não obstan - abraceel despacho de geração térmica complementar, conforme indicado na tabela...
TRANSCRIPT
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 de Março Revisão 0 – Semana Operativa de 03/03 a 09/03/2012
1. EDITORIAL
Nesta edição estaremos apresentando o balanço de
potência do Sistema Interligado Nacional – SIN, em base
diária, para a próxima semana operativa, tendo como
referência os resultados do modelo DESSEM-PAT.
O objetivo deste balanço consiste em se antecipar uma
eventual necessidade de despacho térmico
complementar, a qual será objeto de definição final
durante a etapa de Programação Diária da Operação.
Além disso, esta análise complementa os resultados dos
Programas Mensais de Operação e suas revisões, quanto
à definição das políticas de operação eletroenergética,
bem como ratifica o compromisso assumido junto aos
Agentes ao longo de 2011, quanto à realização de um
balanço de potência semanal do SIN.
Não obstante, solicitamos especial atenção á analise
climática, haja visto as indicações do fim do fenômeno
“La Nina” e a possibilidade do estabelecimento, em
sequência, do “El Nino”, fato sem precedentes no
histórico recente.
Gerencia Executiva de Programação da Operação
2. DESTAQUES DA SEMANA
Em função das elevadas temperaturas que se verificaram
no SIN ao longo desta semana, houve necessidade do
despacho de geração térmica complementar, conforme
indicado na tabela abaixo. Ressalta-se que as UTEs Norte
Fluminense 1 (400 MW) e Norte Fluminense 2 (100 MW)
já se encontravam despachadas por ordem de mérito de
custo.
Tabela 1 – Despacho térmico complementar para atendimento a demanda horária máxima
* Valores programados na etapa de Programação Diária da Operação. 2. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO
DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.
2.1 Armazenamentos Iniciais
Figura 1 – Armazenamento Inicial
Estimados para o início de Março
(% da energia armazenável máxima)
Os armazenamentos iniciais equivalentes por
subsistema, considerados no Newave, são obtidos a
partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios
individualizados, considerados no Decomp, informados
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.
2
pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de
março/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.
2.2 Tendência Hidrológica
No Newave os cenários são gerados por um modelo
autorregressivo de geração estocástica de energias
afluentes mensais (GEVAZP “energia”) interno ao
programa, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses.
Logo, as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores
constituem-se em uma informação relevante, uma vez
que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de
cenários que será utilizada para geração da Função de
Custo Futuro, com influência direta nos resultados do
PMO.
Tabela 2 – Energias Naturais Afluentes Anteriores [% MLT]
As ENAs de Março/2012 não são utilizadas pelo modelo Newave. 2.3 Destaques da Expansão da Oferta 2012/2016
Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 23/02/2012: Tabela 3 – Alterações na Expansão da oferta das UHEs
O cronograma das UTEs Camaçari I, Catu, Dias Dávila I e
II, Senhor do Bonfim e Feira de Santana, usinas do 6º LEN
pertencentes ao Cluster Aratu 1 na Bahia, sofreu atrasos
entre 7 e 12 meses, tendo janeiro/2013 e julho/2013
como novas previsões de entrada em operação
comercial.
Adicionalmente, 4 usinas foram retiradas da
configuração em função da suspensão de 21 CCEAR’s
dessas usinas com as concessionárias (UTEs Monte
Pascoal, Itapebi e Pernambuco IV) e por problemas de
atraso de obras e financiamento (UTE José de Alencar).
Figura 2 – Expansão da oferta das Usinas Termelétricas
Não houve alterações significativas no cronograma de
expansão das usinas não simuladas individualmente,
além de mudanças pontuais em função dos atrasos de
ICGs, sem grande impacto.
1º LEN Simplício (RJ/MG) SE/CO EC 333,7 UG 1 101,9 ABR/2012 +1 mês
5º LEN Estreito (TO/MA) N EC 1.087,0 UG 5 135,9 MAR/2012 -1 mês
UG 1 69,59 ABR/2012 +2 meses
UG 2 69,59 MAI/2012 +3 meses
UG 3 69,59 JUN/2012 +3 meses
UG 4 69,59 MAR/2012 -1 mês
EC - Usina em fase de construção
Leilão
UHE Sto
Antonio
Santo Antônio Rio
Madeira (RO)SE/CO EC 3.150,4
LEN Usina Hidrelétrica Subsistema SituaçãoPotência
Total (MW)Máquina ( MW )
Data da
Entrada em
Operação -
DMSE
Atraso (+) /
Antecipação (-)
em relação ao
PMO anterior
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
22.000
24.000
26.000
[MW
me
d]
Disponibilidade Termelétrica Total - SIN
PMO fev/12
PMO mar/12
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.
