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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.

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

Revisão 0 do PMO de Setembro

Semana Operativa de 01/09 a 07/09/2012 1. APRESENTAÇÃO

O mês de agosto caracterizou-se pela ocorrência de

chuvas significativamente reduzidas em todo o Sistema

Interligado Nacional.

Esse fato conduziu ao uso mais intenso dos estoques

armazenados nos reservatórios das usinas hidrelétricas,

bem como à necessidade de uma maior

complementação térmica, notadamente na última

semana operativa do mês.

Destaca-se para o mês setembro, a implementação das

novas CAR para o biênio 2012/2013, objetivo da AP

ANEEL 062/2012, cujos valores conduziram à definição

de novos níveis meta para as regiões SE/CO e NE, de 41

%EARmax e 33% EARmax, respectivamente.

Para a primeira quinzena do mês de setembro não é

esperada a ocorrência de chuvas que venham a reverter

de forma significativa o atual cenário hidroenergético.

Assim sendo, deve-se esperar a permanência das atuais

políticas de operação energética, podendo se observar a

necessidade de despachos térmicos complementares

adicionais.

2. NOTÍCIAS

Em 04/09: FT-DECOMP;

Em 05/09: FT-NEWAVE;

Em 27 e 28/09: Reunião de elaboração do PMO de Outubro.

3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.

3.1. Armazenamentos Iniciais

Figura 1 – Energia armazenada inicial em agosto/12 e setembro/12

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são

obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos

reservatórios individualizados, considerados no modelo

DECOMP, informados pelos Agentes de Geração para a

elaboração do PMO de Setembro/2012.

Estes valores determinam a condição inicial de energia

armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos

modelos de otimização, sendo utilizada como recurso

energético quando da definição da política de operação

do SIN.

68% 67%62%

82%

57%66%

52%

64%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

SE/CO Sul Nordeste Norte

Energia armazenada inicial

PMO de ago/12 PMO de set/12

-10,4% -1,7% -9,9% -18,5%

1


3.2. Tendência Hidrológica

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o deck de setembro/2012 – NEWAVE [%MLT]

PMO agosto/2012 PMO setembro/2012

MÊS

SE/CO S NE N

SE/CO S NE N

Fev/12

84 70 103 123

Mar/12

68 59 44 99

68 59 44 99

Abr/12

78 60 53 69

78 60 53 69

Mai/12

100 66 49 57

100 66 49 57

Jun/12

153 149 67 69

153 149 67 69

Jul/12

127 82 64 77

125 95 64 73

Ago/12

98 82 59 68

PAR(p)

1 1 1 2 1 1 3 3

No NEWAVE os cenários de ENA são gerados 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 determinar da Função de

Custo Futuro, com influência direta nos resultados do

PMO.

3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2012/2016

Principais alterações no cronograma conforme reunião

do DMSE de 22/08/2012:

Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE

Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE

Nas figuras a seguir, é apresentada a evolução temporal

da oferta hidrotérmica e das usinas não simuladas

individualmente, em comparação ao PMO de

agosto/2012.

Figura 2 - Evolução temporal da potência instalada das UHE

UTE Subsistema

Potência

Total

(MW)

UG (MW)

Data de entrada

em operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anterior

Angra III (RJ) SE/CO 1.405,0 UG 1 1.405,0 JUN/2016 +6 meses

Palmeiras de Goiás (GO) (3) SE/CO 175,6 1 x 1,9 1,9 SET/2012 +1 mês

Porto do Pecém II (CE) (9) NE 360,0 UG 1 360,0 JUN/2013 +2 meses

(3) 3º LEN (A-5/2006) (9) 7º LEN (A-5/2008)

UHE Subsistema

Potência

Total

(MW)

UG (MW)

