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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

PMO de Fevereiro

Semana Operativa de 26/01/2013 a 01/02/2013 1. APRESENTAÇÃO

A perspectiva para a próxima semana é de que a

passagem de uma frente fria pela região Sul e a

configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul –

ZCAS sobre a região Centro-Oeste e Sudeste ocasione

totais significativos nas bacias hidrográficas das regiões

CO e N e na bacia do rio Paranaíba, e chuva fraca nas

bacias do subsistema Sul. No subsistema NE ocorrem

totais significativos nos primeiros dias da semana.

A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na

próxima semana operativa, de 26/01 a 01/02/2013, as

afluências aumentem nos subsistemas Nordeste e Norte.

Para os subsistemas Sudeste / Centro Oeste e Sul a

previsão é de ENAs um pouco abaixo do estimado para a

semana de 19/01 a 25/01/2013.

A atualização da previsão de vazões foi o parâmetro de

maior impacto na redução dos custos marginais de

operação – CMOs, cujo valor médio semanal para a

região SE/CO passou de R$ 477,81/MWh para R$

304,56/MWh.

Esta Revisão indicou o despacho de geração térmica de

cerca de 9.400 MWmed por ordem de mérito de custo,

para a semana de 26/01 a 01/02/2013.

Sendo assim, e tendo por base as condições atuais de

atendimento eletro energético do SIN, será mantido o

atual valor de geração térmica da ordem de 14.400

MWmed. Neste contexto, está previsto um despacho

térmico de cerca de 5.000 MWmed por garantia

energética para a próxima semana.

2. NOTÍCIAS

Em 21 e 22/02: Reunião de elaboração do PMO Março/2013.

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

3.1. Armazenamentos Iniciais

Figura 1 – Energia armazenada inicial em janeiro/13 e fevereiro/13

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 fevereiro/2013.

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.

29%35% 33%

41%35%

48%

31%

48%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

Energia armazenada inicial

jan/13 fev/13

5,3 p.p. 13,1 p.p. -2,1 p.p. 7,1 p.p.

1


2

3.2. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências

hidrológicas consideradas para o PMO de

fevereiro/2013.

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/2013 – NEWAVE [%MLT]

PMO janeiro/2013 PMO fevereiro/2013

MÊS

SE/CO S NE N

SE/CO S NE N

Jul/12

124 93 64 73

Ago/12

97 80 59 67 97 80 59 67

Set/12

84 42 58 73 84 42 58 73

Out/12

71 58 42 64 71 58 42 64

Nov/12

85 52 79 80 85 52 79 80

Dez/12

71 66 67 91 67 63 66 86

Jan/13

82 127 33 68

PAR(p)

1 1 5 1 1 1 2 4

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 2013/2017

As principais alterações no cronograma conforme

reunião do DMSE de 16/01/2013 são apresentadas nas

Tabelas 2 e 3, a seguir.

Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE

Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE

Adicionalmente, o cronograma de entrada em operação

comercial das unidades geradoras da UHE Santo Antônio

foi alterado no NEWAVE em relação ao encaminhado

pelo DMSE em sua reunião mensal, de forma a

contemplar a restrição de escoamento de energia

(600 MW) até a entrada em operação da transmissão

necessária para o mesmo (em abr/2013), conforme Faxes

ONS nº 004/2013 e Ofício nº 14/2013 – SRG/ANEEL. Para

o PMO de fevereiro/2013 o cronograma equivalente

adotado é o apresentado na Tabela 4, a seguir.

UTE SubsistemaPotência

Total (MW)UG (MW)

Data de entrada

em operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anterior

Palmeiras de Goiás (GO) (3) SE/CO 175,6 1 x 1,88 1,9 FEV/2013 +1 mês

Porto do Pecém I (CE) (6) NE 720,3 UG 2 360,2 MAR/2013 +2 meses

Porto de Itaqui (MA) (6) N 360,1 UG 1 360,10 JAN/2013 +1 mês

Porto do Pecém II (CE) (9) NE 360,0 UG 1 360,00 MAR/2013 +1 mês

(3) 3º LEN (A-5/2006) (9) 7º LEN (A-5/2008) (6) 5º LEN (A-5/2007)

UG 1 101,9 MAR/2013 +1 mês

UG 2 101,9 MAR/2013 +1 mês

UG 3 101,9 MAR/2013 +1 mês

Estreito (TO/MA) (3) N 1.087,0 UG 8 135,88 MAR/2013 +1 mês

UG 10 69,6 FEV/2013 -2 meses

UG 11 69,6 JAN/2013 -3 meses

UG 12 69,6 MAR/2013 -1 mês

UG 13 73,3 MAR/2013 -1 mês

UG 14 73,3 MAR/2013 -1 mês

UG 15 73,3 MAR/2013 -1 mês

UG 17 73,3 ABR/2013 -1 mês

UG 21 69,6 JUN/2013 -1 mês

UG 26 73,3 OUT/2013 -1 mês

UG 33 69,6 NOV/2014 -3 meses

UG 34 69,6 DEZ/2014 -3 meses

UG 35 69,6 JAN/2015 -3 meses

UG 36 69,6 FEV/2015 -3 meses

UG 37 73,3 MAR/2015 -3 meses

UG 38 73,3 ABR/2015 -3 meses

UG 39 73,3 MAI/2015 -3 meses

UG 40 73,3 JUN/2015 -3 meses

UG 41 73,3 JUL/2015 -3 meses

UG 42 73,3 AGO/2015 -3 meses

UG 43 73,3 SET/2015 -3 meses

UG 44 73,3 OUT/2015 -3 meses

UG 3 75,0 JUN/2013 +2 meses

UG 4 75,0 JUN/2013 +2 meses

UG 5 75,0 JUN/2013 +2 meses

UG 6 75,0 JUL/2013 +3 meses

UG 7 75,0 JUL/2013 +3 meses

UG 8 75,0 JUL/2013 +3 meses

UG 9 75,0 SET/2013 +5 meses

UG 10 75,0 SET/2013 +5 meses

UG 11 75,0 OUT/2013 +5 meses

UG 12 75,0 OUT/2013 +5 meses

UG 13 75,0 OUT/2013 +5 meses

UG 14 75,0 OUT/2013 +4 meses

UG 15 75,0 OUT/2013 +3 meses

UG 16 75,0 OUT/2013 +3 meses

UG 17 75,0 OUT/2013 +2 meses

UG 18 75,0 OUT/2013 +1 mês

UG 19 75,0 JAN/2014 +4 meses

UG 20 75,0 JAN/2014 +3 meses

UG 21 75,0 JAN/2014 +3 meses

UG 22 75,0 FEV/2014 +3 meses

UG 23 75,0 FEV/2014 +3 meses

UG 24 75,0 MAR/2014 +2 meses

UG 25 75,0 MAR/2014 +2 meses

UG 26 75,0 ABR/2014 +2 meses

UG 27 75,0 ABR/2014 +2 meses

UG 28 - Ampl 75,0 ABR/2014 +2 meses

UG 29 - Ampl 75,0 ABR/2014 +1 mês

UG 30 - Ampl 75,0 ABR/2014 +1 mês

UG 31 - Ampl 75,0 ABR/2014 +1 mês

EC - Usina em fase de construção (1) 1º LEN (A-5/2005) (3) 5º LEN (A-5/2007)

