teste

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes 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, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização
total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
1
Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO deMaio
Semana Operativa de26/04/2014a 02/05/2014
1. APRESENTAÇÃO
O mês de abril vem apresentando relativa melhora no
comportamento das afluências nas regiões
Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, em relação ao que se
verificou nos meses anteriores. Neste sentido, enquanto
que a ENA média verificada em fevereiro e março foi de
50 %MLT e 27 %MLT nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e
Nordeste, respectivamente, para o mês de abril, a ENA
será de 80 %MLT e 40 %MLT.
Na semana de 19 a 25/04/2014, ocorreu chuva fraca nas
bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Paraíba do Sul, Grande e
Paranaíba, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios
Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins
apresentou chuva fraca.
Na semana de 26/04 a 02/05/2014 deverá ocorrer chuva
fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e
Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco
ocorrerão pancadas de chuva.
Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a
atualização da FCF foram os parâmetros cuja atualização
causou maior impacto na variação dos Custos Marginais
de Operação – CMO nas regiões SE/CO e Sul. Para as
regiões Nordeste e Norte, a alteração da disponibilidade
de geração foi o parâmetro de maior impacto nos CMO.
O CMO médio semanal passou de R$ 996,67/MWh para
R$ 915,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de
R$ 670,07/MWh para R$ 628,19/MWh na região
Nordeste e de R$ 664,43/MWh para R$ 217,66/MWh na
região Norte.
Também, deve-se destacar o retorno à operação da UHE
Santo Antônio, que iniciou-se hoje, dia 25/04/2014, com
perspectiva de acionamento do bipolo do sistema de
transmissão do Rio Madeira, amanhã, dia 26/04/2014.
Com isso, ao longo desta semana operativa, deverá haver
um incremento de cerca de 800 MW na geração do SIN.
2. NOTÍCIAS
Em 26 e 27/05/2014: Workshop EletroMET,
Inovações no Monitoramento e na Previsão do
Tempo e Clima aplicados ao Setor Elétrico, em
Curitiba – PR;
Em 29 e 30/05/2014: reunião de elaboração do PMO
Junho de 2014 no auditório do Escritório Central do
ONS, situado na Rua Julio do Carmo, nº 251 – Cidade
Nova.
3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A
CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO
3.1. Armazenamentos Iniciais
Os armazenamentos iniciais equivalentes por
subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são
obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos
reservatórios individualizados, utilizados no modelo
DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a
elaboração do PMO de maio/2014.
Estes valores apresentados na Figura 1, a seguir,
determinam a condição inicial de energia armazenada
nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso
energético quando da definição da política de operação
do SIN.
Figura 1 – Energia armazenada inicial em abril/14 e maio/14
36,9%
46,2%
41,7%
83,8%
38,5%
44,6% 43,2%
89,0%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Sudeste Sul Nordeste Norte
%EARmáx
Energia armazenada inicial
abr/14 mai/14
1,6 p.p. -1,5 p.p. 1,6 p.p. 5,3 p.p.
1

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
2
3.2. Tendência Hidrológica
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências
hidrológicas consideradas para o PMO de maio/2014.
Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de maio/2014 –
NEWAVE [%MLT]
PMO abril/2014 PMO maio/2014
MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N
Out/13 111 103 60 78
Nov/13 83 71 46 85 83 71 46 85
Dez/13 96 89 85 97 96 89 85 97
Jan/14 52 145 76 103 52 145 76 103
Fev/14 39 62 27 99 39 62 27 99
Mar/14 64 166 26 116 63 165 26 115
Abr/14 80 125 40 103
PAR(p) 2 2 1 1 3 1 3 2
No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um
modelo autorregressivo de geração estocástica mensal
(GEVAZP “energia”) interno ao modelo, cuja ordem
máxima está limitada em 6 meses.
Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores
constituem uma informação relevante, uma vez que
caracterizam a tendência hidrológica da árvore de
cenários que será utilizada para a construção da Função
de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do
PMO.
3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2014/2018
As principais alterações no cronograma, conforme
reunião do DMSE de 16/04/2014, são apresentadas nas
Tabelas 2 e 3, a seguir.
Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE
Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE
Adicionalmente, conforme procedimento adotado desde
o PMO de fevereiro/2013, os cronogramas de entrada
em operação comercial das unidades geradoras das
UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido adaptados para uso
no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos
definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a
contemplar a restrição de escoamento de energia até a
entrada em operação da configuração de transmissão
necessária para o pleno escoamento da geração do
Madeira. Esta modelagem do cronograma contempla um
aumento gradual da capacidade de escoamento de
energia, conforme apresentando na Tabela 4, a seguir,
função da configuração no sistema de escoamento.
Tabela 4 – Limites de escoamento de energia
Desta forma, para o PMO de maio/2014 o cronograma
equivalente, modelado no NEWAVE, é o apresentado nas
Tabelas 5 e 6, a seguir.
UTE Subsistema Combustível
Potência
Total
(MW)
UG (MW)
Data de
entrada em
operação -
DMSE
Atraso (+) /
Antecipação (-)
em relação ao
PMO anterior
Gás Natural 1 187,5 JAN/2015 +5 meses
Gás Natural 2 187,5 JAN/2015 +5 meses
Vapor 3 208 OUT/2015 +7 meses
Erb Candeias (BA) (13) NE
Cavaco de
Madeira
16,79 1 16,79 JUN/2014 +1 mês
EC - Usina em fase de construção (13) 18º LEN (A-5/2013)
583Mauá 3 (AM) N
UHE Subsistema
Potência
Total
(MW)
UG (MW)
Data de
entrada em
operação -
DMSE
Atraso (+) /
Antecipação (-)
em relação ao
PMO anterior
UG 1 26,25 MAI/2014 +1 mês
UG 2 26,25 MAI/2014 +1 mês
UG 7 (UG03) 75,00 MAI/2014 +1 mês
UG 8 (UG04) 75,00 JUN/2014 +1 mês
EC - Usina em fase de construção
(1) 1º LEN (A-5/2005) (4) LEN Jirau/2007 (9) Leilão A - 3 de 17/08/2011
Jirau (RO) (4) (9) SE/CO 3750
Batalha (GO/MG) (1) SE/CO 52,5
Cronograma
Limite de
escoamento [MW]
mai/14
dez/17
out/14 a dez/14 5.100
jun/14 3.550
5.200
7.000
6.200jul/15 a nov/17
1.500
jan/15 a jun/15
jul/14 a set/14 3.750