3
2.4 Fatos Relevantes
Neste PMO, conforme preconizado no Módulo 7 dos
Procedimentos de Rede, ocorreu a atualização mensal 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.
Tabela 4– Fatos relevantes – PMO fevereiro/2012
ALTERAÇÃO DE PARA
Atualização de dados cadastrais de UHEs e
UTEs
Carta Compromisso Petrobras/ANEEL
Atualização dos valores de Disponibilidade de combustível em relação aos declarados no Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011 conforme Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012
Alteração do número de unidades de base
Despacho SRG/ANEEL n.° 414/2012 - Alteração do número de unidades
de base das UHEs Baixo Iguaçu, Estreito TOC,
Jirau, Teles Pires e Sto. Antônio do Jari.
Despacho antecipado de GNL
UTE Santa Cruz Nova
2.4.1 Atualização de dados cadastrais de UHEs e
UTEs
Foram atualizados os dados de cadastro das seguintes
usinas, conforme documentação citada a seguir:
UHE Batalha – Capacidade instalada alterada de
53,6 MW para 52,5 MW – Despacho SGH/ANEEL
nº 3.358/2008;
UHE Salto Pilão - Capacidade instalada alterada
de 182,3 MW para 191,89 MW – Resolução
Autorizativa ANEEL nº 3.303/2012;
UHE Teles Pires – Aprovação do Projeto Básico
conforme Resolução Autorizativa ANEEL
nº 3.324/2012;
UHE São Domingos – Alteração do número de
unidades geradoras de 3 x 16 MW para 2 x 24
MW, conforme informação da reunião do DMSE
de 23/02/2012;
UTN Angra III - Capacidade instalada alterada de
657,00 MW para 640,00 MW – Resolução
Autorizativa ANEEL nº 3.334/2012;
UTE Goiânia II - Capacidade instalada alterada
de 145,20 MW para 140,00 MW – Resolução
Autorizativa ANEEL nº 3.335/2012. 2.4.2 Carta Compromisso Petrobras/ANEEL
O Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012, atualiza os valores
de disponibilidade constantes da Carta Compromisso
ANEEL – Petrobras, originalmente definidos conforme o
Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011.
Em função desta atualização, as UTEs Nova Piratininga e
Piratininga 3 e 4 vapor foram ambas modeladas como
UTE F. Gasparian, que contempla as 6 unidades
geradoras das usinas anteriores, que foram retiradas da
configuração, conforme FAX ONS nº 0015/330/2012 e
Ofício SRG/ANEEL nº 046/2012.
Adicionalmente, em função do descasamento entre as
datas de divulgação da Carta Compromisso ANEEL –
Petrobras e da Carta ONS nº 0167/400/2012, relativa ao
encaminhamento da disponibilidade observada – DispO,
as diferenças verificadas nas disponibilidades entre a
Carta Compromisso original (Despacho SRG/ANEEL nº
4.988/2011) e a atualização da Carta Compromisso
(Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012), ainda não
contempladas pela DispO encaminhada, impactariam
negativamente a disponibilidade das usinas.
Desta forma, neste PMO de março/2012 foi aplicado um
“delta” na DispO encaminhada, de forma a contemplar a
diferença de disponibilidade apresentada na atualização
da Carta Compromisso, conforme FAX ONS
nº 0016/330/2012 e Ofício SRG/ANEEL nº 050/2012.
2.4.3 Alteração do número de unidades de base
O Despacho SRG/ANEEL n.° 414/2012 homologa a
alteração no manual de referência do modelo NEWAVE,
no item 3.2, substituindo o termo “energia firme” por
“garantia física” para a definição do número de unidades
de base.
Este ainda determina ao Operador Nacional do Sistema
Elétrico - ONS e à Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE que representem no modelo NEWAVE o
número de unidades de base conforme alteração
homologada a partir do PMO de março/2012, conforme
Tabela a seguir.
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.
4
Tabela 5– Número de unidades de base
2.4.4 Despacho antecipado de GNL
Nas Revisões 3 e 4 do PMO de fevereiro/2012, houve a
indicação do despacho por ordem de mérito da UTE
Santa Cruz Nova, para as semanas operativas de 18 a
24/02/2012, nos patamares de carga pesada e média, e
de 25/02 a 02/03/2012, em todos os patamares de carga.
