Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ...E750F5B8-84EE... · Semana Operativa de 01/03/2014 a 07/03/2014 1. APRESENTAÇÃO Na semana entre 22 e 28 de fevereiro

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 Março Semana Operativa de 01/03/2014 a 07/03/2014

1. APRESENTAÇÃO

Na semana entre 22 e 28 de fevereiro a passagem de

duas frentes frias pela região Sul, e uma delas pelas

regiões Sudeste e Centro-Oeste, ocasionou chuva fraca a

moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu e

chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê,

Grande e Paranaíba. A bacia do rio Tocantins

permaneceu apresentando pancadas de chuva.

Em comparação ao mês de Janeiro, o mês de Fevereiro

apresentou afluências inferiores em todos os

subsistemas à exceção do subsistema Norte. Cabe

destacar que, em Janeiro, no subsistema SE/CO verificou-

se o 3º pior valor de energia afluente média mensal

entre todos os meses de janeiro do histórico de 84 anos,

e que Fevereiro apresentou o 2º pior valor dentre todos

os meses de fevereiro do mesmo histórico de energias

afluentes. No subsistema Nordeste a energia afluente em

fevereiro foi a menor registrada no histórico.

Em comparação com as afluências da semana anterior,

prevê-se para a semana operativa de 01/03/2014 a

07/03/2014, aumento das afluências a todos os

subsistemas, à exceção do subsistema Norte, cujas

afluências devem permanecer no mesmo nível da

semana anterior. Para o mês de Março, prevê-se

afluências superiores às verificadas em Fevereiro, em

todos os subsistemas, embora, apenas para o subsistema

Norte, estejam previstas afluências superiores à média

do mês de março.

Destaca-se que está previsto, de acordo com o oficio da

ANEEL nº 053/2014-SRG/ANEEL, para a segunda semana

de março a operação excepcional temporária da UTE

Uruguaiana com 244MW por um período de 60 dias.

Em virtude da cheia histórica que atinge o Rio Madeira, a

UHE Santo Antônio teve que paralisar totalmente todas

as suas turbinas em operação. Esta medida visa prover

mais segurança às comunidades ribeirinhas já atingidas

por esta cheia. Outro ponto de destaque em Jaci Paraná

é evitar inundações na ensecadeira da UIHE Jiraru e em

diversos trechos da BR-364.

Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o

parâmetro de maior impacto na variação do Custo

Marginal de Operação – CMO. O CMO médio semanal

passou de

R$ 1685,28/MWh para R$ 1364,24/MWh nas regiões

SE/CO e Sul, de R$ 788,26/MWh para R$ 626,11/MWh na

região Nordeste e de R$ 205,95/MWh para R$

400,51/MWh na região Norte.

2. NOTÍCIAS

Em 27 e 28/03/2014: reunião de elaboração do PMO

Abril de 2014 no prédio sede da CEDAE – Companhia

Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na

Av. Presidente Vargas, 2655 – Cidade Nova;

A Agência Nacional de Águas (ANA), através de sua

Resolução Nº 333 de 25 de fevereiro de 2014,

prorrogou a redução temporária da descarga mínima

defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no

rio São Francisco, até o dia 31 de março de 2014.

3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A

CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO

3.1. Armazenamentos Iniciais

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são

obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos

reservatórios individualizados, utilizados no modelo

DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a

elaboração do PMO de março/2014.

Estes valores apresentados na Figura 1, a seguir,

determinam a condição inicial de energia armazenada

nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso

energético quando da definição da política de operação

do SIN.

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Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013


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Figura 1 – Energia armazenada inicial em fevereiro/14 e março/14

3.2. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências

hidrológicas consideradas para o PMO de março/2014.

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de março/2014 – NEWAVE [%MLT]

PMO fevereiro/2014 PMO março/2014

MÊS

SE/CO S NE N

SE/CO S NE N

Ago/13

109 179 53 81

Set/13

95 146 52 80 95 146 52 80

Out/13

111 103 60 78 111 103 60 78

Nov/13

83 71 46 85 83 71 46 85

Dez/13

96 89 84 97 96 89 85 97

Jan/14

54 143 77 102 53 145 77 103

Fev/14

39 56 26 99

PAR(p)

1 1 2 4 1 4 1 1

No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados 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 a construção da Função

de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do

PMO.

3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2014/2018

As principais alterações no cronograma, conforme

reunião do DMSE de 19/02/2014, 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, conforme procedimento adotado desde

o PMO de fevereiro/2013, os cronogramas de entrada

em operação comercial das unidades geradoras das

UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido alterados no

NEWAVE em relação aos encaminhados pelo DMSE em

sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição

de escoamento de energia até a entrada em operação da

transmissão necessária para o pleno escoamento da

geração do Madeira. Esta modelagem do cronograma

contempla um aumento gradual da capacidade de

escoamento de energia, conforme apresentando na

Tabela 4, a seguir, função da alteração de configuração

no sistema de escoamento, de acordo com o descrito no

item 3.4, a seguir.