3
Tabela 5 - Alterações Cronograma da UHE Santo Antônio
Tabela 6 - Alterações Cronograma da UHE Jirau
Nas Figuras 2 a 3, a seguir, são apresentadas as
evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica,
respectivamente, em comparação ao PMO de abril/2014.
Figura 2- Evolução da potência instalada das UHE
Figura 3- Evolução da potência instalada das UTE
3.4. Fatos Relevantes
Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7
dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral
de dados para os estudos energéticos de médio prazo.
Esta atualização tem por base informações fornecidas
pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas
áreas do ONS. Destaque para os seguintes itens:
previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE);
limites de transmissão;
geração mínima de UTEs por razões de
confiabilidade elétrica;
UHE UG
Potência
unitária
[MW]
Data de entrada
em operação -
DMSE *
Cronograma
modelado *
UG 5 69,59 SET/2012 1 ABR/2014
UG 6 69,59 OUT/2012 2 ABR/2014
UG 7 69,59 NOV/2012 3 ABR/2014
UG 8 69,59 DEZ/2012 4 ABR/2014
UG 9 69,59 DEZ/2012 5 ABR/2014
UG 11 69,59 JAN/2013 6 ABR/2014
UG 10 69,59 MAR/2013 7 ABR/2014
UG 12 69,59 ABR/2013 8
ABR/2014
UG 13 73,29 JUN/2013 9 ABR/2014
UG 14 73,29 JUN/2013 10 ABR/2014
UG 17 73,29 AGO/2013 11
ABR/2014
UG 15 73,29 AGO/2013 11 ABR/2014
UG 23 73,29 JAN/2014 12
ABR/2014
UG 24 73,29 FEV/2014 13
MAI/2014
UG 22 69,59 FEV/2014 13 MAI/2014
UG 21 69,59 FEV/2014 13
MAI/2014
UG 16 73,29 MAR/2014 14 MAI/2014
UG 26 73,29 MAR/2014 15
MAI/2014
UG 25 73,29 MAR/2014 15
MAI/2014
UG 18 73,29 ABR/2014 16
MAI/2014
UG 19 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014
UG 20 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014
UG 41 73,29 MAI/2016 NOV/2017
UG 42 73,29 JUN/2016 NOV/2017
UG 43 73,29 JUN/2016 NOV/2017
UG 44 73,29 JUL/2016 NOV/2017
1 - Entrou em operação em 22/09/2012 conforme o despacho ANEEL nº 2.941/2012
6 - Entrou em operação em 18/01/2013 conforme o despacho ANEEL nº 105/2013
* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE
Santo Antônio Rio
Madeira ( RO )
UHE UG
Potência
unitária
[MW]
Data de entrada
em operação -
DMSE*
Cronograma
modelado *
1 (UG29) 75,00 SET/2013 1 ABR/2014
2 (UG30) 75,00 FEV/2014 ² ABR/2014
5 (UG40) 75,00 FEV/2014 ³ ABR/2014
3 (UG01) 75,00 FEV/2014 4
MAI/2014
4 (UG02) 75,00 MAR/2014 5
MAI/2014
6 (UG39) 75,00 MAR/2014 5
MAI/2014
45 (UG45) 75,00 JUN/2016 NOV/2017
46 (UG46) 75,00 JUL/2016 NOV/2017
47 (UG47) 75,00 AGO/2016 NOV/2017
48 (UG49) 75,00 SET/2016 NOV/2017
49 (UG48) 75,00 OUT/2016 NOV/2017
50 (UG50) 75,00 OUT/2016 NOV/2017
1 - Entrou em operação em 06/09/2013 conforme o despacho nº 3.087/2013 SFG/ANEEL
2 - Entrou em operação em 19/02/2014 conforme o despacho nº 374/2014 SFG/ANEEL
* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE
Jirau ( RO )
85.000
90.000
95.000
100.000
105.000
110.000
MW
PMO abr/2014 PMO mai/2014
Maior diferença de 39 MW
20.000
21.000
22.000
23.000
24.000
25.000
26.000
MW
Maior diferença de 208 MW.
Atraso da UTE Mauá 3

4
atualização anual das taxas equivalentes de
indisponibilidade forçada e programada -
TEIF/IP de UHEs e UTEs existentes; e
estimativa de montante de energia de usinas
não simuladas individualmente.
Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes
destaques:
Entrada em operação comercial da UG 01
(127,42 MW) da UTE Suzano Maranhão, conforme
Despacho SFG/ANEEL nº 917/2014.
Entrada em operação comercial da UG 16
(73,29 MW) da UHE Santo Antônio, conforme
Entrada em operação comercial das UGs 25 e 26
(73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme
Entrada em operação comercial das UGs 18, 19 e 20
(73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme
Despacho SFG/ANEEL nº 1.129/2014.
Alteração da data de tendência da interligação
Macapá de 01/07/2014 para 01/09/2014, conforme
informação da GPO-1 e do agente responsável.
Alteração da potência da UHE Irapé (e demais dados
físico-operativos associados), conforme Resolução
Autorizativa ANEEL nº 4.582/2014.
Alteração de disponibilidade da UTE Uruguaiana
para o horizonte de curto prazo (maio e junho/2014)
e consideração da UTE Mauá B3 com operação a
óleo combustível após a entrada em operação da
UTE Mauá 3, conforme Ofício SRG/ANEEL
nº 099/2014.
3.4.1. Previsão de carga 2014/2018
Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão
Quadrimestral (período maio/2014 a dezembro/2018)
não sofreram alteração em relação à previsão de
janeiro/2014 realizada pela EPE e ONS, e adotada até
então. Destaca-se que a carga do subsistema Norte
sofreu alteração devido somente à postergação da
interligação de Macapá para 01/09/2014 e à postergação
da interligação de Boa Vista para 01/06/2016.
Tabela 7 - Evolução da Carga Própria de Energia 2014/2018
3.4.2. Limites de transmissão
Os cronogramas das obras de transmissão das
interligações regionais são definidos em reunião
específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são
atualizadas a partir de informações obtidas junto aos
Agentes e a ANEEL.
Nesta revisão, não foram observadas alterações
relevantes nos limites. Destaca-se apenas a postergação
do 2º circuito 230 kV Banabuiú – Mossoró 2 e de obras
internas nas Regiões Norte e Nordeste, de
dezembro/2014 para fevereiro/2015.
Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia
e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes
do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do
sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do
subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. O Sistema
Isolado Macapá, quando integrado ao SIN em
01/09/2014 e a capital Boa Vista, quando integrada em
01/06/2016, farão parte do subsistema Norte, assim
como a UHE Belo Monte.
Maiores detalhes relativos à definição de limites de
transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS
n° 0053/2014.
Cenário de Referência - janeiro/2014
SIN
MWmed Crescimento (%)
2014 65.830 4,8%
2015 68.420 3,9%
2016 71.217 4,1%
2017 74.119 4,1%
2018 77.207 4,2%
2014-2018 4,1%
Cenário de Referência - maio/2014
SIN
MWmed Crescimento (%)
2014 65.917 5,0%
2015 68.420 3,8%
2016 71.201 4,1%
2017 74.119 4,1%
2018 77.207 4,2%
2014-2018 4,0%