(4) LEN St Antônio/2007 (5) LEN Jirau/2007

Simplício (RJ/MG) (1) SE/CO 305,7

Data da Entrada

em Operação

(DMSE)

Atraso (+) /

Antecipação (-) em

relação ao PMO

anterior

UHE Subsistema

Potência

Total

(MW)

Jirau (RO) (5) (10) SE/CO 3.750,0

Máquina (MW)

Santo Antônio Rio

Madeira ( RO ) (4)SE/CO 3.150,4


3

Tabela 4 – Cronograma da UHE Santo Antônio

Nas Figuras 2 e 3, a seguir, são apresentadas as

evoluções da oferta hidrotérmica, em comparação ao

PMO de janeiro/2013.

Figura 2 - Evolução da potência instalada das UHE

Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTE

De acordo com o Ofício nº 020/2013 SRG/ANEEL, foi

restaurada a operação comercial das unidades geradoras

da UTE William Arjona (206,35 MW), considerando a

disponibilidade informada pelo agente para o DECOMP.

3.4. Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7

dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de

dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta

atualização tem por base informações fornecidas pela

ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas

áreas do ONS.

Destaques deste PMO:

Consideração da oferta vendedora do 14º LEN/2012

(14/12/2012), constituída de 10 usinas eólicas (total

de 281,9 MW) e da UHE Cachoeira Caldeirão

(219,0 MW);

Entrada em operação comercial da UG11 (10ª

máquina – 69,59 MW) da UHE Santo Antônio,

conforme Despacho nº 105/2013 SFG/ANEEL;

Alteração da potência de 11 unidades geradoras da

UHE Tucuruí de 375,00 MW para 390,00 MW,

conforme Ofício nº 004/2013 – SRG/ANEEL e

Despacho nº 11/2013 SCG/ANEEL (potência instalada

alterada de 8.370,00 MW para 8.535,00 MW);

Atualização do CVU da UTE Cuiabá de

688,64 R$/MWh para 649,36 R$/MWh, conforme o

Despacho nº 51/2013 – SRG/ANEEL;

Com o objetivo de retratar a operação energética

conjuntural (fevereiro e março/2013) da UTE

Camaçari (gerando a gás e óleo simultaneamente), a

usina foi representada em duas usinas: código 93 –

Camaçari D/G, a óleo Diesel, e código 84 – Camaçari

G, a gás natural, com os respectivos valores de CVU

associados, de acordo com o Despacho nº 3/2013 -

SRG/ANEEL (732,99 R$/MWh - despacho a gás, e

915,17 R$/MWh - despacho a óleo). A partir de

abril/2013 volta a ser representada apenas a UTE

Camaçari D/G, bicombustível, com CVU 732,99

R$/MWh;

Consideração das unidades geradoras de 1 a 13 da

UTE Suape II em operação comercial a partir de

24/01/2013, de acordo com o Despacho SFG/ANEEL

nº 169 de 23/01/2013. Para as demais unidades

geradoras (de 14 a 17) foram consideradas as datas

definidas na reunião do DMSE (fev/13, fim de mês).

USINA UG

Potência

unitária

[MW]

Potência em

operação

[MW]

Cronograma

DMSE1

Cronograma

adotado1

Santo Antônio 10 69,59 695,88 fev/13 abr/13

Santo Antônio 11 69,59 765,47 jan/13 abr/13

Santo Antônio 12 69,59 835,06 mar/13 abr/13



Santo Antônio 15 73,28 1.054,89 mar/13 abr/13 1 Conforme orientação da reunião no DMSE, o ONS deve considerar na simulação do PMO o mês subsequente à data prevista de

entrada em operação definida pelo DMSE.

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

MW

PMO jan/2013 PMO fev/2013

Maior diferença de 660 MW.

Tucuruí

Jirau e Santo Antônio

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

MW

PMO jan/2013 PMO fev/2013

Maior diferença de 720 MW.

Porto do Pecém I e II


4

3.4.1. 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

fevereiro/2013 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

fevereiro/2013 e março/2013, em conformidade com a

metodologia de antecipação do despacho GNL,

respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo

agente.

As usinas são representadas no modelo NEWAVE no

arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE

Linhares com o valor igual a 195,5 MWmed para

fevereiro/2013 e março/2013; e a UTE Santa Cruz Nova

com o valor igual a 350,0 MWmed para fevereiro/2013 e

março/2013, em todos os patamares de carga.

3.4.2. Valor da Penalidade das CAR

Em função da atualização mensal 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 1.130,00 R$/MWh, conforme

Tabela 5, a seguir.

Tabela 5 – Penalidade da CAR

Informações mais detalhadas sobre os estudos de

planejamento da operação de médio prazo para o PMO

de fevereiro/2013 irão compor a Nota Técnica ONS

n° 009/2013, a ser disponibilizada na área dos agentes no

site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no próximo dia 28

de janeiro de 2013.

Todas as premissas foram apresentadas na plenária do

PMO em 24/01/2013.

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO

DO PMO DE FEVEREIRO

4.1. Condições Hidrometeorológicas

As previsões de afluências são determinantes para a

definição das políticas de operação e dos custos

marginais. Assim, faz-se necessário o pleno

entendimento dos conceitos associados aos modelos de

previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na

qual há uma significativa presença dos modelos

chuva/vazão.

Neste contexto, constitui-se em um instrumento de

fundamental importância a análise das condições

climáticas, notadamente visando a identificação de

fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os

quais podem ter efeito sobre a intensidade do período

chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim,

é de fundamental importância a análises de clima e

tempo no contexto do SIN.

4.1.1. Condições Antecedentes

No mês de janeiro as condições da Temperatura da

Superfície do Mar – TSM no oceano Pacífico Equatorial

permaneceram indicando uma condição de neutralidade,

ainda sem a perspectiva de configuração dos fenômenos

El Niño ou La Niña dentro do período úmido.

Na primeira semana do mês de janeiro se repetiram os

padrões observados no mês de dezembro, ficando a

precipitação mais concentrada na região Sul do Brasil. A

partir do dia 08, o enfraquecimento do bloqueio

atmosférico, predominante no mês de dezembro, e uma

mudança no sinal da oscilação de Madden-Julian

auxiliaram na configuração da ZCAS sobre as regiões SE,

CO e parte da região NE. A configuração da ZCAS trouxe

totais significativos de precipitação para as bacias do

subsistema SE/CO, em especial para as bacias dos rios

Paraíba do Sul, Tietê e para a cabeceira do rio Grande. A

partir do dia 18, com o deslocamento para norte da

ZCAS, a precipitação passou a ficar concentrada nas

bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocantins

(Figura 4).