41%

59%

43%

60%

35% 38%42%

80%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

% E

AR

máx

Energia armazenada inicial

fev/14 mar/14

-5,7 p.p. -21,8 p.p. -0,5 p.p. 19,6 p.p.

UTE Subsistema Combustível

Potência

Total

(MW)

UG (MW)

Data de

entrada em

operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anteriorBaixada Fluminense

(RJ) (9)SE Gás Natural 530,0 UG 3 186,00 NOV/2014 +1 mês

UG 1 168,80 ABR/2014 +1 mês

UG 2 168,80 ABR/2014 +1 mês

UG 3 181,20 OUT/2014 +4 meses

Erb Candeias (BA)

(13)NE

Cavaco de

Madeira16,79 1 16,79 ABR/2014 +1 mês

(9) 12º LEN (A-3/2011) (13) 18º LEN (A-5/2013)

Maranhão III (MA) (9) N Gás Natural 518,8

UHE Subsistema

Potência

Total

(MW)

UG (MW)

Data de

entrada em

operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anterior

Batalha (GO/MG) (1) SE/CO 52,5 UG 1 26,25 ABR/2014 +2 meses

UG 21 69,59 MAR/2014 +1 mês

UG 22 69,59 MAR/2014 +1 mês

UG 24 73,29 MAR/2014 +1 mês

UG 26 73,29 MAI/2014 +2 meses

UG 30 73,29 JUL/2014 -1 mês

UG 31 69,59 AGO/2014 +1 mês

UG 4 (UG02) 75,0 MAR/2014 +1 mês

UG 6 (UG39) 75,0 ABR/2014 +1 mês

UG 7 (UG03) 75,0 ABR/2014 +1 mês

UG 8 (UG04) 75,0 ABR/2014 +1 mês

UG 9 (UG31) 75,0 ABR/2014 +1 mês

UG 10 (UG32) 75,0 MAI/2014 +2 meses

UG 12 (UG05) 75,0 MAI/2014 +1 mês

(1) Leilão A - 5 de 16/12/2005 (3) LEN St Antônio/2007 (4) LEN Jirau/2007

(9) Leilão A - 3 de 17/08/2011

Santo Antônio Rio

Madeira ( RO ) (3)SE/CO 3.150,8

Jirau (RO) (4) (9) SE/CO 3.750,0



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Tabela 4 – Limites de escoamento de energia

Desta forma, para o PMO de março/2014 o cronograma

equivalente, modelado no NEWAVE, é o apresentado nas

Tabelas 5 e 6, a seguir.

Tabela 5 - Alterações Cronograma da UHE Santo Antônio

Tabela 6 - Alterações Cronograma da UHE Jirau

Nas Figuras 2 a 4, a seguir, são apresentadas as

evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e das

usinas não simuladas individualmente, respectivamente,

em comparação ao PMO de fevereiro/2014.

Figura 2- Evolução da potência instalada das UHE

Figura 3- Evolução da potência instalada das UTE

Figura 4 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

CronogramaLimite de

escoamento [MW]

7.000

6.200jul/15 a nov/17

3.550

jan/15 a jun/15 5.200

dez/17

mar/14 e abr/14 1.100

out/14 a dez/14 5.100

mai/14

jun/14 a set/14 3.750

UHE UG

Potência

unitária

[MW]

Data de entrada

em operação -

DMSE *

Cronograma

modelado *

UG 17 73,29 AGO/2013 1 FEV/2014

UG 23 73,29 JAN/2014 2 FEV/2014

UG 22 69,59 FEV/2014 ³ ABR/2014

UG 24 73,29 FEV/2014 ³ ABR/2014

UG 21 69,59 FEV/2014 ³ ABR/2014

UG 16 73,29 MAR/2014 ABR/2014

UG 32 69,59 AGO/2014 SET/2014

UG 40 73,29 ABR/2016 NOV/2017

UG 41 73,29 MAI/2016 NOV/2017

UG 42 73,29 JUN/2016 NOV/2017

UG 43 73,29 JUN/2016 NOV/2017

UG 44 73,29 JUL/2016 NOV/2017

1 - Entrou em operação em 03/08/2013 conforme o despacho nº 3.057/2013 DG/ANEEL

2 - Entrou em operação em 08/01/2014 conforme o despacho nº 34/2014 SRG/ANEEL

3 - Entraram em operação em 22/02/2014 conforme o despacho nº 411/2014 SFG/ANEEL

* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE

Santo Antônio Rio

Madeira ( RO )

UHE UG

Potência

unitária

[MW]

