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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.
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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Dezembro
Revisão 0 – Semana Operativa de 26/11 a 02/12/2011
1. INTRODUÇÃO
O Planejamento da Operação de sistemas hidrotérmicos
caracteriza-se por apresentar acoplamentos temporais e
espaciais em suas decisões. Com isso, ações presentes
afetam o estado futuro do sistema e a operação de uma
usina afeta as demais de sua cascata.
Com base neste contexto, foi feita a estruturação deste
relatório, na qual incialmente apresentam-se os
parâmetros utilizados pelo planejamento de médio prazo
para a elaboração da Função de Custo Futuro-FCF
(acoplamento temporal das decisões) e,
sequencialmente, aqueles utilizados no planejamento de
curto prazo a usinas individualizadas, os quais
apresentam significativo acoplamento espacial.
Com esta estruturação, objetiva-se estabelecer uma linha
temporal lógica e sequencial de apresentação de dados e
parâmetros, visando prover as condições necessárias
para que, ao longo do tempo, adquira-se sensibilidade
dos mesmos em relação aos resultados do PMO.
2. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO
DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.
2.1 Armazenamentos Iniciais
Figura 1 – Armazenamento Inicial
Os armazenamentos iniciais equivalentes por
subsistema, considerados no Newave, são obtidos a
partir dos armazenamentos iniciais por reservatórios
individualizados, considerados no Decomp, informados
pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO
Dezembro/11.
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 de
geração estocástica de energias afluentes (GEVAZP
“energia”) interno ao programa, cuja ordem máxima está
limitada em 6. 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 1 – Energias Naturais Afluentes Anteriores
MÊS SE/CO SUL NE NORTE
jun/11 112 87 76 96
jul/11 117 217 78 93
ago/11 137 311 71 82
set/11 94 218 65 72
out/11 119 86 79 98
nov/11 97 80 70 122
2.3 Destaques da Expansão da Oferta 2011/2015
Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 17/11/2011:
Tabela 2 – Expansão da oferta
UG 1 38,5 FEV/2012 +2 meses
UG 2 38,5 MAR/2012 +1 mês
UG 1 116,7 MAI/2012 +2 mesesUG 2 116,7 JUL/2012 +3 mesesUG 3 116,6 AGO/2012 +3 meses
EC - Usina em fase de construção (1) 1º LEN (A-5/2005) (2) 3º LEN (A-5/2006)NI - Usina com obra não iniciada
Passo São João (RS) (1)
S EC 77,01º LEN
Mauá (PR) (2) S EC 350,03º LEN
SituaçãoSubsistema MáquinaUsina
Hidrelétrica
Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior
Data da Entrada em Operação -
DMSELEN
Potência Total (MW)
( MW )
LEN UTE Subsistema Situação CombustívelPotência
Total (MW)
UG (MW)
Data de entrada em operação -
DMSE
Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior
7º LEN Cacimbaes (ES) (9) SE/CO NI GNL 126,6 15X8,439 126,6 JUN/2013 +5 meses7º LEN Escolha (ES) (9) SE/CO NI GNL 337,6 40X8,439 337,6 JUN/2013 +5 meses7º LEN Iconha (ES) (9) SE/CO NI OCB1 184,0 10 X 18,4 184,0 JUN/2013 +6 meses7º LEN MC2 Nova Venécia (ES) (9) SE/CO NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses7º LEN Cauhyra I (ES) (9) SE/CO NI OCB1 148,0 8 X 18,5 148,0 JUN/2013 +6 meses4º LEN Itapebi (BA) (5) NE NI óleo combustível 145,8 20 x 7,29 145,8 JUN/2013 +5 meses
6 X 11,35 68,10 JUN/2013 +5 meses11 x 6,97 76,67 JUN/2013 +5 meses3 x 22,5 67,5 JUN/2013 +5 meses1 x 2,50 2,5 JUN/2013 +5 meses
5º LEN SUAPE II (PE) (6) NE EC óleo combustível 381,25 19 x 20,07 381,25 ABR/2012 +1 mês6º LEN MC2 Catu (BA) (8) NE EC OCB1 176,5 20 x 8,825 176,5 AGO/2012 +3 meses6º LEN MC2 Dias Dávila 2 (BA) (8) NE EC OCB1 176,5 20 x 8,825 176,5 AGO/2012 +3 meses
6º LENMC2 Feira de Santana (BA)
(8)NE EC OCB1 176,5 20 x 8,825 176,5 AGO/2012 +3 meses
6º LEN Pernambuco IV (PE) (8) NE NI OCB1 206,3 18 x 11,46 206,3 JAN/2013 +6 meses6º LEN Santa Rita de Cássia (PB) (8) NE NI OCB1 174,6 20 X 8,73 174,6 JUN/2013 +5 meses7º LEN MC2 Camaçari 2 (BA) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses7º LEN MC2 Camaçari 3 (BA) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses
EC - Usina em fase de construção NI - Usina com obra não iniciada(5) 4º LEN (A-3/2007) (6) 5º LEN (A-5/2007) (8) 6º LEN (A-3/2008) (9) 7º LEN (A-5/2008)
Monte Pascoal (BA) (5) NI 144,7óleo combustívelNE
5º LEN NEMaracanaú II (CE) (6) NI 70,0óleo combustível
4º LEN
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Os cronogramas de algumas usinas eólicas vendedoras
no 2º LER foram atrasados neste PMO, entre 1 a 6
meses, conforme atraso em suas ICGs - Instalação
Compartilhada de Geração.