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

(MW) 2013

XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 1.017,30

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

PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 1.115,56

TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 1.115,56

Penalidade 1.130,00

ONS:

Este é o custo mais

alto abaixo do

primeiro patamar

de déficit da

térmica disponível

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


5

Figura 4 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada em janeiro de 2013 no Brasil (até o dia 25)

Como consequência da precipitação observada verificou-

se aumento das afluências durante o mês de janeiro, em

relação às verificadas em dezembro, em todos os

subsistemas do SIN, a exceção do Nordeste.

Tabela 6 – ENAs verificadas em Dezembro/2012 e estimadas para Janeiro/2013

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na

semana de 12 a 18/01/2013 e a estimada para a semana

de 19 a 25/01/2013 nos Subsistemas do SIN.

Tabela 7 – ENAs passadas consideradas no PMO de Fevereiro/2013

4.1.2. Análise Climática

As condições da TSM observadas na semana de 17/01 a

24/01/2013 mostram condições de neutralidade na

maior parte do Pacífico Equatorial e na porção do

Atlântico Sul próxima à Argentina (Figura 5).

Figura 5 – Anomalia da TSM observada na semana entre 17/01 e 24/01/2013. Fonte: CPTEC/INPE)

A previsão baseada no modelo Climate Forecast System –

CFS versão 2, do centro Americano, mostra condições de

neutralidade nos próximos meses no Pacífico Equatorial

(Figura 6).

PMO de Fevereiro/2013 - ENAs verificadas e estimadas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 27.576 67 45.652 82

S 4.633 63 9.111 127

NE 6.822 66 4.635 33

N 4.906 86 6.554 68

SubsistemaDezembro/2012 Janeiro/2013

PMO de Fevereiro/2013 - ENAs verificadas e estimadas


SE/CO 48.979 88 59.898 107

S 9.101 127 5.711 80

NE 2.900 20 4.890 34

N 5.551 57 7.915 82

Subsistema12/1 a 18/1/2013 19/1 a 25/1/2013


6

Figura 6 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelo modelo CFS versão 2 do National Center for Environmental Prediction – NCEP, com diferentes condições iniciais, válida até outubro de 2013

A previsão de consenso elaborada pelo CPTEC/INMET

para o trimestre fevereiro-março-abril indica que a

precipitação deve variar entre a média e acima da média

nas bacias do subsistema Sul, variando entre a média e

abaixo da média na bacia do rio Parnaíba e no trecho da

bacia do rio São Francisco próximo e a jusante da UHE

Sobradinho. Nas demais bacias do SIN a previsão é de

valores próximos da média histórica.

4.1.3. Previsões – Fevereiro/2013

Para a semana de 26/01/2013 a 01/02/2013 a previsão é

de que a passagem de uma frente fria pela região Sul e a

configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul –

ZCAS sobre a região Centro-Oeste e Sudeste ocasione

totais significativos nas bacias hidrográficas das regiões

CO e N e na bacia do rio Paranaíba, e chuva fraca nas

bacias do subsistema Sul. No subsistema NE ocorrem

totais significativos nos primeiros dias da semana

(Figura 7). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios

Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte

das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta

previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo

chuva-vazão, para a previsão de afluências para a

próxima semana.

Figura 7 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 27/01 a 02/02/2013

A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na

próxima semana operativa, de 26/01 a 01/02/2013, as

afluências aumentem nos subsistemas Nordeste e Norte.

Para os subsistemas Sudeste/Centro Oeste e Sul a

previsão é de ENAs um pouco abaixo do que o estimado

para a semana de 19/01 a 25/01/2013. A Tabela 8

apresenta os resultados da previsão de ENAs para a

próxima semana e para o mês de Fevereiro.

Tabela 8 – Previsão de ENA do PMO de Fevereiro/2013

PMO de Fevereiro/2013 - ENAs previstas


SE/CO 56.143 100 54.955 93

S 4.993 68 6.188 75

NE 8.261 58 10.481 70

N 10.701 105 12.863 100

26/1 a 1/2/2013 Mês de FevereiroSubsistema


7

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO

de Fevereiro/2013.

Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Fevereiro/2013

Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Fevereiro /2013

Figura 10 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro /2013

Figura 11 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Fevereiro /2013

4.2. Cenários gerados para o PMO de

Fevereiro/2013

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários gerados para o PMO de Fevereiro/2013 para

acoplamento com a FCF do mês de Março/2013. São

mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e

as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de

ENA.

Figura 12 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Fevereiro

56.143 54.873

55.078 55.508

54.064

,0

10000,0

20000,0

30000,0

40000,0

50000,0

60000,0

70000,0

80000,0

29/12 a 04/01 05/01 a 11/01 12/01 a 18/01 19/01 a 25/01 26/01 a 01/02 02/02 a 08/02 09/02 a 15/02 16/02 a 22/02 23/02 a 01/03

ENA

(M

Wm

ed)

ENA PREVISTA - FEVEREIRO Mensal LS VE LI

54.955 MWmed

93 %MLT

4.993

5.767 5.854 6.410

7.008

,0

2000,0

4000,0

6000,0

8000,0

10000,0

12000,0

14000,0

16000,0

18000,0

29/12 a 04/01 05/01 a 11/01 12/01 a 18/01 19/01 a 25/01 26/01 a 01/02 02/02 a 08/02 09/02 a 15/02 16/02 a 22/02 23/02 a 01/03

ENA

(M

Wm

ed)

LI Mensal VE LS

6.188 MWmed

75 %MLT

ENA PREVISTA - FEVEREIRO

8.261

10.193 11.081 10.588

10.360

,0

2000,0

4000,0

6000,0

8000,0

10000,0

12000,0

14000,0

16000,0

29/12 a 04/01 05/01 a 11/01 12/01 a 18/01 19/01 a 25/01 26/01 a 01/02 02/02 a 08/02 09/02 a 15/02 16/02 a 22/02 23/02 a 01/03

ENA

(M

Wm

ed)

ENA PREVISTA - FEVEREIRO Mensal VE LI LS

10.481 MWmed

70 %MLT

10.701

12.111

13.084

14.017

12.496

,0

2000,0

4000,0

6000,0

8000,0

10000,0

12000,0

14000,0

16000,0

18000,0

29/12 a 04/01 05/01 a 11/01 12/01 a 18/01 19/01 a 25/01 26/01 a 01/02 02/02 a 08/02 09/02 a 15/02 16/02 a 22/02 23/02 a 01/03

ENA

(M

Wm

ed)

ENA PREVISTA - FEVEREIRO Mensal VE LI LS

12.863 MWmed

100 %MLT

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(MAR)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2013

REVISÃO 0


8

Figura 13 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Fevereiro

Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Fevereiro

Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Fevereiro

Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Fevereiro

Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Fevereiro

Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Fevereiro

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2013

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2013

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2013

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2013

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2013

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2013

REVISÃO 0


9

Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Fevereiro

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

naturais afluentes para os meses de fevereiro e março

são apresentados na tabela a seguir.