Data de entrada

em operação -

DMSE*

Cronograma

modelado *

1 (UG29) 75,00 SET/2013 1 FEV/2014

2 (UG30) 75,00 FEV/2014 ² ABR/2014

3 (UG01) 75,00 FEV/2014 ³ ABR/2014

5 (UG40) 75,00 FEV/2014 4 ABR/2014

39 (UG20) 75,00 MAI/2015 JUN/2015

46 (UG46) 75,00 MAI/2016 NOV/2017

47 (UG47) 75,00 JUN/2016 NOV/2017

48 (UG49) 75,00 AGO/2016 NOV/2017

49 (UG48) 75,00 JUL/2016 NOV/2017

50 (UG50) 75,00 SET/2016 NOV/2017

1 - Entrou em operação em 06/09/2013 conforme o despacho nº 3.087/2013 SFG/ANEEL

2 - Entrou em operação em 19/02/2014 conforme o despacho nº 374/2014 SFG/ANEEL



* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE

Jirau ( RO )

85.000

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

MW

PMO fev/2014 PMO mar/2014

Maior diferença de 1281 MW

Atraso UHEs Santo Antônio, Jirau e Batalha e Modelagem Madeira

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

27.000

MW


Maior diferença de 352 MW.

Consideração da UTE Araucária, Uruguaiana e entrada em operação de 2 UGs da UTE Baixada Fluminense

Atraso da UG3 da UTE Baixada Fluminense e Maranhão III

0500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.0004.5005.0005.5006.0006.5007.0007.5008.0008.5009.000

[MW

me

d]

Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN


Maior diferença de 291 MWmed.Atraso oferta UEEs do 2º LER



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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 neste PMO:

Alteração de disponibilidade e CVU das UTEs

Araucária e Uruguaiana, e antecipação da entrada

em operação comercial das UGs 1 e 2 da UTE

Baixada Fluminense, conforme Ofício SRG/ANEEL

nº 053/2014.

Atualização do CVU conjuntural da UTE Baixada

Fluminense, conforme Carta CT-CCEE nº 0613/2014.

Alteração da capacidade instalada da UTE Maranhão

III, conforme Portaria SPDE/MME nº 54/2014.

Entrada em operação comercial da UG 30 e a UG 40

(75 MW cada) da UHE Jirau, conforme Despachos

SFG/ANEEL nº 374/2014 e 349/2014,

respectivamente. Entrada em operação comercial da

UG 1 (75 MW) da UHE Jirau, conforme Despacho

SFG/ANEEL nº 410/2014.

Entrada em operação comercial das UGs 21 e 22

(69,59 MW cada) e UG 24 da UHE Santo Antônio

(73,29 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL

nº 411/2014.

Entrada em operação comercial da UG 2 (7,4 MW)

da UTE Nova Venécia 2, conforme Despacho

SFG/ANEEL nº 355/2014.

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 março/2014

foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz

Nova e Linhares.

Os despachos são obtidos através da média dos

despachos previstos para estas usinas nas semanas de

março/2014 e abril/2014, 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 204,0 MWmed para

março/2014 e 102,1 MWmed para abril/2014 e a UTE

Santa Cruz Nova com o valor igual a 306,3 MWmed em

março/2014 e 350,0 MWmed em abril/2014, em todos

os patamares de carga.

Informações mais detalhadas sobre os estudos de

planejamento da operação de médio prazo para o PMO

de março/2014 irão compor a Nota Técnica ONS

n° 0039/2014, a ser disponibilizada na área dos agentes

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

06/03/2014. Todas as premissas foram apresentadas na

plenária do PMO em 27/02/2014.

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO

DO PMO

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 primeira 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

O mês de fevereiro foi caracterizado pela atuação de

uma massa de ar quente e seca associada ao sistema de

alta pressão nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e

Nordeste durante a primeira quinzena do mês de

fevereiro. A rápida passagem de uma frente fria no início

da primeira quinzena pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-

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



5

Oeste, interrompeu temporariamente a situação de

bloqueio e ocasionou chuva fraca nas bacias

hidrográficas dessas regiões. No entanto, os totais

pluviométricos foram inferiores à média nas bacias dos

Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Apenas

as bacias dos rios Uruguai e Jacuí apresentaram anomalia

positiva (Figura 5).

Figura 5 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada até o dia 27/02/2014

Em comparação ao mês de Janeiro, o mês de Fevereiro

apresentou afluências inferiores em todos os

subsistemas a exceção do subsistema Norte. Cabe

destacar que, em Janeiro, no subsistema SE/CO,

verificou-se o 3º pior valor de energia afluente média

mensal entre todos os meses de janeiro do histórico de

84 anos, e que Fevereiro apresentou o 2º pior valor

dentre todos os meses de fevereiro do mesmo histórico

de energias afluentes. No subsistema Nordeste a energia

afluente em fevereiro foi a menor registrada no

histórico.