Data de entrada

em operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anterior

Santo Antônio Rio Madeira

(RO ) (4)SE/CO 3.150,4 UG 5 69,6 SET/2012 -1 mês

Estreito (PA) (3) N 1.087,0 UG 8 135,9 OUT/2012 -2 meses

UG1 116,7 ABR/2016 +4 meses

UG2 116,7 JUN/2016 +6 meses

UG3 116,7 AGO/2016 +8 meses

UG 4 75,0 JAN/2013 -1 mês

UG 5 75,0 FEV/2013 -1 mês

UG 6 75,0 FEV/2013 -2 meses

UG 7 75,0 MAR/2013 -2 meses

UG 8 75,0 MAR/2013 -3 meses

UG 9 75,0 ABR/2013 -3 meses

UG 10 75,0 ABR/2013 -4 meses

UG 11 75,0 MAI/2013 -4 meses

UG 12 75,0 MAI/2013 -5 meses

UG 13 75,0 MAI/2013 -6 meses

UG 14 75,0 JUN/2013 -7 meses

UG 15 75,0 JUL/2013 -7 meses

UG 16 75,0 JUL/2013 -8 meses

UG 17 75,0 AGO/2013 -19 meses

UG 18 75,0 SET/2013 -18 meses

UG 19 75,0 SET/2013 -19 meses

UG 20 75,0 OUT/2013 -19 meses

UG 21 75,0 OUT/2013 -19 meses

UG 22 75,0 NOV/2013 -19 meses

UG 23 75,0 NOV/2013 -20 meses

UG 24 75,0 JAN/2014 -18 meses

UG 25 75,0 JAN/2014 -19 meses

UG 26 75,0 FEV/2014 -19 meses

UG 27 75,0 FEV/2014 -19 meses

UG 28 75,0 FEV/2014 -20 meses

UG 29 75,0 MAR/2014 -20 meses

UG 30 75,0 MAR/2014 -20 meses

UG 31 75,0 MAR/2014 -21 meses

UG 32 75,0 ABR/2014 -21 meses

UG 33 75,0 ABR/2014 -21 meses

UG 34 75,0 ABR/2014 -22 meses

UG 35 75,0 MAI/2014 -22 meses

UG 36 75,0 JUN/2014 -21 meses

UG 37 75,0 JUL/2014 -21 meses

UG 38 75,0 JUL/2014 -22 meses

UG 39 75,0 AGO/2014 -21 meses

UG 40 75,0 SET/2014 -21 meses

UG 41 75,0 DEZ/2014 -19 meses

UG 42 75,0 DEZ/2014 -20 meses

UG 43 75,0 DEZ/2014 -21 meses

UG 44 75,0 DEZ/2014 -22 meses

UG 45 75,0 JAN/2015 +11 meses

UG 46 75,0 JAN/2015 +10 meses

UG 47 75,0 JAN/2015 +10 meses

UG 48 75,0 FEV/2015 +11 meses

UG 49 75,0 FEV/2015 +10 meses

UG 50 75,0 FEV/2015 +10 meses

(3) 5º LEN (A-5/2007) (4) Leilão A - 5 de 10/12/2007 (5) LEN Jirau/2007

(6) 7º LEN (A-5/2008) (10) Leilão A - 3 de 17/08/2011

Jirau (RO) (10) SE/CO 3.750,0

Baixo Iguaçu (PR) (6) S 350,2

Jirau (RO) (5) SE/CO 3.750,0

80.000

82.000

84.000

86.000

88.000

90.000

92.000

94.000

96.000

98.000

MW

PMO ago/2012 PMO set/2012

Maior diferença de 3753 MW.

Antecipação das

UG de Jirau


Figura 3- Evolução temporal da potência instalada das UTE

Figura 4- Expansão da oferta das Usinas Não-Simuladas - SIN

Observa-se, na Figura 4, que não houve alterações

significativas nos cronogramas de expansão das usinas

não simuladas individualmente.

3.4. Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7

dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral

da base de dados para os estudos de planejamento da

operação 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);

restrições operativas hidráulicas;

limites de transmissão; e

geração mínima de UTEs por razões de

confiabilidade elétrica.

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes

destaques:

Entrada em operação comercial da UG7 da

UHE Estreito Tocantins (do total de 8 unidades);

Alteração da potência da UTE Santa Cruz 34 (de

440 para 436 MW), das UG a vapor de Fernando

Gasparian (de 2x136 para 2x95 MW), de Santa Cruz

Nova (de 564 para 550 MW), de Santana LM (de 54

para 64,5 MW) e da UHE Henry Borden (de 888

para 889 MW);

Substituição da UTE Rio Largo, por Nossa Senhora

do Socorro, conforme informação da ANEEL/DMSE;

Atualização dos dados físico-operativos das UHE;

Atualização da oferta do Sistema Manaus-Macapá;

Atualização da CAR 2012/2013.

3.4.1. Previsão de carga 2012/2016

Os valores utilizados nessa 2ª Revisão Quadrimestral

sofreram alteração em relação à previsão de Maio/2012

realizada pela EPE e ONS, e adotada até então.

Tabela 4 - Evolução da Carga Própria de Energia 2012/2016

3.4.2. Restrições operativas hidráulicas

As restrições operativas hidráulicas foram atualizadas

neste PMO segundo informações constantes na

Atualização do “Inventário das Restrições Operativas

Hidráulicas dos Aproveitamentos Hidrelétricos – rev. 1 de

2012”, conforme ONS RE 3/105/2012.

3.4.3. Limites de transmissão

Os cronogramas das obras de transmissão das

interligações regionais são definidos em reunião

15.000

17.000

19.000

21.000

23.000

25.000

27.000

29.000

MW


Maior diferença de 1556 MW.

Atraso da

UTN Angra 3

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

[MW

med

]

Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN


Cenário de Referência - maio/2012

SIN

MWmed Crescimento (%)

2012 60.840 4,5%

2013 64.234 5,6%

2014 67.583 5,2%

2015 70.222 3,9%

2016 72.925 3,8%

2012-2016 4,6%

Cenário de Referência - setembro/2012

SIN

MWmed Crescimento (%)

2012 60.102 3,3%

2013 63.394 5,5%

2014 66.690 5,2%

2015 69.461 4,2%

2016 72.069 3,8%

2012-2016 4,6%


específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são

atualizadas a partir de informações obtidas junto aos

Agentes e a ANEEL.

Nesta revisão, destacam-se a consideração da entrada

em operação da LT 500 kV Bateias – Itatiba a partir de

julho/2015, que aumenta a capacidade de troca de

energia entre Sudeste/Centro-Oeste e Sul (800 MWmed),

e a avaliação detalhada da antecipação do sistema de

escoamento de Belo Monte a partir de janeiro/2015, que

aumenta a capacidade de trocas de energia entre

Nordeste e Imperatriz (entre 1.100 e 1.400 MWmed) e

entre Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste

(aproximadamente 1.400 MWmed no recebimento

Nordeste e 300 MWmed na exportação Nordeste).

Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia

e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes

do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Os Sistemas

Isolados Manaus e Macapá, quando integrados ao SIN

em junho/2013 (oferta e carga antecipadas em um mês

neste PMO), e a capital Boa Vista, quando integrada em

fevereiro/2015, farão parte do subsistema Norte, assim

como a UHE Belo Monte.

3.4.4. Atualização dos dados físico-operativos das UHE

O Fax ONS nº 052/330/2012 e o Ofício nº 01/2012-

SRG/SGH/ANEEL atualizam, em consonância com os

dados utilizados pela EPE para Cálculo ou Revisão de

Garantia Física, as informações físico-operativas

referentes às UHE Mauá, Foz do Chapecó, Rondon II,

Samuel, Itiquira II, Salto Santiago, Salto Pilão, Barra dos

Coqueiros, Salto, Peixe Angical, Monjolinho e

Mascarenhas.

