Produção Sudeste/Centro-Oeste

Sábado, 2 de Abril de 213 1 - Balanço de Energia LEGENDA: Verificado Programado SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed Produção Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Termo Convencional Eólica 35.446 11.737 1.8 7.75 128 35.477 11.738 1.78 7.534 126 63,41 % 2,98 % 1,93 % 13,46 %,23 % Total SIN 56.141 55.953 1, % Intercâmbio Internacional Carga (*) Produção e Carga Regionais e Intercâmbios Verificados - MWmed. Norte Interligado Produção Hidro Produção Termo 1.1 Carga (*) Itaipu Binacional Interc. Internacional 8.17 4.13 11.738 5.5-1.788 Produção Hidro 6.629 Produção Termo 1.289 Eólica 5 Carga (*) Sul 56.141 55.953 3.262 Produção Nordeste Hidro 4.184 Produção Termo 918 Eólica 121 Carga (*) 9.19 Produção Sudeste/Centro-Oeste Hidro Produção Termo Carga (*) (**) (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (538 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (52 MW) nesse dia. Interc Internacional Sul INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 1 624 9.35 Nordeste Sudeste/Centro-Oeste -1.427 16.494 5.395 33.364

2 - Balanço de Energia Detalhado LEGENDA: Verificado Programado NORTE INTERLIGADO NORDESTE Produção (MWmed/dia) Produção (MWmed/dia) Hidro 14,6 % 8.17 8.37 Hidro 7,48 % 4.184 4.351 Termo 1,8 % 1.1 1.16 Termo 1,64 % 918 924 Total 14,6 % 9.18 9.323 5.5 3.262 Eólica,22 % 121 124 5.18 % Carga (MWmed) (*) 4.13 4.143 4.269 Total 9,33 5.223 5.399 Carga (MWmed) (*) Energia Afluente ENA 13.483 MWmed 9.19 9.668 Energia Afluente ENA 7.66 MWmed 96 % MLT bruta no mês até o dia 6% MLT bruta no mês até o dia 59 % MLT armazenável no mês até o dia 6% MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia 13.778 MWmês 96,6 % Energia Armazenada Desvio dia anterior No dia 24.376 % 11 MWmês,1% Desvio dia anterior MWmês 47, 178 MWmês,3 % -1.788 624-911 ITAIPU Binacional Produção para o Brasil (MWmed) 5 Hz 5.141 5.127 6 Hz 6.597 6.61 Total 11.738 11.737 Intercâmbio Internacional (MWmed) Paraguai Import. Export. Acaray Uruguai Rivera Argentina Garabi I Garabi II Uruguaiana TOTAL 11.738 11.737 SUL Produção (MWmed/dia) Hidro 11,85 % 6.629 6.673 Termo 2,3 % 1.289 1.417 Eólica,1 % 5 4 Total 14,16 % 7.923 8.94 Carga (MWmed) (*) 9.35 9.367 Energia Afluente ENA 5.842MWmed 139 % MLT bruta no mês até o dia 133 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia 12.848 MWmês 64,6% Desvio dia anterior -39 MWmês -,2% SUDESTE/CENTRO-OESTE Produção (MWmed/dia) Hidro 29,48 % 16.49416.115 Termo 7,72 % 4.317 4.393 Nuclear 1,93 % 1.78 1.8 Total 39,12 % 21.889 21.588 Carga (MWmed) (*) (**) 33.36432.963 Energia Afluente ENA 5.367 MWmed 136 % MLT bruta no mês até o dia 13 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia 123.98 MWmês 61,4 % Desvio dia anterior 522 MWmês,3 % -1.427-1.273 (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (538 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (52 MW)nesse dia. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 2

3 - Variação de Carga e Energia Armazenada Carga (*) Ref. Carga mensal Curva Aversão (MWmed) Previsão Programa Mensal de Operação - PMO (MWmed) Carga Verificada no dia (MWmed) Variação últimos 7 dias/ref. Carga Curva Aversão (%) Variação últimos 7 dias/previsão mensal PMO (%) Variação no mês/ref. Carga Curva Aversão (%) Variação no mês/previsão mensal PMO (%) Sul SE/CO N-Int. NE 1.629 9.35 33.364 (**) 4.13 9.19-5,5-1,4 (***) 4,8-3,2-1,4 38.961 (***) 9.385 1.373 37.176 (**) 4.276 1.236-3,8-6,1 -,7-3,9-5,9 (***) 5,4-1,4 -,5-3,3 Energia Armazenada Sul SE/CO Norte NE Interl. Tucurui Capacidade Máxima (MWmês) Armazenamento ao final do dia (MWmês) Armazenamento ao final do dia (%) Variação em relação dia anterior (%) Variação acumulada mensal (%) Diferença em relação à Curva Aversão (%) 19.873 21.817 14.267 7.631 51.859 12.848 123.98 13.778 7.632 24.376 64,6 61,4 96,6 1, 47, -,2,3,1,3, 2,2 7,3 2,4,4 4,1 34,6 2,7 (***) ----- 11,3 (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Estes valores incluem toda a carga de Mato Grosso do Sul (***) Ver item 9.4 4 - Destaques da Operação * CARGA E PRODUÇÃO DE ENERGIA POR REGIÃO Região Sul: A geração hidráulica foi ligeiramente inferior ao valor programado devido ao maior recebimento de energia da região Sudeste/Centro-Oeste. A geração térmica foi inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração eólica e a carga não apresentaram desvio significativo em relação aos valores previstos. Região Sudeste/Centro-Oeste: A geração hidráulica foi superior ao valor programado devido à carga acima da prevista. As gerações total de Itaipu e nuclear não apresentaram desvio significativo em relação aos valores programados. A geração térmica foi inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 3

