Produção Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Termo Convencional Eólica

Quinta-feira, 23 de Fevereiro de 2012 1 - Balanço de Energia LEGENDA: Verificado Programado SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed Produção Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Termo Convencional Eólica 49.817 9.802 1.543 2.586 190 49.731 10.038 1.565 2.667 230 77,43 % 15,63 % 2,44 % 4,15 % 0,36 % Total SIN 63.938 64.231 100,00 % Intercâmbio Internacional Produção e Carga Regionais e Intercâmbios Verificados - MWmed. Norte Interligado Produção Norte Interligado Hidro 6.771 Produção Termo 0 4.142 Itaipu Binacional -72 Interc. Internacional 10.038 2.629-2.315 Produção Hidro 9.123 Produção Termo 761 Eólica Sul 19-70 -72 63.868 64.159 Produção Nordeste Hidro 7.433 Produção Termo 720 Eólica 211 8.740 Produção Sudeste/Centro-Oeste Hidro Produção Termo (**) (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (560 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (472 MW) nesse dia. Interc. Internacional Sul INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 1 314 62 11.671 Nordeste Sudeste/Centro-Oeste -1.840 26.404 2.751 39.606

2 - Balanço de Energia Detalhado LEGENDA: Verificado Programado NORTE INTERLIGADO NORDESTE Produção (MWmed/dia) Produção (MWmed/dia) Hidro 10,54 % 6.771 6.212 Hidro 11,57 % 7.433 7.723 Termo 0,0 % 0 0 Termo 1,12 % 720 701 Total 10,54 % 6.771 6.212 2.629 314 Eólica 0,33 % 211 156 2.143 % Carga (MWmed) (*) 4.142 4.069 395 Total 13,02 8.364 8.580 Carga (MWmed) (*) Energia Afluente ENA 14.920 MWmed 8.740 8.975 Energia Afluente ENA 13.680 MWmed 123 % MLT bruta no mês até o dia 109 % MLT bruta no mês até o dia 72 % MLT armazenável no mês até o dia 105 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia 12.227 MWmês 98,5 % Energia Armazenada Desvio dia anterior No dia 43.658 % -27 MWmês -0,2% Desvio dia anterior MWmês 84,3 75 MWmês 0,2 % -2.315 62-1.748 0 ITAIPU Binacional Produção para o Brasil (MWmed) 50 Hz 5.057 4.925 60 Hz 4.981 4.877 Total 10.038 9.802 Intercâmbio Internacional (MWmed) Paraguai Import. Export. Acaray Uruguai 0 0 0 0 Rivera 0 0 72 70 Argentina Garabi I 0 0 0 0 Garabi II 0 0 0 0 Uruguaiana 0 0 0 0 TOTAL 0 0 72 70-72 -70 10.038 9.802 SUL Produção (MWmed/dia) Hidro 14,20 % 9.123 9.393 Termo 1,18 % 761 839 Eólica 0,03 % 19 34 Total 15,42 % 9.903 10.266 Carga (MWmed) (*) 11.671 11.774 Energia Afluente ENA 4.934 MWmed 61 % MLT bruta no mês até o dia 59 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia 9.924 MWmês 50,6 % Desvio dia anterior -159 MWmês -0,8 % SUDESTE/CENTRO-OESTE Produção (MWmed/dia) Hidro 41,11 % 26.40426.489 Termo 1,85 % 1.186 1.046 Nuclear 2,44 % 1.565 1.543 Total 45,39 % 29.155 29.078 Carga (MWmed) (*) (**) 39.60639.050 Energia Afluente ENA 44.188 MWmed 85 % MLT bruta no mês até o dia 80 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia 159.919 MWmês 79,5 % Desvio dia anterior 156 MWmês 0,1 % -1.840-1.578 (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (560 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (472 MW)nesse dia. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 2