Conforme metodologia vigente, foi instruído o despacho
antecipado (9 semanas a frente) da UTE Santa Cruz Nova
em sua disponibilidade máxima (respeitando o
cronograma de manutenção), nas semanas operativas de
21 a 27/04/2012, nos patamares de carga pesada e
média, e de 28/04 a 04/05/2012, em todos os patamares
de carga
Sendo assim, neste PMO de março/2012 a UTE Santa
Cruz Nova foi representada com disponibilidade e
inflexibilidade média mensal iguais a 55 MWmed para o
mês de abril/2012, valor obtido através da média dos
despachos previstos para esta usina nas semanas de
abril/2012, em conformidade com a metodologia de
antecipação do despacho GNL
A metodologia acordada e os valores utilizados foram
encaminhados à ANEEL através dos FAX ONS
nº 0018/330/2012 e 0052/340/2012.
2.5 Valor da Penalidade da CAR
Em função da atualização mensal rotineira dos CVUs das
usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode
haver alteração da penalidade da CAR utilizada no
modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve
alteração da penalidade, mantendo-se os
940,00 R$/MWh.
Tabela 6– Penalidade da CAR
As UTEs 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
energéticos de médio prazo para o PMO de março/2012
estão disponíveis na Nota Técnica ONS
n° 039/2012, disponível na área dos agentes no site do
ONS (www.ons.org.br/agentes).
3. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A
ELABORAÇÃO DO PMO
3.1 Análise das Condições Hidrometereológicas
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 1º Semana 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,
entendemos ser de fundamental importância as análises
de clima e tempo no contexto do SIN.
3.1.1 Condições Antecedentes
No mês de fevereiro a permanência de uma massa de ar
quente e seca por cerca de 3 semanas entre as regiões
Sudeste e Nordeste do Brasil levou a uma situação de
bloqueio à entrada de frentes frias nas bacias do SIN. No
final do mês observou-se a entrada de uma frente fria
até o estado de São Paulo, atingindo as bacias da região
GF Nº DE POTÊNCIA TEIF IP PUliquida GF/PUliquida Nº DE Nº DE
UNIDADES UNITÁRIA UNIDADES UNIDADES
GERADORAS PU DE BASE DE BASE
(A) (B) (C) (D) (E) (F)=(C)*(1-D)*(1-E) (D) = (A)/(F) (G) (H)
MWmed MW (%) (%) PMO mar/12 PMO fev/12
São Domingos (1) 36,90 2 24,00 2,333 6,861 21,83 1,690 2 3
Batalha (2) 36,60 2 26,25 2,333 6,861 23,88 1,533 2 2
Passo São João 39,00 2 38,50 1,672 5,403 35,81 1,089 2 2
Mauá (3) 185,20 3 116,70 2,533 8,091 104,54 1,772 2 2
Baixo Iguaçu 172,80 3 116,73 2,533 8,091 104,57 1,653 2 3
Garibaldi 80,30 3 58,30 1,672 5,403 54,23 1,481 2 2
Simplício 175,40 3 101,90 2,533 8,091 91,28 1,921 2 2
Estreito Toc 641,08 8 135,90 2,533 8,091 121,74 5,266 6 5
Belo Monte Compl. 152,10 6 38,85 1,672 5,403 36,14 4,209 5 5
Belo Monte 4418,90 18 611,11 2,917 0,000 593,28 7,448 8 8
Jirau 2184,60 50 75,00 0,500 0,000 74,63 29,274 30 27
Santo Antônio (4) 2218,00 44 69,6/73,3 0,500 0,000 - - 32 32
Colíder 179,60 3 100,00 2,533 8,091 89,58 2,005 3 3
Teles Pires 915,40 5 364,00 2,917 12,122 310,55 2,948 3 4
S.Antonio Jari 214,50 3 123,333 2,533 8,091 110,48 1,941 2 3
Ferreira Gomes 150,20 3 84,00 2,533 8,091 75,25 1,996 2 2
São Roque (5) 77,40 3 45,00 1,672 5,403 41,86 1,849 2 2
GF- Garantia Física
PU - Potência Unitária
(1) Número de unidades geradoras modificado conforme reunião DMSE 23 de fevereiro de 2012
(2) Considerada apenas a GF local (GFtotal=48,8MWmed, Benefício Indireto= 12,2 MWmed)
(3) Considerada apenas a GF local (GFtotal=187,7MWmed, Benefício Indireto= 2,5 Mwmed, PCH=10 MWmed)
(5) Considerada apenas a GF local (GFtotal=90,9 MWmed, Benefício Indireto= 13,5 MWmed)
(4) Como esta usina apresenta diferentes valores de potência unitária, o cálculo do número de unidades de base deve observar o cronograma
de motorização da mesma
POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh)
(MW) 2012
XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 913,38
TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 926,43
PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 926,45
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
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.