Região Nordeste: A geração hidráulica foi inferior ao valor programado devido à carga abaixo da prevista. As gerações térmica e eólica não apresentaram desvio significativo em relação aos valores previstos. Região Norte-Interligado: A geração hidráulica foi inferior ao valor programado para controle do fluxo Exportação do Norte no período de h3min as 8hmin. A geração térmica e a carga não apresentaram desvio significativo em relação aos valores previstos. * TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE REGIÕES Intercâmbio de Energia para a Região Sul O intercâmbio de energia para a região Sul foi superior ao valor programado para otimização energética. Intercâmbio de Energia da Região Norte-Interligado O intercâmbio de energia da região Norte-Interligado foi inferior ao valor programado para controle do fluxo Exportação do Norte, conforme relato anterior. Intercâmbio de Energia para a Região Nordeste O intercâmbio de energia para a região Nordeste foi inferior ao valor programado devido à carga da própria região Nordeste abaixo do valor previsto, sendo que a geração hidráulica estava em seu valor mínimo operativo. Intercâmbio Internacional Não houve intercâmbio internacional, conforme programado. * OCORRÊNCIAS NA REDE DE OPERAÇÃO Nada a relatar. * OCORRÊNCIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO Nada a relatar. * CONCLUSÃO DE TESTES DE COMISSIONAMENTO DE NOVAS INSTALAÇÕES Nada a relatar. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 4

5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A 5.1 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo I Usinas Razão do Capacidade Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(*) S U D E S T E / C E N T R O - O E S T E Angra II EN 135 18 18 178 --- --- (5) Angra I --- 64 --- --- (4) Nortefluminense GFOM/EN 869 82 82 757-63 -8% --- Santa Cruz Nova EN 5 35 35 288-62 -18% (3) Luiz Carlos Prestes EN/GE 386 363 363 365 2 1% --- Do Atlântico IN/EN 49 235 235 231-4 -2% (5) Juiz de Fora GE 87 81 53 54 1 2% --- Linhares EN 24 195 195 192-3 -2% --- Gov. Leonel Brizola IN/GE 158 998 65 656 6 1% (5) Aureliano Chaves --- 226 --- --- (4) B. L. Sobrinho GE 386 345 225 231 6 3% (5) W. Arjona --- 26 --- --- (2) Euzebio Rocha IN/GE 249 27 27 211 4 2% (5) Fernando Gasparian GE 576 56 56 517-43 -8% (5) Santa Cruz --- 436 --- --- (2) Mário Lago GE 923 885 531 539 8 2% (6) Piratininga --- 2 --- --- (2) Termonorte II EL 34 299 12 137 17 14% (5) Cuiabá GE 529 488 26 26 14% --- Campos --- 3 --- --- (2) Viana --- 175 174 --- --- --- Igarapé --- 131 --- --- (4) Daia --- 44 38 --- --- (5) Palmeiras de Goiás --- 176 15 --- --- (5) Goiânia 2 --- 14 7 --- --- (5) Sol IN 147 49 49 51 2 4% (5) Caçu-I --- 13 26 26 4% (5) Ipaussu IN 76 35 35 36 1 3% (5) Rio Acre --- 45 32 --- --- --- TOTAL SE / CO 1749 749 5473 5395-78 -1% Legenda: EL - Elétrica EN - Energética IN - Inflexibilidade EX - Exportação TE - Teste GE - Garantia de Suprimento Energético - Res. CNPE 8/7 e Procedimento Operativo de Curto Prazo - Res. ANEEL 351/9 PE - Perdas GFOM - Geração Fora de Ordem de Mérito de Custo - Resolução ANEEL 272/27 GSUB - Geração de substituição - Resolução ANEEL 272/27 ER - Energia Reposição UC - Ultrapassagem da CAR - Resolução CNPE 8 de 2/12/27 (1) - Não são comparadas por serem programadas sempre na base (2) - Operação comercial suspensa pela ANEEL ou Orgão Ambiental (3) - Em expansão (4) - Manutenção em Unidade Geradora (5) - Restrição Operativa (6) - Manutenção em Unidade Geradora e Restrição Operativa (*) - Diferença (Verificado - Programado) Var% = (Verificado - Programado) / Programado * 1 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 5

