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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
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. 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
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.
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
PMO ago/2012 PMO set/2012
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
PMO ago/12 PMO set/12
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%
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.
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
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.
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
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.
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
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.
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)
ENA PREVISTA - SETEMBRO VE LI LS Mensal
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)
ENA PREVISTA - SETEMBRO VE LI LS Mensal
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
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.
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%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT)
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
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2012
PMO
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT)
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
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/2012
PMO
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(OUT)
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
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA OUT/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.
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
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
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
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%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE Setembro/2012 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
17.664 21.220 12.822 11.719
1.765
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.
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
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.
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
Acoplamento da RV4 do
PMO de agosto ao final de
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$/MWh)
Acoplamento da RV4 do
PMO de agosto ao final de
Outubro
Acoplamento com a FCF do
PMO de setembro ao final
de outubro
Cenários da RV4(PMO-ago) Cenários da RV4(PMO-ago)
SE 121.33 99.37
S 120.4 99.06
NE 117.51 123.28
N 123.02 104.6
Valor da Água (R$/MWh)
Acoplamento com a FCF do
PMO de setembro ao final
de outubro
Acoplamento com a FCF do
PMO de setembro ao final
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
Valor da Água (R$/MWh)
Acoplamento com a FCF do
PMO de setembro ao final
de outubro
Acoplamento com a FCF do
PMO de agosto ao final de
outubro
Cenários da RV4(PMO-ago) Cenários da RV0(PMO-set)
SE 99.37 181.76
S 99.06 181.35
NE 123.28 180.37
N 104.6 183.97
Valor da Água (R$/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.
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
Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio)
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
Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio)
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
Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio)
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
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.
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 4.700 4.700Média 4.625 4.700Leve 4.388 4.700
Pesada 3.300 3.300Média 3.154 (D) 3.300Leve 3.300 3.300
Pesada 3.000 3.000Média 3.318 3.318Leve 3.651 3.651
Pesada 4.000 4.000Média 4.000 4.000Leve 4.000 4.000
Pesada 4.000 4.000Média 4.000 4.000Leve 4.000 4.000
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
Pesada 5.600 5.600Média 5.850 5.850Leve 5.650 5.650
Pesada 7.800 7.800Média 7.300 7.300Leve 7.650 7.650
Pesada 5.420 6.300Média 5.334 6.300Leve 5.106 6.300
Pesada 6.300 6.300Média 6.300 6.300Leve 6.300 6.300
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)
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.
4.5. 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
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.
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
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.
5.6. 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
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5VE[OUT
]
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
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5VE[OUT
]
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$/MWh)
CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 25/08 a 31/08/2012
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/09 a 07/09/2012
O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
A análise dos resultados dos estudos mostrou que o
maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu
em função da atualização da previsão de vazões e do
mês de acoplamento com a FCF, ambos representados
na 1ª parcela do gráfico, significando uma variação de
42,77 R$/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
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.
9.1.2. 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
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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]