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 por diversas áreas do ONS.
Neste PMO ocorreram os seguintes destaques:
Tabela 3 – Fatos relevantes – PMO NOV/2011
Adicionalmente, em função da atualização dos CVUS das
usinas vendedoras nos leilões, houve alteração da
penalidade da CAR utilizada no modelo Newave
(aumentando de 850,00 para 930,00 R$/MWh).
2.5 Valor da Penalidade da CAR
Tabela 4 – Penalidade da CAR
Informações mais detalhadas sobre os estudos
energéticos de médio prazo para o PMO de
dezembro/2011 estão disponíveis na Nota Técnica ONS
n° 172/2011, 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. A Abordagem conceitual destes modelos
será apresentada no relatório para o PMO de Janeiro e
sua apresentação será feita quando da Reunião para a
elaboração deste PMO.
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 ao influenciarem o clima também podem ter efeito
sobre o início do período chuvoso e a precipitação.
Assim, entendemos ser de fundamental importância as
análises de clima e tempo no contexto do SIN.
3.1.1 Condições Antecedentes
De uma forma geral, a precipitação nas bacias do SIN em
novembro está abaixo das médias históricas. Nas regiões
Sudeste/Centro-Oeste e Sul as condições
hidrometeorológicas foram diferenciadas nas duas
quinzenas do mês de novembro. Na primeira quinzena
LEN UTE Subsistema Situação CombustívelPotência
Total (MW)
UG (MW)
Data de entrada em operação -
DMSE
Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior
7º LENMC2 Governador Mangabeira
(BA) (9)NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses
7º LENMC2 Santo Antônio de Jesus
(BA) (9)NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses
7º LEN MC2 Sapeaçu (BA) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses7º LEN MC2 Suape II B (PE) (9) NE NI OCB1 350,0 20X 17,5 350,0 JUN/2013 +6 meses7º LEN MC2 Messias (AL) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses
7º LENMC2 Nossa Senhora do
Socorro (SE) (9)NE NI OCB1 176,0 1 176,0 JUN/2013 +6 meses
7º LEN MC2 Rio Largo (AL) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses7º LEN MC2 Pecém 2(CE) (9) NE NI OCB1 350,0 20 X 17,5 350,0 JUN/2013 +6 meses
7º LEN MC2 Macaíba (RN) (9) NE NI OCB1 400,022 X
18,182400,0 JUN/2013 +6 meses
7º LEN Pernambuco III (PE) (9) NE NI OCB1 200,8 1 200,8 JUN/2013 +5 meses7º LEN Termopower V (PE) (9) NE NI OCB1 200,8 23 X 8,73 200,8 JUN/2013 +5 meses7º LEN Termopower VI (PE) (9) NE NI OCB1 200,8 23 X 8,73 200,8 JUN/2013 +5 meses6º LEN José de Alencar (CE) (8) NE NI GNL 308,5 33 x 9,349 308,52 JUN/2013 +12 meses
1º LENLuiz Carlos Prestes (Três
Lagoas) (MS) (1)SE/CO EC Vapor 127,5 5 63,75 DEZ/2011 +1 mês
1 168,8 JAN/2013 +1 mês2 168,8 JAN/2013 +1 mês1 168,8 JAN/2013 +1 mês2 168,8 JAN/2013 +1 mês
EC - Usina em fase de construção NI - Usina com obra não iniciada(5) 4º LEN (A-3/2007) (6) 5º LEN (A-5/2007) (8) 6º LEN (A-3/2008) (9) 7º LEN (A-5/2008)
337,67º LEN
7º LEN N
GNP
Maranhão V (MA) (9) NI 337,6GNP
NMaranhão IV (MA) (9) NI
LEN UEE Subsistema SituaçãoPotência
Total (MW)
UG (MW)
Data de entrada em operação -
DMSE
Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior
ARATUA 1 (RN) (1) NE EC 14,4 9 x 1,655 14,4 FEV/2012 -5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses9 x 1,5 13,5 ABR/2013 +5 meses9 x 1,5 13,5 ABR/2013 +5 meses