5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A 5.1 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo I Usinas Razão do Capacidade Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(*) S U L Candiota III EN 35 325 325 38-17 -5% --- P. Médici EN 446 145 145 135-1 -7% (6) J. Lacerda-C IN/EN 363 335 335 241-94 -28% --- J. Lacerda-B IN 262 24 24 24 --- --- --- J. Lacerda-A IN 232 9 9 96 6 7% (5/6) Charqueadas IN 72 28 28 2-8 -29% (5) São Jerônimo IN 2 4 4 4 --- --- (6) Araucária GE 484 235 235 238 3 1% (4) Figueira IN 2 13 13 5-8 -62% (5) Sepé Tiaraju --- 161 16 --- --- --- Uruguaiana --- 64 --- --- (5) Alegrete --- 66 --- --- (4) Nutepa --- 24 --- --- (2) TOTAL S 314 1575 1415 1287-128 -9% N O R D E S T E Termopernambuco --- 533 --- --- (5) Porto Pecém I --- 36 --- --- (4) Fortaleza EN 347 327 327 32-7 -2% --- Rômulo Almeida GE 138 78 27 28 1 4% (6) Celso Furtado GE 186 15 15 15 --- --- (5) Termoceará --- 22 135 --- --- (5) Jesus S. Pereira GE 323 16 16 156-4 -2% (4) Maracanau I --- 168 142 --- --- (4) Termocabo --- 5 48 --- --- --- Termonordeste --- 171 88 --- --- (2) Termoparaiba --- 171 74 --- --- (2) Global I --- 149 119 --- --- (5) Global II --- 149 14 --- --- --- Campina Grande --- 169 164 --- --- --- Suape II --- 381 354 --- --- --- Camaçari GE 347 26 26 264 4 2% (4) Camaçari Muricy --- 152 148 --- --- --- Camaçary Polo --- 15 15 --- --- --- Petrolina --- 136 13 --- --- --- Potiguar III --- 66 58 --- --- (5) Potiguar --- 53 48 --- --- --- Pau Ferro I --- 94 94 --- --- --- Termomanaus --- 143 143 --- --- --- TOTAL NE 4656 31 924 918-6 -1% N O R T E Maranhão IV EN 338 328 328 329 1 % --- Maranhão V EN 338 328 328 331 3 1% --- Porto do Itaqui EN 36 36 36 35-1 -3% --- Geramar 1 --- 166 166 --- --- --- Geramar 2 --- 166 166 --- --- --- TOTAL N 1368 1348 116 11-6 -1% INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 6

5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A 5.2 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo II-A Usinas Razão do Capacidade Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(*) S U D E S T E / C E N T R O - O E S T E Cocal --- 28 --- --- (5) Pie-RP --- 3 --- --- (2) Xavantes --- 54 47 --- --- (5) TOTAL SE 112 47 --- S U L Energia Madeiras GFOM 4 2 2 2 --- --- (5) TOTAL S 4 2 2 2 % N O R D E S T E Enguia CE ** --- 95 7 --- --- (5) Enguia PI ** --- 52 38 --- --- (5) Bahia I --- 32 31 --- --- --- TOTAL NE 179 139 --- (**) Corresponde ao total de geração programada nas usinas da Enguia nos estados do Ceará e Piauí, respectivamente. O submódulo 26.1 dos Procedimentos de Rede determina que as usinas Tipo I e Tipo II-A são programadas e despachadas centralizadamente pelo ONS. 5.3 - Usinas com mais de uma razão de despacho (Tipo I e II-A) - Médias Diárias Usinas Média Diária Razão do Verificada Programada Despacho ---------------------------------------------------------------------------- Nortefluminense 57 12 GFOM 7 7 EN ---------------------------------------------------------------------------- Luiz Carlos Prestes 259 257 EN 16 16 GE ---------------------------------------------------------------------------- Do Atlântico 65 69 IN 166 166 EN ---------------------------------------------------------------------------- Gov. Leonel Brizola 11 11 IN 555 549 GE ---------------------------------------------------------------------------- Euzebio Rocha 86 86 IN 125 121 GE ---------------------------------------------------------------------------- J. Lacerda-C 4 98 IN 237 237 EN INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 7