3 - Variação de Carga e Energia Armazenada 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 10.673-4,4-1,2 38.276 (***) 8.848 11.184 38.187 (**) 4.116 8.796 11.671 39.606 (**) 0,2 3,4 4.142 8.740-7,2 (***) -11,4-7,0-4,5-10,9-1,7 (***) -3,7-1,5-1,4-3,2 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 (%) 19.618 201.265 12.414 7.631 51.810 9.924 159.919 12.227 7.510 43.658 50,6 79,5 98,5 98,4 84,3-0,8 0,1-0,2 0,2-0,3-12,7 3,3 8,5 13,0 12,6 29,7 49,1 (***) ----- 69,7 (*) 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 inferior ao va lor programado devido à carga abaixo da prevista e ao maior recebimento de energia proveniente da região Sudeste/Centro -Oeste. A geração térmica foi ligeiramente inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração eólica foi inferior ao valor pre visto em face das condições desfavoráveis de vento. Região Sudeste/Centro -Oeste: A geração hidráulica foi ligeiramente inferior ao valor programado devido à geração total de Itaipu superior ao valor programado e ao maior recebimento de energia provenien te da região Norte-Interligado. A geração total de Itaipu foi superior ao valor programado para possibilitar a otimização energética nesta UH. A geração nuclear não apresentou desvio significativo em relação ao valor programado. A geração térmica foi superior ao valor programado (ver itens 5 e 6). INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 3

Região Nordeste: A geração hidráulica foi inferior ao valor programado devido à carga inferior ao valor previsto. A geração térmica foi ligeiramente superior ao valor programado. A geração eólica foi superior ao valor previsto em face das condições favoráveis de vento. Região Norte-Interligado: A geração hidráulica foi superior ao programado para otimização energética da UH Tucuruí. A carga foi superior ao valor previsto. * 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 da UH Itaipu. Intercâmbio de Energia da Região Norte -Interligado O intercâmbio de energia da região Norte -Interligado foi superior ao valor programado para otimização da UH Tucuruí. Intercâmbio de Energia para a Região Nordeste O intercâmbio de energia para a região Nordeste não apresentou desvio significativo em relação ao valor programa do. Intercâmbio Internacional A exportação de energia elétrica interruptível do Brasil para o Uruguai não apresentou desvio significativo em relação ao valor 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 1) Às 04h04min foram concluídos os serviços de seccionamento da LT 525 kv Itaipu/Foz do Iguaçu C.2 (FURNAS), na SE Foz do Iguaçu, interligando este circuito à SE Cascavel Oeste (COPEL - GT). O seccionamento desta LT faz parte do seccionamento de todo o trecho de 525 kv entre as SEs Itaipu 60 Hz e Foz do Iguaçu (previsto para março/2012), que permitirá maximizar a geração de Itaipu 60 Hz bem como elevar o recebim ento de energia pela região Sul. 1) Às 07h46min foram concluídos os serviços de seccionamento da LT 230 kv Botucatu/Edgard Souza (CTEEP), na SE Toyota (TOYOTA). O seccionamento desta LT foi efetuado para possibilitar a conexão do consumidor livre Toyota ao SIN. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 4