3.4.5. Geração térmica mínima por razões elétricas

Na Tabela 5, 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 5 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]

Maiores detalhes relativos à definição de limites de

transmissão e geração térmica por razões elétricas estão

disponíveis na Nota Técnica ONS n° 131/2012.

3.4.6. Curva de Aversão a Risco – CAR

A Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.636 de 28 de agosto

de 2012, autoriza o ONS a atualizar as Curvas de Aversão

a Risco das Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste,

conforme a CARTA ONS nº 1002/100/2012, de setembro

de 2012 a dezembro de 2013, conforme Figuras 5 e 6 a

seguir.

Figura 5 – CAR 2012/2013 – SE/CO [%EARmáx]

USINA 2012 2013 2014 2015 2016

J. Lacerda A2 66 (set a dez)66 (jan a mar; nov e dez)

33 (abr a out)

66 (jan a mar; nov e dez)

33 (abr a out)66 66

J. Lacerda B 80 (out a dez)80 (jan a mar)

131 (nov e dez)

131 (jan a mar)

160 (nov e dez)160 160

P. Médici A25 (set) 50 (out)

25 (dez)50 (jan a mar) - - -

P. Médici B 55 (dez)220 (jan a mar)

220 (nov e dez)

220 (jan a mar)

110 (nov e dez)- -

Candiota 3175 (nov)

210 (dez)

350 (jan a mar; nov e

dez)

210 (abr a out)

350 (jan a mar)

210 (abr a dez)210 210

Canoas - 248 (jan a mar) 248 (jan a mar) - -

Termonorte 2

155,29 (set) 137,65 (out)

137,20 (nov) 133,27

(dez)

- - - -

Termorio100,5 (set a nov)

178,93 (dez)

180,21 (jan) 179,57 (fev)

178,93 (mar) 100,5 (abr a

out)

178,66 (nov) 178,93

(dez)

180,21 (jan) 181,00(fev)

178,93 (mar)

100,5 (abr a dez)

100,5 (jan a dez) 100,5 (jan a dez)

Eletrobolt -

228,45 (jan) 225,53 (fev)

222,62 (mar e dez)

221,42 (nov)

228,45 (jan) - -

Sta Cruz Nova 73,39 (dez)172,15 (nov) 173,08

(dez)177,61 (jan) - -

Mauá B4 -56,34 (out) 94,38 (nov)

103,49 (dez)

31,03 (jan) 8,17 (fev)

10,09 (ago) 30,39 (set)

88,24 (out) 125,99 (nov)

134,56 (dez)

62,14 (jan) 39,12 (fev)

9,10 (mar) 45,45 (ago)

65,80 (set) 124,75 (out)

162,81 (nov) 170,56

(dez)

93,57 (jan) 71,32 (fev)

41,73 (mar) 31,23 (jul)

81,52 (ago) 102,05 (set)

161,64 (out) 200,42 (nov)

207,53 (dez)

Santana W -

30,52 (jun) 29,18 (jul)

37,51 (ago) 42,17 (set)

52,39 (out a dez)

44,75 (jan) 38,77 (fev)

37,35 (mar)

37,97 (abr) 42,03 (mai)

42,29 (jun)

41,40 (jul) 50,32 (ago)

52,39 (set)

47,57 (out) 51,50 (nov)

- -

Santana LM -4,11 (out) 18,13 (nov)

13,04 (dez)4,75 (set) - -

39%

33%

28%25%

28%

37%41%

45% 46% 45%41%

36%

29%

22%

15%

10% 10%

50% 50%47%

43%

37%

30%26%

23%26%

34%

39%43% 43% 42%

39%

34%

27%

21%

15% 10% 10%

Arm

aze

na

me

nto

(%

EA

Rm

ax

)

Sudeste/Centro-Oeste - Curva de Aversão a Risco

CAR 2012/2013 - 2ª Revisão

CAR 2012/2013 - Vigente


Figura 6 – CAR 2012/2013 – Nordeste [%EARmáx]

3.4.7. Atualização da oferta do Sistema Manaus-

Macapá

Retirada das UTE Jaraqui_O e Tambaqui_O e criação da

UTE Mauá 4, com CVU de 480,13 R$/MWh, de forma a

representar a geração necessária para o atendimento da

restrição elétrica no Sistema Manaus.

Também foi efetuada a atualização dos custos estruturais

das UTE Ponta Negra, Manauara, Tambaqui, Jaraqui e

Cristiano Rocha (0,01 R$/MWh) em Manaus, além das

UTE Santana W (538,78 R$/MWh) e Santana LM (744,36

R$/MWh) em Macapá, conforme os Ofícios SRG/ANEEL

nº 231 e 235/2012.

3.4.8. 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

setembro/2012 foi instruído o despacho antecipado

(9 semanas à frente) das UTE Santa Cruz Nova e Linhares.

Os despachos são obtidos através da média dos

despachos previstos para estas usinas nas semanas de

setembro/2012 e outubro/2012, em conformidade com

a metodologia de antecipação do despacho GNL.

As usinas são representadas no modelo NEWAVE

totalmente inflexíveis: A UTE Linhares com o valor igual a

0 MWmed para setembro/2012 e 62 MWmed para

outubro/2012; e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual

a 280 MWmed para setembro/2012 e 350 MWmed para

outubro/2012.

3.4.9. Valor da Penalidade das CAR

Em função da atualização mensal rotineira dos CVU das

usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode

haver alteração da penalidade das CAR utilizada no

modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve

alteração, mantendo-se os 940,00 R$/MWh.

Tabela 6 – Penalidade da CAR

As UTE Carioba e Brasília, apesar de terem custo inferior

ao primeiro patamar de déficit de energia elétrica, estão

indisponíveis e, portanto, não contribuem na

determinação da penalidade.

