE 244,03 245, % N 244,03 245, % As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, a previsão de afluências no Sistema Interligado Nacional SIN, que corresponde à estimativa do volume de água que deverá chegar aos reservatórios. O Gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no Sudeste: Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em R$/MWh) O PLD, para o período entre 31 de outubro e 6 de novembro sofreu redução de 5% no Sul, sendo fixado em R$ 187,89/MWh. Nos demais submercados, os preços médios ficaram equalizados em R$ 245,30/MWh, alta de 14% no Sudeste/Centro-Oeste e 1% no Nordeste e Norte frente ao valor da última semana. As afluências esperadas para novembro foram revistas para 98% da Média de Longo Termo MLT. O Sul, que fechou o mês anterior em 236% da média, segue com previsões favoráveis para novembro, 168% da MLT. A expectativa para o Sudeste é de 92% da média histórica, enquanto o Norte (63%) e o Nordeste (29%) têm números mais distantes da média esperada para o período. O descolamento entre os preços ocorre pelo envio de energia do Sul para o Sudeste ter atingido o limite de intercâmbio entre os submercados. Já os níveis de armazenamento nos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente MWmédios acima do esperado, comportamento observado em todos os submercados, exceto no Sul, onde foi registrada redução de 120 MWmédio. O mais expressivo aumento dos níveis foi observado no Sudeste ( MWmédios), seguido dos submercados Norte e Nordeste (+50 MWmédios). A carga de energia prevista para a próxima semana foi elevada em 150 MWmédios e reflete o aumento na expectativa para o Sul (+360 MWmédios) e Nordeste (+80 MWmédios). A expectativa para o Sudeste aponta redução de 220 MWmédios na carga, ocasionada principalmente pela previsão da passagem de uma frente fria pela região, na próxima semana. No Norte, a carga prevista está 80 MWmédios menor em comparação com a expectativa da semana anterior. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, os Gráfico 2, Gráfico 3 e Gráfico 4 ilustram as variações no PLD para todos os submercados.

2 R$/MWh R$/MWh Novembro/ Semana 1 Sudeste, atingindo os limites de intercâmbio, e desacoplando os preços entre esses submercados. A atualização dos níveis iniciais de armazenamento provocaram redução no preço em todos os submercados, sendo no Sudeste/Nordeste/Norte a mais significativa, em torno de R$ 21/MWh nos preços. A redução no preço do Sul foi de aproximadamente R$ 6/MWh. A redução da disponibilidade hidráulica provocou elevação de R$ 30/MWh no PLD de Sudeste/Nordeste/Norte e R$ 4/MWh no Sul. O elevado impacto ocorreu devido a previsão de desligamento da fase 2 da UHE Tucuruí. Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste A expectativa de elevação da carga em função do aumento das temperaturas causou impacto de quase + R$ 9/MWh no preços de Sudeste/Nordeste/Norte e + R$ 3/MWh no preço do Sul. A atualização de variáveis não provocou impactos consideráveis no PLD. O Gráfico 5 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD para o Sudeste: ,60 244,33 245,28 244,17 245,30 245,30 245,30 244,95 243,41 243, Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul Gráfico 5 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste Os Gráfico 6 e Gráfico 7 ilustram a decomposição entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD para os submercados Sul e Nordeste/Norte: Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Nordeste e Norte ,18 186,35 186,61 186,44 187,83 187,83 187,70 187,89 187,89 187,89 A atualização da Função de Custo Futuro 1 causou equalização dos preços em todos os submercados, provocando elevação em torno de R$ 1/MWh e R$ 18/MWh nos preços de Sudeste e Sul respectivamente. Já no Nordeste e Norte, a equalização dos preços causou redução em torno de R$ 28/MWh A atualização das afluências previstas para a primeira semana de novembro de 2015 causou redução no preço do Sul, e praticamente não impactou o PLD dos demais submercados. A elevação das vazões previstas para o Sul ocasionou a elevação do envio de energia para o Gráfico 6 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sul 1 Função de Custo Futuro - um dos principais resultados do modelo Newave, que traduz para os modelos de curto prazo o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. 2