5.4 - Total de Geração Térmica das Usinas Tipo I e Tipo II-A dos submercados e do SIN Capacidade Média Diária Média Diária Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(*) SUDESTE/CENTRO-OESTE 1861 7456 5473 5395-78 -1% SUL 3144 1577 1417 1289-128 -9% NORDESTE 4835 3149 924 918-6 -1% NORTE 1368 1348 116 11-6 -1% TOTAL SIN 228 1353 883 8612-218 -2% 6 - Destaques da Geração Térmica Os destaques apresentados a seguir se referem unicamente aos motivos de diferenças diárias entre valores programados e verificados de geração, registrados com base em informações prestadas pelos agentes na operação em tempo real. Para quaisquer outras finalidades, devem ser usados valores consistidos e considerados os parâmetros requeridos para cada cálculo. Por exemplo, para acompanhamento do cumprimento do Termo de Compromisso - TC ANEEL/Petrobrás devem ser considerados os dados mensais consistidos com o agente. * PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE GERAÇÃO VERIFICADA E PROGRAMADA A UT Norte Fluminense (NORTE FLUMINENSE) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido à menor disponibilidade de gás. A UT Santa Cruz Nova (FURNAS) gerou abaixo do programado devido à indisponibilidade da UG nº 11 das 8h48min às 16h55min em função de falha no sistema de lubrificação da turbina, no restante do dia foi devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT Gov. Leonel Brizola (PETROBRÁS) gerou acima do programado devido ao processo de redução gradual de geração do valor programado do dia 19/4/213 (998 MW) para o valor programado do dia 2/4/213 (65 MW), que durou da hmin às 2hmin. A UT B. L. Sobrinho (PETROBRÁS) gerou acima do programado das 9h6min às 23hmin devido ao maior rendimento de de suas unidades geradoras. A UT Fernando Gasparian (PETROBRÁS) gerou abaixo do programado das 2h5min às 15h2min devido à restrição de geração relativa à caldeira recuperadora nº 12. A UT Mário Lago (PETROBRÁS) gerou acima do programado devido à elevação de geração da hmin às 2h3min para a realização de teste na UG nº 16. A UT Termonorte II (TERMONORTE) gerou acima do programado da h55min às 4h42min para possibilitar o acoplamento da caldeira da UG nº 2. Também gerou acima do programado das 17h23min às 24hmin, por solicitação do ONS, para manter a confiabilidade no atendimento aos estados Acre e Rondônia em função da indisponibilidade em emergência do TR-13 5/23 kv da subestação Coletora Porto Velho no período de 14h3min às 23h11min e consequentemente da UH Santo Antônio. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 8

A UT Cuiabá (PETROBRÁS) gerou acima do programado devido ao processo de redução gradual de geração do valor programado do dia 19/4/213 (49 MW) para o valor programado do dia 2/4/213 ( MW), que durou da hmin às 2hmin. A UT Caçu I (RIO CLARO AGROINDUSTRIAL) gerou da hmin às 11h39min para possibilitar a realização de testes na UG nº 3 e das 11h4min às 24hmin devido à disponibilização desta unidade. A UT Candiota III (ELETROBRAS CGTEE) gerou abaixo do programado da hmin às 3h27min devido à vibração excessiva no ventilador de tiragem induzida B. A UT P. Médici (ELETROBRAS CGTEE) gerou abaixo do programado devido à restrição de geração da UG nº 4 da hmin às 19h2min decorrente de vazamento no duto de carvão pulverizado. A UT J.Lacerda C (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado devido ao desligamento automático da unidade geradora às 16h53min, sendo ligada às 22h53min. A UT J.Lacerda A (TRACTEBEL) gerou acima do programado durante todo o dia devido ao maior rendimento de de suas unidades geradoras. A UT Charqueadas (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado das 6h16min às 19h12min devido à indisponibilidade da caldeira nº 4 em função de defeito no inversor de cinza. A UT Figueira (COPEL GERAÇÃO) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido à indisponibilidade da UG nº 3, em função de furo na caldeira. A unidade foi ligada às 2hmin do dia 21/4/213. A UT Fortaleza (Central Geradora Termelétrica Fortaleza S.A.) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT Porto do Itaqui (PORTO DE ITAQUI GERAÇÃO DE ENERGIA S.A.) gerou abaixo do programado da hmin às 19h3min devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. * INFORMAÇÕES ADICIONAIS A UT W. Arjona (TRACTEBEL), com 5 unidades geradoras, está com sua operação com gás natural suspensa, conforme despacho SFG / ANEEL nº 3966 de 12/12/212 e indisponível para a operação com óleo diesel. Na UT Santa Cruz Nova (ELETROBRAS FURNAS), as unidades geradoras nº 1 e 2 estão em fase de expansão e tem previsão de entrada em operação para setembro de 213, conforme ofício SRG/ANEEL 167/212 de 5/7/212. Na UT Santa Cruz (ELETROBRAS FURNAS), as unidades geradoras a óleo nº 3 e 4 estão com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3.263 de 19/1/212. A UT Piratininga (EMAE), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 45 de 11/1/211. A UT Campos (FURNAS), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3977 de 13/12/212. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 9