Informações mais detalhadas sobre os estudos de

planejamento da operação de médio prazo para o PMO

de setembro/2012 irão compor a Nota Técnica ONS

n° 141/2012, a ser disponibilizada na área dos agentes no

site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no próximo dia 03

de setembro.

Todas as premissas foram apresentadas na plenária do

PMO em 30/08/2012.

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO

DO PMO DE SETEMBRO

4.1. Condições Hidrometeorológicas

4.1.1. Condições Antecedentes

A passagem de uma frente fria no início da semana

ocasionou chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí

e em pontos isolados na bacia do rio Uruguai e do

Paranapanema. Nas demais bacias do SIN permaneceu a

estiagem.

45%

37%

28%25%

34%

43% 42% 43%40%

36%33%

28%

23%

18%

13%10% 10%

31%

40% 40%37%

34%30%

24%

17% 15%

25%

36% 37%39% 38%

35%31%

26%

20%

15%11% 10% 10%

Arm

aze

na

me

nto

(%

EA

Rm

ax

)Nordeste - Curva de Aversão a Risco

CAR 2012/2013 - 2ª Revisão

CAR 2012/2013 - Vigente

POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh)

(MW) 2012

XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 915,78

PAU FERRO I 350,00 Diesel NE 928,15

TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 928,15

CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00

UTE BRASILIA 10,00 Diesel SE/CO 1.047,38

Penalidade 940,00

ONS:

Este é o custo mais

alto abaixo do

primeiro patamar

de déficit da

térmica disponível

http://www.ons.org.br/agentes


Figura 7 – Precipitação observada em mm no período de 26 a 31 de agosto de 2012

A estiagem verificada resultou em redução da ENA

estimada para a 4ª semana operativa de agosto, de 25/8

a 31/8, em todas as regiões. A Tabela 1 apresenta a ENA

semanal verificada na semana anterior e a estimada para

a semana atual.

Tabela 7 – ENAs passadas consideradas no PMO de Setembro/2012

4.1.2. Previsões – Setembro/2012

Para a semana de 01 a 07/09/2012 a previsão é de que a

atuação de uma frente fria na região Sul ocasione

precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias

dos rios Jacuí e Uruguai e chuva fraca na bacia do rio

Iguaçu. Nas demais bacias, a previsão é de permanência

da estiagem (Figura 8). Cabe ressaltar que nas bacias dos

rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu, 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 8 – Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a período de 02 de a 08 de setembro de 2012.

Para a próxima semana operativa, de 01 a 07/09/2012,

não há previsão de variação significativa das ENAs em

relação à semana em curso.

A Tabela 8 apresenta os resultados da previsão de ENA

para a próxima semana e a previsão para o mês de

setembro.

Tabela 8 – Previsão de ENA do PMO de Setembro/2012

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO

de Setembro/2012.

PMO de Setembro/2012 - ENAs verificadas e estimadas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 16.095 91 14.759 84

S 4.306 45 3.682 38

NE 2.021 58 1.932 55

N 1.219 64 1.163 61

Subsistema18/8 a 24/8/2012 25/8 a 31/8/2012

PMO de Setembro/2012 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 14.344 81 14.765 84

S 3.798 33 6.063 53

NE 1.903 61 1.921 61

N 1.155 75 1.136 74

1/9 a 7/9/2012 Mês de SetembroSubsistema


Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Setembro/2012

Figura 10 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Setembro/2012

Figura 11 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Setembro/2012

Figura 12 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Setembro/2012

4.2. Cenários gerados para o PMO de

Setembro/2012

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários gerados para o PMO de Setembro para

acoplamento com a FCF do mês de Outubro/2012. São

mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e

as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de

ENA.

Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Setembro

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Setembro

14.344 14.457 14.774 15.028

16.367

15.038

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

04/08 a 10/08 11/08 a 17/08 18/08 a 24/08 25/08 a 31/08 01/09 a 07/09 08/09 a 14/09 15/09 a 21/09 22/09 a 28/09 29/09 a 05/10

ENA

(M

Wm

ed)

ENA PREVISTA - SETEMBRO VE LI LS Mensal

14.765 MWmed

84 %MLT

3.798

5.379

5.854

8.291

9.321

3.814

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

04/08 a 10/08 11/08 a 17/08 18/08 a 24/08 25/08 a 31/08 01/09 a 07/09 08/09 a 14/09 15/09 a 21/09 22/09 a 28/09 29/09 a 05/10

ENA

(M

Wm

ed)

VE LI LS Mensal

6.063 MWmed

53 %MLT

ENA PREVISTA - SETEMBRO

1.903 1.905 1.902 1.906

2.157

1.941

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

04/08 a 10/08 11/08 a 17/08 18/08 a 24/08 25/08 a 31/08 01/09 a 07/09 08/09 a 14/09 15/09 a 21/09 22/09 a 28/09 29/09 a 05/10

ENA

(M

Wm

ed)


1.921 MWmed

61 %MLT

1.155

1.1591.096

1.118

1.200

1.161

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

04/08 a 10/08 11/08 a 17/08 18/08 a 24/08 25/08 a 31/08 01/09 a 07/09 08/09 a 14/09 15/09 a 21/09 22/09 a 28/09 29/09 a 05/10

ENA

(M

Wm

ed)


1.136 MWmed

74 %MLT

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT)

Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2012

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2012

PMO


Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Setembro

Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Setembro

Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Setembro

Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Setembro

Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Setembro

Figura 20 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Setembro

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias

naturais afluentes para os meses de setembro e outubro

são apresentados na tabela a seguir.

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2012

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2012

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2012

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2012

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO SET/2012

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2012

PMO


Tabela 9 – MLT da ENA nos meses de Setembro e Outubro

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 28 variáveis de estado do

sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema. Em função da ordem do

modelo gerador de cenários, nem todas as afluências

possuem coeficientes significativos em todos os meses.