10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses10 x 1,5 15,0 ABR/2013 +5 meses6 x 1,5 9,0 ABR/2013 +5 meses7 x 1,5 10,5 ABR/2013 +5 meses
VENTO DO OESTE (CE) (1) NE NI 19,5 13 x 1,5 19,5 ABR/2013 +5 mesesMORRO DOS VENTOS I (RN) (1)
NE EC 28,8 18 X 1,6 28,8 FEV/2013+6 meses
MORRO DOS VENTOS III (RN) (1)
NE EC 28,8 18 X 1,6 28,8 FEV/2013+6 meses
MORRO DOS VENTOS IV (RN) (1)
NE EC 28,8 18 x 1,6 28,8 FEV/2013 +6 meses
15 x 1,6 24,0 FEV/2013 +6 meses4 x 1,5 6,0 FEV/2013 +6 meses
MORRO DOS VENTOS VI (RN) (1)
NE EC 28,8 18 x 1,6 28,8 FEV/2013+6 meses
MACAÚBAS (BA) (1) NE EC 35,1 21 x 1,67 35,1 JAN/2012 +1 mêsNOVO HORIZONTE (BA) (1) NE EC 30,1 18 x 1,67 30,1 JAN/2012 +1 mêsSEABRA (BA) (1) NE EC 30,1 18 x 1,67 30,1 JAN/2012 +1 mêsCOLÔNIA (CE) (1) NE NI 18,9 9 x 2,1 18,9 DEZ/2012 +5 mesesICARAÍ I (CE) (1) NE NI 27,3 13 x 2,1 27,3 DEZ/2012 +5 mesesICARAÍ II (CE) (1) NE NI 37,8 18 x 2,1 37,8 DEZ/2012 +5 mesesTAÍBA ÁGUIA (CE) (1) NE NI 23,1 11 x 2,1 23,1 DEZ/2012 +5 meses
EC - Usina em fase de construção NI - Usina com obra não iniciada(1) 2º LER (2009) (2) 2º LFA (2010) (3) 3º LER (2010)
NE
2º LER
MORRO DOS VENTOS IX (RN) (1)
COQUEIROS CE) (1)
LAGOA SECA (CE) (1) NI
GARÇAS (CE) (1)
NI 30,0
NE NI 30,0
EC
NE NI
NE
19,5
BURITI (CE) (1)
27,0
NE
NE NI 30,0CAJUCOCO (CE) (1)
NE 30,0
ARARAS (CE) (1)
NI 30,0
POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh)
(MW) 2011
XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 844,84
PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 916,73
TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 916,73
CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00
UTE BRASILIA 10,00 Diesel SE/CO 1.047,38
Penalidade 930,00
ONS:
Este é o custo mais
alto abaixo do
primeiro patamar
de déficit da
térmica disponível
ALT ER A ÇÃ O D E PA R A IN FOR M A N TE
Alteração do agente das UTEs M aranhão IV e V
M PX
UTE Parnaíba Geração deEnergia S.A. - conformeResolução Autorizat ivaANEEL nº 3.175 e nº 3.174,respect ivamente
ANEEL
Ampliação daPotência Instaladada UTE Palmeirasde Goiás
174,3 M W175,56 M W - conformeResolução Autorizat ivaANEEL nº 3.197
ANEEL
Disponibilidade deempreendimentos termelétricos
Conforme OficioSRG/ANEEL nº 1.036/2011aUTE Roberto Silveira foimodelada como indisponívelem todo o horizonte
ANEEL
R$24,27/M Wh - conformeDespacho ANEEL
nº 4517/2011
Alteração de CVUda UTE Angra I
R$21,49/M Wh ANEEL
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foi observado um quadro recessivo das afluências em
razão da ausência de chuva significativa entre o final do
mês de outubro e o início do mês de novembro,
enquanto na segunda quinzena, em razão da ocorrência
de precipitação de intensidade fraca/moderada em
praticamente todas as bacias destas regiões, observou-se
uma reversão do quadro hidrológico, com uma elevação
das afluências. Na região Nordeste, apesar de um quadro
meteorológico similar, em razão do tempo de
propagação das vazões, a elevação das afluências só
deve ser observada no decorrer da semana operativa
vigente e, mais notadamente, na próxima semana
operativa. Na região Norte a precipitação ocorreu
durante praticamente todo o mês, devendo o seu valor
acumulado no mês se aproximar da média histórica. No
trecho incremental entre as usinas de Lajeado e Tucuruí,
o número de dias com ocorrência de chuva, até o dia 24,
foi de 20 dias. A Figura 2 mostra a anomalia da
precipitação acumulada em todo o país no mês de
novembro até o dia 24.