5
3.4.3. Geração térmica mínima por razões elétricas
Na Tabela 8, a seguir, são apresentadas as usinas
termoelétricas que necessitam ser despachadas por
restrições elétricas para atendimento aos critérios e
padrões definidos nos Procedimentos de Rede.
Tabela 8 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]
Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões
elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS
n° 0053/2014.
3.4.4. Estimativa de montante de energia de usinas
não simuladas individualmente
Conforme preconizado na Resolução Normativa ANEEL
nº 440/2011, neste PMO de maio/2014 foi encaminhada
pela CCEE a base de dados para composição do
montante de energia das usinas existentes não simuladas
individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo
por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas
usinas em expansão. Conforme Resolução Normativa
ANEEL nº 476/2012, neste PMO de maio/2014 os fatores,
que já eram aplicados sobre as PCHs e BIOs em
expansão, passaram a ser aplicados também sobre as
UEEs em expansão (exceto no Norte, que por não ter
histórico completo permaneceu com a consideração de
garantia física sazonalizada).
O impacto desta atualização nos montantes estimados
de energia pode ser verificado nas Tabelas 9, 10 e 11,
apresentadas a seguir:
Tabela 9 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e
2009/2013 – Existentes
2009/2013 – Expansão
2009/2013 – Total
Na Figura 4, a seguir, é apresentada a evolução da
disponibilidade das usinas não simuladas
USINA 2014 2015 2016 2017 2018
Araucária
107,67 (jun)
482 (dez)
482 (jan a mar; dez) 482 (jan a mar; dez)
482 (jan a mar)
241 (dez)
241 (jan a mar; dez)
Candiota 3 210 (nov e dez)
280 (jan a mar)
210 (abr; mai; nov e dez)
350 (jan a mar)
210 (nov e dez)
350 -
Canoas 54,75 (jun) - - 160 (jan a mar) -
Cidade Nova 18,99 (mai a jul) - - - -
Cuiabá 135 (jun a out) 135 (jul a out) - - -
Distrito A 18,99 (mai a jul) - - - -
Distrito B 17,99 (mai a jul) - - - -
Eletrobolt
212,91 (jun)
225,33 (jul)
- - - -
Flores 1 19,99 (mai a jul) - - - -
Flores 2 19,99 (mai a jul) - - - -
Flores 3 19,99 (mai a jul) - - - -
Flores 4 17,99 (mai a jul) - - - -
Ibiritermo 248 (jun e jul) - - - -
Igarapé 131 (jun e jul) - - - -
Iranduba 44,99 (mai a jul) - - - -
J. Lacerda A1 25 (ago; nov e dez) 25 (jan a mar) - 88 (nov e dez)
88 (jan a mar; nov e
dez)
J. Lacerda A2
66 (mai; jun; ago; nov e
dez)
33 (jul; set e out)
66 (jan a mar)
33 (abr a dez)
33 (jan a out)
66 (nov e dez)
66 (jan a out)
116 (nov e dez)
dez)
66 (abr a out)
J. Lacerda B
80 (jul; set e out)
194 (nov e dez)
194 (jan a mar)
160 (abr e out)
88 (nov e dez)
88 (jan a mar)
160 (abr e out)
208 (nov e dez)
208 (jan a mar)
220 (abr e out)
233 (nov e dez)
dez)
283 (abr a out)
J. Lacerda C - 242 (nov e dez)
242 (jan a mar)
311 (nov e dez)
311 (jan a mar)
312 (nov e dez)
dez)
Juiz de Fora 86 (jun e jul) - - - -
Mauá B4 134,99 (mai a jul) - - - -
Maua B5A 27,99 (mai a jul) - - - -
Maua B5B 27,99 (mai a jul) - - - -
Maua B6
62,19 (mai)
47,29 (jun)
5,08 (jul)
- - - -
NorteFlu-1 400 (jun e jul) - - - -
NorteFlu-2 100 (jun e jul) - - - -
NorteFlu-3
172,58 (jun)
175,07 (jul)
- - - -
P. Médici A - 43 (jan a mar) - - -
P. Médici B 90 (mai) 100 (jan a mar) 260 (jan a mar) 260 -
Santana LM
3,46 (set)
13,61 (out)
- - - -
Santana W
56,95 (set e out)
35,76 (nov)
3,14 (dez)
- - - -
Sta Cruz Nova
212,91 (jun)
225,33 (jul)
- - - -
Termomacaé
60,83 (jun)
64,38 (jul)
- - - -
Termonorte 2 120 - - - -
Termorio
871,50 (jun)
885,59 (jul)
200 (ago a dez)
200 (jan a mar) - - -
Viana 175 - - - -
2014 2015 2016 2017 2018
EXISTENTES - MWmed 826 744 744 744 744
Ressalta-se que os valores médios de 2014 são de mai-dez, o que prejudica a média em função da sazonalidade.
PCHs 84 96 96 96 96
Biomassas 382 270 270 270 270
UEEs -1 -1 -1 -1 -1
PCHs 121 120 120 120 120
Biomassas 13 39 39 39 39
UEEs 8 7 7 7 7
PCHs -38 -43 -43 -43 -43
Biomassas 29 29 29 29 29
UEEs 147 143 143 143 143
PCHs 73 79 79 79 79
Biomassas 7 5 5 5 5
UEEs - - - - -
SE/CO
Sul
NE
Norte
2014 2015 2016 2017 2018
PLANEJADAS - MWmed -1.078 -1.469 -1.992 -2.005 -2.312
PCHs -57 -60 -60 -60 -55
Biomassas -279 -206 -205 -204 -199
UEEs 0 0 0 0 0
PCHs -102 -98 -97 -97 -95
Biomassas -14 -13 -13 -13 -13
UEEs -57 -155 -241 -245 -264
PCHs 0 0 0 0 0
Biomassas -9 -9 -9 -9 -9
UEEs -556 -925 -1.364 -1.373 -1.673
PCHs 0 0 0 0 0
Biomassas -4 -4 -4 -3 -3
UEEs 0 0 0 0 0
SE/CO
Sul
NE
Norte
2014 2015 2016 2017 2018
TOTAL - MWmed -252 -726 -1.248 -1.261 -1.568
PCHs 27 36 36 36 40
Biomassas 103 65 66 66 71
UEEs -1 -1 -1 -1 -1
PCHs 19 22 23 23 25
Biomassas -1 26 26 26 26
UEEs -49 -148 -234 -239 -257
PCHs -38 -43 -43 -43 -43
Biomassas 20 20 20 20 20
UEEs -409 -782 -1.221 -1.230 -1.530
PCHs 73 79 79 79 79
Biomassas 2 1 2 2 2
UEEs 0 0 0 0 0
SE/CO
Sul
NE
Norte