3 R$/MWh Novembro/ Semana O referido gráfico foi elaborado com base nos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO e no Relatório Diário da Situação Hidráulico-Hidrológica da Usinas Hidrelétricas do SIN - RDH, disponibilizados diariamente pelo Operador Nacional do Sistema - ONS ,96 250,11 244,20 245,30 245,30 245,30 245,28 244,95 243,54 243, Gráfico 7 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste/Norte Levando em conta que o cálculo do PLD desconsidera as restrições elétricas internas aos submercados, desde que estas não afetem os limites de intercâmbio de energia entre os submercados, o custo total de operação resultante do cálculo do PLD tende a ser inferior ao custo total de operação do cálculo do CMO, uma vez que este é menos restritivo. Porém, em decorrência da redução da carga, devido a geração proveniente da restrição elétrica, o CMO resultante do cálculo do PLD tende a ser superior ao CMO resultante do cálculo que considera as restrições elétricas. Ao analisar os Gráfico 5 e Gráfico 6, observa-se que o PLD médio semanal da primeira semana de novembro é superior ao CMO em todos os submercados. Porém, analisando os patamares de carga isoladamente, o CMO ficou superior ao PLD nos patamares de carga média e pesada de Nordeste e Norte. Isso ocorre uma vez que os limites de intercâmbio conjunturais considerados no cálculo do CMO são inferiores aos limites estruturais. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: Corte (função de custo futuro); PA (geração mínima da UHE Paulo Afonso necessária para segurança do sistema); StAntJirau (limitação da geração de Santo Antônio e Jirau decorrente dos limites de transmissão); RestConj (restrições conjunturais); RestSul (Despacho por razões elétricas do Sul); RestACRO (Despacho por razões elétricas do sistema ACRO); RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RestN (Restrição operativa da região Manaus). Gráfico 8 - Energia armazenada no submercado Sudeste/C. Oeste Observasse no Gráfico 8 a recuperação do reservatório do Sudeste a partir de julho de 2015, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano, mas plausível em decorrência da redução da carga (até agosto) e das afluências acima da média. Quando comparamos os níveis de armazenamento ao final de outubro com os verificados no final de setembro, observamos queda em todos os submercados, com exceção do Sul. A queda mais significativa, assim como ocorrido no mês passado, foi verificada no Norte com aproximadamente menos 14%. No Sudeste e Nordeste as quedas foram de cerca de 5%. No Sul, em função das altas afluências verificadas, os níveis ao final de outubro ficaram em torno de 20% mais altos que os verificados no final de setembro. Já realizando a comparação do final de outubro de 2015, com o mesmo período do ano passado, observa-se variações positivas no Sudeste e no Sul, 8,9% e 12,3%, respectivamente. Já no Nordeste e no Norte, os níveis ficaram cerca de 7% e 8% abaixo do mesmo período de 2014, respectivamente. A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave dos meses de outubro e novembro de 2015 e suas respectivas diferenças. Tabela 3 Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em out e nov/15 (em %) Newave O modelo Newave estima o custo futuro da energia e reflete para o Decomp o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. Mês SE/CO S NE N Out/15 32,8 73,6 14,5 39,9 Nov/15 27,5 96,5 8,7 24,7 Diferença - 5,3 + 22,9-5,8-15,2 Nas variáveis que influenciam a obtenção da Função de Custo Futuro incluem-se o armazenamento inicial, a tendência hidrológica e o cronograma de expansão das usinas, entre outras. Armazenamento inicial O Gráfico 8 apresenta a evolução do armazenamento dos últimos três anos na região Sudeste. Além disso, traz os valores dos armazenamentos mínimo e máximo atingidos nesta região desde o ano 3