5 - Principais Gerações Térmicas 5.1 - Valores de Média Diária e Ponta de Carga das Usinas Térmicas Tipo I Usinas Média Diária Ponta Razão do Verificada Programada Verificada Programada Despacho S U D E S T E / C E N T R O - O E S T E -------------------------------------------------------------------------------------- Cuiabá 0 0 0 0 --- Angra II 929 908 934 902 EN Angra I 636 635 638 635 EN Nortefluminense 553 520 515 520 EN/IN Santa Cruz 0 0 0 0 --- Linhares 0 0 0 0 --- Luiz Carlos Prestes 0 0 0 0 --- Do Atlântico 186 115 306 115 IN Gov. Leonel Brizola 101 72 101 72 IN Juiz de Fora 0 0 0 0 --- B. L. Sobrinho 0 0 0 0 --- Aureliano Chaves 0 0 0 0 --- W. Arjona 0 0 0 0 --- Euzebio Rocha 35 45 35 45 IN Fernando Gasparian 0 0 0 0 --- Piratininga 0 0 0 0 --- Mário Lago 0 0 0 0 --- Termonorte II 172 160 164 160 EL Viana 0 0 0 0 --- Campos 0 0 0 0 --- Termonorte I 0 0 0 0 --- Daia 0 0 0 0 --- Igarapé 0 0 0 0 --- Goiânia 2 9 0 0 0 EL Xavantes 0 0 0 0 --- Carioba 0 0 0 0 --- Sol 115 119 114 120 IN Rio Acre 15 15 15 15 EL Caçu-I 0 0 0 0 --- Legenda: EL - Razão Elétrica PE - Perdas EN - Razão Energética GFOM - Geração Fora de Ordem de Mérito de Custo - Resolução ANEEL 272/2007 IN - Razão Inflexibilidade GSUB - Geração de substituição - Resolução ANEEL 272/2007 EX - Razão Exportação ER - Energia Reposição TE - Razão Teste UC - Ultrapassagem da CAR - Resolução CNPE 08 de 20/12/2007 GE - Garantia de Suprimento Energético - Res. CNPE 08/07 e Procedimento Operativo de Curto Prazo - Res. ANEEL 351/09 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 5

5 - Principais Gerações Térmicas 5.1 - Valores de Média Diária e Ponta de Carga das Usinas Térmicas Tipo I Usinas Média Diária Ponta Razão do Verificada Programada Verificada Programada Despacho S U L -------------------------------------------------------------------------------------- Candiota III 349 350 355 350 EN P. Médici 68 115 117 115 IN J. Lacerda-C 0 0 0 0 --- Uruguaiana 0 0 0 0 --- J. Lacerda-B 201 200 201 200 IN J. Lacerda-A 126 150 127 150 IN Charqueadas 12 12 12 12 IN Araucária 0 0 0 0 --- São Jerônimo 0 4 0 4 IN Figueira 5 8 5 8 IN Sepé Tiaraju 0 0 0 0 --- Alegrete 0 0 0 0 --- Nutepa 0 0 0 0 --- N O R D E S T E -------------------------------------------------------------------------------------- Termopernambuco 481 485 482 485 IN Fortaleza 0 0 0 0 --- Rômulo Almeida 21 21 21 21 GFOM Termoceará 0 0 0 0 --- Celso Furtado 99 100 100 100 GFOM Jesus S. Pereira 117 95 118 95 GFOM/EX/IN/PE Camaçari 0 0 0 0 --- Maracanau I 0 0 0 0 --- Termocabo 0 0 0 0 --- Termonordeste 0 0 0 0 --- Termoparaiba 2 0 0 0 IN Global I 0 0 0 0 --- Global II 0 0 0 0 --- Campina Grande 0 0 0 0 --- Camaçari Muricy 0 0 0 0 --- Camaçary Polo 0 0 0 0 --- Petrolina 0 0 0 0 --- Potiguar III 0 0 0 0 --- Potiguar 0 0 0 0 --- Pau Ferro I 0 0 0 0 --- Termomanaus 0 0 0 0 --- N O R T E -------------------------------------------------------------------------------------- Geramar 1 0 0 0 0 --- Geramar 2 0 0 0 0 --- -------------------------------------------------------------------------------------- INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 6