A UT de Biomassa Caçu I (RIO CLARO AGROINDUSTRIAL S.A.) é despachada sazonalmente de acordo com a safra de cana de açúcar. A UT Rio Acre (ELETROBRAS ELETRONORTE), com duas unidades a óleo, é despachada apenas em situações especiais para atendimento local. A UT PIE-RP (PIE-RP), com 4 unidades geradoras, está com sua operação suspensa, conforme despacho SFG/ANEEL n 135, de 9/4/13, que suspende temporariamente a operação destas unidades até que seja reestabelecidas as condições operativas. Na UT Uruguaiana (AES-Uruguaiana), as três unidades geradoras, a partir das 22h37min do dia 28/3/213, foram desligadas por indisponibilidade de combustível gás natural. A UT Alegrete (TRACTEBEL) não teve despacho programado em função de todas as suas unidades geradoras se encontrarem indisponíveis sob intervenção programada. Previsão de retorno para o dia 18/4/213. A UT Nutepa (CGTEE), com três unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 397 de 6/11/211. A UT Termopernambuco (TERMOPERNAMBUCO) encontra-se indisponível, desde o dia 6/4/213, para a realização de intervenção no sistema de fornecimento de combustível para a usina. Previsão de conclusão do serviço, dia 25/4/213. A partir do dia 11/4/213, a usina também ficou indisponível para a realização de intervenção em suas unidades geradoras, com previsão de retorno para o dia 2/5/213. Na UT Termonordeste (EPASA), as unidades geradoras à óleo 25, 26, 28, 37 e 38 encontram-se com a operação temporariamente suspensa pelo órgão ambiental competente, após a liberação das demais UGs conforme ofício 8/213/SUDEMA de 12/3/213. Na UT Termoparaíba (EPASA), a unidade geradora a óleo 16 encontra-se com a operação temporariamente suspensa pelo órgão ambiental competente, após a liberação das demais UGs conforme ofício 8/213/SUDEMA de 12/3/213. A UT Mário Lago (PETROBRAS) foi programada com valor de geração reduzido em relação a sua disponibilidade no período de carga leve, para possibilitar a alocação dos excedentes energéticos da UHE Tucuruí e também para controle do nível de armazenamento da UHE Itaipu. As UTs Gov. Leonel Brizola (PETROBRÁS) e Rômulo Almeida (PETROBRÁS) foram programadas com valor de geração reduzido em relação a sua disponibilidade durante todo o dia, para possibilitar a alocação dos excedentes energéticos da UHE Tucuruí e também para controle do nível de armazenamento da UHE Itaipu. As UTs B. L. Sobrinho (PETROBRÁS) e Juiz de Fora (PETROBRAS) foram programadas desligadas no período de carga leve, para possibilitar a alocação dos excedentes energéticos da UHE Tucuruí e também para controle do nível de armazenamento da UHE Itaipu. As UTs Cuiabá (PETROBRAS), Viana (TEVISA), Xavantes (Xavantes S.A.), Palmeiras de Goiás (Bolognesi Participações S.A.), Daia (ENGEBRA), Goiânia II (Brentech), Aureliano Chaves (PETROBRAS), Sepé Tiaraju (PETROBRAS), Bahia I (PETROBRAS), Termoceará (PETROBRÁS), Termocabo INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 1

(Termocabo Ltda.), Termonordeste (EPASA), Camaçari Muricy (ENERGÉTICA CAMAÇARI MURICY S.A.), Camaçari Polo (AREMBEPE ENERGIA), Petrolina (Cia Energética de Petrolina), Potiguar e Potiguar III (CEP - Companhia Energética Potiguar S.A.), Global I e II (Candeias Energia), Campina Grande (Borborema Energética S/A), Suape II (ENERGÉTICA SUAPE II S/A), Maracanaú (MARACANAU), Termoparaíba (EPASA), Termomanaus e Pau Ferro I (EPESA), Enguia CE (ENGUIA GEN CE LTDA), Enguia PI (ENGUIA GEN PI LTDA) e Geramar I e II (GERANORTE) foram programadas desligadas durante todo o dia, para possibilitar a alocação dos excedentes energéticos da UHE Tucuruí e também para controle do nível de armazenamento da UHE Itaipu. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 11