Tabela 9 – MLT da ENA nos meses de Fevereiro e Março

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, Março/2013, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

subsistemas foram: SE/CO-2, S-3, NE-2, e N-1.

Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x

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

subsistema, dos 143 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de

Março/2013 no PMO de Fevereiro /2013.

Figura 20 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março/2013 – Subsistema SE/CO – PMO de Fevereiro/2013

Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março/2013 – Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2013

Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março/2013 – Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2013

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


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2013

PMO

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

14.941

12.925

55.031

6.884

15.049

15.005

58.795

8.303

Fevereiro Março

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Fevereiro/2013 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Fevereiro/2013 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Fevereiro/2013 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR



10

Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março/2013 – Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2013

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão

correlacionando os custos marginais de operação dos

cenários no final do mês de Março/2013 do subsistema

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

de Fevereiro/2013.

Figura 24 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Março/2013

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

dezembro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural

Afluente do subsistema Sudeste. Em função da

ocorrência de afluências favoráveis nos subsistemas

Nordeste e Norte, há possibilidade de descolamento dos

custos marginais daqueles subsistemas do custo marginal

do Sudeste.

A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo

Newave possui agora na versão 17, com o despacho

antecipado de usinas a GNL, 24 dimensões além das 28

pré-existentes na versão 16. Quatro são relativas às

Energias Armazenadas dos subsistemas e 24 relacionadas

com as Energias Naturais Afluentes mensais. O despacho

antecipado de GNL acrescentou 6 eixos por subsistema,

indexados por patamar e por lag de antecipação, sendo 3

patamares de carga e 2 lags definidos para esta versão

18 do Decomp, totalizando mais 24 dimensões extras.

Devido ao número de dimensões não é possível visualizar

a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório

executivo do PMO publica perfis 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 (EAR) ao final do segundo mês

e pela Energia Natural Afluente (ENA) média, relativas

aos dois meses 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.

Na Programação Mensal da Operação (PMO), a análise

do efeito do acoplamento sobre os resultados do

Decomp exige um maior detalhamento devido às

atualizações 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 mudar os principais fatores do

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

que o acoplamento da última 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 3 de janeiro,

com a FCF gerada no mesmo PMO para final de

fevereiro, seguindo-se passo à passo até o novo

acoplamento entre os estados referentes aos cenários

gerados no PMO de fevereiro com a FCF do mesmo PMO

ao final de março.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Fevereiro/2013 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


,000

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

,000 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Fevereiro para acoplamento em Março/2013

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE


11

O primeiro passo desta análise consiste em deslocarmos

o mês de acoplamento da última revisão de janeiro.

Desta forma, os mesmos estados utilizados na revisão 3

servirão como ponto de referência, enquanto mudamos

o mês de consulta da FCF de janeiro, indo do final de

fevereiro para o final de março. Como resultado deste

primeiro passo observou-se que o simples deslocamento

do mês de acoplamento da RV3 provocaria um grande

aumento do Valor da Água, ver Tabela 10.

Tabela 10– Variações nos Valores da Água da RV3 de janeiro com a simples mudança do mês de acoplamento. Aumento nos Valores da Água

O próximo passo seria mudar a FCF gerada no PMO de

janeiro para a FCF calculada no PMO de fevereiro e

consultá-la no mesmo mês em que se dá o acoplamento

do Decomp neste PMO, que é ao final de março.

Ao utilizarmos esta nova FCF do PMO de fevereiro na

mesma região de acoplamento da revisão 3 do PMO de

janeiro, se observa outro aumento, mesmo que em

menor escala em relação aos valores obtidos do primeiro

passo.

Tabela 11 – Variações nos Valores da Água com a mudança da FCF - Substituição da FCF do PMO de janeiro pela do PMO de fevereiro

No 3º e último passo, os cenários utilizados na revisão 3

de janeiro foram substituídos pelos cenários do PMO de

fevereiro, provocando uma mudança na região de

acoplamento. Neste passo verificou-se uma redução

considerável no Valor da Água médio. Esta variação está

ilustrada na tabela a seguir.

Tabela 12 - Variações nos Valores da Água com a mudança dos cenários - Cenários da RV3 de janeiro substituídos pelos cenários do PMO de fevereiro

Com a previsão de elevação média das ENAs nos dois

meses considerados neste PMO, o Valor da Água médio

foi reduzido neste último passo em torno de

R$ 194,00/MWh no SIN.

O principal fator de redução do Valor da Água foi a

previsão de afluências, sendo outros fatores, como

armazenamento de partida, entradas de novas máquinas

de usinas termelétricas e hidrelétricas, ou volumes de

espera, menos significativos.

Acoplamento da RV3 do

PMO de janeiro


PMO de janeiro com A FCF

ao final de março

Cenários da RV3(PMO-Jan) Cenários da RV3(PMO-Jan)

SE 477.48 631.59

S 477.97 627.01

NE 476.63 719.96

N 349.09 534.69

Valor da Água (R$/MWh)


PMO de janeiro com A FCF

ao final de março

Acoplamento com FCF do

PMO de fevereiro

Cenários da RV3(PMO-Jan) Cenários da RV3(PMO-Jan)

SE 631.59 650.29

S 627.01 643.6

NE 719.96 775.16

N 534.69 584.54



PMO de fevereiro


PMO de fevereiro

Cenários da RV3(PMO-Jan) Cenários da RV0(PMO-Fev)

SE 650.29 301.24

S 643.6 309.68

NE 775.16 298.5

N 584.54 94.75



12

As influências das ENAs mensais no acoplamento estão

dispostas na Tabela 13.

Tabela 13 – Peso das ENAs mensais de acoplamento no cálculo do Custo Futuro.

Uma característica interessante do PMO de fevereiro é

que os cenários do Norte possuem uma grande

probabilidade de atingir o armazenamento equivalente

máximo, levando o Valor da Água daquele subsistema a

ser o menor dentre todos os subsistemas.

Figura 25 - Isocurvas da RV3 do PMO de janeiro no Norte. Grande parte dos cenários distante do armazenamento máximo

Figura 26 – Isocurvas do PMO de fevereiro no Norte. Boa parte dos cenários atingindo o armazenamento máximo

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

Fevereiro.