No mês de acoplamento, Outubro/2012, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

subsistemas foram: SE/CO-3, S-4, NE-2, e N-3.

Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x

ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada

subsistema, dos 259 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de

Outubro no PMO de Setembro/2012.

Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Outubro/2012 – Subsistema SE/CO – no PMO de Setembro

Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Outubro/2012 – Subsistema Sul - no PMO de Setembro

Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Outubro/2012 – Subsistema Nordeste - no PMO de Setembro

Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Outubro/2012 – Subsistema Norte - no PMO de Setembro

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão

correlacionando os custos marginais de operação dos

cenários no final do mês de Outubro do subsistema

SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO

de Setembro/2012.

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

3.135

1.543

21.218

12.836

3.439

1.785

17.661

11.433

Setembro Outubro

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Setembro/2012 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Setembro/2012 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Setembro/2012 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

0% 50% 100% 150% 200% 250%

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Setembro/2012 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


17.664 21.220 12.822 11.719

1.765


Figura 25 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Outubro /2012

A análise dos gráficos acima mostra que, na região

consultada, as principais variáveis de estado que

influenciam o CMO de todos os subsistemas, ao final de

outubro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural

Afluente do subsistema Sudeste. Percebe-se, no entanto,

que existe uma grande possibilidade de descolamento

dos CMOs dos subsistemas Norte e Nordeste em caso de

agravamento da estiagem naquelas regiões.

A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo

Newave possui atualmente 28 dimensões. Quatro são

relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as

demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes

mensais.

Devido ao número de dimensões não é possível visualizar

a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório

executivo do PMO publica cortes da FCF em três

dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de

cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo

vertical) obtido a partir de um par de estados compostos

pela Energia Armazenada e pela Energia Natural

Afluente, relativas ao mês posterior ao estágio

estocástico do Decomp.

Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os

subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por

subsistema, objetiva simplesmente a sua visualização.

Do acoplamento com a Função de Custo Futuro (FCF)

resultam os Valores da Água que sinalizam as

consequências futuras do uso da água e influenciam na

otimização do despacho hidrotérmico.

Este acoplamento se caracteriza pela consulta à FCF

através dos estados de ENA e das energias armazenadas

para o final do segundo mês, calculadas pelo modelo

Decomp.

Na Programação Mensal da Operação, a análise sobre o

efeito do acoplamento nos resultados do Decomp exige

mais esforço e detalhamento devido a um número maior

de mudanças que influenciam de maneira conjunta o

Valor da Água. Nesta mudança do estágio mensal, além

dos novos cenários e meses considerados no estudo,

precisamos considerar a nova FCF calculada no PMO.

Para esta análise é sugerido um processo de 3 passos,

onde a ideia básica seria mudarmos os principais fatores

do acoplamento, que são os estados e a FCF, de maneira

que o acoplamento da ultima revisão do PMO anterior

seja transformada gradativamente no acoplamento do

PMO mais recente.

O processo se inicia com o acoplamento dos estados

referentes aos cenários gerados na revisão 4 de agosto

com a FCF do PMO de agosto ao final de setembro,

seguindo-se passo à passo até o novo acoplamento entre

os estados referentes aos cenários gerados no PMO de

setembro com a FCF do mesmo PMO ao final de outubro.

O primeiro passo desta análise consiste em deslocarmos

o mês de acoplamento da última revisão de agosto.

Desta forma, os mesmos estados utilizados na revisão 4

servirão como ponto de referência enquanto mudamos o

mês de consulta da FCF do PMO de agosto, do final de

setembro para o final de outubro. Como resultado deste

primeiro passo observou-se que o simples deslocamento

do mês de acoplamento já antecipava que, para aquela

região de consulta da revisão 4, o acoplamento ao final

de outubro resultava numa significante redução dos

custos, como pode ser observado na Tabela 10. Esta

redução advém do fato que, no processo de construção

da FCF do PMO de agosto, os cenários gerados pelo

Newave estavam mais úmidos do que os gerados em

setembro, fazendo com que na passagem de um mês

apenas, o Newave tentasse obter um custo futuro em

setembro próximo ao obtido em agosto, porém com

menos recursos.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Setembro para acoplamento em Outubro/2012

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE


Tabela 10 - Variação dos Valores da Água da RV4 de agosto ao mudarmos somente o mês de acoplamento para outubro.

O próximo passo seria realizar o acoplamento com a FCF

calculada no PMO de setembro, no mesmo mês em que

se dá o acoplamento do Decomp, que é ao final de

outubro.

Ao utilizarmos esta nova FCF do PMO de setembro,

porém na mesma região de acoplamento da revisão 4 do

PMO de agosto, observamos uma redução ainda maior

do que a redução observada no primeiro passo.

Tabela 11 - Variação dos Valores da Água da RV4 de agosto ao mudarmos a FCF do PMO de agosto pela FCF do PMO de setembro

Tal variação aponta para uma aparente sinalização da

redução do Custo Futuro após as atualizações ocorridas

no PMO de setembro, como a revisão da CAR. Portanto é

importante salientar que na região de consulta da

revisão 4 do PMO de agosto, a nova FCF é menos custosa

do que a calculada no PMO de agosto para o final de

outubro.

No 3º e último passo, substituiu-se os cenários utilizados

na revisão 4 de agosto pelos cenários do PMO de

setembro, provocando uma mudança na região de

acoplamento. Neste passo verificou-se uma drástica

variação no Valor da Água médio, resultante do

acoplamento oficial do PMO de setembro. Esta variação

está ilustrada na tabela a seguir.

Estas variações decorrentes das mudanças dos estados

de acoplamento, que em parte são provenientes das

previsões de vazões, nos permitem perceber o quão

sensível estará o Valor da Água durante o mês de

outubro em função das ENAs, podendo mudar de cerca

R$ 99,00/MWh a R$ 176,00/MWh de acordo com as

previsões.