Estas condições hidrometeorológicas nos subsistemas do
SIN em novembro refletiram num aumento esperado das
ENAs para esta época do ano nos subsistemas SE/CO e
NE. No entanto, em termos de % da MLT, houve redução
das ENAs destes subsistemas, que variou dos 119% e
79%, respectivamente observados no mês de outubro
para 97%, e 70% neste mês de novembro. No subsistema
Sul foi verificada a redução da ENA de 86% para 80% da
MLT. No subsistema Norte, observou-se a elevação da
ENA, inclusive em % da MLT, com a elevação de 98% em
outubro para 122% neste último mês. Na última semana
operativa do mês de novembro (19 a 25/11), as
afluências se mantiveram acima da média histórica nos
subsistemas SE/CO e N, com 113%, 131% da MLT,
respectivamente. Nas regiões S e NE, as afluências
estimadas para esta semana são de 78% e 57% da MLT
nesta última semana.
Figura 2 – Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction – NCEP até julho de 2012.
3.1.2 Análise Climática
No oceano Pacífico Equatorial a Temperatura da
Superfície do Mar – TSM no mês de outubro apresentou
valores abaixo da média histórica em até 1,5 ºC,
indicando a configuração do novo episódio do fenômeno
La Niña, conforme previsto pelos modelos dinâmicos
desde o mês de julho. A previsão é de que este
fenômeno La Niña atinja sua fase mais intensa entre os
meses de fevereiro e março, iniciando sua fase de
desintensificação a seguir (figura 3).
Figura 3 – Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction – NCEP até julho de 2012.
Conforme comentado no mês anterior, este fenômeno
La Niña possui diversas particularidades em relação aos
já registrados até então, o que tem dificultado as análises
de semelhança climática.
No entanto, A análise das previsões dos modelos
dinâmicos e a perspectiva de manutenção do
aquecimento da TSM do oceano Atlântico Sul
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extratropical e da La Niña (figura 4), nos indicam uma
maior probabilidade de observamos no próximo
trimestre anomalias negativas de precipitação nas bacias
da região Sul e precipitação próxima da média nas
demais bacias do SIN.
Figura 4 – Anomalia da TSM observada na semana de 17 a 24 de novembro de 2011. Fonte CPTEC/NCEP.
3.1.3 Previsão Hidrometeorológica para Dezembro
Para o mês de dezembro, a previsão é de significativo
aumento das afluências nos subsistemas SE/CO, N e NE.
Entretanto, em termos de % da MLT, o valor esperado da
previsão aponta para valores de ENA abaixo da média
nos subsistema SE/CO e NE, com 92% e 73%,
respectivamente. Na região Norte a previsão é de 105%
da MLT no mês de dezembro. No subsistema S, a
expectativa é de permanência das afluências abaixo da
média, sendo prevista a ENA de 89% da MLT. Para a
primeira semana operativa (26/11 a 02/12), a previsão
meteorológica aponta chuva para a maioria das bacias do
SIN. No caso das bacias da região S e da bacia do rio
Paranapanema, a chuva deve ocorrer apenas no final da
semana. Esta previsão de chuva, além de influenciar na
previsão de aumento das afluências em quase todas as
bacias do SE/CO e NE que dispõem de modelagem chuva
vazão, corrobora o aumento das afluências previstas
através da modelagem estocástica nas demais bacias. Na
bacia do rio São Francisco, a previsão de elevação das
afluências na próxima semana resulta da propagação das
vazões já observadas no trecho a jusante da usina de
Três Marias.
Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em dezembro/2011
Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul em dezembro/2011
Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste em dezembro/2011
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5
Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte em dezembro/2011
LS VE LI
SE/CO 37.169 (119) 30.518 (98) 23.566 (76)
S 8.194 (97) 6.122 (72) 4.039 (48)
NE 6.520 (94) 5.011 (72) 3.482 (50)
N 3.800 (124) 3.400 (111) 3.001 (98)
SubsistemaMWmed (%MLT )
3.1.4 Cenários de Vazões para Dezembro para
Acoplamento com a Função de Custo Futuro
As figuras 9 a 16 apresentam as características dos
cenários gerados no mês de dezembro para acoplamento
com a FCF do mês de janeiro/2012.
São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes
e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de
ENAs.
Figura 9 – Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste/Centro Oeste, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02
Ene
rgia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/2011
PMO
Figura 10 – Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0% 50% 100% 150% 200% 250%
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA
JAN/2012
PMO
Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011.