5 - Principais Gerações Térmicas 5.2 - Valores de Média Diária por Razão de Despacho Usinas Média Diária Razão do Verificada Programada Despacho -------------------------------------------------------------------------- Nortefluminense 500 500 EN 53 20 IN -------------------------------------------------------------------------- Jesus S. Pereira 23 23 GFOM 20 20 IN 2 2 PE 22 0 IN 70 70 EX 5.3 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo II Usinas Média Diária Razão do Verificada Programada Despacho S U D E S T E / C E N T R O - O E S T E ------------------------------------------------------------------------------------- Cocal 0 0 --- Pie-RP 0 0 --- N O R D E S T E ------------------------------------------------------------------------------------- Enguia CE * 0 0 --- Enguia PI * 0 0 --- Bahia I 0 0 --- Jaime Beltrão 0 0 --- * 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 são classificadas segundo uma das três modalidades de operação, a seguir: Tipo I - Programação e despacho em tempo real centralizados, no ONS; Tipo II - Programação centralizada e despacho em tempo real não centralizado no ONS e Tipo III - Programação e despacho em tempo real não centralizados no ONS. 6 - Destaques da Geração Térmica * NOTA EXPLICATIVA 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 quai squer 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. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 7

* PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE GERAÇÃO VERIFICADA E PROGRAMADA A UT Norte Fluminense (NORTE FLUMINENSE) gerou acima do programado da 00h00min às 12h20min por razões internas à usina. A UT Do Atlântico (ThyssenKrupp CSA Siderúrgi ca do Atlântico Ltda) gerou acima do programado das 11h40min às 24h00min devido à maior disponibilidade de combustível. A UT Gov. Leonel Brizola (PETROBRAS) gerou acima do programado durante o dia todo devido à redeclaração de inflexibilidade, por parte d o agente, em tempo real, em face do maior fornecimento de vapor para a Refinaria Duque de Caxias - REDUC. A UT Euzébio da Rocha (PETROBRAS) gerou abaixo do programado durante o dia todo devido à redeclaração de inflexibilidade, por parte do agente, em tempo real, em face do menor fornecimento de vapor para a Refinaria Presidente Bernardes - Cubatão - RPBC. A UT Termonorte II (TERMONORTE) gerou acima do programado da 00h00min às 12h16min devido à carga superior ao valor previsto nos estados do Acre e Rondônia. A UT Goiânia II (BRENTECH) gerou das 12h27min às 18h00min para controle de carregamento na transformação 345/230 kv da SE Bandeirantes (FURNAS) A UT P. Médici (ELETROBRAS CGTEE) gerou abaixo do programado das 02h52min às 14h32min devido desligamento automático da UG nº 04. A UT J. Lacerda A (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido à indisponibilidade da UG nº 01. Previsão de retorno para o dia 24/02/12. A UT São Jerônimo (ELETROBRAS CGTEE) não gerou devido à razões internas à usina. A UT Figueira (COPEL GERAÇÂO) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido à re strição na caldeira nº 03. A UT Jesus Soares Pereira (PETROBRAS) gerou acima do programado devido à redeclaração de inflexibilidade, por parte do agente, em tempo real, em face do maior fornecimento de vapor para o cliente interno. A UT Termoparaíba (EPASA) gerou das 09h14min às 14h54min devido à redeclaração de inflexibilidade, por parte do agente, em tempo real, para conservação das unidades geradoras. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 8

7 - Demandas Máximas 7.1 - Demanda Máxima do SIN na Ponta de Carga ( 20h 41 min ) SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MW Geração hidro Geração Itaipu Geração nuclear Geração termo Geração eólica Intercâmbio internacional 54.007 11.007 1.572 2.788 297-72 69.599 NORTE Interligado - MW Geração hidro Geração termo 7.209 ------- 4.427 2.782 298 NORDESTE - MW -2.484 22 Geração hidro Geração termo Geração eólica 8.043 721 259 9.343 ITAIPU Binacional - MW 50 Hz 60 Hz Total 5.319 5.688 11.007 SUDESTE/CENTRO-OESTE - MW Geração hidro Geração nuclear Geração termo 28.852 1.572 1.250 43.558 (**) -1.585 INTERCÂMBIOS INTERNACIONAIS - MW -72 SUL - MW Paraguai (ANDE - COPEL) Uruguai (Rivera) Argentina (Garabi) Argentina (Uruguaiana) 0-72 0 0 Geração hidro Geração termo Geração eólica 9.903 817 38 12.271 (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (650 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 13.982 44.708 4.452 9.927 72.853 às às às às às 14h 41 min 15h 54 min 20h 04 min 15h 10 min 15h 54 min 14.903 47.404 4.750 10.602 76.733 em em em em em 16/02/2012 08/02/2012 22/09/2011 09/02/2012 08/02/2012 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 9