Para finalizar a análise, pode-se mostrar que a mesma

sensibilidade em relação às ENAs previstas seria

observada se o acoplamento fosse feito com a FCF do

PMO de agosto ao final de outubro e os cenários do PMO

de outubro.

Na tabela a seguir observa-se que o aumento no valor da

água seria maior do que se este acoplamento tivesse sido

realizado com a FCF do PMO de setembro.

Tabela 12 – Variação no Valor da Água se mudássemos os cenários da RV4 do PMO de agosto, pelos cenários da RV0 do PMO de setembro.

Acoplamento da RV4 do

PMO de agosto ao final de

setembro



Outubro

Cenários da RV4(PMO-ago) Cenários da RV4(PMO-ago)

SE 150.34 121.33

S 141.12 120.4

NE 147.92 117.51

N 154.96 123.02

Valor da Água (R$/MWh)



Outubro

Acoplamento com a FCF do

PMO de setembro ao final

de outubro

Cenários da RV4(PMO-ago) Cenários da RV4(PMO-ago)

SE 121.33 99.37

S 120.4 99.06

NE 117.51 123.28

N 123.02 104.6




de outubro



de outubro

Cenários da RV4(PMO-ago) Cenários da RV0(PMO-set)

SE 99.37 176.66

S 99.06 177.04

NE 123.28 196.56

N 104.6 189.68




de outubro



outubro

Cenários da RV4(PMO-ago) Cenários da RV0(PMO-set)

SE 99.37 181.76

S 99.06 181.35

NE 123.28 180.37

N 104.6 183.97



As figuras a seguir mostram os impactos nas superfícies

de acoplamento com a FCF através dos passos descritos

anteriormente.

Figura 26 – Acoplamento da RV4 do PMO de agosto (Cenários gerados na RV4 x FCF de agosto ao final de setembro)

Figura 27 - – Acoplamento da RV4 do PMO de agosto ao final de outubro(Cenários gerados na RV4 x FCF de agosto ao final de outubro)

Figura 28 – Acoplamento dos cenários RV4 do PMO de agosto com a FCF do PMO de setembro ao final de outubro (Cenários gerados na RV4 x FCF de setembro ao final de outubro)

Figura 29 - Acoplamento dos cenários RV0 do PMO de setembro com a FCF do PMO de setembro ao final de outubro(Cenários gerados na RV0 x FCF de setembro ao final de outubro)

A importância das ENAs mensais de cada subsistema

para o mês de setembro pode ser observada através da

tabela a seguir.

Tabela 13 – Influência das ENAs mensais nos acoplamentos

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 na Revisão 0 do PMO de

Setembro.

0

1

23

4

5 x 104

0 0.5 1 1.5 2 2.5

x 105

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

x 108

Acoplamento da RV4 do PMO de agosto com a FCF ao final de setembro - SUDESTE

Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio)

Cu

sto

(R

$)

1.56e+008

6.33e+007

4.4e+0073.69e+007

0

1

23

4

5 x 104

0 0.5 1 1.5 2 2.5

x 105

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

x 108

Acoplamento da RV4 do PMO de agosto com a FCF ao final de outubro - SUDESTE


Cu

sto

(R

$) 1.04e+008

5.08e+007

5e+0074.42e+007

0

1

23

4

5 x 104

0 0.5 1 1.5 2 2.5

x 105

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

x 108

Acoplamento da RV4 do PMO de agosto com a FCF do PMO de set ao final de outubro - SUDESTE


Cu

sto

(R

$) 1.02e+008

4.27e+007

4.25e+0073.5e+007

0

1

23

4

5 x 104

0 0.5 1 1.5 2 2.5

x 105

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

x 108

Acoplamento da RV0 do PMO de setembro com FCF ao final de outubro - SUDESTE


Cu

sto

(R

$)

1.11e+008

4.43e+007

4.43e+0073.57e+007

MWmed Jun Jul Ago Set Out

Sudeste 0% 0% 42% 5% 53%

Sul 0% 0% 0% 0% 100%

Nordeste 0% 19% 37% 3% 41%

Norte 0% 9% 26% 22% 43%

Quanto maior a ENA mensal , menor o va lor da água

Quanto maior a ENA mensal , maior o va lor da água

Influência das ENAs mensais no Acoplamento


Tabela 14 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO de Setembro/12

(A) Imperatriz - P.Dutra C2/ LT 500 kV B.J.LAPA II /IBICOARA C-1/

LT 500 kV TERESINA II /P.DUTRA C-1

(B) ANDE Segregada

(C) LT 500 kV B.J.LAPA II /IBICOARA C-1

(D) DJ 500 kV TERESINA II T1

(E) C1 Ibiuna – Bateias

(F) C2 Itaipu / Foz 50Hz /ANDE Segregada /Pólo 3 /ZRB Foz 50Hz/

Risco perda de 1 bipolo

Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 4.100 4.100Média 4.059 4.142Leve 3.699 4.275

Pesada 4.000 4.000Média 4.000 4.000Leve 3.932 (B) 4.000


Pesada 3.300 3.300Média 3.154 (D) 3.300Leve 3.300 3.300




Pesada 950 950Média 947 947Leve 937 937

Pesada 5.100 5.100Média 5.100 5.100Leve 4.503 (B) 4.599

Pesada 9.100 9.100Média 9.100 9.100Leve 9.110 (E) 9.200





FNS

FMCCO

ITAIPU 60 Hz

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

FSM

ITAIPU 50 Hz

(A)

01/09 a

07/09/2012

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

RNE

(F)

FCOMC

FSENE

FSENE+FMCCO

FNE

EXPORT. NE

(C)


4.5. Previsões de Carga

No subsistema NE, o aumento de consumo observado

em 2012 nas classes residencial e comercial (incluindo o

setor de serviços) é a principal contribuição para a taxa

de crescimento prevista de 6,0%.