5
Sul e as bacias dos rios Tietê, Paranapanema e Paraná
(calha principal), conforme previsto, mas sem a
ocorrência de chuva significativa. Isto fez com que a
precipitação ficasse abaixo da média histórica em
praticamente todas as bacias do SIN. Na Figura a seguir é
apresentada a anomalia da precipitação acumulada em
todo o país no mês de fevereiro.
Figura 3 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada em janeiro/2012 (até dia 25) no Brasil
Estas condições hidrometeorológicas desfavoráveis nos
subsistemas do SIN em fevereiro refletiram na redução
da ENA nos subsistemas SE/CO, S e NE. No subsistema
SE/CO a ENA foi de 73.679 MWmed (132% da MLT) em
janeiro para 49.921 MWmed (85% da MLT) neste mês de
fevereiro. No subsistemas S a variação de janeiro para
fevereiro foi de 6.687 MWmed (99% da MLT) para 5.247
MWmed (67% da MLT), enquanto no NE, a variação foi
de 17.408 MWmed (122% da MLT) para 15.635 MWmed
(104% da MLT). No subsistema N, em razão da elevação
das afluências no rio Araguaia, afluente do rio Tocantins,
em razão de sua lenta resposta à intensa precipitação de
janeiro, a ENA evoluiu de 11.470 MWmed (138% da MLT)
para 14.176 MWmed (126% da MLT). A Figura abaixo
mostra a evolução das vazões no posto de Conceição do
Araguaia no rio Araguaia.
Figura 4 – Evolução das Vazões no rio Araguaia – bacia do rio Tocantins. Fonte: ELETRONORTE.
3.1.2 Análise Climática
No mês de janeiro o oceano Pacífico Equatorial
permaneceu apresentando anomalias negativas da
Temperatura da Superfície do Mar – TSM, caracterizando
a continuidade da atuação do fenômeno La Niña. No
entanto, na comparação com o mês de dezembro, foi
observado que estas anomalias perderam intensidade,
indicando o início do enfraquecimento do fenômeno La
Niña.
Em fevereiro foi observada uma reversão significativa da
TSM dessa região do oceano em relação as suas
anomalias. Na última semana deste mês (Figura 6) foram
observadas anomalias positivas na TSM do Pacífico
Equatorial, indicando um possível final abrupto do La
Niña. Em todo o histórico de TSM dessa região (desde
1950), essa foi a maior variação de anomalia positiva de
TSM já registrada. Isso torna esse período bastante
atípico do ponto de vista climático e de difícil
previsibilidade.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
1/1 1/2 1/3
Vazã
o (
m3/s
)
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.
6
Figura 5– Anomalia da TSM observada na semana entre 23/02/2012 e 01/03/2012. Fonte: CPTEC/INPE.
As mudanças observadas nas anomalias da TSM podem
trazer situações favoráveis à ocorrência de chuva nas
regiões SE/CO. No entanto dois pontos devem ser
destacados em relação às próximas semanas:
Ainda existe a dúvida se estas condições persistirão no Pacífico, o que, caso aconteça, pode levar a rápida configuração de um El Niño e;
A resposta da atmosfera a estas anomalias da TSM ocorre de forma gradativa e, caso elas persistam, sua influência ainda pode demorar a ser percebida no clima do Brasil.
Grande parte da incerteza climática desse momento está
associada ao fato de somente a porção superficial do
Pacífico estar se aquecendo. Normalmente esse tipo de
padrão de aquecimento ou resfriamento da TSM ocorre
na superfície, mas é também observado em águas mais
profundas. Na Figura 6 podemos observar este fato,
verificando que logo abaixo da camada superficial de
águas mais quentes encontra-se uma grande região com
anomalias ainda negativas da temperatura do mar. A
região destacada desta figura corresponde a porção do
Pacífico Equatorial mais próxima da costa da América do
Sul.
Figura 6- Anomalias observadas da Temperatura subsuperficial
do oceano Pacífico Equatorial no período de 18 a 26 de
fevereiro de 2012. Fonte: National Center for Environmental
Prediction – NCEP.
Para os próximos meses a maior parte dos modelos
dinâmicos e estatísticos indica que a TSM do oceano
Pacífico Equatorial permanecerá em elevação, com a
possibilidade de início de um período de neutralidade a
partir de abril/maio (Figura 7). No entanto, pelas últimas
observações, a perspectiva é de que esta condição de
neutralidade já seja observada em março.
Figura 7 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction – NCEP até novembro de 2012.
A previsão de consenso para o trimestre março-abril-
maio, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que a
precipitação nesse período deverá variar entre a média e
abaixo da média nas bacias da região Sul e ficar próxima
da média nas demais bacias do SIN.