Rio Correntes Rio Pardo Rio Doce Rio Corumbá Rio São Marcos Rio Paranaíba Rio Araguari Rio Grande Rio Piracicaba Rio Sto Antônio 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.1 - Bacias Paranaíba, Grande e Doce Corumbá IV Corumbá Concessões 166 204 840.18 61.62 269 269 Serra do Facão SEFAC 755.18 94.97 259 Camargos - CEMIG 177 908.80 Nova Ponte V = 177 59.52 CEMIG 402 324 808.50 75.05 172 171 Itutinga - CEMIG 75 74 G.Amorim Consórcio G.Amorim S. Grande CEMIG 107 110 V = 2 281 305 806 917 V = 331 Emborcação 627 CEMIG 555 657.13 85.97 391 Corumbá III CEC III 462 771.15 76.71 Corumbá I Furnas 592.82 87.41 2115 Itumbiara - Furnas 1831 513.22 62.60 1955 2031 3466 2453 C. Dourada - CDSA 430.86 77.71 São Simão - CEMIG 399.47 83.40 492 492 508 519 Miranda CEMIG 694.76 57.62 Amador Aguiar 1 Cons. C. Branco Amador Aguiar 2 Cons. C. Branco 415 418 715 1041 1146 1034 1047 1215 1162 1058 1226 1228 V = 173 1169 1075 1326 1599 Funil - CEMIG Furnas - Furnas 767.43 95.33 M. Moraes - Furnas 665.13 90.42 L. C. Barreto - Furnas 619.74 30.48 Jaguara - CEMIG Igarapava - CEMIG V. Grande - CEMIG 494.64 83.06 P. Colômbia - Furnas 466.06 31.87 42 49 V = 8 84 83 88 83 V = 21 79 79 V = 4 Caconde AES-Tietê 854.00 93.96 E. Cunha - AES-Tietê Sá Carvalho CEMIG 188 187 671 680 V = 15 692 695 796 793 V = 284 A. S. Oliveira - AES-Tietê P.Estrela Cons. P.Estrela 256.68 88.67 Risoleta Neves Cons. Candonga Baguari 65,23 Aimorés CEMIG Mascarenhas Escelsa 140 145 Espora Espora Energética 2109 Marimbondo - Furnas 2109 444.43 85.02 68 57 582.16 74.39 2532 A. Vermelha - AES-Tietê 2394 381.23 75.13 LEGENDA: xxxx Vazão afluente m³/s xxxx Vazão defluente m³/s Rio Paraná (A) xxx.xx xx.xx V = xxxx Nível montante (m) Volume útil (%) Vertimento m³/s Reservatório Usina a fio d'água Usinas em construção Estação de bombeamento INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 10