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/2011
PMO
Figura 12 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%
En
erg
ia N
atu
ral A
flu
en
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA
JAN/2012
PMO
Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02
En
erg
ia N
atu
ral A
flu
en
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/2011
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.
6
Figura 14 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA
JAN/2012
PMO
Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02
En
erg
ia N
atu
ral A
flu
en
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO DEZ/2011
PMO
Figura 16 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0% 50% 100% 150% 200% 250%
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA
JAN/2012
PMO
Os valores da MLT das energias naturais afluentes para
os meses de novembro e dezembro são mostrados na
tabela 5 a seguir.
Tabela 5 – MLT dos subsistemas nos meses de novembro e dezembro
Novembro Dezembro
Sudeste 41.147 55.549
Sul 6.968 6.654
Nordeste 10.282 14.302
Norte 4.723 8.310
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 Espero 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, janeiro/2012, a ordem das ENAs passadas
significativas para cada um dos subsistemas foram:
SE/CO-1, S-3, NE-2, e N-4.
Nas figuras que seguem estão plotados os valores de
CMO x ENA e CMO x EAR, para cada subsistema, dos 136
cenários gerados para o acoplamento com a FCF do
Newave ao final do mês de janeiro/2012.
Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema SE/CO
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
0% 50% 100% 150% 200% 250%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE DEZEMBRO/2011CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema S
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE DEZEMBRO/2011CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
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
Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema NE
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE DEZEMBRO/2011CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
Figura 20 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema N
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
0% 50% 100% 150% 200% 250%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE DEZEMBRO/2011CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
Observa-se que, na região consultada da Função de
Custo Futuro, a ENA e a EAR do Sudeste são as variáveis
de maior influência no CMO do subsistema SE/CO e, por
consequência, dos demais.
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
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.
A sistemática de atualização dos limites elétricos será
apresentada em detalhes, quando da elaboração do
PMO de Dezembro.
O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os
limites destes, utilizados no PMO de Dezembro.
Tabela 6 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO Novembro/11
FLUXO PATAMAR Demais Semanas
Pesada 3.467 4.200
Média 3.247 4.200
Leve 3.498 4.200
Pesada 3.500 3.600
Média 3.446 3.466
Leve 2.926 2.992
Pesada 4.200 4.200
Média 4.200 4.200
Leve 4.200 4.200
Pesada 3.300 3.300
Média 3.300 3.300
Leve 3.300 3.300
Pesada 3.000 3.000
Média 3.113 3.113
Leve 3.107 3.107
Pesada 4.000 4.000
Média 4.000 4.000
Leve 4.000 4.000
Pesada 3.308 3.850
Média 3.302 3.850
Leve 3.068 3.850
Pesada 1.000 1.000
Média 1.000 1.000
Leve 1.000 1.000
Pesada 5.100 5.100
Média 4.909 4.909
Leve 3.985 (D) 4.231
Pesada 8.800 9.000
Média 8.794 9.000
Leve 8.735 9.200
Pesada 5.650 5.650
Média 5.650 5.650
Leve 5.200 5.200
Pesada 5.100 5.100
Média 5.100 5.100
Leve 6.100 6.100
Pesada 5.633 6.300
Média 5.436 6.300
Leve 5.371 6.300
Pesada 4.200 5.700
Média 4.097 5.700
Leve 4.217 5.600
FNE
EXPORT. NE
FMCCO
FCOMC
LIMITE DE INTERCÂMBIO (MWmed)
PMO Dez/11
RNE
(C)
ITAIPU 50 Hz
ITAIPU 60 Hz
Semana
26/nov a 02/dez
(A)
(B)
FSENE
FSM
RSE
FORNEC. SUL
RECEB. SUL
FNS
FSENE+FMCCO
(G)
(E)
(F)
(A) Dj 500 kV U.Sobradinho V2 / Proteção diferencial de barras 500 kV
Rib. Gonçalves;
(B) Barra 1 I.Solteira 440kV / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster
shedC3 Foz - Ivaiporã / C2 Ibiuna – Bateias / CS-1 de Tijuco Preto / C1
Itaipu - Foz 60Hz;
(C) Miracema-Colinas C2 / BCS-4 Colinas;
(D) C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shed;
(E) C3 Foz / Ivaiporã / reforço torres / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) +
booster shed;
(F) CV3 Foz / CV 8 Ibiuna / Ibiúna - T.Preto C1 / Bloqueio da Proteção
diferencial de anhanguera 345 kV e 88 kV / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA
(PMIS) + booster shed;
(G) C3 Foz / Ivaiporã / reforço torres / C1 Itaipu / Foz 60Hz / C1 Itaberá /
Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shed
3.4 Previsões de Carga
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
Tabela 7 – Previsão da Evolução da carga para o mês de Dezembro/2011
1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª
8.223
35.197
12.765
4.120
8.777
12.897
4.131
8.705
12.836
4.107
8.658
60.00860.494
47.243
37.29237.583
46.229 47.945 47.658S / SE / CO
SISTEMAS MENSAL
36.450Sudeste / C.Oeste
Sul 9.779
37.858
9.95110.087 10.075
36.905 34.344
8.612
4.022
60.84258.854
9.292
8.245
59.434
43.319
9.846
46.751
12.683
4.071
8.975
55.586
Norte 4.084
Nordeste 8.541
SIN
N / NE 12.625 12.267
SEMANAS
56.727
44.489
12.238
4.015
A quinta e a sexta semana operativa, destacadas em
vermelho, apresentam valores inferiores as demais
semanas, em função dos feriados de Natal (dia 25) e Ano
Novo (dia 01/01/2012).