A variação negativa de 1,4% prevista para o subsistema

Norte está influenciada, principalmente, pela redução de

carga neste ano, de cerca de 180 MW médios, de dois

grandes consumidores livres na Rede Básica, dos setores

de alumínio e níquel. No entanto, uma compensação

positiva das demais cargas reduziu esse efeito.

Para o Subsistema Sul, a previsão é que o

comportamento meteorológico observado durante o

mês de agosto (temperaturas elevadas) seja mantido

principalmente no RS, principal fator para o crescimento

previsto de 4,1% na região.

Por fim, a variação observada no subsistema SE/CO de

2,6% é explicada pelo menor dinamismo que vem se

verificando nas atividades industriais em 2012. Esse

efeito é mais intenso nesse subsistema, por concentrar o

maior parque industrial do país.

Tabela 15- Previsão da evolução da carga para a Revisão 0 do PMO do mês de Setembro/2012

4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

total do SIN, para o mês de setembro, de acordo com o

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para a Revisão 0 do PMO de Setembro.

4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 16 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 4 do PMO Agosto/2012 e no PMO Setembro/2012

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 4 do PMO de

Agosto, para a 0:00 h do dia 01/09/2012. 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

A figura a seguir apresenta a política de operação

determinada pelo modelo DECOMP para a semana

operativa de 01/09 a 07/09/2012.

Figura 30 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana

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 de setembro.

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem SET/12Variação

set/12 => set/11

SE/CO 36.179 36.841 37.406 37.491 37.394 37.173 2,6%

SUL 9.811 10.020 9.949 10.096 10.091 9.872 4,1%

NE 8.556 8.804 9.055 9.134 9.123 9.051 6,0%

NORTE 4.048 4.135 4.122 4.155 4.157 4.117 -1,4%

SIN 58.594 59.800 60.532 60.876 60.765 60.213 3,1%

CARGA MENSAL (MWmed)CARGA SEMANAL (MWmed)

Subsistema

76.374 75.858 76.36577.333

78.393

84.817 84.817 84.817 84.817 84.817

65.000

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

01/09 a07/09

08/09 a14/09

15/09 a21/09

22/09 a28/09

29/09 a05/10

Po

tên

cia

(M

W)

Total Disponível

Potência Total

Rev. 4 PMO ago/12 PMO set/12

Armazenamento Final

Semana 5 (0:00 hs

01/set)

Partida Informada pelos

Agentes (0:00 hs 01/set)

SE/CO 58,0 57,2SUL 60,4 65,7NE 50,2 51,9

NORTE 65,7 63,6

Armazenamento (%EARmáx)

Subsistema

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE

885 249

3575

4293

1134617

4641

349

R$ 175,66/MWh R$ 175,66/MWh

R$ 175,66/MWh

R$ 175,66/MWh

893

N

S

SEMANA 1

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: SET12_RV0_N-2_V

Caso 2


Figura 31 - CMO do mês de setembro em valores médios semanais

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por

patamar de carga, para a semana operativa de 01/09 a

07/09/2012.

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 Setembro/2012.

Figura 32 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Setembro/2012

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 01/09 a 07/09/2012.

Figura 33 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês setembro/2012

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1 e Angra 2, Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, L.C. Prestes, Atlântico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal e PIE-RP;

Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B e A2 e Charqueada;

Região Nordeste: Termopernambuco e Fortaleza.

5.5. Estimativa de Encargos

Os valores na tabela a seguir representam a estimativa

do custo de despacho térmico por restrição elétrica para

a semana operativa de 01/09 a 07/09/2012, sendo

calculada pelo produto da geração térmica prevista e a

diferença entre o CVU e o CMO.

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5

Sudeste 175,66 174,73 174,87 174,19 173,52

Sul 175,66 174,73 174,87 174,19 173,52

Nordeste 175,66 174,74 174,87 175,65 176,99

Norte 175,66 174,74 174,87 175,65 176,99

171

172

173

174

175

176

177

178R

$/M

Wh

SE/CO S NE N

Pesada 178,80 178,80 178,80 178,80

Média 175,50 175,50 175,50 175,50

Leve 175,20 175,20 175,20 175,20

Média Semanal 175,66 175,66 175,66 175,66

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT]

SUDESTE 57,0 55,1 53,0 50,9 48,7 46,6 41,7

SUL 66,0 60,7 56,2 52,0 49,3 47,8 48,8

NORDESTE 52,0 49,5 47,1 44,9 43,3 41,6 33,9

NORTE 64,0 61,2 58,8 56,5 54,4 54,1 52,6

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

EAR

(%

EAR

max

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Setembro/2012

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

Setembro Outubro

200.734 200.734

19.618

51.808

14.908

19.618

51.808

14.953

SE/CO SUL NE NORTE SIN

POCP 597 94 494 0 1185

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 140 0 0 0 140

INFLEXIBILIDADE 221 19 0 0 240

ORDEM DE MÉRITO 4493 1259 860 0 6612

5450

1372 1354

8176

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

MW

med

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

PESADA 178,80 180 833.652,00R$

MÉDIA 175,50 150 3.744.720,00R$

LEVE 175,20 120 2.736.273,60R$

487,6T. NORTE 2

7.314.645,60R$ TOTAL SE/CO


5.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados

do PMO para as semanas do mês Setembro/2012 e os

valores esperados para o mês de Outubro/2012,

relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia

Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO)

nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional

(SIN).

Figura 34 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 35 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 36 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

Figura 37 - 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 Setembro de 2012 foi realizada a

partir de quatro casos estudo.