7 - Demandas Máximas 7.1 - Demanda Máxima do SIN na Ponta de Carga ( 18h 38min ) SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MW Geração hidro Geração Itaipu Geração nuclear Geração termo Geração eólica Intercâmbio internacional Carga (*) 48.734 12.48 1.78 7.885 145 69.89 NORTE Interligado - MW Geração hidro Geração termo Carga (*) 8.421 1.26 4.59 4.938 4.218 NORDESTE - MW -72 897 Geração hidro Geração termo Geração eólica Carga (*) 4.633 92 129 1.797 ITAIPU Binacional - MW 5 Hz 6 Hz Total 5.13 6.918 12.48 SUDESTE/CENTRO-OESTE - MW Geração hidro Geração nuclear Geração termo Carga (*) 23.396 1.78 4.829 42.37 (**) 1.133 INTERCÂMBIOS INTERNACIONAIS - MW SUL - MW Paraguai (ANDE - COPEL) Uruguai (Rivera) Argentina (Garabi) Argentina (Uruguaiana) Geração hidro Geração termo Geração eólica Carga (*) 12.284 1.11 16 12.277 (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (65 MW nesse dia) 7.2 - Demandas Máximas Regionais Instantâneas do dia - MW Região Verificada no Dia Máxima Histórica SUL SUDESTE - CO NORTE - Interligado NORDESTE SIN 12.283 42.355 4.548 1.84 69.89 às às às às às 18h 45 min 18h 33 min 2h 15 min 18h 32 min 18h 38 min 15.73 48.549 4.82 11.767 78.32 em em em em em 1/2/213 18/2/213 12/3/213 13/3/213 18/2/213 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 12

Rio Corumbá Corumbá IV - Corumbá Concessões 211 231 Corumbá III - CEC III 35 294 Corumbá I - Furnas 68 722 V = 159 Rio Verde Salto - Rio Verde Energia 249 255 Salto Rio Verdinho - Cia Bras de Aluminio 267 256 78 78 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.1 - Bacias Paranaíba, Grande e Doce Rio Corrente 594.4 96.46 Rio S. Marcos Batalha - Furnas Serra do Facão SEFAC 23 84 841.99 99.78 772.1 1.28 358 359 V = 79 Rio Claro V = 69 342 343 V = 43 333 333 Espora Espora Energética 583.5 Rio Paranaíba 746.78 5.98 Emborcação - CEMIG 148 421 178 178 641.73 44.92 Caçu - Gerdau 476.95 97.38 Barra dos Coqueiros - Gerdau 447.5 73.97 JLMG Pereira - F.R. Claro Energia 1242 188 247 183 Rio Araguari Amador Aguiar 1 - Cons. C. Branco 195 21 Amador Aguiar 2 - Cons. C. Branco Nova Ponte - CEMIG 265 14 796.86 39.68 219 219 Miranda - CEMIG Itumbiara - Furnas 512.66 59.97 175 1879 399.9 79.56 695.4 67.7 C. Dourada - CDSA 43.91 79.28 São Simão - CEMIG Rio Paraná (A) Rio Grande 127 121 912.18 91.76 128 129 26 27 Camargos - CEMIG Itutinga - CEMIG Funil - CEMIG 158 341 764.12 7.7 58 42 435 284 318 388 562 59 577 839 989 715 Furnas - Furnas M. Moraes - Furnas 664.12 81.1 L. C. Barreto - 62.49 49.24 Jaguara - CEMIG Igarapava - CEMIG V. Grande - CEMIG 494.51 73.51 P. Colômbia - Furnas 466.56 61.56 Marimbondo - Furnas 1493 679 442.93 73.84 A. Vermelha - AES-Tietê 159 381.33 713 76.29 Rio Pardo Rio Piracicaba Caconde AES-Tietê 69 59 853.43 V = 59 9,61 9 89 88 94 xxxx xxxx xxx.xx xx.xx V = xxxx 59 58 6 61 E. Cunha - AES-Tietê A. S. Oliveira - AES-Tietê G.Amorim - Consórcio G.Amorim Sá Carvalho CEMIG 119 12 457 457 579 579 787 787 Nível montante (m) Volume útil (%) Vertimento m³/s Reservatório Usina a fio d'água Rio Doce LEGENDA: Vazão afluente m³/s Vazão defluente m³/s Usinas em construção Estação de bombeamento Rio Sto Antônio S. Grande - CEMIG 88 92 P.Estrela - Cons. P.Estrela 112 113 Risoleta Neves - Cons. Candonga Baguari Aimorés - CEMIG Mascarenhas - Escelsa 256.6 81.78 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 13