4 jan/15 mar/15 mai/15 jul/15 set/15 nov/15 jan/16 mar/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 nov/17 jan/18 mar/18 mai/18 jul/18 set/18 nov/18 jan/19 mar/19 mai/19 jul/19 set/19 nov/19 Potência (MW) % EARM Máxima Carga (MWmédio) Novembro/ Semana 1 Tendência hidrológica As Energias Naturais Afluentes - ENAs 2 passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da Função de Custo Futuro. A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a novembro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para novembro, está abaixo da Média de Longo Termo - MLT 3, para todos os submercados com exceção do Sul, gerando cenários abaixo da média apenas para estes submercados. No Sul, a constante entrada de frentes frias e consequente elevação da ENA fez com que as afluências de outubro fechassem em 236% da média, influenciando os cenários gerados para novembro, que ficaram em 185% da MLT. Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Carga A carga considerada no horizonte do NEWAVE para o PMO de novembro sofreu elevação nos dois primeiros meses do horizonte de estudos, uma vez que ocorre a compatibilização dos dados com o DECOMP. Esta elevação é ilustrada no Gráfico Submercado Ordem PAR (p) SE/CO 1 Previsão Nov S NE Out Set Ago JuL Jun Mai N *A ordem do PAR(p) 4 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs Decomp out/15 nov/15 Gráfico 10 Carga no NEWAVE Cronograma da expansão Com base no cronograma dos empreendimentos licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE 5 revisa mensalmente os cronogramas de entrada em operação comercial das usinas hidrelétricas UHE; termelétricas UTE; fotovoltaicas UFV; eólicas UEE; e pequenas centrais hidrelétricas - PCHs. Para o PMO de novembro de 2015, a oferta que sofreu impacto mais significativo foi a termoelétrica. A UTE Angra 3, cuja previsão de entrada em operação comercial era maio de 2019, passou a não ser mais simulada, uma vez que a expectativa de entrada em operação comercial desta usina saiu do horizonte de estudo do NEWAVE ( ) Expansão da Oferta Térmica O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração das usinas individualizadas que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o Custo Marginal de Operação CMO 6 que, limitado por um preço mínimo e máximo e levando em consideração apenas as restrições elétricas estruturais que impõem limites de intercâmbio entre os submercados, resulta no PLD. Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Armazenamento inicial O Gráfico 11 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: 32,0 31, ,0 29,0 29,7 28, DMSE Geração - Outubro DMSE Geração - Novembro 28,0 27,0 26,0 Previsto 28,1 Realizado Gráfico 9 Oferta de usinas termoelétricas 2 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 3 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p. 5 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 6 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 4

5 Novembro/ Semana 1 Gráfico 11 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 28,1% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 28,9% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença positiva de MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado: Tabela 5 EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de novembro RV0 nov - previsto RV0 nov - realizado Diferença Submercado (MWmês) (MWmês) (MWmês) SE/CO S NE N Gráfico 13 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sudeste/Nordeste/Norte Carga O Gráfico 12 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de novembro: Gráfico 14 - Oferta e demanda de energia do submercado Sul Estimativa de ESS outubro e novembro de 2015 O Gráfico 15 mostra a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS, por tipo de despacho para o mês de outubro: Gráfico 12 - Carga no SIN A Tabela 6 ilustra a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga do sistema na primeira semana de novembro. Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N Oferta e demanda Os Gráfico 13 e Gráfico 14 apresentam as curvas de oferta e demanda do SIN para a primeira semana de novembro. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: pelas usinas não-despachadas individualmente, pela geração inflexível e pela geração por ordem de mérito. Gráfico 15 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de outubro O Gráfico 16 apresenta a expectativa de ESS, por submercado, para o mês de outubro: 5

6 R$ MM Novembro/ Semana Sudeste Sul Nordeste Norte 6,82 48,75 0,02 8,71 9,03 46,64 39,78 0,02 1,72 41, ,07 93,21 1,98 79,66 13,01 82, ,01 3,46 3,97 24,03 4,30 0 8,81 1 a 2 out 3 a 9 out 10 a 16 out 17 a 23 out 24 a 30 out 31 de out Gráfico 16 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de outubro O Gráfico 17 traz a estimativa de ESS, por tipo de despacho, para o mês de novembro: 7,10 0,02 outubro, sendo que R$ 544 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando o Despacho Aneel nº 183/2015; o descrito na Nota Técnica nº 52/2015 SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da Aneel, realizada em 14/04/15; e o disposto na REN Aneel nº 658/2015, as usinas enquadradas na condição CMO>CVU>PLD, ou seja, despachadas por ordem de mérito no Deck do ONS e não despachadas em comparativo ao PLD, tem seus custos caracterizados como custos devido ao descolamento entre CMO e PLD. A mesma nota técnica esclarece que as usinas termelétricas que possuem Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na situação CMO>CVU>PLD, devem ter seu custo adicional coberto por meio da receita de venda advinda desses contratos. Desta forma, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na previsão dos custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD. Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores estimados para o período. O Gráfico 19 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para o mês de outubro: Gráfico 17 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de novembro O Gráfico 18 apresenta a estimativa de ESS por submercado para o mês de novembro: Gráfico 19 Estimativa de Custos por submercado para o mês de outubro A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 19 resultam em uma estimativa de R$ 5,65 milhões em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD para o mês de outubro. Gráfico 18 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de novembro Os valores estimados para o período de 1º a 30 de outubro foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O Gráfico 20 ilustra a previsão de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para novembro de Ressaltamos que os valores previstos neste boletim consideram os encargos por restrição de operação por Constrained-On, ou seja, aqueles pagos pela geração despachada acima da ordem de mérito de custo. A expectativa para o período de 31 de outubro a 30 de novembro foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico, por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp da revisão 0 de novembro. O ESS referente à segurança energética foi estimado considerando as usinas cujo CVU é superior ao CMO. Gráfico 20 - Estimativa de Custos por submercado para o mês de novembro A consolidação dos valores apresentados nos Gráfico 15 e Gráfico 16 resulta na expectativa de R$ 616 milhões em encargos para o mês de 6