MWmed Out Nov Dez Jan Fev

Sudeste 0% 0% 0% 41% 59%

Sul 0% 0% 27% 19% 54%

Nordeste 0% 0% 0% 22% 78%

Norte 0% 0% 0% 0% 100%

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

0 0.5 1 1.5 2 2.5x 10

4

1

1.5

2

2.5

3

x 104

Energia Armazenada (MW mês)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(M

W m

ês)

Acoplamento da RV3 do PMO de janeiro NORTE

-64.65

-114.46

-423.24

13516 MWmês

0 0.5 1 1.5 2 2.5x 10

4

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

x 104

Energia Armazenada (MW mês)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(M

W m

ês)

Acoplamento do PMO de fevereiro - NORTE

-32.62-92.22-300.85

13516 MWmês


13

Tabela 14 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO de Fevereiro/13

(A) LT 500 kV SOBRAL III /FORTALEZA II C-1

(B) DJ 500 kV SOBRAL III D1

(C) SB B 765 T. Preto

(D) Polo 2 / SB B 765 T. Preto / CV 5 Ibiuna

(E) SB B 765 T. Preto / C2 Itaipu 60 - Foz

4.5. Previsões de Carga

Com a incorporação dos equipamentos de refrigeração

de uma maneira geral, as variações de carga tem se

apresentado muito mais sensíveis às variações de

temperatura.

No subsistema NE, o crescimento previsto de 7,4%

reflete a continuidade do bom desempenho que vem

sendo observado na atividade econômica da região

voltada para o mercado interno. Além disso, destaca-se o

aumento no consumo de energia elétrica das classes

residencial e comercial (incluindo o setor de serviços).

No subsistema Norte, o principal efeito que provoca o

decréscimo previsto de 3,2% decorre da permanência da

carga reduzida de três consumidores industriais da Rede

Básica, dos setores de alumínio, níquel e pelotização,

cuja redução temporária é de cerca de 160 MWmed.

As taxas de crescimento previstas, para o subsistema Sul

de 1,3%, e para o subsistema SE/CO de 1,6%, refletem,

basicamente, a previsão de ocorrência de temperaturas

típicas para essa época do ano.

Tabela 15- Previsão da evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Fevereiro/2013

Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 3.750 4.100Média 3.730 4.138Leve 3.921 4.274



Pesada 3.300 3.300Média 3.300 3.300Leve 3.277 (B) 3.300




Pesada 950 950Média 947 947Leve 937 937







(C)

(E)

(D)

FCOMC

26/01 a

01/02/2013

FMCCO

FNE

EXPORT. NE

(A)

FSENE

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

ITAIPU 60 Hz

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

FSM

ITAIPU 50 Hz

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem fev/13Var. (%)

fev/13 -> fev/12

SE/ CO 38.827 40.076 37.493 39.849 39.900 39.302 1,6%SUL 11.267 11.385 10.765 11.273 11.451 11.221 1,3%

NE 9.686 9.659 9.193 9.579 9.592 9.490 7,4%

NORTE 4.043 4.037 3.959 4.044 4.046 4.017 -3,2%

SIN 63.823 65.157 61.410 64.745 64.989 64.030 2,0%

CARGA MENSAL (MWmed)

SubsistemaCARGA SEMANAL (MWmed)


14

4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

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

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para o PMO de Fevereiro.

4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 16 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 3 do PMO Janeiro/2013 e no PMO Fevereiro/2013

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de

Janeiro, para a 0:00 h do dia 26/01/2013. 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 26/01/2013 a 01/02/2013.

Figura 27 - 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 Fevereiro.

Figura 28 - CMO do mês de Fevereiro em valores médios semanais

81959 81605 81877 80236 80105

85520 85520 85520 85520 85520

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

26/01 a 01/02 02/02 a 08/02 09/02 a 15/02 16/02 a 22/02 23/02 a 01/03

Po

tên

cia

(M

W)

Total Disponível

Potência Total

Rev. 3 PMO jan/13 PMO fev/13

Armazenamento Final

Semana 4 (0:00 hs

26/jan)

Partida Informada pelos

Agentes (0:00 hs 26/jan)

SE/CO 34,5 34,7SUL 48,6 47,8NE 26,9 31,0

NORTE 42,9 47,8

Armazenamento (%EARmáx)

Subsistema

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE

4109 1410

4294

6232

2699600

2620

3612

R$ 289,67/MWh R$ 289,67/MWh

R$ 304,56/MWh

R$ 304,56/MWh

1218

N

S

SEMANA 1

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: FEV13_RV0_N-2_V

Caso 2

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5

Sudeste 304,56 308,75 303,50 306,15 303,78

Sul 304,56 308,75 303,50 306,15 303,78

Nordeste 289,67 288,96 288,71 289,85 289,84

Norte 289,67 288,96 288,71 289,85 289,84

200

220

240

260

280

300

R$

/MW

h


15

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por

patamar de carga, para a semana operativa de

26/01/2013 a 01/02/2013.

Tabela 17- CMO por patamar de carga para a próxima semana

Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos

Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em

função dos fluxos de intercâmbio FNS e NE SE/CO

(Fluxo Norte-Sul e Exportação NE para o SE/CO) terem

atingido os seus limites nos patamares de carga pesada,

média e leve.

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 Fevereiro/2013.

Figura 29 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro/2013

Os armazenamentos da figura acima estão expressos em

% da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,

cujos valores são mostrados na tabela a seguir.

Tabela 18 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

5.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o

despacho térmico por modalidade, para a semana operativa

de 26/01/2013 a 01/02/2013.

Figura 30 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Fevereiro/2013

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1¹ e 2, Norte

Fluminense 1, 2, 3 e 4, St. Cruz Nova², Linhares²,

L.C.Prestes, Atlantico, G. L. Brizola, Juiz de Fora,

Cocal¹, Pie-RP, B. L. Sobrinho, A. Chaves, W.Arjona ,

Euzebio Rocha e F. Gasparian;

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

B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo e

Araucária³;

Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P.

Pecem I, R. Almeida, Termoceará, C. Furtado e J. S.

Pereira.

¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente.

² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL.

3 Despacho comandado nos patamares de carga Pesada e

Média.

Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por

ordem de mérito de custo, em todos os patamares de

carga, das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana

operativa de 30/03 a 05/04/2013.

SE/CO S NE N

Pesada 309,99 309,99 291,53 291,53

Média 309,99 309,99 290,22 290,22

Leve 295,02 295,02 288,32 288,32

Média Semanal 304,56 304,56 289,67 289,67

CMO (R$/MWh)Patamares de Carga

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAR]

SUDESTE 35,0 37,1 39,5 42,1 44,6 46,9 56,8

SUL 48,0 47,4 46,2 47,3 47,0 47,7 40,3

NORDESTE 31,0 31,7 33,2 35,4 37,3 39,0 47,6

NORTE 48,0 48,7 51,3 55,6 61,5 65,2 93,1

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

EAR

(%

EAR

max

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Fevereiro/2013

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

19.853

51.808

14.400

19.853

51.808

13.516

Fevereiro Março

201.120 201.120

SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 2035 359 2149 318 4862

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 120 0 0 0 120

INFLEXIBILIDADE 54 13 0 0 67

ORDEM DE MÉRITO 5839 1529 1916 0 9283

8.048

1.901

4.065

14.332

3180

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

MW

me

d


16

No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica

por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por

patamar de carga, os valores e a razão do despacho.

Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas

declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante

as etapas de Programação Diária da Operação e

Operação em Tempo Real.

5.5. 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 26/01/2013 a 01/02/2013, sendo

calculada pelo produto da geração térmica prevista e a

diferença entre o CVU e o CMO.

5.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados

do PMO para as semanas do mês Fevereiro/2013 e os

valores esperados para o mês de Março/2013,

relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia

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

nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional

(SIN).

Figura 31 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 32 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 33 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

Figura 34 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

PESADA 309,99 120 383.551,20R$

MÉDIA 309,99 120 1.896.447,60R$

LEVE 295,02 120 1.409.392,80R$

3.689.391,60R$ TOTAL SE/CO

T. NORTE 2 487,56


CMO (R$/MWh) 304,56 308,75 303,50 306,15 303,78 310,03

EAR(%EARmax) 35,0 37,1 39,5 42,1 44,6 46,9 56,8

ENA(%mlt) 101,8 95,2 95,6 96,0 94,5 98,1

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

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 - Fevereiro/2013


CMO (R$/MWh) 304,56 308,75 303,50 306,15 303,78 310,03

EAR(%EARmax) 48,0 47,4 46,2 47,3 47,0 47,7 40,3

ENA(%mlt) 67,2 68,5 69,4 76,1 85,2 76,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - S - Fevereiro/2013


CMO (R$/MWh) 289,67 288,96 288,71 289,85 289,84 292,89

EAR(%EARmax) 31,0 31,7 33,2 35,4 37,3 39,0 47,6

ENA(%mlt) 59,2 72,9 75,4 71,5 68,1 72,9

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

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 - NE - Fevereiro/2013


CMO (R$/MWh) 289,67 288,96 288,71 289,85 289,84 292,89

EAR(%EARmax) 48,0 48,7 51,3 55,6 61,5 65,2 93,1

ENA(%mlt) 106,1 94,5 102,1 109,4 95,3 93,4

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - N - Fevereiro/2013


17

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 Fevereiro de 2013 foi realizada

a partir de cinco casos estudo.

O caso inicial foi construído com base nos dados

preliminares de planejamento deste PMO, considerando

a nova previsão de afluências e cenários, porém com a

partida dos reservatórios estimada pela última revisão de

janeiro e a mesma função de custo futuro utilizada em

janeiro. No estudo seguinte, foi substituída apenas a

função de custo futuro de janeiro pela nova função

elaborada para o PMO de Fevereiro. Complementando a

análise, nos demais casos foram atualizados os seguintes

blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão

(novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e

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 35 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO e Sul

Figura 36 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas NE e Norte

Os resultados do estudo inicial mostram que o maior

impacto no CMO ocorreu em função da atualização da

previsão de afluências. Os demais estudos apresentaram

menores 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

detalhamento anterior.

7. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À

DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO

DESSEM-PAT

Em virtude do montante de geração térmica a ser

despachado por ordem de mérito e por garantia

energética na semana de 26/01/2013 a 01/02/2013, não

há expectativa de despacho de geração térmica

complementar para atendimento à demanda horária.

-171,29

11,53

-12,77 -1,50

0,00 0,78

477,81

306,52 318,05 305,28 303,78 303,78 304,56

Rev.Anterior

FCFjan/2013

FCFfev/2013

Partida Expansão Desligam. DemaisAtualiz.

SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh)

-181,95

25,48

-28,95 -2,08

0,00

-0,64

477,81

295,86 321,34292,39 290,31 290,31 289,67

Rev.Anterior

FCFjan/2013

FCFfev/2013

Partida Expansão Desligam. DemaisAtualiz.

NE e Norte - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/01 a 25/01/2013





18

8. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de

Fevereiro, 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 Fevereiro. A

tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro

com a consideração da ocorrência dos cenários de

sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Figura 37 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

9. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE

FEVEREIRO/13 A JANEIRO /14

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 Janeiro, mantendo-se a mesma

inalterada ao longo do período de estudo, sendo

consultados seus “cortes” a cada mês.

Nesse estudo, foi simulado o despacho compulsório das

parcelas GT1A e GT1B em todos os meses do horizonte,

exceto em Maio, Novembro, Dezembro/2013 e

Janeiro/2014. Nesses meses, o despacho compulsório

levaria a vertimentos turbináveis. Assim, respeitando a

ordem de mérito de custo das UTEs, a geração térmica

compulsória foi reduzida o estritamente necessário para

não ocorrerem vertimentos turbináveis.

Adicionalmente, foi imposta a operação de defluência no

valor de 1300 m³/s, na UHE Sobradinho. Não obstante,

foi inserida uma restrição de armazenamento mínimo da

Região Sul de 35% do EARmáx. Essas medidas foram

tomadas de forma a não permitir o acentuado

deplecionamento dos subsistemas NE e S.

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 26/12/2012 do Planejamento Anual Energético 2012-

2016, cenário PEN 13-2017 com interligação.

9.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/02/2013 são os

valores previstos, pelo modelo DECOMP na aplicação da

geração compulsória de todo o parque térmico (GT1A e

GT1B) da Revisão 2 do PMO de Janeiro/2013.

MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT

LS 66.878 113 8.668 105 12.798 85 14.530 113

VE 54.955 93 6.188 75 10.481 70 12.863 100

LI 43.134 73 3.763 46 8.143 54 11.194 87

SE/CO S NE NENA

MENSAL

595,82

304,56 308,18

159,38100

200

300

400

500

600

26/01/2013 a 01/02/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$

/M

Wh

Regiões SE/CO e S

LI VE LS

533,17

289,67 288,92

149,46100

200

300

400

500

600

26/01/2013 a 01/02/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$

/M

Wh

Regiões NE e N

LI VE LS


19

9.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 38 -ENA Sudeste/Centro-Oeste

Figura 39 - ENA Sul

Figura 40 – ENA Nordeste

Figura 41 – ENA Norte

9.2. Resultados

9.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 42 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste

Figura 43 - Balanço Energético da Região Sudeste/ Centro-Oeste

23087

27680

5058052603

55276

38086

2810624572

1966916454 16885

20316

26810

39554

54597

85

67

90

89

100

92 9497

93 9396 96

9996 98

ENA

(%

MLT

)