3.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas
Tabela 8 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas consideradas na semana operativa de 26/nov a 02/dez, com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs.
26/11
a
02/12
03/12
a
09/12
10/12
a
16/12
17/12
a
23/12
24/12
a
30/12
31/12
a
06/01
6 FURNAS 0,768 0,750 0,750 0,839 0,875 0,821
7 M. DE MORAES 1,000 1,000 0,924 0,893 0,893 0,893
8 L. C. BARRETO 0,833 0,833 0,833 0,738 0,905 1,000
9 JAGUARA 1,000 1,000 1,000 0,786 1,000 1,000
10 IGARAPAVA 0,800 0,943 1,000 1,000 1,000 1,000
12 PORTO COLÔMBIA 1,000 0,821 0,750 0,750 0,750 0,750
14 CACONDE 0,488 0,488 0,488 0,488 0,488 0,488
17 MARIMBONDO 1,000 1,000 0,929 1,000 1,000 1,000
31 ITUMBIARA 1,000 1,000 0,881 0,881 0,881 0,833
33 SÃO SIMÃO 0,857 0,833 0,833 0,881 1,000 1,000
37 BARRA BONITA 1,000 0,964 0,893 0,964 1,000 1,000
42 N. AVANHANDAVA 0,952 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000
44 I. SOLTEIRA / T. IRMÃOS 0,954 0,960 0,936 0,960 0,960 0,960
45 JUPIÁ 0,857 0,929 0,929 0,918 0,929 0,929
46 P. PRIMAVERA 0,949 0,929 0,939 0,939 1,000 1,000
52 CANOAS 1 0,667 0,667 0,667 0,810 1,000 1,000
62 TAQUARUÇU 0,857 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000
66 ITAIPU 0,900 0,900 0,900 0,900 0,900 0,900
74 SALTO SANTIAGO 1,000 0,964 1,000 1,000 1,000 1,000
76 SEGREDO 1,000 0,571 0,571 1,000 1,000 1,000
78 SALTO OSÓRIO 0,879 0,879 1,000 1,000 1,000 1,000
82 SALTO CAXIAS 1,000 0,964 1,000 1,000 1,000 1,000
90 MACHADINHO 0,762 0,714 0,714 0,429 1,000 1,000
91 CAMPOS NOVOS 1,000 1,000 0,714 1,000 1,000 1,000
95 QUEBRA-QUEIXO 0,952 0,762 0,810 1,000 1,000 1,000
97 CASTRO ALVES 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 1,000
98 MONTE CLARO 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500
115 G. P. SOUZA 0,929 0,964 0,964 1,000 1,000 1,000
119 HENRY BORDEN 0,869 0,848 0,848 0,848 0,848 0,848
120 JAGUARI 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500
123 FUNIL 0,952 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000
144 MASCARENHAS 0,500 0,687 0,762 0,762 0,762 0,762
156 TRÊS MARIAS 0,833 0,833 0,857 1,000 1,000 1,000
162 QUEIMADO 0,667 0,667 0,667 0,857 1,000 1,000
172 ITAPARICA 0,857 0,833 0,833 0,833 1,000 1,000
173 MOXOTÓ 0,750 0,750 0,750 0,750 0,750 0,750
174 PAULO AFONSO 123 0,568 0,554 0,512 0,744 0,762 0,786
175 PAULO AFONSO 4 0,714 0,667 0,667 0,667 0,667 0,833
184 FONTES BC 0,643 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000
193 SÁ CARVALHO 1,000 1,000 0,918 1,000 1,000 1,000
217 ROSAL 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500
261 LAJEADO 1,000 1,000 0,943 0,943 1,000 1,000
275 TUCURUÍ 0,937 0,913 0,956 0,981 0,955 0,955
USINA HIDROELÉTRICA
FATOR DE DISPONIBILIDADE
3.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Tabela 9 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.3 PMO Novembro/11 e no PMO Dezembro/11
REV. 3 PMO Nov/11 PMO Dez/11
Armazenamento Final
Semana 4 (0:00 hs 26/nov)
Partida Informada pelos
Agentes (0:00 hs 26/nov)
SE/CO 57,9 57,2
S 79,9 79,7
NE 45,5 46,2
N 51,3 52,3
Armazenamento Subsistema (%EARmáx)
A primeira coluna da tabela acima corresponde ao
armazenamento previsto na última revisão do mês de
novembro, para a 0:00 h do dia 26/11, primeiro dia do
PMO de Novembro. 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 21 – Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 26/11 a 02/12/11
4.2 Custos Marginais de Operação
As figuras 21 a 23 a seguir, apresentam os custos
marginais de operação por patamar de carga, para as
semanas operativas que compõe o mês de dezembro.