7 Novembro/ Semana 1 Fator de Ajuste do MRE O MRE é um mecanismo de compartilhamento e mitigação de risco hidrológico, o que possibilita o despacho centralizado das usinas hidrelétricas. O fator de ajuste do MRE representa a razão entre a geração hidráulica, no centro de gravidade das usinas participantes desse mecanismo, pelo montante total de suas garantias físicas sazonalizadas. O Gráfico 21 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para setembro, outubro e novembro de Para o mês de setembro, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a 30 de outubro de 2015, as informações de geração hidráulica foram obtidos a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 31 de outubro a 30 de novembro tiveram os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 0 do Decomp de novembro de 2015, levando em consideração uma estimativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (rede básica e internas), obtido a partir da análise do histórico, e um fator de modulação semanal com o objetivo de emular o comportamento operativo do SIN aos finais de semana. Projeção do PLD As projeções de PLD apresentadas neste boletim são realizadas com base em duas metodologias distintas de projeção de ENA: semelhança histórica e Redes Neurais Artificiais (RNA), considerando o horizonte dos próximos 14 meses. A partir de janeiro de 2016 a CCEE passou a utilizar a representação do SIN em nove reservatórios equivalentes de energia, de acordo com a definição da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico CPAMP. Os reservatórios equivalentes de energia escolhidos para serem utilizados foram: Sudeste, Madeira, Teles Pires, Paraná, Itaipu, Sul, Nordeste, Norte e Belo Monte. Os Gráfico 23, Gráfico 24, Gráfico 25 e Gráfico 26 ilustram os PLDs projetados para o período de novembro de 2015 a dezembro de 2016 valendo-se dessa nova topologia a partir de janeiro de Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e o despacho térmico das UTEs com CVU até R$ 600/MWh (seguindo o aprovado pelo CMSE), os gráficos também ilustram a projeção do PLD considerando a pior série do histórico de ENA para o SIN (de novembro de 1952 a dezembro de 1953) e as curvas P10 e P25, que resultam de simulações sem a consideração da tendência hidrológica. Há 10% de chance do PLD estar acima da curva roxa (P10) para o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja (P25) para o período Já as garantias físicas sazonalizadas, de setembro e outubro, foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 2015 ), publicada no dia 7 de agosto de Os valores correspondem, respectivamente, a MWmédios e MWmédios, e consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. Esses valores de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em 4%, o que representa uma expectativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados de Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 2015, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de outubro deste ano. Gráfico 23 Projeção do PLD do Sudeste Gráfico 21 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 22 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para o mês de setembro e a estimativa para outubro e novembro de Gráfico 24 Projeção do PLD do Sul Gráfico 22 Estimativa do fator de ajuste do MRE 7

8 Novembro/ Semana 1 Gráfico 25 Projeção do PLD do Nordeste Gráfico 26 Projeção do PLD do Norte Disclaimer - A CCEE alerta e ressalta que é de responsabilidade exclusiva dos agentes de mercado e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação e comerciais, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. Assim, não cabe atribuir à CCEE qualquer responsabilidade pela tomada de decisões administrativas e empresariais relacionadas ao tema. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente material sem a identificação da fonte. 8

9 Novembro/ Semana 1 ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) 9

10 Novembro/ Semana 1 O anexo ilustra a evolução da garantia física ao longo do horizonte do Newave, de 2015 a Os dados de UHE não consideram as garantias físicas das Pequenas Centrais Hidrelétricas PCHs. Os dados de UTE consideram as garantias físicas das usinas movidas à biomassa. Os dados referentes à garantia física em operação comercial foram extraídos do Boletim de Operação das Usinas nº 14/2014, disponível no site da CCEE, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de dezembro de A partir de janeiro de 2015, são consideradas as usinas em expansão constantes nos anexos provenientes da reunião mensal do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE, bem como a garantia física referente às unidades geradoras que entraram em operação comercial. As datas da expansão respeitam o constante nos anexos das reuniões do DMSE. 10