ENA

(M

Wm

ed

)

Região Sudeste/Centro-Oeste

4877 4636

13099

10209

8516

8038

108479968

1050410314

11409

12663

8925

6962 6764

5263

183

123 124

123

127 10398 102

96 96 96

95 94

ENA

(%

MLT

)

ENA

(M

Wm

ed

)

Região Sul

4442

6822

5297

82147524 7279

4633 4108 3262 28742439

3196

5155

9691

13998

79

66

37

5450

6164

8682 83

78

89

8487

95

ENA

(%

MLT

)

ENA

(M

Wm

ed

)

Região Nordeste

2333

49045434

8042

11126

12119

8478

35402262

1739 1382 15962787

5515

940280

86

56

62

74

82

89

78

84

91 90 9095

97 97

ENA

(%

MLT

)

ENA

(M

Wm

ed

)

Região Norte

39.7

50.3

64.168.3 68.9 68.5

66.062.1

57.2 55.2 55.459.8

65.7

21.0

32.0

38.042.0 44.0 43.0

40.035.0

28.024.0

20.0

26.0

33.0

Arm

aze

nam

en

to (

%EA

Rm

ax)

Região SE/CO

Estudo Prospectivo Fev/13-Jan/14

CAR - 2013/2014

39

30

2

39

77

2

39

13

9

38

40

8

38

17

8

38

27

7

38

88

7

39

05

4

39

24

7

38

78

2

38

06

0

39

95

0

52

60

3

55

27

6

38

08

6

28

10

6

24

57

2

19

66

9

16

45

4

16

88

5

20

31

6 26

81

0

39

55

4

54

59

7

18

16

36

55

10

72

37

81

23

76

29

66

38

74

21

69

33

01

-10

9

-29

99

-68

15

MW

me

d

Região Sudeste/Centro-Oeste

CARGA

ENERGIA NATURAL AFLUENTE

RECEBIMENTO LIQUIDO


20

Figura 44 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

Figura 45 - Balanço Energético da Região Sul

Figura 46 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste

Figura 47 - Balanço Energético da Região Nordeste

Figura 48 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte

Figura 49 - Balanço Energético da Região Norte

64.161.4

53.4

65.4

75.783.2 85.6 82.1

87.5

96.4 98.1 98.3 97.6

36.031.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0

34.0

44.048.0

45.039.0

Arm

aze

nam

en

to (

%EA

Rm

ax)

Região Sul


CAR - 2013/2014

11

22

2

11

28

8

10

79

4

10

48

2

10

48

3

10

39

8

10

39

5

10

26

9

10

36

0

10

49

2

10

62

6

11

36

1

10

20

9

85

16

80

38

10

84

7

99

68

10

50

4

10

31

4

11

40

9

12

66

3

89

25

69

62

67

64

-20

00

-10

00

26

93

-42

3

-46

8

-23

98

-35

39

-21

07 -3

22

6

-11

74 1

28

5

26

15

MW

me

d

Região Sul

CARGA


RECEBIMENTO LIQUIDO

29.7

35.7

48.653.4 53.0 50.0

47.0

42.9

37.934.3 35.8

45.1

62.3

10 10

27

4042 41

36

31

26

21 21

32

39

inicial fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/13

Arm

aze

nam

en

to (

%EA

Rm

ax)

Região Nordeste


CAR - 2013/2014

94

90

95

29

94

08

92

30

90

00

90

24

92

15

94

82

97

13

97

75

96

96

99

97

82

14

75

24

72

79

46

33

41

08

32

62

28

74

24

39

31

96 5

15

5

96

91

13

99

8

95

5 13

54

13

72

18

36

57

-8

-17

7

-43

6

-44

5

66

4 18

47

36

85

MW

me

d

Região Nordeste

CARGA


RECEBIMENTO LIQUIDO

40.8

61.0

86.2

94.9 95.5

85.2

74.9

62.2

49.7

38.4 36.7 37.0 39.0

Arm

aze

nam

en

to (

%EA

Rm

ax)

Região Norte


42

33

42

23

42

24

42

90 53

66

53

33

54

54

55

15

54

91

55

40

53

96

55

78

80

42

11

12

6

12

11

9

84

78

35

40 2

26

2

17

39

13

82

15

96 27

87

55

15 9

40

2

-77

1

-40

09

-51

37

-51

94

-19

65

-56

1

-15

8

37

5

37

0

61

9

-13

4

51

5MW

me

d

Região Norte

CARGA


RECEBIMENTO LIQUIDO


21

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]

SE/CO S NE N

fev/13 258.69 349.58 258.69 258.69mar/13 157.11 245.41 156.79 156.79abr/13 192.14 192.14 109.10 109.10mai/13 147.10 147.09 146.78 146.78jun/13 110.59 110.59 110.59 110.59jul/13 118.60 118.60 118.60 118.60ago/13 87.47 87.39 87.47 87.47set/13 82.97 82.97 82.97 82.97out/13 67.20 67.16 67.20 67.20nov/13 24.09 24.09 24.09 24.09dez/13 43.24 43.24 43.24 43.24jan/14 55.10 55.10 70.95 70.95

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

mailto:[email protected]


22

Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA

P M L P M L P M L P M L P M L P M L

ATLAN_CSA 0,01

SOL 0,01 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 0 0 0 54,0 54,0 54,0

ANGRA 2 19,28 1080,0 1080,0 1080,0 275,0 275,0 275,0 1355,0 1355,0 1355,0 0 0 0 1355,0 1355,0 1355,0

ANGRA 1 24,27 0,0 0,0 0,0

NORTEFLU 1 37,80 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 0 0 0 400,0 400,0 400,0

NORTEFLU 2 58,89 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 0 0 0 100,0 100,0 100,0

ST.CRUZ NO 90,41 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 0 0 0 350,0 350,0 350,0

NORTEFLU 3 102,84 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 0 0 0 200,0 200,0 200,0

LC.PRESTES 126,05 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 335,8 0 0 0 335,8 335,8 335,8

ATLANTICO 126,20 235,2 235,2 235,2 0,0 0,0 0,0 235,2 235,2 235,2 0 0 0 235,2 235,2 235,2

LINHARES 134,65 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 195,5 0 0 0 195,5 195,5 195,5

NORTEFLU 4 149,33 90,0 90,0 90,0 0,0 0,0 0,0 90,0 90,0 90,0 0 0 0 90,0 90,0 90,0

JUIZ DE FO 150,00 79,0 79,0 79,0 79,0 79,0 79,0 0 0 0 79,0 79,0 79,0

L.BRIZOLA 153,24 100,5 100,5 100,5 897,5 897,5 897,5 998,0 998,0 998,0 0 0 0 998,0 998,0 998,0

COCAL 157,72 0,0 0,0 0,0

PIE-RP 171,58 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 24,8 0 0 0 24,8 24,8 24,8