Rio Paraibuna Rio do Peixe Rio Paranapanema Rio Jaguari Rio Tietê Rio Paraíba do Sul Rio Pinheiros Rio Guarapiranga 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.2 - Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul (*) reservatório sem geração, vertendo p/ descarga mínima ou controle de nível 35 Billings - EMAE 45 743.45 70.93 Ponte Nova EMAE 143 E. de Souza - EMAE 144 711.40 V = 128 40.79 (*) 594 Barra Bonita - AES-Tietê 393 450.41 V = 40 87.23 Pedreira EMAE Traição EMAE 14 Guarapiranga - EMAE 14 735.48 84.21 339 Jurumirim - Duke GP 339 566.56 80.19 323 323 394 352 Piraju - CBA Chavantes - Duke GP 470.88 60.93 Paraibuna - CESP 57 709.55 57 71.86 S. Branca - LIGHT 61 66 Funil - Furnas 206 221 620.76 88.73 21 14 V = 10 459.57 60.16 Jaguari - CESP 623.23 101.62 510 489 640 614 Bariri - AES -Tietê Ibitinga - AES-Tietê 352 352 V = 112 444 449 V = 7 459 440 Ourinhos - CBA Salto Grande - Duke GP Canoas II - Duke GP Picada C.P. Metais 45 46 V = 2 975 905 V = 165 Canal P. Barreto (A) 693 Promissão - AES-Tietê 932 383.12 78.37 N. Avanhandava - AES-Tietê 1257 Três Irmãos - CESP 1257 326.55 68.99 5549 5416 Canoas I - Duke GP Capivara - Duke GP Taquaruçu - Duke GP Rosana - Duke GP I. Solteira - CESP Jupiá -CESP P. Primavera - CESP ITAIPU 326.69 72.16 7401 7704 7774 7298 478 461 784 1189 1192 1251 1376 1625 330.62 68.37 8867 11014 S. Cecília - LIGHT V = 140 279.84 94.19 257.14 219.65 97.53 239 91 V = 91 392 465 (B) Rio Paraná Ilha dos Pombos LIGHT Sobragi - CEMIG 90 90 V = 4 Bacia Paranaíba Grande Tietê Paranapanema Paraná Paraíba do Sul % partic. Armazen. Região % Armaz. Bacia ENA do dia % da MLT 36.5 76.6 76 29.4 90.4 52 3.7 79.2 66 4.9 69.7 67 2.7 70.7 86 3.5 76.0 53 Energia Natural Afluente % MLT no mês até o dia Armaz. Bruta 82 88 73 78 80 83 60 62 85 87 79 83 Geração Hidráulica no dia Verficada Programada MW med % MW med % 6.000 16 6.133 17 5.553 15 5.578 15 1.397 4 1.248 3 1.619 4 1.587 4 14.677 40 14.233 39 885 2 982 3 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 11

Rio Capivari Rio Jacuí Rio Taquari- Antas Rio Uruguai Rio Chapecó Rio Passo Fundo Rio Jordão Rio Iguaçu Rio Canoas Rio Pelotas 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.3 - Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari (B) Sta. Clara 47 ELEJOR 32 803.56 89.39 35 32 Fundão ELEJOR Jordão COPEL 35 10 606.80 58.40 Desvio Jordão 314 1302 726.82 54.03 G. B. Munhoz - COPEL G. Ney Braga - 1456 COPEL 1088 606.75 94.84 S. Santiago - Tractebel 1100 1328 496.26 54.82 1335 1440 1584 1454 958 S. Osório - Tractebel 396.33 90.77 Gov. José Richa - COPEL 324.33 66.25 Capanema - Itaipu Campos Novos - Enercan 27 20 212 212 656.68 33.60 Quebra Queixo - CEC 548.17 82.45 987 961 V = 101 141 180 627.27 29.29 Barra Grande - Baesa 492 Machadinho - Tractebel 828 472.66 Passo Fundo - Tractebel 48.09 16 95 592.84 51.92 834 886 Itá - Tractebel 367.37 54.57 Foz do Chapecó - FCE 86 97 Monjolinho - Monel Trecho Internacional sem usinas sob coordenação do ONS Rio Paraná 8 3 Ernestina - CEEE 0 485.60 22.99 75 71 Castro Alves CERAN Passo Real - CEEE 21 117 319.80 58.18 118 109 Jacuí - CEEE 98 95 V = 13 Monte Claro CERAN 27 G. P. Souza COPEL 38 840.35 65.91 115 138 Itaúba - CEEE 143 139 D. Francisca - DFESA 85 59 14 Julho CERAN Bacia % partic. Armazen. Região % Armaz. Bacia ENA do dia % da MLT Energia Natural Afluente % MLT no mês até o dia Armaz. Bruta Iguaçu 57.0 55.9 62 54 54 Jacuí 17.7 54.8 35 36 39 Uruguai 22.8 38.3 67 67 69 Capivari 2.5 65.7 100 88 88 Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % 5.277 323 2.604 248 62 4 31 3 5.538 246 2.828 360 62 3 32 4 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 12