Tabela 7 – ENAs verificadas em Janeiro/2014 e estimadas para

Fevereiro

Na semana entre 22 e 28 de fevereiro a passagem de

duas frentes frias pela região Sul e, uma delas pelas

regiões Sudeste e Centro-Oeste, ocasionou chuva fraca a

moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu e

chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê,

Grande e Paranaíba. A bacia do rio Tocantins

permaneceu apresentando pancadas de chuva (Figura 6).

Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 21 a 28/02/2014

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na

semana de 15 a 21/02/2014 e a estimada para a semana

de 22 a 28/02/2014 nos subsistemas do SIN.

PMO de Março/2014 - ENAs verificadas e estimadas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 29.627 53 22.769 39

S 10.488 145 4.722 56

NE 10.921 77 3.950 26

N 10.094 103 12.974 99

SubsistemaJaneiro/2014 Fevereiro/2014



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Tabela 8 – ENAs passadas consideradas no PMO de Março/2014

4.1.2. Análise Climática

As condições da Temperatura da Superfície do Mar –

TSM observadas na última semana permanecem

apresentando predomínio de águas mais frias no Pacífico

Equatorial próximo a América do Sul (Figura 7). Cabe

ressaltar que esta configuração ainda é de neutralidade.

Figura 7 – Anomalia da TSM observada entre 09 e 15/02/2014.

Fonte: CPTEC/INPE

A previsão do modelo Climate Forecast System – CFS.2,

do Climate Prediction Center, mostra uma condição de

neutralidade do oceano Pacífico na região do Niño 1.2,

até o fim do período chuvoso (Figura 8).

Figura 8 - 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 2014

A previsão para o trimestre março-abril-maio indica

precipitação variando entre a média e abaixo da média

nas bacias da região Sul. Para as demais bacias do SIN

prevê-se ocorrência de precipitação em torno da média

histórica.

4.1.3. Previsões – Março/2014

Para a semana de 01 a 07/03/2014 a previsão é de que a

passagem de duas frentes, ocasione totais significativos

de precipitação nas bacias das regiões Sudeste e Centro-

Oeste e fraca nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu (Figura

9). 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.

PMO de Março/2014 - ENAs verificadas e estimadas


SE/CO 23.121 39 29.848 51

S 4.808 57 5.563 66

NE 2.933 20 2.692 18

N 13.238 101 16.186 124

Subsistema15/2 a 21/2/2014 22/2 a 28/2/2014



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Figura 9- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 01/03/2014 a 07/03/2014

Em comparação com as afluências da semana anterior,

prevê-se para a semana operativa de 01/03/2014 a

07/03/2014, aumento das afluências à todos os

subsistemas, a exceção do subsistema Norte, cujas

afluências devem permanecer no mesmo nível da

semana anterior. Para o mês de março, prevê-se

afluências superiores às verificadas em Fevereiro em

todos os subsistemas, embora apenas para o subsistema

Norte estejam previstas afluências superiores à média do

mês de março. A Tabela 9 apresenta os resultados da

previsão de ENAs para a próxima semana e para a média

prevista para o mês de março.

Tabela 9 – Previsão de ENA no PMO de Março/2014

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO

de Março/2014.

Figura 10 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Março/2014

Figura 11 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Março /2014

Figura 12 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Março/2014

PMO de Março/2014 - ENAs previstas


SE/CO 35.308 64 36.855 67

S 6.675 96 6.023 87

NE 3.833 26 4.810 32

N 16.181 107 16.496 109

1/3 a 7/3/2014 Mês de MarçoSubsistema

35.30836.888 37.082 37.615 38.086

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

01/02 a 07/02 08/02 a 14/02 15/02 a 21/02 22/02 a 28/02 01/03 a 07/03 08/03 a 14/03 15/03 a 21/03 22/03 a 28/03 29/03 a 04/04

ENA

(M

Wm

ed)

ENA PREVISTA - MARÇO

Mensal LS VE LI

36.855 MWmed

67 %MLT

6.675

6.019

5.741 5.8125.663

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

01/02 a 07/02 08/02 a 14/02 15/02 a 21/02 22/02 a 28/02 01/03 a 07/03 08/03 a 14/03 15/03 a 21/03 22/03 a 28/03 29/03 a 04/04

ENA

(M

Wm

ed)

LI Mensal VE LS

6.023 MWmed

87 %MLT


3.833

4.331

4.769

5.681

6.268

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

01/02 a 07/02 08/02 a 14/02 15/02 a 21/02 22/02 a 28/02 01/03 a 07/03 08/03 a 14/03 15/03 a 21/03 22/03 a 28/03 29/03 a 04/04

ENA

(M

Wm

ed)


Mensal VE LI LS

4.810 MWmed

32 %MLT



8

Figura 13 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Março/2014

4.2. Cenários gerados para o PMO de Março/2014

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários gerados para o PMO de Março/2014 para

acoplamento com a FCF do mês de Abril/2014. São

mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e

as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de

ENA.