AUR.CHAVES 188,89 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 212,2 0 0 0 212,2 212,2 212,2

BLSOBRINHO 197,14 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 373,6 0 0 0 373,6 373,6 373,6

W.ARJONA 197,85 161,0 161,0 161,0 161,0 161,0 161,0 0 0 0 161,0 161,0 161,0

EUZEBIO.RO 218,59 86,0 86,0 86,0 120,9 120,9 120,9 206,9 206,9 206,9 0 0 0 206,9 206,9 206,9

FGASPARIAN 233,27 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 521,7 0 0 0 521,7 521,7 521,7

ST.CRUZ 34 310,41

M.LAGO 347,77 855,0 855,0 855,0 855,0 855,0 855,0

PIRAT.12 O 470,34

TNORTE 2 487,56 0,0 0,0 0,0 106,7 106,7 106,7 120,0 120,0 120,0 226,7 226,7 226,7

R.SILVEIRA 523,35

VIANA 537,18 174,6 170,7 174,6 174,6 170,7 174,6

IGARAPE 645,30 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0

CUIABA CC 649,36 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0

DAIA 701,64 37,8 37,8 37,8 37,8 37,8 37,8

PALMEIR_GO 737,42 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0

GOIANIA 2 763,65 98,0 98,0 98,0 98,0 98,0 98,0

CARIOBA 937,00

XAVANTES 1017,30 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0

UTE BRASIL 1047,38

2345,7 2345,7 2345,7 3547,0 3547,0 3547,0 5892,7 5892,7 5892,7 2037,1 2033,2 2037,1 120,0 120,0 120,0 8049,8 8045,9 8049,8


CANDIOTA_3 56,64 350,0 350,0 350,0 0,0 0,0 0,0 350,0 350,0 350,0 0 0 0 350,0 350,0 350,0

P.MEDICI A 115,90 43,0 43,0 43,0 0,0 0,0 0,0 43,0 43,0 43,0 0 0 0 43,0 43,0 43,0

P.MEDICI B 115,90 180,0 180,0 180,0 0,0 0,0 0,0 180,0 180,0 180,0 0 0 0 180,0 180,0 180,0

J.LACER. C 128,25 180,0 180,0 180,0 150,0 150,0 150,0 330,0 330,0 330,0 0 0 0 330,0 330,0 330,0

J.LACER. B 155,50 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 0 0 0 120,0 120,0 120,0

J.LAC. A2 156,45 66,0 66,0 66,0 44,0 44,0 44,0 110,0 110,0 110,0 0 0 0 110,0 110,0 110,0

CHARQUEADA 169,55 9,0 9,0 9,0 36,0 36,0 36,0 45,0 45,0 45,0 0 0 0 45,0 45,0 45,0

MADEIRA 202,60 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 0 0 0 1,6 1,6 1,6

J.LAC. A1 207,40 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 0 0 0 70,0 70,0 70,0

S.JERONIMO 248,31 5,0 5,0 5,0 0,0 0,0 0,0 5,0 5,0 5,0 0 0 0 5,0 5,0 5,0

ARAUCARIA 304,42 430,7 430,7 430,7 430,7 0 0 430,7 430,7 430,7 430,7

FIGUEIRA 352,10 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 1,0 1,0 1,0 14,0 14,0 14,0

URUGUAIANA 532,00 27,3 25,8 18,8 27,3 25,8 18,8

S.TIARAJU 541,93 153,0 153,0 153,0 153,0 153,0 153,0

ALEGRETE 724,87 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0

NUTEPA 780,00

846,0 846,0 846,0 852,3 852,3 421,6 1698,3 1698,3 1267,6 206,3 204,8 628,5 0,0 0,0 0,0 1904,6 1903,1 1896,1


TERMOPE 70,16 505,0 505,0 505,0 0,0 0,0 0,0 505,0 505,0 505,0 0 0 0 505,0 505,0 505,0

FORTALEZA 101,47 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 339,7 0 0 0 339,7 339,7 339,7

P.PECEM1 111,26 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 0 0 0 300,0 300,0 300,0

R.ALMEIDA 188,15 125,0 125,0 125,0 125,0 125,0 125,0 0 0 0 125,0 125,0 125,0

C.FURTADO 204,43 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 0 0 0 150,0 150,0 150,0

TERMOCEARA 216,53 211,0 211,0 211,0 211,0 211,0 211,0 0 0 0 211,0 211,0 211,0

JS_PEREIRA 287,83 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 285,1 0 0 0 285,1 285,1 285,1

MARACANAU 521,36 168,0 168,0 168,0 168,0 168,0 168,0

TERMOCABO 530,64 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0 48,0

TERMONE 533,41

TERMOPB 533,41

GLOBAL I 533,58 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0

GLOBAL II 533,58 143,0 143,0 143,0 143,0 143,0 143,0

CAMPINA_GR 537,19 164,2 164,2 164,2 164,2 164,2 164,2

SUAPE II 546,47 291,6 291,6 291,6 291,6 291,6 291,6

ALTOS 644,39 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1

ARACATI 644,39 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5

BATURITE 644,39 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5

C.MAIOR 644,39 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1

CAUCAIA 644,39 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1

CRATO 644,39 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1

IGUATU 644,39 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8

JUAZEIRO N 644,39 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8

MARAMBAIA 644,39 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5

NAZARIA 644,39 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5

PECEM 644,39 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8

BAHIA_1 717,77 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1

CAMACARI G 732,99 198,0 198,0 198,0 198,0 198,0 198,0

CAMACAR_MI 825,77 148,0 148,0 148,0 148,0 148,0 148,0

CAMACAR_PI 825,77 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0

PETROLINA 905,98 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0

CAMACARI 915,17 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0 66,0

POTIGUAR_3 1006,21 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0

POTIGUAR 1006,22 51,0 51,0 51,0 51,0 51,0 51,0

PAU FERRO 1115,56 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0

TERMOMANAU 1115,56 142,6 142,6 142,6 142,6 142,6 142,6

505,0 505,0 505,0 1410,8 1410,8 1410,8 1915,8 1915,8 1915,8 2149,3 2149,3 2149,3 0,0 0,0 0,0 4065,1 4065,1 4065,1


GERAMAR1 537,17 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2

GERAMAR2 537,17 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2 159,2

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 318,4 318,4 318,4 0,0 0,0 0,0 318,4 318,4 318,4

GERACÃO TÉRMICA PMO FEVEREIRO (MWmed) - SEMANA 26/01/2013 a 01/02/2013REGIÃO SE/CO

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

TOTAL UTE

TOTAL NORTE

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

REGIÃO NORTE

TOTAL NE

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL.

REGIÃO SUL

TOTAL SE/CO

REGIÃO NORDESTE

TOTAL SUL

TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTETÉRMICAS

CVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO

GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA

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