O caso inicial, construído com base nos dados deste PMO,

porém considerando a partida dos reservatórios estimada

pela última revisão, utilizou a função de custo futuro

elaborada pelo estudo de médio prazo do PMO de Agosto.

No estudo seguinte foi utilizada a função de custo futuro do

PMO de Setembro gerada pelo médio prazo. Nos demais

estudos foram atualizados os seguintes blocos de dados: a

partida dos reservatórios e os limites nos fluxos

intercâmbios de energia entre os subsistemas.

Os valores do CMO publicados nos resultados de cada

um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a

seguir.

Figura 38 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO, Sul, Nordeste e Norte

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[OUT]

CMO (R$/MWh) 175,66 174,73 174,87 174,19 173,52 174,95

EAR(%EARmax) 57,0 55,1 53,0 50,9 48,7 46,6 41,7

ENA(%mlt) 81,8 82,3 84,1 85,5 81,7 102,2

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - SE/CO - Setembro/2012

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5VE[OUT

]

CMO (R$/MWh) 175,66 174,73 174,87 174,19 173,52 174,09

EAR(%EARmax) 66,0 60,7 56,2 52,0 49,3 47,8 48,8

ENA(%mlt) 32,8 46,4 50,3 71,4 74,0 75,9

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - S - Setembro/2012


]

CMO (R$/MWh) 175,66 174,74 174,87 175,65 176,99 183,60

EAR(%EARmax) 52,0 49,5 47,1 44,9 43,3 41,6 33,9

ENA(%mlt) 65,6 66,7 61,1 60,4 62,3 66,5

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - NE - Setembro/2012


]

CMO (R$/MWh) 175,66 174,74 174,87 175,65 176,99 183,60

EAR(%EARmax) 64,0 61,2 58,8 56,5 54,4 54,1 52,6

ENA(%mlt) 77,9 78,1 73,9 75,4 72,7 77,8

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - N - Setembro/2012

42,77

-4,80 -0,01

0,32 0,00

-1,43

138,81

181,58 176,78 176,77 177,09 177,09 175,66

Rev. Anterior FCF PMOAGO*

FCF PMOSET*

Expansão Armaz.Iniciais

Desligam. DemaisAtualiz.

SE/CO - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 25/08 a 31/08/2012

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/09 a 07/09/2012


A análise dos resultados dos estudos mostrou que o

maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu

em função da atualização da previsão de vazões e do

mês de acoplamento com a FCF, ambos representados

na 1ª parcela do gráfico, significando uma variação de

42,77 R$/MWh. Os demais estudos apresentaram

pequenas variações de CMO.

Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos

resultados de cada caso de estudo são consequência da

atualização parcial dos seus dados de entrada, conforme

explicitado anteriormente.

7. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À

DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO

DESSEM-PAT

Em virtude da redução da carga, em função das

temperaturas mais baixas, típicas para esta época do

ano, e do montante de geração térmica a ser despachado

por ordem de mérito e por POCP na semana de 01/09 a

07/09/2012, não há expectativa de despacho de geração

térmica complementar para atendimento à demanda

horária.

8. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de

setembro, foram feitos estudos de sensibilidade para os

CMO, considerando os cenários: limite inferior, valor

esperado e limite superior da previsão de vazões para as

demais semanas operativas do mês de setembro. A

tabela a seguir mostra a ENA média mensal de setembro

com a consideração da ocorrência dos cenários de

sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Figura 39 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

9. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE

SETEMBRO/12 A AGOSTO/13

O estudo prospectivo apresentado neste documento tem

por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos

níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe

o SIN, através de simulações a usinas individualizadas

utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas

correspondem ao valor esperado da previsão de

afluências mensais para o período de estudo.

A Função de Custo Futuro utilizada é a FCF elaborada

para o PMO de Agosto, mantendo-se a mesma inalterada

ao longo do período de estudo, sendo consultados seus

“cortes” a cada mês.

Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento

mínimo de energia pela região Nordeste de

2.500 MWmed entre agosto e novembro/2012 e 1.000

MWmed para os meses restantes do estudo , a fim de se

representar as estratégias de operação a serem adotadas

para esta região durante a etapa da Programação Diária

da Operação. Não obstante, foi inserida uma restrição de

armazenamento mínimo da Região Sul de 35% do

EARmáx, de forma a não permitir o acentuado

deplecionamento do referido subsistema.

Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de

operação e, consequentemente, custos marginais de

operação somente poderão ser conhecidos ao longo do

ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de

Operação e suas Revisões.

9.1. Premissas

9.1.1. Carga

Para o estudo prospectivo foi utilizada a carga da revisão

de 09/08/2012 do Planejamento Anual Energético 2012-

2016.

220,91

175,66 174,40

135,40120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

220,00

240,00

18/08 a 24/08/2012 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$

/MW

h

Regiões SE/CO, Sul, NE e N

LI VE LS


9.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/09/2012 são os

valores previstos na Revisão 3 do PMO de Agosto/2012.

9.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 40 -ENA Sudeste/Centro-Oeste

Figura 41 - ENA Sul

Figura 42 – ENA Nordeste

Figura 43 – ENA Norte

9.2. Resultados

9.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 44 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste

Figura 45 - Balanço Energético da Região Sudeste/ Centro-Oeste


Figura 46 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

Figura 47 - Balanço Energético da Região Sul

Figura 48 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste

Figura 49 - Balanço Energético da Região Nordeste

Figura 50 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte

Figura 51 - Balanço Energético da Região Norte

9.2.2. Custos Marginais Prospectivos

10. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão

disponíveis no site do ONS, na área dos agentes

(http://www.ons.org.br/agentes).

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email [email protected]

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o

email: [email protected]

http://www.ons.org.br/agentes

mailto:[email protected]

100% energia armazenada inicial 82% 80% revisão 0 do pmo ...42ed43ad-ce76... · o conteúdo desta...

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