Rio Jamari Rio Parnaíba Rio Aripuanã Rio Comemoração Rio Ji-Parana Rio Guaporé Rio Madeira Rio Tocantins Rio São Francisco Rio Paracatu Rio Preto Rio Jequitinhonha Rio Paraguaçu 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.4 - Bacia do Tocantins, São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Amazonas 1149 629 830 1022 1051 1205 V = 72 1931 1840 3536 3250 V = 237 7578 7315 V = 5811 26404 27784 V = 16050 Serra da Mesa Consórcio Serra da Mesa S.A. 453.64 75.86 Cana Brava Tractebel 332.75 91.19 São Salvador Tractebel Peixe Angical Enerpeixe 262.01 48.49 Lajeado Investco 212.26 94.85 Estreito Tractebel 154.99 Tucuruí Eletronorte 73.82 98.62 793 613 4000 2673 2630 2514 Três Marias CEMIG 570.85 89.15 Sobradinho CHESF 391.52 86.40 Luiz Gonzaga CHESF 302.04 57.36 Apolônio Sales CHESF 2514 1103 1507 V = 269 1507 1103 1006 V = 241 2513 2703 V = 43 P.Afonso 1,2,3 CHESF Xingó CHESF P.Afonso 4 CHESF 631 434 73 85 V = 38 B. Esperança CHESF 301.63 56.39 143 143 V = 41 Queimado CBQ 825.94 73.97 895 895 V = 590 72 125 146 105 V = 15 Dardanelos Águas de Pedra Rondon II Eletrogoes Irapé CEMIG 506.91 89.35 Itapebi Itapebi S.A. 109.15 69.17 32 32 61 12 Samuel Eletronorte Guaporé Tangará Energia 1086 32350 480 85,82 32350 66,48 V = 32350 Pedra do Cavalo Votorantin Ltda Jirau Enersus Sto Antônio Sto Antônio Energia 70,48 Bacia % partic. Armazen. Região Tocantins (*1) 99.6 Energia Natural Afluente % Armaz. Bacia ENA do dia % MLT no mês até o dia % da MLT Armaz. Bruta 80.5 114 76 112 Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % 6.464 100 5.642 100 Bacia % partic. Armazen. Região % Armaz. Bacia ENA do dia % da MLT Energia Natural Afluente % MLT no mês até o dia Armaz. Bruta São Francisco (*2) 97.1 84.7 92 107 111 Parnaíba 2.9 54.5 84 78 78 Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % 7.190 167 98 7.366 98 2 163 2 (*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 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 13

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 01/01/2011 até 31/01/2012, com a curva de aversão ao risco da Região Sul biênio 2011/2012, constante da Nota Técnica ONS - NT 127/2010 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/2010 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/2010.. a partir de 01/02/2012 até 31/12/2012, com a curva de aversão ao risco da Região Sul biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 14

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 01/01/2011 até 31/01/2012, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 2011/2012, constante da Nota Técnica ONS - NT 126/2010 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/2010 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/2010.. a partir de 01/02/2012 até 31/12/2012, com a curva de aversão ao risco da Região Sudeste/Centro-Oeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 15

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 01/01/2011 até 31/01/2012, com a curva de aversão ao risco da região Nordeste biênio 2011/2012, constante da Nota Técnica ONS - NT 128/2010 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/2010 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/2010.. a partir de 01/02/2012 até 31/12/2012, com a curva de aversão ao risco da Região Nordeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 16

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 23/02/2012 ( Quinta-feira ) - P ag. 17