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

Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Março

Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema

Sul, em %MLT no PMO de Março

Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários

para o Subsistema Sul no PMO de Março


Nordeste em %MLT no PMO de Março

16.181 16.097 16.47017.047 16.935

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

01/02 a 07/02 08/02 a 14/02 15/02 a 21/02 22/02 a 28/02 01/03 a 07/03 08/03 a 14/03 15/03 a 21/03 22/03 a 28/03 29/03 a 04/04

ENA

(M

Wm

ed)


Mensal VE LI LS

16.496 MWmed

109 %MLT

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014

REVISÃO 0



9


para o Subsistema Nordeste no PMO de Março


Norte, em %MLT, no PMO de Março


para o Subsistema Norte no PMO de Março

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

naturais afluentes para os meses de Março e Abril são

apresentados na tabela a seguir.

Tabela 10 – MLT da ENA nos meses de Março e Abril

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 52 variáveis de estado do

sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema e 24 associadas ao

despacho térmico antecipado. 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/2014, a ordem das ENAs

passadas significativas para a formação da FCF para cada

um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4, NE-3, e N-2.

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

Abril/2014 no PMO de Março/2014.

Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Março/2014

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2014

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2014

PMO

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

14.944

15.146

41.616

6.576

12.121

14.885

55.117

6.934

Março Abril

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Março/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)



10

Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema Sul - PMO de Março/2014

Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema Nordeste - PMO de Março/2014

Figura 25 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Abril/2014 – Subsistema Norte - PMO de Março/2014

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão

correlacionando os custos marginais de operação dos

cenários no final do mês de Abril/2014 do subsistema

SE/CO com o CMO dos demais subsistemas no PMO de

Março/2014.

Figura 26 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de

Abril/2014

A análise dos gráficos acima mostra que, em função das

baixas afluências e armazenamento no subsistema

Sudeste e das afluências próximas da média para o

subsistema Norte, os resultados da política de operação

indicaram descolamento entre os CMOs dos subsistemas

Sul/Sudeste dos CMOs dos subsistemas Norte e

Nordeste.

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 Março.

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350%

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Março/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Março/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Março/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


000

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

000 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Março para acoplamento em Abril/2014

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE



11

Tabela 11 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO de Março/14

4.5. Previsões de Carga

No subsistema NE, a taxa de crescimento prevista de

3,4% é explicada, principalmente, pelo comportamento

da carga demandada pelas classes residencial e

comercial, reflexo da incorporação de aparelhos elétricos

para refrigeração às residências e ao comércio,

influenciado pelo aumento da renda familiar. Além disso,

vale destacar o elevado crescimento da carga observado

nesse mesmo período do ano anterior, resultante da

ocorrência de altas temperaturas e prolongamento do

tempo seco que persistiu sobre as áreas litorâneas.

No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento

prevista de 23,4% decorre, principalmente, da

interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa

interligação, a carga prevista para março/14 apresenta

um acréscimo de 0,9% em relação ao mesmo mês do ano

anterior.

No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista de

10,1%, deve-se a continuidade do bom desempenho das

atividades econômicas da região. Além disso, também

contribuiu para esse resultado, a carga verificada neste

mesmo mês do ano anterior, período marcado pela

ocorrência de baixas temperaturas, atípicas para aquele

mês.

No subsistema SE/CO a taxa de crescimento prevista de

6,0% deve-se, dentre outros fatores, a expectativa de

que o desempenho da carga do setor industrial seja

superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior

quando observou-se a menor taxa de crescimento desse

setor.

Tabela 12 - Evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Março/2014

Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 4.100 4.100Média 4.199 4.199Leve 4.288 4.288














ITAIPU 60 Hz

EXPORT. NE

FMCCO

FCOMC

FSENE

FSM

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

01/03 a

07/03/2014

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

FNE

Var. (%)

mar/14->mar/13

SE/ CO 38.987 41.704 41.402 41.565 41.364 40.994 6,0%

SUL 11.382 11.808 11.793 11.729 11.579 11.646 10,1%NE 9.800 10.388 10.368 10.349 10.423 10.265 3,4%

NORTE 5.193 5.316 5.341 5.352 5.348 5.300 23,4%

SIN 65.362 69.216 68.904 68.995 68.714 68.205 7,4%

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª SemSubsistema

CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

5ª Sem mar/14



12

4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

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

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para o PMO de Março.