6
individualmente, em comparação ao PMO de
abril/2014, considerando a aplicação dos fatores,
conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012.
Figura 4- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
3.4.5. Despacho antecipado de GNL
Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL
através dos Fax ONS nº 0018/330/2012 e
0052/340/2012, na elaboração do PMO de maio/2014 foi
instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz
Nova e Linhares.
Os despachos são obtidos através da média dos
despachos previstos para estas usinas nas semanas de
maio/2014 e junho/2014, em conformidade com a
metodologia de antecipação do despacho GNL,
respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo
agente.
As usinas são representadas no modelo NEWAVE no
arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A
UTE Linhares com o valor igual a 166,7 MWmed para
maio/2014 e 200,5 MWmed para junho/2014 e a UTE
Santa Cruz Nova com o valor igual a 350,0 MWmed em
maio/2014 e 350,0 MWmed em junho/2014, em todos
os patamares de carga.
Informações mais detalhadas sobre os estudos de
planejamento da operação de médio prazo para o PMO
de maio/2014 irão compor a Nota Técnica ONS
n° 0075/2014, a ser disponibilizada na área dos agentes
no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no próximo dia
28/04/2014. Todas as premissas foram apresentadas na
plenária do PMO em 24/04/2014.
4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO
DO PMO
4.1. Condições Hidrometeorológicas
As previsões de afluências são determinantes para a
definição das políticas de operação e dos custos
marginais. Assim, faz-se necessário o pleno
entendimento dos conceitos associados aos modelos de
previsão, notadamente para a primeirasemana
operativa, na qual há uma significativa presença dos
modelos chuva/vazão.
Neste contexto, constitui-se em um instrumento de
fundamental importância a análise das condições
climáticas, notadamente visando a identificação de
fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os
quais podem ter efeito sobre a intensidade do período
chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim,
é de fundamental importância a análises de clima e
tempo no contexto do SIN.
4.1.1. Condições Antecedentes
Na semana entre 19 e 25 de abril, a passagem de uma
frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste
ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí,
Paraíba do Sul, Grande e Paranaíba, e chuva fraca à
moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. A
bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca(Figura 5).
Figura 5–Mapa de anomalia da precipitação acumulada de
19/04/2014 a25/04/2014
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
[MWmed]
Usinas não simuladas individualmente - Totais - SIN
Maior diferença de 2826 MWmed em set/18.
Aplicação dos fatores para as UEEs

7
4.1.2. Previsões – Maio/2014
Para a semana de 26 de abril a 2 de maio, s previsão é de
que a atuação de uma frente fria pelas regiões Sul,
Sudeste e Centro-Oeste ocasionará chuva fraca à
moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu.
Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrem
pancadas de chuva (Figura 6). Cabe ressaltar que nas
bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e
Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e
Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos
modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de
afluências para a próxima semana.
Figura 6- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 26/04/2014 a 02/05/2014
Em comparação com as afluências da semana anterior,
prevê-se para a semana operativa de 26/04/2014 a
02/05/2014, diminuição nas afluências de todos os
subsistemas. Para o mês de Maio, são previstas
afluências inferiores às verificadas até o momento no
mês de Abril para todos os subsistemas. Cabe destacar,
que as médias de afluências verificadas no trimestre
Janeiro/14 a Março/14 para os subsistemas SE/CO e
Nordeste, situam-se na posição de 3º pior do histórico de
82 anos. Neste contexto, o subsistema Nordeste
apresentou as piores médias do histórico para os meses
de Fevereiro e Março de 2014. A Tabela 12 apresenta os
resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e
para a média para o mês de Maio.
Tabela 12 – Previsão de ENA do PMO de Maio/2014
As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas no PMO de
Maio/2014.
Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste –PMO de Maio/2014
Subsistema Sul - PMO de Maio/2014
PMO de Maio/2014 - ENAs previstas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 31.009 81 26.138 87
S 5.777 81 7.316 85
NE 4.067 38 3.889 53
N 13.774 103 10.297 106
26/4 a 2/5/2014 Mês de Maio
Subsistema

8
Subsistema Nordeste - PMO de Maio/2014
Subsistema Norte - PMO de Maio/2014
4.2. Cenários gerados para o PMO de Maio/2014
As figuras a seguir apresentam as características dos
cenários gerados para o PMO de Maio/2014 para
acoplamento com a FCF do mês de Junho/2014. São
mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e
as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de
ENA.
Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para oSubsistema
Sudeste, em %MLT,para o PMO de Maio
Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Sudeste para o PMO de Maio
Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Sul, em %MLT,para o PMO de Maio
para o Subsistema Sul para o PMO de Maio
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN)
EnergiaNaturalAfluente(%MLT)
SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE
ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%
Probabilidadeacumulada
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014
PMO
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs
GERADOS PARA O PMO MAI/2014
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
PMO

9
Nordeste em %MLT,para o PMO de Maio
para o Subsistema Nordeste para o PMO de Maio
Norte, em %MLT, para o PMO de Maio
para o Subsistema Norte para o PMO de Maio
Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias
naturais afluentes para os meses de Maio e Junhosão
apresentados na tabela a seguir.
Tabela 13 – MLT da ENA nos meses de Maio e Junho
4.3. Análise dos resultados no acoplamento com a FCF
A otimização do Planejamento da Operação tem por
função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo
Total de Operação do Sistema no período de
planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,
a cada mês, em função de até 52 variáveis de estado do
sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes
passadas para cada subsistema e 24 associadas ao
despacho térmico antecipado. Em função da ordem do
modelo gerador de cenários, nem todas as afluências
possuem coeficientes significativos em todos os meses.
No mês de acoplamento, Junho/2014, a ordem das ENAs
passadas significativas para a formação da FCF para cada
um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-4, NE-1, e N-1.
Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x
ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada
subsistema, dos 267 cenários gerados para o
acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de
Junho/2014no PMO de Maio/2014.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS
DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
PMO
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE
ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
PMO
MLT das ENAs (MWmed)
Subsistema
SE/CO
S
NE
N
7.346
9.672
25.580
9.828
4.841
4.737
30.143
8.612
Maio Junho

10
Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de
Junho/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Maio/2014
Junho/2014 – Subsistema S – PMO de Maio/2014
Junho/2014 – Subsistema NE – PMO de Maio/2014
Junho/2014 – Subsistema N – PMO de Maio/2014
A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão
correlacionando os custos marginais de operação dos
cenários no final do mês de Junho/2014 do subsistema
SE/CO com o CMO dos demais subsistemas no PMO de
Maio/2014.
Figura 23 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de
Junho/2014
A análise dos gráficos acima mostra que, em função das
baixas afluências e armazenamento no subsistema
Sudeste e das afluências próximas da média para o
subsistema Norte, os resultados da política de operação
indicaram descolamento entre os CMOsdossubsistemas
Sul/Sudeste dos CMOs dos subsistemas Norte/Nordeste.
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
CMO(R$/MWh)
PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema
SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%
CMO(R$/MWh)
PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUL:
CMO x ENA e CMO x EAR
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%
CMO(R$/MWh)
NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
CMO(R$/MWh)
NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
000
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
000 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400
CMO(R$/MWh)
CMO - SUDESTE (R$/MWh)
Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Maio
para acoplamento em Junho/2014
CMO - SUL
CMO - NORDESTE
CMO - NORTE