8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.2 - Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul Rio Tietê Ponte Nova - EMAE E. de Souza - EMAE 97 98 711.21 V = 98 39.4 Barra Bonita - 451 AES-Tietê 521 451.25 97. Rio Pinheiros Billings - EMAE 5 16 745.31 87.85 (*) Pedreira - EMAE Traição - EMAE Rio Paranapanema Rio Guarapiranga Guarapiranga - EMAE 12 14 735.95 9.68 Jurumirim - Duke GP 254 158 566.6 73.58 16 16 261 179 Piraju - CBA Chavantes - Duke GP 47.41 55.39 55 38 Rio Paraíba do Sul S. Branca - LIGHT 43 46 V = 46 Funil - Furnas 166 192 (*) reservatório sem geração, vertendo p/ descarga mínima ou controle de nível Paraibuna - CESP 78.27 64.39 Rio Jaguari 618.67 72.53 Jaguari - CESP 3 12 62.16 V = 3 8.97 464.35 87.32 592 578 674 69 V = 38 659 659 683 77 Bariri - AES -Tietê Ibitinga - AES-Tietê Promissão - AES-Tietê 383.94 98.51 N. Avanhandava - AES Tietê Canal P. Barreto Três Irmãos - 482 CESP 482 327.7 93.45 (A) 46 3869 I. Solteira - CESP 327.61 91.6 4996 4883 Jupiá - CESP 279.78 92.2 187 187 376 375 391 388 V = 37 439 439 1291 193 V = 125 1193 1269 1383 P. Primavera - 1359 CESP 5791 6747 257.17 Ourinhos - CBA Salto Grande - Duke GP Canoas II - Duke GP Canoas I - Duke GP Capivara - Duke GP 333.82 98.2 Taquaruçu - Duke GP Rosana - Duke GP 326 335 V = 7 1257 12411 Rio Tibagi Mauá - C. Cruzeiro do Sul 634.99 99.88 ITAIPU 22.45 13.23 S. Cecília - LIGHT 242 8 V = 8 358 358 Rio do Peixe 35 36 Rio Paraná 7 71 Rio Paraibuna Sobragi - CEMIG Ilha dos Pombos- LIGHT (B) Picada - C.P. Metais Simplicio - FURNAS Bacia Paranaíba Grande Tietê Paranapanema Paraná Paraíba do Sul % partic. Armazen. Região % Armaz. Bacia ENA do dia % da MLT 31.2 5.6 92 3.3 72.2 97 5.7 7.5 4.6 4.3 93.9 77.9 92.2 71.8 128 157 155 93 Energia Natural Afluente % MLT no mês até o dia Armaz. Bruta 12 126 117 119 133 14 194 229 153 154 12 14 Geração Hidráulica no dia Verficada Programada MW med % MW med % 2.929 1 2.919 1 1.834 6 1.487 5 822 3 797 3 1.62 6 1.669 6 15.29 54 14.919 54 83 3 847 3 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 14

8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.3 - Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari Rio Jordão Jordão COPEL 22 23 61.7 V = 13 1.94 (B) 127 147 V = 1 15 151 V = 5 Rio Jacuí 28 Ernestina - CEEE 45 489.42 V = 29 97.64 Passo Real - CEEE 128 15 322.74 73.7 153 153 Sta. Clara ELEJOR 84.99 99.93 Fundão ELEJOR Desvio Jordão Jacuí - CEEE Rio Iguaçu G. B. Munhoz - COPEL 446 313 731.95 68.6 G. Ney Braga - 547 COPEL 572 64.85 56.4 S. Santiago - Tractebel 665 993 5.63 74.6 117 998 1252 732 884 S. Osório - Tractebel 396.32 9.63 Gov. José Richa - COPEL 324.23 61.23 Capanema - Itaipu 59 56 V = 4 116 113 V = 12 Rio Taquari- Antas Campos Novos - Enercan 91 115 Castro Alves CERAN Monte Claro CERAN Rio Chapecó Rio Canoas Rio Capivari 73 17 V = 9 93 72 656.77 35.4 Quebra Queixo - CEC 547.7 59.18 912 756 V = 75 Rio Uruguai Rio Pelotas Barra Grande - Baesa 633.72 5.26 393 Machadinho - Tractebel 537 474.39 Passo Fundo - Tractebel 59.8 45 32 592.41 48.49 631 81 Itá - Tractebel 367.37 54.57 14 G. P. Souza COPEL 22 84.16 64.79 47 4 Rio Passo Fundo Monjolinho - Monel Foz do Chapecó - FCE Trecho Internacional sem usinas sob coordenação do ONS Rio Paraná 187 127 Itaúba - CEEE 15 174 D. Francisca - DFESA 1 1 14 Julho CERAN Bacia % partic. Armazen. Região % Armaz. Bacia Energia Natural Afluente ENA do dia % MLT no mês até o dia % da MLT Armaz. Bruta Iguaçu 54.7 69.4 18 155 158 Jacuí 18.5 74.4 82 119 12 Uruguai 22.9 49.7 64 112 116 Capivari 1.9 64.4 72 99 99 Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % 2.956 412 2.11 143 53 7 37 3 2.887 386 2.123 125 52 7 38 2 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 15