3.1.3 Previsão para Março
A previsão meteorológica para a primeira semana de
março indica o avanço até a região Sudeste de uma
frente fria já em atuação no Sul do Brasil. Esta frente,
assim como a observada no final de fevereiro, deve fraca
atuação na região Sudeste, não devendo ocasionar totais
de precipitação significativos nas bacias deste subsistema
e nem do subsistema NE. No final desta semana é
prevista a entrada de uma nova frente no extremo Sul do
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.
7
país. Assim, conforme apresentado na Figura 8, não há
previsão de chuva significativa na primeira semana do
mês de março nas bacias do SIN. Destaca-se 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 o horizonte de uma
semana à frente.
Figura 8– Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a semana de 03 a 10/03
Prevê-se que na próxima semana operativa (03 a 09/03),
as afluências a todos os subsistemas se reduzam, mas
devendo permanecer acima da média histórica nos
subsistemas S e N. A ENA prevista para esta semana é de
42.776 MWmed (78% da MLT) no SE/CO, 8.257 MWmed
(127% da MLT) no S, 8.194 MWmed (54% da MLT) no NE
e 14.936 MWmed (113% da MLT) no N.
Para o mês de março, a previsão é de afluências médias
mensais menores que as de fevereiro e abaixo da média
histórica nos subsistemas SE/CO e NE, aonde as ENAs
previstas são de 42.907 MWmed (79% da MLT) e 7.555
MWmed (50% da MLT), respectivamente. Os subsistemas
S e N têm previsão de aumento das afluências em
relação ao mês passado, com valores de ENA acima da
média histórica: 7.142 MWmed (110% da MLT) no S e
15.385 MWmed (117% da MLT) no N. As figuras 9 a 12
ilustram a evolução das ENAS semanais previstas para os
quatro subsistemas no mês de março, incluindo seus
limites inferiores e superiores.
Figura 9- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em março/2012
Figura 10- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em março /2012
Figura 11- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em março /2012
44.47342.776 43.265
42.816
42.569
41.203
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04
EN
A (
MW
me
d)
ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal
42907 MWmed
79 %MLT
9.359
8.257
6.665 6.6676.457
6.358
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04
EN
A (
MW
med
)
VE LI LS Mensal
7142 MWmed
110 %MLT
ENA PREVISTA - MARÇO
11.358
8.194
6.979 6.592
7.4417.031
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04
EN
A (
MW
me
d)
ENA PREVISTA - MARÇOVE LI LS Mensal
7555 MWmed
50 %MLT
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.
8
Figura 12- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em março /2012
3.1.4 Cenários de Vazões para Abril para
Acoplamento com a Função de Custo Futuro
As figuras 13 a 20 apresentam as características dos
cenários gerados no PMO do mês de março para
acoplamento com a FCF do mês de abril/2012.
São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes
e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de
ENAs.
Figura 13 – Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Março/2012.
Figura 14 – Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Março/2012 para o mês de Abril.
Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Março/2012.
Figura 16 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Março/2012 para o mês de Abril.
15.376 14.93615.347 15.281
15.960
15.511
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/0310/03 a 16/0317/03 a 23/0324/03 a 30/0331/03 a 06/04
EN
A (
MW
med
)
ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal
15385 MWmed
117 %MLT
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02
Ene
rgia
Nat
ura
l Afl
ue
nte
(%
MLT
)
SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/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
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012
PMO
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
450%
500%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02
Ene
rgia
Nat
ura
l Afl
ue
nte
(%
MLT
)
SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2012
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012
PMO
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.
9
Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Março/2012.
Figura 18 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Março/2012 para o mês de Abril.
Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Março/2012.
Figura 20 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Março/2012 para Abril.
Os valores da MLT das energias naturais afluentes para
os meses de janeiro e fevereiro são mostrados na tabela
7 a seguir.
Tabela 7 – MLT dos subsistemas nos meses de março e abril
Março Abri l
Sudeste 54.554 41.091
Sul 6.520 6.229
Nordeste 15.093 12.154
Norte 13.186 13.230
SubsistemaMLT (Mwmed)
3.2 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,
abril/2012, a ordem das ENAs passadas significativas
para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4,
NE-3, e N-2.
Nas figuras 21 a 24 estão plotados os valores de CMO x
ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada
subsistema, dos 143 cenários gerados para o
acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês
de abril, no PMO de março/2012.
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02
Ene
rgia
Nat
ura
l Afl
ue
nte
(%
MLT
)
SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/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
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012
PMO
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02
Ene
rgia
Nat
ura
l Afl
ue
nte
(%
MLT
)
SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/20121
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012
PMO
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.
10
Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema SE/CO
Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema S
Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema NE
Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema N
Na figura 25 um gráfico de dispersão correlacionando
os custos marginais de operações dos cenários no final
do mês de abril/2012 do subsistema Sudeste com a os
CMOs dos demais subsistemas.