11
4.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas
Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre
subsistemas são de fundamental importância para o
processo de otimização energética, sendo determinantes
para a definição das políticas de operação e do CMO para
cada subsistema. Estes limites são influenciados por
intervenções na malha de transmissão, notadamente na
1ª Semana Operativa.O diagrama a seguir ilustra os
fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados no
PMO de Maio.
Tabela 14 -Limites de intercâmbio de energia considerados no
PMO de Maio/14
(A) DJ 5 500kV Imperatriz / Pecém II - Sobral III 500 kV C2 /
Pecém II - Fortaleza II 500 kV C2
(B) C1 Foz – Ivaiporã / DJ 03 S. Mesa 2 / DJ 08 S. Mesa 2 / SB A
Foz 765
(C) RT 500 kV 100 Mvar TERESINA II RT5 + DJS
(D) C1 Foz – Ivaiporã / SB A Foz 765
(E) CV1 Ibiuna / BR-B 345kV Ibiúna
(F) C1 Foz – Ivaiporã / C1 Itaipu - Foz 60Hz / SB A Foz 765
Fluxo Patamar
Demais
Semanas
Pesada 4.100 4.100
Média 3.906 4.199
Leve 3.885 4.288
Pesada 4.000 4.100
Média 3.919 4.100
Leve 3.922 4.100
Pesada 4.700 4.700
Média 4.700 4.700
Leve 4.700 4.700
Pesada 3.300 3.300
Média 3.250 (C) 3.300
Leve 3.300 3.300
Pesada 3.000 3.000
Média 3.318 3.318
Leve 3.651 3.651
Pesada 4.000 4.000
Média 4.000 4.000
Leve 4.000 4.000
Pesada 4.000 4.000
Média 4.000 4.000
Leve 4.000 4.000
Pesada 1.100 1.100
Média 866 866
Leve 136 136
Pesada 4.800 5.100
Média 4.538 5.036
Leve 4.393 4.837
Pesada 8.840 9.100
Média 8.629 9.100
Leve 8.701 9.200
Pesada 5.700 5.700
Média 5.700 5.700
Leve 5.900 5.900
Pesada 6.700 7.800
Média 5.806 7.800
Leve 5.648 7.500
Pesada 5.820 6.300
Média 5.730 6.300
Leve 5.657 6.300
Pesada 5.800 6.300
Média 5.394 6.300
Leve 5.334 6.300
FNE
(B)
LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)
26/04 a
02/05/2014
RNE
FNS
FSENE+FMCCO
(A)
EXPORT. NE
FMCCO
FCOMC
FSENE
FSM
(D)
(E)
ITAIPU 60 Hz
RSE
FORNEC. SUL
RECEB. SUL
ITAIPU 50 Hz
(D)
(D)
(F)

12
4.5. Previsões de Carga
No subsistema NE, a carga prevista para o mês de maio,
cuja taxa de crescimento é de 4,6%, reflete a
sazonalidade histórica, com redução em relação ao mês
imediatamente anterior.
No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento
prevista de 23,3% decorre, principalmente, da
interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa
interligação, a carga prevista para maio apresenta um
acréscimo de apenas 0,2% em relação ao mesmo mês do
ano anterior, comportamento influenciado pela redução
de carga de um consumidor livre da rede básica do ramo
de metalurgia.
No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista de
5,0% reflete a continuidade do bom desempenho das
atividades econômicas da região.
No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento prevista de
3,9% deve-se, dentre outros fatores, à expectativa de
que o desempenho da carga do setor industrial seja
superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior.
Tabela 15 - Evolução da carga para o PMO de Maio/2014
4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN
O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica
total do SIN, para o mês de Maio, de acordo com o
cronograma de manutenção informado pelos agentes
para o PMO de Maio.
4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Tabela 16 -Armazenamentos iniciais, por subsistema,
considerados na Revisão3 do PMO Abril/2014 e no PMO
Maio/2014
A primeira coluna da tabela acima corresponde ao
armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de Abril,
para a 0:00 h do dia 26/04/2014. A segunda coluna
apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis
de partida informados pelos Agentes de Geração para
seus aproveitamentos com reservatórios.
5. PRINCIPAIS RESULTADOS
5.1. Políticas de Intercâmbio
Para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014,
está prevista a seguinte política de intercâmbio de
energia entre regiões:
Região SulExportadora de energia em função da
melhoria nas condições hidroenergéticas da região;
Região NEImportadora dos excedentes energéticos da
região Norte;
Região NorteExportadora dos excedentes energéticos
para as regiões SE/CO e Nordeste;
Região SE/COImportadora de energia das regiões Sul e
Norte em função das condições hidroenergéticas
desfavoráveis na região.
5.2. Custos Marginais de Operação – CMO
A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de
Operação, em valores médios semanais, para as semanas
operativas que compõem o mês demaio.
Var. (%)
mai/14->mai/13
SE/ CO 38.041 38.585 38.653 38.589 38.566 38.617 38.442 3,9%
SUL 10.403 10.804 10.656 10.633 10.584 10.622 10.624 5,0%
NE 9.747 9.824 9.875 9.886 9.895 9.884 9.833 4,6%
NORTE 5.164 5.304 5.264 5.291 5.314 5.326 5.277 23,3%
SIN 63.355 64.517 64.448 64.399 64.359 64.449 64.176 5,5%
Subsistema
CARGA SEMANAL (MWmed)
5ª Sem 6ª Sem1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem
CARGAMENSAL (MWmed)
mai/14
88.082 88.082 88.082 88.082 88.082 88.082
80.089 79.440 78.894 79.255 80.457 82.091
0
25.000
50.000
75.000
100.000
Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6
MW
Potência Instalada Disponibilidade
Subsistema
Nível previsto na
Revisão 3 do PMO
abr/2014
Partida informada pelos
Agentes para a Revisão 0
do PMO mai/2014
SE/CO 38,2 38,5
S 43,6 44,6
NE 43,5 43,2
N 89,2 89,0
Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 26/04/2014