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 22 – CMOs do mês de novembro, carga pesada
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06
Sudeste 47,00 45,43 44,78 44,65 43,98 44,11
Sul 47,00 45,43 44,78 44,65 43,98 44,11
Nordeste 47,00 45,43 44,78 44,25 41,71 40,64
Norte 47,00 45,43 44,78 44,25 41,71 40,64
36,00
38,00
40,00
42,00
44,00
46,00
48,00
CM
O (R
$/M
Wh
)
CMOs DO PMO - CARGA MEDIASUBSISTEMA SUDESTE - DEZ/2011
Figura 23 – CMOs do mês de novembro, carga média
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06
Sudeste 46,93 45,43 44,78 44,65 43,90 44,06
Sul 46,93 45,43 44,78 44,65 43,90 44,06
Nordeste 46,93 45,43 44,78 42,10 40,58 40,13
Norte 46,93 45,43 44,78 42,10 40,58 40,13
36,00
38,00
40,00
42,00
44,00
46,00
48,00
CMO
(R$/
MW
h)
CMOs DO PMO - CARGA MEDIASUBSISTEMA SUDESTE - DEZ/2011
Figura 24 – CMOs do mês de novembro, carga leve
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06
Sudeste 44,90 43,96 43,61 43,17 42,37 42,65
Sul 44,90 43,96 43,61 43,17 42,37 42,65
Nordeste 44,90 43,96 43,61 42,10 40,58 39,82
Norte 44,90 43,96 43,61 42,10 40,58 39,82
37,00
38,00
39,00
40,00
41,00
42,00
43,00
44,00
45,00
46,00
CMO
(R$/
MW
h)
CMOs DO PMO - CARGA LEVESUBSISTEMA SUDESTE - DEZ/2011
4.3 Energias Armazenadas
As politicas de operação definidas para as semanas
operativas do PMO conduziram o armazenamento
semanal dos subsistemas para os valores apresentados
na figura 24.
Figura 25 – Energias Armazenadas no mês de dezembro.
4.4 Tabela de geração térmica
ANGRA 2 1.350 1.350 1.350ANGRA 1 635 635 635NORTEFLU 1 400 400 400TOTAL 2.385 2.385 2.385
T. NORTE I 40 20 0T. NORTE II 280 280 240TOTAL 320 300 240
DESPACHO POR ORDEM DE MERITO
DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS
Pesada Media Leve
Despacho (MWmed)
4.5 Resumo dos resultados do PMO
As figuras 25 a 28 mostram um resumo do resultado do
PMO para o mês de dezembro, relacionando ENA, EAR e
CMO médio, para os quatro subsistemas.
Figura 26 – Resumo do PMO para o Sudeste
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0110,0120,0130,0140,0150,0160,0
CM
O (
R$/
MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - Sudeste
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
Figura 27 - – Resumo do PMO para o Sul
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0110,0120,0130,0140,0150,0
CM
O (
R$/
MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - Sul
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
Figura 28 - – Resumo do PMO para o Nordeste
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0110,0120,0130,0140,0150,0
CM
O (
R$/
MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do PMO - Nordeste
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
10
Figura 29 - – Resumo do PMO para o Norte
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0110,0120,0130,0140,0150,0
CM
O (
R$/
MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
Resultados do Revisão 0 do PMO - Norte
CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)
5. SENSIBILIDADE
A partir da consideração da ocorrência do valor esperado
da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de
26/nov a 02/dez, foram feitos estudos de sensibilidade
para os custos marginais de operação, considerando os
cenários limite inferior e limite superior da previsão de
vazões para as demais semanas operativas do mês de
dezembro/11.
A consideração do limite inferior para as semanas
operativas de 2 a 6 resulta em uma ENA média mensal de
29.257 MWmed (71 %MLT) para o SE/CO, 3.906 MWmed
(56 %MLT) para o Sul, 5.379 MWmed (52 %MLT) para o
NE e 4.238 MWmed (99 %MLT) para o Norte.