Figura 25 - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de abril/2012
Analisando os gráficos acima, podemos concluir que as
principais variáveis de estado que influenciam os
CMOs de todos os subsistemas, ao final de abril, são a
Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente ao
subsistema Sudeste. Nos casos em que as condições de
aramazenamento e/ou afluência do subsistema
Nordeste se mostram excepcionalmente favoráveis os
CMOs dos subsistemas Norte e Nordeste se
desvinculam dos do Sudeste indo a Zero em alguns
casos. Vale ainda destacar que a Região Norte
apresenta 100% de armazenamento em todos os
cenários analisados.
3.3 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 determinante
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE MARÇO/2012CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE MARÇO/2012CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
0% 50% 100% 150% 200% 250%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE MARÇO/2012CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE FEVEREIRO/2012CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
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 março para acoplamento em abriL/2012
CMO - SUL
CMO - NORDESTE
CMO - NORTE
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.
11
para a definição das políticas de operação e o CMO para
cada subsistema. Estes limites são influenciados por
intervenções na malha de transmissão, notadamente na
1º Semana Operativa.
O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os
limites destes, utilizados na Revisão 0 do PMO de Março.
Tabela 8 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO Março/12
1) RT 500 kV 100 Mvar U.SOBRADINHO RT4 / RT 500 kV 100 Mvar
U.SOBRADINHO RT3 SB A Itaberá
2) Colinas-Miracema C1
3) C1 Foz - Ivaiporã
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.
12
3.4 Previsões de Carga
Tabela 9 – Previsão da Evolução da carga para a Revisão 0 do mês de Março/2012
A quinta semana operativa, destacada em vermelho,
apresentam valores inferiores as demais semanas, em
função do feriado da Semana Santa.
3.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas
Tabela 10 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs.
1ª 2ª 3ª 4ª 5ª
SEMANAS
Norte 4.191
Nordeste 8.818
SIN
N / NE 13.009
62.310
47.568
10.585
49.239
13.071
4.212
10.158
60.431
12.863
62.258
38.654 37.410
8.859
4.163
8.700
63.638
S / SE / CO
SISTEMAS MENSAL
38.597Sudeste / C.Oeste
Sul 10.652
38.93939.248
49.249 50.562 50.063
39.535
10.65811.027 10.815
8.845
62.65563.141
49.597
13.058
4.2134.163
8.913
13.076
4.196
8.882
13.078
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.
13
3.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Tabela 11 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.4 PMO Fevereiro/12 e na Rev.0 PMO Março/12.
A primeira coluna da tabela acima corresponde ao
armazenamento previsto na Revisão 4 do PMO de
Fevereiro, para a 0:00 h do dia 03/03. A segunda coluna
apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis
de partida informados pelos Agentes de Geração para
seus aproveitamentos com reservatórios.
4. PRINCIPAIS RESULTADOS
4.1 Políticas de Intercâmbio
Figura 26 – Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 03/03/2012 a 09/03/2012
4.2 Custos Marginais de Operação
As figuras 27 a 29 a seguir, apresentam os custos
marginais de operação por patamar de carga, para as
semanas operativas que compõe o mês de março.
Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos
Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em
função do limite de intercâmbio FNS (GH Lajeado, GH P.
Angical e Limite FC_SE) ter atingido o seu limite nos
patamares de carga pesada e média e o limite de
intercâmbio FCOMC (Fluxo Colinas Miracema) ter
atingido o seu limite no patamar de carga leve
Figura 27 – CMOs do mês de março, carga pesada
Figura 28 – CMOs do mês de março, carga média
Figura 29 – CMOs do mês de março, carga leve
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.
14
4.3 Energias Armazenadas
O processo de otimização realizado pelo programa
DECOMP, indicou os armazenamentos que são
mostrados na figura 30, a seguir.
Figura 30 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro.
Os armazenamentos da figura 30 estão expressos em %
da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,
cujos valores são mostrados na tabela 12.
Tabela 12 – Energia Armazenável Máxima por subsistema
Fevereiro Março
Sudeste 200.734 200.734
Sul 19.618 19.618
Nordeste 51.808 51.808
Norte 11.531 11.376
Subsistema
Energia Armazenável Máxima
(MWmed)
4.4 Tabela de geração térmica
Tabela 13 – Tabela de Geração Térmica
ANGRA 2 0 (1) 0 (1) 0 (1)
ANGRA 1 635 635 635
N. FLUMINENSE 1 400 400 400
N. FLUMINENSE 2 100 100 100
N. FLUMINENSE 3 20 20 0
CANDIOTA III 350 350 350
TERMOPE 485 485 485
FORTALEZA 0 135 0
TOTAL 1.990 2.125 1.970
T. NORTE II 140 140 120
TOTAL 140 140 120
DESPACHO POR ORDEM DE MERITO
DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS
Pesada Media Leve
Despacho (MWmed)
1) Usina indisponível, devido à parada para recarga de combustível, conforme declaração do Agente.