4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 13 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 3 do PMO Fevereiro/2014 e no PMO Março/2014

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de

Fevereiro com a consideração do pleno atendimento aos

requisitos de carga, para a 0:00 h do dia 01/03/2014. 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

Para a semana operativa de 01/03/2014 a 07/03/2014,

está prevista a seguinte política de intercâmbio de

energia entre regiões:

Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das

condições hidroenergéticas da região;

Região NE Importadora dos excedentes energéticos da

região Norte;

Região Norte Exportadora dos excedentes energéticos

para as regiões Nordeste e SE/CO;

Região SE/CO Importadora de energia da região Norte

em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis

na região.

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 março.

Figura 27 - CMO do mês de Março em valores médios semanais

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por

patamar de carga, para a semana operativa de 01/03 a

07/03/2014.

Tabela 14- CMO por patamar de carga para a próxima semana

87.378 87.378 87.378 87.378 87.378

81.727 80.338 79.730 79.649 81.147

0

25.000

50.000

75.000

100.000

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5

MW

Potência Instalada Disponibilidade Hidráulica

Subsistema

Nível previsto na

Revisão 3 do PMO

fev/2014

Partida informada pelos

Agentes para a Revisão 0

do PMO mar/2014

SE/CO 35,9 35,4

S 38,9 37,6

NE 42,4 42,2

N 82,4 80,0

Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 01/03/2014

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5

Sudeste 1364,25 1367,16 1365,20 1366,13 1368,99

Sul 1364,25 1367,16 1365,20 1366,13 1368,99

Nordeste 626,11 697,46 697,46 693,00 740,57

Norte 400,51 443,27 443,27 442,52 447,90

0

500

1.000

1.500

R$/M

Wh

SE/CO S NE N

Pesada 1365,73 1365,73 634,86 634,86

Média 1364,42 1364,42 625,25 612,71

Leve 1363,75 1363,75 625,25 119,80

Média Semanal 1364,25 1364,25 626,11 400,51

Patamares de

Carga

CMO (R$/MWh)



13

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 Março/2014.

Figura 28 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Março/2014

Os armazenamentos da figura acima estão expressos em

% da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,

cujos valores são mostrados na tabela a seguir.

Tabela 15 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

5.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do

SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 01/03 a 07/03/2014.

Figura 29 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Março/2014

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte

Fluminense 1, 2 e 3, Atlântico, L. C. Prestes, Baixada

Fluminense, Sta. Cruz Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-

Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, Euzébio

Rocha, Luiz O. R. Melo², A. Chaves, Norte Fluminense 4,

Santa Cruz 34¹,F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12

O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras

de Goiás, Daia¹, Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e

Xavantes;

Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J.

Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1,

S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária,

Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹;

Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P.

Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R.

Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú,

Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina

Grande e Suape II;

Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V³,

Maranhão IV³, N. Venécia 2³, Aparecida³, Mauá B3

³,

Mauá B4³, Mauá B5B

³, Distrito A³, Geramar 1³, Geramar

2³, Mauá B5A4

, Flores 14, Distrito B

4 e Flores 3

4.

¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada.

Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito

de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St.

Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de

03/05/2014 a 09/05/2014.

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.

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR]

SUDESTE 35,0 36,0 36,7 37,3 38,1 38,9 39,5

SUL 38,0 39,7 40,9 42,2 43,2 43,4 43,0

NORDESTE 42,0 42,4 42,8 43,3 44,2 45,0 47,4

NORTE 80,0 82,4 84,0 85,3 86,8 88,0 91,8

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 - Março/2014

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

19.930

51.808

14.311

19.930

51.808

14.311

Março Abril

203.840 203.840

SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 116 115

INFLEXIBILIDADE 150 0 0 800 950

ORDEM DE MÉRITO 8685 1919 3499 1140 15242

8.835

1.9193.499

16.308

2.056

0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

MW

me

d



14

5.5. Estimativa de Encargos

Não há estimativa de custo de despacho térmico por

restrição elétrica para a semana operativa de

01/03/2014 a 07/03/2014.

5.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados

do PMO para as semanas do mês Março/2014 e os

valores esperados para o mês de Abril/2014,

relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia

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

nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional

(SIN).

Figura 30 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 31 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 32 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

Figura 33 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte

6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A análise da variação semanal dos custos marginais de

operação, em função da atualização dos dados de

planejamento do PMO de Março de 2014, foi realizada a

partir de cinco casos de estudo.

O caso inicial foi construído com base nos dados

preliminares de planejamento deste PMO, já

considerando a nova previsão de afluências e cenários,

porém utilizando a mesma função de custo futuro do

PMO de fevereiro e considerando a partida dos

reservatórios conforme indicavam os resultados da

última revisão de fevereiro.

No segundo estudo foi substituída apenas a função de

custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de

Março. 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 de

intercâmbio de energia entre os subsistemas.