Já a consideração do limite superior para as semanas
operativas de 2 a 6 resulta em uma ENA média mensal de
45.856 MWmed (111 %MLT) para o SE/CO, 8.592
MWmed (123 %MLT) para o Sul, 9.665 MWmed
(94 %MLT) para o NE e 5.728 MWmed (134 %MLT) para
o Norte.
Tabela 10 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior
PMO Dez/11
26/nov a 02/dez Cen. 03 a 09/dez
LI 84,76
LS 26,96
LI 84,76
LS 26,95
LI 81,86
LS 26,03
LI 84,76
LS 26,96
LI 84,76
LS 26,95
LI 81,86
LS 26,03
LI 84,76
LS 26,96
LI 84,76
LS 26,95
LI 81,86
LS 26,03
LI 84,76
LS 26,96
LI 84,76
LS 26,95
LI 81,86
LS 26,03
N
Pesada 47,00
Média 46,93
Leve 44,90
NE
Pesada 47,00
Média 46,93
Leve 44,90
S
Pesada 47,00
Média 46,93
Leve 44,90
Média 46,93
Leve 44,90
SE/CO
PATAMARSUBSISTEMA
CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (R$/MWh)
Pesada
Sensibilidade
47,00
6. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS
ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE
COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE
DEZEMBRO/11 A ABRIL/12
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 preliminar obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Novembro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.
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.
6.1 Premissas
6.1.1 Carga
Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma
carga própria considerada na 2ª Revisão do
Planejamento Anual Energético 2011-2015.
Tabela 11 – Média mensal da carga por subsistema
6.1.2 Níveis de Partida
Os níveis de partida adotados para 01/12/2011
foram obtidos a partir dos resultados da Rev. 2 do
PMO de Novembro.
6.1.3 Energia Natural Afluente
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
Figura 30 – ENA – SE/CO
16.680
25.19227480
41107
5661759752
54362
4122394
119
101100
102 102100 100
Set/11 Out/11 Nov/11 Dez/11 Jan/12 Fev/12 Mar/12 Abr/12
ENA
(%M
LT)
ENA
(MW
med
)
Região Sudeste/Centro-Oeste
Figura 31 – ENA – SUL
24.931
11.01610775
7205 7171 73616404
5654
218
86
119
103 108
95 9993
Set/11 Out/11 Nov/11 Dez/11 Jan/12 Fev/12 Mar/12 Abr/12
ENA
(%M
LT)
ENA
(MW
med
)
Região Sul
Figura 32 – ENA – NE
2.0382.737
3827
8449
13033
14045
12202 11292
65
79
68
82
91 93
80
93
Set/11 Out/11 Nov/11 Dez/11 Jan/12 Fev/12 Mar/12 Abr/12
ENA
(%
MLT
)
ENA
(M
Wm
ed)
Região Nordeste
Figura 33 – ENA – N
9421.431
2963
5578
9406
11190
13278 13563
72
98
123 118
113
99
100
103
Set/11 Out/11 Nov/11 Dez/11 Jan/12 Fev/12 Mar/12 Abr/12
ENA
(%
MLT
)
EN
A (
MW
me
d)
Região Norte
6.2 Resultados
6.2.1 Evolução dos Armazenamentos
Figura 34 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO
59,264,0
74,8
83,4
90,6 93,9
16,020,0
28,033,0
37,0 38,0
inicial dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12
Arm
azen
amen
to (%
EARm
ax)
Região SE/COEstudo Prospectivo Dez/11-Abr/12
Curva de Aversão ao Risco
Figura 35 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL
83,887,7
78,1
88,3 86,5
76,6
27,033,0
29,0 30,0 32,029,0
inicial dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12
Arm
azen
amen
to (%
EARm
ax)
Região Sul
Estudo Prospectivo Nov/11-Abr/12
Curva de Aversão ao Risco
Figura 36 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE
43,5 43,5
50,749,7
66,4
75,3
14,0
20,0
32,0 34,037,0 37,0
inicial dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12
Arm
azen
amen
to (%
EAR
max
)
Região Nordeste
Estudo Prospectivo Nov/11-Abr/12
Curva de Aversão ao Risco
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
Figura 37 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N
40,7
36,0
78,4
100,0 100,0 100,0
inicial dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12
Arm
azen
amen
to (
%EA
Rm
ax)
Região Norte
Estudo Prospectivo Nov/11-Abr/12
6.2.2 CMOs
Tabela 12 – CMO médio por subsistema
7. 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).
As contribuições referentes ao Relatório do Programa
Mensal de Operação – PMO Dezembro/2011 poderão ser
encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br
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