13
Figura 24 - CMO do mês de Maioem valores médios semanais
Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por
patamar de carga, para a semana operativa de 26/04 a
02/05/2014.
Tabela 17- CMO por patamar de carga para a próxima semana
5.3. Energias Armazenadas
O processo de otimização realizado pelo programa
DECOMP, indicou os armazenamentos que são
mostrados na figura a seguir para as semanas operativas
do mês de Maio/2014.
Figura 25 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do
mês de Maio/2014
Os armazenamentos da figura acima estão expressos em
% da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,
cujos valores são mostrados na tabela a seguir.
Tabela 18 – Energia Armazenável Máxima por subsistema
5.4. Geração Térmica
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do
SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 26/04 a 02/05/2014.
Figura 26 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês
Maio/2014
Ressalta-se que o montante de despacho térmico
indicado para o subsistema Norte considera a geração de
783 MW de UTEs do Sistema Manaus.
Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:
Região Sudeste/C.Oeste: Atlântico CSA¹, Sol, Angra 2,
Angra 1¹, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada
Fluminense, Sta. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes, G.
L. Brizola, Cocal, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, Luiz O.
R. Melo
²
, B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, A. Chaves,
Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá¹, Pirat.12
O¹, Norte Fluminense 4, R. Silveira¹, Termonorte 2,
Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia¹ e Goiânia 2;
Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J.
Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1,
S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana
e Nutepa¹;
Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém 1,
Fortaleza, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R.
Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú,
Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5
Sudeste 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30
Sul 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30
Nordeste 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52
Norte 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52
0
400
800
1.200
R$/MWh
SE/CO S NE N
Pesada 932,64 932,64 646,14 619,64
Média 918,18 918,18 632,61 194,35
Leve 909,14 909,14 619,66 160,61
Média Semanal 915,54 915,54 628,19 217,66
Patamares de
Carga
CMO (R$/MWh)
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN]
SUDESTE 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3
SUL 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8
NORDESTE 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0
NORTE 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
EAR(%EARmax)
ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Maio/2014
ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)
Subsistema
SE/CO
S
NE
N
19.930
51.808
14.046
19.930
51.808
14.665
Maio Junho
203.840 203.840
SE/CO SUL NE NORTE SIN
GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0
RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 244 244
INFLEXIBILIDADE 0 0 0 182 182
ORDEM DE MÉRITO 7735 2004 3531 1738 15009
7.735
2.004
3.531
15.435
2.164
0
2500
5000
7500
10000
12500
15000
17500
MWmed

14
Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina
Grande e Suape II³;
Região Norte: Suzano Maranhão, Parnaíba IV, P. Itaqui,
Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Geramar 1
4
e
Geramar 2
4
;
o Sistema Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara,
Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida4
, Mauá B34
, Mauá
B44
, Mauá B5B4
, Distrito A4
, Mauá B5A4
eFlores 14
.
¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do
Agente.
² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de
despacho GNL.
³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média.
4
Despacho somente no patamar de carga pesada.
Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito
de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St.
Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de
28/06/2014 a 04/07/2014.
No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica
por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por
patamar de carga, os valores e a razão do despacho.
Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas
declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante
as etapas de Programação Diária da Operação e
Operação em Tempo Real.
5.5. Resumo dos resultados do PMO
As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados
do PMO para as semanas do mês Maio/2014 e os valores
esperados para o mês de Junho/2014, relacionando
Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada
(EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro
subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste
Figura 28 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul
Figura 29 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste
Figura 30 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte
6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS
MARGINAIS DE OPERAÇÃO
A análise da variação semanal dos custos marginais de
operação, em função da atualização dos dados de
planejamento do PMO de Maio de 2014, foi realizada a
partir de seis estudos.
O caso inicial foi construído com base nos dados da
Revisão 3 do PMO de Abril, considerando-se as previsões
CMO (R$/MWh) 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 882,16
EAR(%EARmax) 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3
ENA(%mlt) 81,4 95,0 84,1 79,5 86,5 83,3
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
1000,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
CMO(R$/MWh)
EARouENA(%)
PMO - SE/CO - Maio/2014
CMO (R$/MWh) 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 881,62
EAR(%EARmax) 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8
ENA(%mlt) 79,2 73,5 83,3 98,0 84,5 89,9
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
1000,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
CMO(R$/MWh)
EARouENA(%)
PMO - S - Maio/2014
CMO (R$/MWh) 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52 793,68
EAR(%EARmax) 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0
ENA(%mlt) 38,7 54,4 54,8 51,6 48,8 61,7
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
CMO(R$/MWh)
EARouENA(%)
PMO - NE - Maio/2014
CMO (R$/MWh) 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52 793,68
EAR(%EARmax) 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9
ENA(%mlt) 102,2 131,0 114,2 96,5 77,8 110,2
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
110,0
120,0
130,0
140,0
CMO(R$/MWh)
EARouENA(%)
PMO - N - Maio/2014

15
de vazão e carga do PMO de maio. Nos estudos seguintes
foram atualizados os seguintes blocos de dados: Função
de Custo Futuro, nível de partida dos reservatórios,
expansão da geração, dados de desligamentos das linhas
e finalmente, dados de disponibilidades.
Os valores dos CMOs publicados nos resultados de cada
estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir.
Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemasSE/CO e
Sul
Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste
Figura 33 - Análise da variação do CMO no subsistemaNorte
Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a
FCF tiveram um maior impacto nos subsistemas Sul e
Sudeste. Ao observarmos a evolução dosCMOs previstos
na última revisão nos subsistemas Norte e Nordeste,
percebemos que uma redução significativa ocorreu nesta
revisão por conta das novas disponibilidades
influenciadas pelas voltas de Santo Antônio e Angra I,
atualização do cronograma de manutenção e fatores de
disponibilidade, montantes de geração das usinas não
despachadas individualmente, dados de Itaipu e
despachos das usinas a GNL.Tais atualizações ocorridas
nas disponibilidadesredistribuíram os fluxos dos
intercâmbios com consequente desacoplamento do
Nordeste.
Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos
resultados destes casos são consequência da atualização
parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.
7. SENSIBILIDADE
A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da
previsão de vazões para a 1ª semana operativa de maio,
foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO,
considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e
limite superior da previsão de vazões para as demais
semanas operativas do mês de maio. A tabela a seguir
mostra a ENA média mensal de maio com a consideração da
ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima
semana operativa.
Tabela 19– ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade
CMO Médio Semanal
4ª semana operativa
19/04 a 25/04/2014
CMO Médio Semanal
26/04 a 02/05/2014
CMO Médio Semanal
19/04 a 25/04/2014
CMO Médio Semanal
26/04 a 02/05/2014
CMO Médio Semanal
19/04 a 25/04/2014
44/0/2014
CMO Médio Semanal
26/04 a 02/05/2014