CMO (R$/MWh) 1.364,25 1.367,16 1.365,20 1.366,13 1.368,99 1.293,93

EAR(%EARmax) 35,0 36,0 36,7 37,3 38,1 38,9 39,5

ENA(%mlt) 64,6 67,4 67,6 68,8 80,9 73,5

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

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 - SE/CO - Março/2014


CMO (R$/MWh) 1.364,25 1.367,16 1.365,20 1.366,13 1.368,99 1.293,93

EAR(%EARmax) 38,0 39,7 40,9 42,2 43,2 43,4 43,0

ENA(%mlt) 94,7 85,4 81,5 82,6 82,9 79,7

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - S - Março/2014


CMO (R$/MWh) 626,11 697,46 697,46 693,00 740,57 602,25

EAR(%EARmax) 42,0 42,4 42,8 43,3 44,2 45,0 47,4

ENA(%mlt) 26,9 30,9 33,4 35,5 45,0 52,8

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - NE - Março/2014


CMO (R$/MWh) 400,51 443,27 443,27 442,52 447,90 85,90

EAR(%EARmax) 80,0 82,4 84,0 85,3 86,8 88,0 91,8

ENA(%mlt) 101,8 101,3 103,5 107,1 107,4 101,6

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

450,0

500,0

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 - Março/2014



15

Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada

estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir.

Figura 34 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO

e Sul

Figura 35 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste

Figura 36 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte

Conforme os resultados deste conjunto de testes, os

maiores impactos no CMO do SIN foram observados no

estudo inicial considerando a atualização das vazões e no

estudo de sensibilidade para atualização da função de

custo futuro.

Os demais estudos considerando a atualização da partida

dos reservatórios, a expansão hidráulica e limites

elétricos apresentaram menores impactos no custo

marginal de operação. A diferença do CMO da região

Norte é decorrente da política de operação visando a

máxima exploração da geração na UHE de Tucuruí.

Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos

resultados destes casos são consequência da atualização

parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.

7. EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS

Observa-se que os armazenamentos desta revisão do

PMO, contemplando a aplicação da metodologia vigente,

também conduziram ao atingimento de Custos Marginais

de Operação superiores ao 1º patamar de déficit

determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da

ANEEL.

Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em

pleno período úmido, o que conduz à expectativa de

reversão do atual cenário hidrológico.

Assim sendo, a operação do SIN continuará sendo

realizada considerando o pleno atendimento aos

requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido

na Resolução GCE nº 109/2002 em seu artigo 6º,

parágrafo 1º que prevê: “os valores obtidos para a

função Custo do Déficit não implicam acionamento de

medidas de redução compulsória de consumo”.

Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados

ao final das semanas operativas 1 a 5 do PMO de

Março/2014 são apresentados na tabela a seguir:

Tabela 16 - Evolução dos Armazenamentos Março/2014

-473,14

141,72 12,73 -2,37 0,16 -0,13

1685,28

1212,14 1353,86 1366,59 1364,22 1364,38 1364,25

Rev.Anterior

Previsãode Vazões

fcfmar/2014

Partida Expansao Desligam. DemaisAtualiz.

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

-163,28

60,14 -52,99 0,00 0,00 -6,02

788,26

624,98 685,12632,13 632,13 632,13 626,11

Rev.Anterior

Previsãode Vazões

fcfmar/2014

Partida 0 Desligam. DemaisAtualiz.

Nordeste - CMO (R$/MWh)

-64,210,00 0,00 0,00 0,00 258,77

205,95141,74 141,74 141,74 141,74 141,74

400,51

Rev.Anterior

Previsão deVazões

fcfmar/2014

Partida Expansao Desligam. DemaisAtualiz.

Norte - CMO (R$/MWh)

Partida

28-fev 7-mar 14-mar 21-mar 28-mar 4-abr

SE/CO 35,4 35,9 36,5 37,0 37,6 38,3

S 37,6 38,9 38,9 39,2 39,4 38,7

NE 42,2 42,4 42,8 43,3 44,2 45,0

N 80,0 82,4 84,0 85,3 86,8 88,0

SubsistemaArmazenamento (%EARmax) - 24 hs

Previsão

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 22/02 a 28/02/2014







16

8. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de

Março, foram feitos estudos de sensibilidade para os

CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor

esperado e limite superior da previsão de vazões para as

demais semanas operativas do mês de Março.

A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Março

com a consideração da ocorrência dos cenários de

sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Tabela 17 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

A seguir estão esquematizados os valores de CMO

obtidos nos resultados dos estudos.

Figura 37 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

9. INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM)

A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e

Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através

da interligação denominada Tucuruí - Manaus – Macapá

(TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta

interligação é fundamental para levar energia elétrica de

origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a

energia gerada por térmicas a óleo combustível,

atualmente pago por todos os consumidores de energia

do país, através do mecanismo financeiro da Conta de

Consumo de Combustível (CCC).

A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN

ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da

interligação TMM, que abrange o trecho de circuito

duplo em 500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu -

Jurupari – Oriximiná – Silves - Lechuga, conforme

mostrado na Figura 39, a seguir.