4.5 Resumo dos resultados do PMO
As figuras 31 a 34 mostram um resumo do resultado do
PMO para o mês de março, relacionando, ENA, EAR e
CMO, para os quatro subsistemas.
Figura 31 – Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste
Figura 32 - – Resumo do PMO para o Subsistema Sul
Figura 33 - – Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2)
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - SE - Mar/2012
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2)
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - S - Mar/2012
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2)
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - NE - Mar/2012
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
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.
15
Figura 34 – Resumo do PMO para o Subsistema Norte
5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS
MARGINAIS DE OPERAÇÃO
Com o objetivo de estimar o impacto das principais
atualizações feitas na elaboração do PMO de
Março/2012, foi realizada uma análise de sensibilidade
considerando-se a função de custo futuro do PMO de
Fevereiro/2012 e o estado inicial dos reservatórios
segundo a estimativa da Revisão anterior. Em seguida
elaborou-se um conjunto de estudos para avaliação
incremental do impacto dos seguintes parâmetros:
previsão das vazões, atualização da função de custo
futuro, atualização da expansão para o segundo mês,
partida dos reservatórios, e intervenções em
equipamentos de transmissão com impacto na definição
dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os
subsistemas.
Os valores de CMOs publicados nos resultados de cada
estudo estão reproduzidos graficamente a seguir.
Figura 35 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO e Sul
Figura 36 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas NE e N
Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos
resultados de cada caso estudo são dependentes da
ordem em que as atualizações nos dados de entrada
estão sendo consideradas. Porém, realizadas todas as
atualizações nos dados, os resultados do PMO não
dependem da ordem em que estes foram inseridos.
A análise dos resultados dos estudos com atualizações
incrementais mostrou que o maior impacto no CMO do
N/NE ocorreu em função da redução na previsão das
vazões, produzindo um acréscimo de 63,57 R$/MWh em
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2)
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - N - Mar/2012
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
7,68
19,68
-0,21
2,540,05 0,02
72,0179,69
99,37 99,16 101,70 101,75 101,77
Sem. Anterior
Vazoes FCF_Março Expansão Armaz.Iniciais
Desligam.(1º Est.)
DemaisAtualiz.
SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh)
63,57
9,210,00 0,00 0,00
-0,06
13,74
77,31
86,52 86,52 86,52 86,52 86,46
Sem. Anterior
Vazoes FCF_Março Expansão Armaz.Iniciais
Desligam.(1º Est.)
DemaisAtualiz.
NE e N - CMO (R$/MWh)
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/02 a 02/03/2012
CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 03/03 a 09/03/2012
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/01 a 02/02/2012
CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 03/03 a 09/03/2012
O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
16
relação a estimativa da semana anterior. No estudo de
atualização da Função de custo futuro, os resultados
indicaram um acréscimo de 9,21 R$/MWh, e nos demais
estudos não foram observadas variações no CMO
mantendo-se a sinalização da operação da UTE de
Fortaleza como térmica marginal (CMO de 86,52
R$/MWh Igual ao CVU da UTE Fortaleza).
Já nos subsistemas SE/CO e Sul, o impacto da redução da
previsão de vazões foi de 7,68 R$/MWh, nestes
subsistemas o maior impacto no CMO foi observado no
estudo de atualização da Função de custo futuro, cujo
resultado indicou um acréscimo de 19,68 R$/MWh. Os
estudos subsequentes apresentaram variações menores
de CMO.
A tabela 14, a seguir, apresenta os valores médios do
CMO projetados no estudo da revisão anterior e os
valores médios de CMO observados para esta revisão em
cada subsistema.
Tabela 14 – Variação do CMO Médio Semanal
6. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO
ELÉTRICA
Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa
do custo de despacho térmico por restrição elétrica para
a 1º semana operativa do mês de março, sendo calculada
pelo produto da geração térmica prevista e a diferença
entre o CVU e o CMO.
7. SENSIBILIDADE
A partir da consideração da ocorrência do valor esperado
da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de
03/mar a 09/mar, foram feitos estudos de sensibilidade
para os custos marginais de operação, considerando os
cenários limite inferior e limite superior da previsão de
vazões para as demais semanas operativas do mês de
março/12.