16
A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos
nos resultados dos estudos.
Figura 34 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade
8. INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM)
A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e
Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através
da interligação denominada Tucuruí - Manaus – Macapá
(TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta
interligação é fundamental para levar energia elétrica de
origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a
energia gerada por térmicas a óleo combustível,
atualmente pago por todos os consumidores de energia
do país, através do mecanismo financeiro da Conta de
Consumo de Combustível (CCC).
A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN
ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da
interligação TMM, que abrange o trecho de circuito
duplo em 500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu -
Jurupari – Oriximiná – Silves - Lechuga, conforme
mostrado na Figura 35, a seguir.
Figura 35 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)
O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir
de setembro, pois apesar do sistema em 230 kV do lote
B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir
da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kV
– 2x450 MVA e da LT 230 kV Jurupari – Laranjal –
Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar
disponível para a operação desde final de janeiro de
2014, as obras de responsabilidade da CEA que
permitirão a integração desse sistema estão previstas
para o final do mês de junho de 2014, porém só poderão
ser comissionadas a partir da segunda quinzena de julho,
após o término da Copa do Mundo FIFA 2014.
No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada
em operação de sua interligação estava prevista a
desativação de grande parte do parque térmico movido a
óleo combustível. Entretanto, em virtude do atraso nas
obras de 230 kV e 138 kV, esse sistema elétrico foi
integrado ao SIN através de uma configuração provisória,
o que implica em operar esta interligação com níveis
baixos de intercâmbios e em manter em operação todo o
parque térmico existente.
A Eletrobrás Amazonas Energia (EAME) planejou a
evolução da configuração provisória em várias etapas, de
acordo com a entrada em operação das obras, tanto no
sistema de 230 kV quanto no sistema de 138 kV, até sua
configuração definitiva, a partir do qual o sistema
receptor e o de 230 kV deixam de ser restritivos para a
plena utilização da interligação, limitada aos critérios de
segurança preconizados nos Procedimentos de Rede.
A Figura 36, a seguir, mostra o sistema atual de Manaus
integrado ao SIN, em configuração provisória, através do
MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT
LS 29.407 98% 11.311 131% 4.311 59% 11.311 117%
VE 26.138 87% 7.316 85% 3.889 53% 10.297 106%
LI 22.798 76% 3.558 41% 3.465 47% 9.283 96%
ENA
MENSAL
NESE/CO NS
913,42
1.256,34
915,54
683,86
400
650
900
1.150
1.400
26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE
R$/MWh
Regiões SE/CO e Sul
VE LI LS
703,39
784,19
628,19
665,75
600
650
700
750
800
R$/MWh
Região NE
VE LI LS
226,71
632,84
217,66 196,67
100
300
500
700
R$/MWh
Região Norte
VE LI LS

17
seccionamento em Lechuga do circuito existente 230 kV
Manaus – Cristiano Rocha C1, mantendo a LT 230 kV
Manaus – Balbina C2, nas condições atuais de operação,
intacta. Em outubro de 2013 entrou em operação a SE
Manaus 230/138 kV – 150MVA, a LT 138 kV Manaus –
Cachoeira Grande C1 e a SE Cachoeira Grande
138/13,8 kV – 60 MVA.
Figura 36 - Configuração Atual
Para esta configuração, é necessário restringir o fluxo
pela interligação TMM em até 100 MW, em razão da
vulnerabilidade desse sistema e limitar o somatório de
fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus em
valores que variam de 250 a 350 MW em função da
condição de carga. Dessa forma faz-se necessário manter
em operação todo o parque térmico atual de Manaus.
A Figura 37, a seguir, mostra a configuração prevista com
a entrada em operação da SE Jorge Teixeira 230 / 138 kV
– 2 X 150 MVA suprindo a SE Mutirão através da
LT 138 kV Jorge Teixeira - Mutirão e a LT 138 kV Mutirão
– Cachoeira Grande.
Figura 37– Configuração prevista para maio/2014
Para esta configuração intermediária o sistema receptor
continua vulnerável sendo necessário limitar o fluxo da
interligação TMM e do somatório de fluxos de circuitos
230 kV que chegam em Manaus e manter em operação
todo o parque térmico atual de Manaus.
A Figura 38, a seguir, mostra a configuração com a
entrada em operação do seccionamento completo na SE
Lechuga, a LT 230 CD Jorge Teixeira – Mauá 3 e SE Mauá3
230/138 kV – 3 x 150 e 138/69 kV – 3 x 150 MVA, que
elimina a restrição do somatório de fluxos de circuitos
230 kV que chegam em Manaus.
Figura 38 – Configuração prevista a partir de junho/2014

18
A partir desta configuração, a contingência mais severa
para atendimento a Manaus passa a ser a perda da
própria interligação 500 kV, ficando o seu fluxo limitado
a 50% da carga de Manaus. Essa operação implica numa
redução da necessidade de geração térmica, que é
dimensionada considerando que a mesma em conjunto
com a geração hidráulica da UHE Balbina atenda pelo
menos 50% da carga deste sistema, tendo como
premissa que o ERAC cortará os outros 50% de carga,
evitando o colapso de frequência quando da perda dupla
da interligação TMM.
Está prevista, a partir fevereiro de 2015, a expansão do
parque gerador térmico de Manaus, com a entrada em
operação da nova UTE Mauá 3, primeiramente em ciclo
aberto de operação, com duas unidades a gás de
187,50 MW cada, totalizando uma geração de 375 MW.
A partir de novembro de 2015, esta nova UTE operará
em ciclo combinado pleno, com entrada em operação da
terceira unidade a vapor de 208 MW, disponibilizando
570 MW.
Ressalta-se que somente após a entrada em operação
desta UTE poderão ser desativadas todas as usinas
movidas a óleo combustível atualmente alugadas pela
EAME.
9. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO
MADEIRA
O complexo de geração no Madeira é composto pelas
usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas
no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na
capacidade instalada do SIN uma potência de 6.900 MW,
sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades
geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades
geradoras), com previsão de motorização plena em 2016.
A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um
sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta
Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ±
600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e
Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de
2.375 km.
A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV
do Acre – Rondônia é realizada por uma estação
conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400
MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 39.
Figura 39 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira
As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio
(casa de força da Margem Direita) foram integradas ao
sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de
um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A
integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN
ocorreu em março de 2013.
Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas
vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram
elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com
perda de altura de queda e consequentemente, redução
de potência na UHE Santo Antônio.
Dessa forma, foi mantido em operação o 1°Bipolo
(configuração monopolar) em paralelo com o
Transformador Provisório, com a estação Back-to-Back
desligada.
Na segunda quinzena do mês de fevereiro verificou-se
nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio
agravando a redução da queda levando ao desligamento
de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo
Madeira para o atendimento aos estados do Acre e
Rondônia foi realizado através do Transformador
Provisório 500/230 kV – 465 MVA escoando a geração da
UHE Jirau que já conta com seis unidades em operação
comercial. A UTE Termonorte II foi despachada em
função das condições energéticas vivenciadas pelo país
neste início de ano.

