Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ... O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É

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


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


2

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)


DMSE


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)


DMSE


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


3

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


4

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


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%


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%


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


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%


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



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


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


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


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.


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


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


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


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



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


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


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


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


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


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


Arm

azen

amen

to (%

EARm

ax)

Região Sul

Estudo Prospectivo Nov/11-Abr/12


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


Arm

azen

amen

to (%

EAR

max

)

Região Nordeste




12

Figura 37 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

40,7

36,0

78,4

100,0 100,0 100,0


Arm

azen

amen

to (

%EA

Rm

ax)

Região Norte


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: [email protected]

Documents

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ... O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É