8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.4 - Bacia do Tocantins, São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Amazonas 856 3 422 694 746 788 1719 1848 1736 187 548 548 V = 371 22194 21846 V = 96 Rio Tocantins Serra da Mesa Consórcio Serra da Mesa S.A. 445.6 51.3 Cana Brava Tractebel 332.73 9.49 São Salvador Tractebel Peixe Angical Enerpeixe 262.72 85.2 Lajeado Investco 211.92 51.74 Estreito Tractebel 154.97 Tucuruí Eletronorte 74. 1. 577 484 27 161 12 1488 1488 22 22 1359 138 Rio São Francisco Três Marias CEMIG 564.98 56.43 Sobradinho CHESF 387.67 44.2 Luiz Gonzaga CHESF 3.29 23.6 Apolônio Sales CHESF 136 1359 P.Afonso 1,2,3 CHESF Xingó CHESF Rio Paracatu Rio Parnaíba P.Afonso 4 CHESF 573 492 V = 218 56 53 V = 8 Rio Preto Rio Aripuanã B. Esperança CHESF 33.72 94.52 794 795 V = 491 Queimado CBQ 828.54 95.79 Rio Comemoração 114 145 V = 13 17 223 Dardanelos Águas de Pedra 86 48 Rio Jequitinhonha Rio Ji-Parana Rondon II Eletrogoes Irapé CEMIG 496.96 57.79 Itapebi Itapebi S.A. 19.65 87.31 Rio Jamari 33 34 Rio Guaporé 488 629 87.18 94.74 Rio Paraguaçu 2 3 Samuel Eletronorte Pedra do Cavalo Votorantin Ltda Rio Madeira Guaporé Tangará Energia 3683 36681 V = 34721 Jirau Enersus Sto Antônio Sto Antônio Energia 7.47 Bacia % partic. Armazen. Região Tocantins (*1) 99.1 Energia Natural Afluente % Armaz. Bacia ENA do dia % MLT no mês até o dia % da MLT Armaz. Bruta 62.7 89 66 95 Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % 7.191 1 7.332 1 % partic. Energia Natural Afluente Bacia % Armaz. Armazen. Bacia ENA do dia % MLT no mês até o dia Região % da MLT Armaz. Bruta São Francisco (*2) 95.4 46.9 63 61 62 Parnaíba 4.6 94.3 86 72 81 Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % 3.89 97 3.975 97 18 3 18 3 (*1) (*2) Inclui usinas do Norte e Sudeste/Centro-Oeste Inclui usinas do Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 16

9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco 9.1 - Sul Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco (*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente da Região Sul, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis.os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados:. de 1/1/212 até 31/1/212, com a curva de aversão ao risco da Região Sul biênio 211/212, constante da Nota Técnica ONS - NT 127/21 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/21 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/21.. de 1/2/212 até 31/12/212, com a curva de aversão ao risco da Região Sul biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/211, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/1/212.. a partir de 1/1/213 até 31/12/213, com a curva de aversão ao risco da Região Sul biênio 213/214, constante da Nota Técnica ONS - NT 17/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3787/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 21/12/212. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 17

9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco 9.2 - Sudeste/Centro Oeste Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco (*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente da Região Sudeste/Centro-Oeste, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados:. de 1/1/212 até 31/1/212, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 211/212, constante da Nota Técnica ONS - NT 126/21 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/21 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/21.. de 1/2/212 até 3/4/212, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/211, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/1/212.. de 1/5/212 até 31/8/212, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 49/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3464/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 4/5/212.. de 1/9/212 até 31/12/212, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 125/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3636/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 3/8/212.. a partir de 1/1/213 até 31/12/213, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 213/214, constante da Nota Técnica ONS - NT 17/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3787/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 21/12/212. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 18

9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco 9.3 - Nordeste Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco (*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente da Região Nordeste, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis.os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados:. de 1/1/212 até 31/1/212, com a curva de aversão ao risco da região Nordeste biênio 211/212, constante da Nota Técnica ONS - NT 128/21 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/21 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/21.. de 1/2/212 até 3/4/212, com a curva de aversão ao risco da Região Nordeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/211, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/1/212.. de 1/5/212 até 31/8/212, com a curva de aversão ao risco da Região Nordeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 49/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3464/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 4/5/212.. de 1/9/212 até 31/12/212, com a curva de aversão ao risco da Região Nordeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 125/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3636/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 3/8/212.. a partir de 1/1/213 até 31/12/213, com a curva de aversão ao risco da Região Nordeste biênio 213/214, constante da Nota Técnica ONS - NT 17/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3787/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 21/12/212. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 19

9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco 9.4 - Norte Nota: A forma de operação da região Norte implementa uma política de máxima exploração de seus reservatórios, concomitantemente a maximização da capacidade de transmissão dessa região e de suas interligações, no que tange a importação e exportação de energia com o restante do SIN, visando com isso, à consequente minimização dos custos globais de operação. Assim sendo, ao final do período seco, busca-se atingir o armazenamento mínimo, para o reservatório da UHE de Tucuruí, compatível com a garantia do atendimento da Região Norte, no período de ponta de carga, com segurança, qualidade e economicidade adequadas. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 2/4/213 ( Sábado ) - Pag. 2