A consideração do limite inferior para a 2ª semana
operativa resulta em uma ENA média mensal de
36.590 MWmed (67%MLT) para o SE/CO, 5.361 MWmed
(81 %MLT) para o Sul, 6.489 MWmed (43 %MLT) para o
NE e 14.479 MWmed (111 %MLT) para o Norte.
Já a consideração do limite superior para a 2ª semana
operativa resulta em uma ENA média mensal de 49.353
MWmed (91%MLT) para o SE/CO, 9.034 MWmed
(138 %MLT) para o Sul, 8.613 MWmed (57 %MLT) para o
NE e 16.290 MWmed (124 %MLT) para o Norte.
Figura 37 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior
8. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À
DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO
DESSEM-PAT
Na elaboração do relatório do PMO da Revisão 1 do mês
de Fevereiro de 2012, foi anunciado a utilização do
modelo DESSEM-PAT, em fase de validação, para
sinalizar a necessidade de geração térmica
complementar para atendimento à demanda horária do
SIN, ao longo da semana operativa.
Neste contexto, no dia 29/02/2012 foi apresentado aos
Agentes o procedimento de utilização do modelo
DESSEM-PAT, bem como os resultados de sua aplicação
nas revisões do PMO no mês de fevereiro.
Rev.4 PMO Fev/12
Sem. 5
Rev.0 PMO Mar/12
Sem. 1Variação
SE/CO 72,01 101,77 29,76S 72,01 101,77 29,76
NE 13,74 86,46 72,72N 13,74 86,46 72,72
CMO Médio Semanal (R$/MWh)
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.
17
As premissas utilizadas foram baseadas nos dados do
modelo DECOMP quando da elaboração do PMO de
março de 2012, a exceção da carga, que foi substituída
pela demanda cronológica prevista para semana
operativa de 03/03 a 09/03/2012, bem como da inclusão
da restrição de atendimento à reserva de potência nos
subsistemas.
A figura abaixo ilustra para a região SE/CO o montante de
geração térmica despachada por ordem de mérito de
custo, em vermelho, além da necessidade de geração
térmica adicional, em verde, para atendimento a
demanda horária desta região.
Figura 38 – Geração Térmica adicional para atendimento ao balanço de ponta.
Cabe destacar, que estes resultados são referenciais para
o despacho de geração térmica complementar para
atendimento a demanda horária, sendo que estes
valores serão aferidos durante a etapa de programação
diária da operação. Adicionalmente, com base nos
resultados deste procedimento, o ONS sinalizará as
necessidades do SIN aos Agentes de geração térmica de
forma que estes possam tomar as medidas operativas
necessárias em suas usinas.
9. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS
ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE
COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE MARÇO/12
A FEVEREIRO/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 aquela obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Fevereiro, 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 1000 MWmed, 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 40% 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 mesma carga
própria considerada no Planejamento Anual Energético
2012-2016.
9.1.2. Níveis de Partida
Os níveis de partida adotados para 01/03/2012 foram
obtidos a partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de
Fevereiro/12.
1.745 1.935 1.757 1.586 1.533
2ª feira 3ª feira 4ª feira 5ª feira 6ª feira
MW
Geração Térmica adicional para atendimento ao balanço de ponta - DESSEM-PAT
ORDEM DE MÉRITO DECOMP: 1.148
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.
18
9.1.3. Energia Natural Afluente
Figura 39 – ENA – SE/CO
Figura 40 – ENA – SUL
Figura 41 – ENA – NE
Figura 42 – ENA – N
9.2. Resultados
9.2.1. Evolução dos Armazenamentos
Figura 43 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO
Figura 44 – Balanço Energético da Região Sudeste
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.
19
Figura 45 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL
Figura 46 – Balanço Energético da Região Sul
Figura 47 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE
Figura 48 – Balanço Energético da Região Nordeste
Figura 49 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N
Figura 50 – Balanço Energético da Região Norte
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.
20
9.2.2. Custos Marginais Prospectivos
9.3. Prospectivo com série semelhante
9.3.1. Energia Natural Afluente
Figura 51 – ENA – SE/CO
Figura 52 – ENA – SUL
Figura 53 – ENA – NE
Figura 54 – ENA – N
9.4. Resultados
9.4.1. Evolução dos Armazenamentos
Figura 55 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO
Figura 56 – Balanço Energético da Região Sudeste
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.
21
Figura 57 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul
Figura 58 – Balanço Energético da Região Sul
Figura 59 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE
Figura 60 – Balanço Energético da Região Nordeste
Figura 61 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N
Figura 62 – Balanço Energético da Região Norte
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.
22
9.4.2. 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 – PMO Março/2012 poderão ser
encaminhadas para o email: [email protected]