19
Em maio estão previstos os testes da operação bipolar.
Desta forma, a configuração prevista para esse período
será a configuração monopolar com retorno metálico
com o transformador provisório escoando uma potência
de 1.500 MW.
Em junho são esperados os testes da operação com dois
blocos do Back-to-Back, devendo ser utilizada a
configuração bipolar com somente um bloco, escoando
uma potência total de 3.550 MW.
Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas
usinas são consideradas a fio d’água, isto é, não possuem
reservatórios para armazenamento de água. Portanto,
seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal
de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica
abundante no primeiro semestre (período chuvoso),
podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e
reduzida no segundo semestre (período seco), podendo
gerar, em média, 2.000 MWmed.
Em sua configuração final, esse regime de geração
impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do
SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores
níveis de armazenamento.
10. CONSIDERAÇÕES FINAIS
As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão
disponíveis no site do ONS
(http://www.ons.org.br/operacao/apresentacoesPMO.aspx).
Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através
do contato da Gerência de Programação Energética –
GPD1, pelos tels: (21)3444-9518 / 9307 e pelo
emailpmo@ons.org.br
As contribuições referentes ao Relatório do Programa
Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o
email: pmo-ouv@ons.org.br

20
Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
ATLAN_CSA 0,01 0,0 0,0 0,0
SOL 0,01 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9
ANGRA2 19,59 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0
ANGRA1 23,29 0,0 0,0 0,0
NORTEFLU1 37,80 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0
NORTEFLU2 58,89 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
NORTEFLU3 102,84 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
BAIXADAFL 119,26 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7
ST.CRUZNO 134,74 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
ATLANTICO 137,00 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2
LC.PRESTES 142,62 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0
L.BRIZOLA 166,96 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0
COCAL 172,08 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7
PIE-RP 177,58 0,0 0,0 0,0
JUIZDEFO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7
W.ARJONA 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0
LUIZORMELO 204,80 39,1 34,2 18,8 39,1 34,2 18,8 39,1 34,2 18,8
BLSOBRINHO 219,64 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0
EUZEBIO.RO 238,34 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1
AUR.CHAVES 259,87 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1
ST.CRUZ34 310,41 0,0 0,0 0,0
FGASPARIAN 320,92 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9
M.LAGO 386,39 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4
CUIABACC 463,79 0,0 0,0 0,0
PIRAT.12 O 470,34 0,0 0,0 0,0
NORTEFLU4 509,58 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
R.SILVEIRA 523,35 0,0 0,0 0,0
TNORTE2 551,09 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2
VIANA 619,65 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0
IGARAPE 645,30 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0
PALMEIR_GO 777,98 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
DAIA 790,66 0,0 0,0 0,0
GOIANIA2 860,66 66,0 68,0 72,0 66,0 68,0 72,0 66,0 68,0 72,0
CARIOBA 937,00
UTEBRASIL 1047,38
XAVANTES 1146,42
0,0 0,0 0,0 7491,0 7488,1 7476,7 7491,0 7488,1 7476,7 0 0 0 0,0 0,0 0,0 7491,0 7488,1 7476,7TOTALSE/CO
REGIÃO SE/CO
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
CANDIOTA_3 61,76 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
P.MEDICI A 115,90 0,0 0,0 0,0
P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
J.LACER. C 145,71 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0
J.LACER. B 176,67 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
J.LAC. A2 176,85 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
CHARQUEADA 196,16 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0
MADEIRA 221,52 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
J.LAC. A1 234,31 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0
S.JERONIMO 248,31 0,0 0,0 0,0
FIGUEIRA 373,45 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5
S.TIARAJU 674,64 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9
ARAUCARIA 695,81 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0
URUGUAIANA 740,00 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0
NUTEPA 780,00 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 0 0 0 0,0 0,0 0,0 2004,4 2004,4 2004,4TOTALSUL
REGIÃO SUL
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

21
TERMOPE 70,16 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0
P.PECEM1 105,11 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0
FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6
P.PECEM2 113,38 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0
C.FURTADO 205,25 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9
TERMOCEARA 237,70 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
R.ALMEIDA 258,85 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0
JS_PEREIRA 287,83 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1
PERNAMBU_3 458,38 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0
MARACANAU 602,33 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0
TERMOCABO 612,07 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0
TERMONE 614,62 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0
TERMOPB 614,62 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0
CAMPINA_GR 619,66 164,0 164,0 115,6 164,0 164,0 115,6 164,0 164,0 115,6
SUAPEII 632,61 358,0 274,5 358,0 274,5 358,0 274,5 0,0
GLOBALI 697,82
GLOBALII 697,82
ALTOS 726,16
ARACATI 726,16
BATURITE 726,16
C.MAIOR 726,16
CAUCAIA 726,16
CRATO 726,16
IGUATU 726,16
JUAZEIRON 726,16
MARAMBAIA 726,16
NAZARIA 726,16
PECEM 726,16
CAMACARI G 732,99
BAHIA_1 743,74
CAMACAR_MI 845,63
CAMACAR_PI 845,63
CAMACARI 915,17
PETROLINA 927,79
POTIGUAR_3 1022,71
POTIGUAR 1022,73
PAUFERRO 1133,86
TERMOMANAU 1133,86
0,0 0,0 0,0 3747,6 3664,1 3341,2 3747,6 3664,1 3341,2 0 0 0 0,0 0,0 0,0 3747,6 3664,1 3341,2TOTALNE
REGIÃO NORDESTE
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO eINFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
SUZANOMA 0,01 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4
PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3
P.ITAQUI 108,23 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0
MARANHAOV 124,48 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6
MARANHAOIV 124,48 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6
N.VENECIA2 160,61 176,2 176,2 119,0 176,2 176,2 119,0 176,2 176,2 119,0
GERAMAR1 619,64 0,0
GERAMAR2 619,64 121,1 121,1 121,1 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 1516,2 1395,1 1337,9 1516,2 1395,1 1337,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1516,2 1395,1 1337,9
RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
TOTALNORTE
REGIÃO NORTE
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA

22
C.ROCHA 0,01 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0
JARAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0
MANAUARA 0,01 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9
PONTANEGR 0,01 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0
TAMBAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0
APARECIDA 302,19 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0
MAUAB3 411,92 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0
MAUAB4 449,98 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
MAUAB5B 590,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0
DISTRITOA 611,14 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0
MAUAB5A 616,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0
FLORES1 618,81 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
DISTRITOB 622,60 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0
FLORES3 631,82 20,0 20,0 10,1 20,0 20,0 10,1
FLORES2 636,82 20,0 20,0 20,0 20,0 0,0
FLORES4 639,79 18,0 18,0 18,0 18,0 0,0
IRANDUBA 654,56 45,0 11,1 45,0 11,1 0,0
CIDADENOV 654,63 19,0 19,0 0,0 0,0
MAUAB6 657,05 1,1 1,1 0,0 0,0
MAUAB7 659,10
SAOJOSE1 660,35
SAOJOSE2 660,35
MAUAB1 844,72
APARB1TG6 926,82
ELECTRON 1165,12
0,0 200,0 200,0 716,9 321,9 321,9 716,9 521,9 521,9 0 0 0 141,1 282,1 223,1 858,0 804,0 745,0
RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
TOTALMANAUS
REGIÃO MANAUS
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA

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