Figura 38 –Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)

O sistema elétrico de Macapá continua isolado do SIN,

pois apesar do sistema em 230 kV do lote B, que

permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE

Jurupari, através de um transformador 500/230 kV –

2x450 MVA e da LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá,

em circuito duplo de mesma torre já estar disponível

para operação, as obras do sistema receptor só

permitirão a integração desse sistema a partir de julho

de 2014.

No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada

em operação de sua interligação estava prevista a

desativação de grande parte do parque térmico movido a

óleo combustível. Entretanto, em virtude do atraso nas

obras de 230 kV e 138 kV, esse sistema elétrico foi

integrado ao SIN através de uma configuração provisória,

o que implica em operar esta interligação com níveis

baixos de intercâmbios e em manter em operação todo o

parque térmico existente.

A Eletrobrás Amazonas Energia (EAME) planejou a

evolução da configuração provisória em várias etapas, de

acordo com a entrada em operação das obras, tanto no

sistema de 230 kV quanto no sistema de 138 kV, até sua

configuração definitiva, a partir do qual o sistema

receptor e o de 230 kV deixam de ser restritivos para a

plena utilização da interligação, limitada aos critérios de

segurança preconizados nos Procedimentos de Rede.

A Figura 40, a seguir, mostra o sistema atual de Manaus

integrado ao SIN, em configuração provisória, através do

seccionamento em Lechuga do circuito existente 230 kV

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

LS 43.169 78% 7.740 112% 5.719 38% 17.802 118%

VE 36.855 67% 6.023 87% 4.810 32% 16.496 109%

LI 30.776 56% 4.327 62% 3.891 26% 15.189 100%

ENA

MENSAL

NESE/CO NS

1.372,24

2.006,30

1.364,25

988,10900

1.300

1.700

2.100

01 a 07/03/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$/

MW

h

Regiões SE/CO e Sul

VE LI LS

697,18

763,61

626,11683,15

550

600

650

700

750

800


R$/

MW

h

Região Nordeste

VE LI LS

622,20

450,76400,51

621,00

300

350

400

450

500

550

600


R$/

MW

h

Região Norte

VE LI LS



17

Manaus – Cristiano Rocha C1, mantendo a LT 230 kV

Manaus – Balbina C2, nas condições atuais de operação,

intacta. Em outubro de 2013 entrou em operação a SE

Manaus 230/138 kV – 150MVA, a LT 138 kV Manaus –

Cachoeira Grande C1 e a SE Cachoeira Grande 138/13,8

kV – 60 MVA.

Figura 39 – Configuração Atual

Para esta configuração, é necessário restringir o fluxo

pela interligação TMM em até 100 MW, em razão da

vulnerabilidade desse sistema e das incertezas quanto ao

número de desligamentos do novo sistema de 500 kV.

Dessa forma faz-se necessário manter em operação todo

o parque térmico atual de Manaus.

A Figura 41, a seguir, mostra o seccionamento completo

na SE Lechuga e a entrada em operação da SE Jorge

Teixeira 230 / 138 kV – 2 X 150 MVA suprindo a

SE Mutirão através da LT 138 kV Jorge Teixeira - Mutirão

e a LT 138 kV Mutirão – Cachoeira Grande. Além dessas

obras, o sistema de Manaus também contará com a LT

230 CD Jorge Teixeira – Mauá 3 e SE Mauá 230/138 kV –

3 x 150 MVA.

Figura 40 – Configuração prevista para abril/2014

Para esta configuração, considerando-se o término da

fase inicial de operação, com expectativas de

desempenho favorável na interligação TMM, será

possível elevar o limite na interligação, embora continue

sendo necessário manter em operação todo o parque

térmico atual de Manaus.

A Figura 42, a seguir, mostra a configuração após a

entrada da SE Mauá 3, que elimina a restrição do

somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em

Manaus.

Figura 41 – Configuração prevista para maio/2014

A partir desta configuração, a contingência mais severa

para atendimento a Manaus passa a ser a perda da

própria interligação 500 kV, ficando o seu fluxo limitado

a 50% da carga de Manaus. Essa operação implica num



18

montante de geração térmica que poderá ser atendido

pelas usinas a gás da região.

Está prevista, a partir setembro de 2014, a expansão do

parque gerador térmico de Manaus, com a entrada em

operação da nova UTE Mauá 3, primeiramente em ciclo

aberto de operação, com duas unidades a gás de 187,50

MW cada, totalizando uma geração de 375 MW.

A partir de abril de 2015, esta nova UTE operará em ciclo

combinado pleno, com entrada em operação da terceira

unidade a vapor de 208 MW, disponibilizando 570 MW.

Ressalta-se que somente após a entrada em operação

desta UTE poderão ser desativadas todas as usinas

movidas a óleo combustível atualmente alugadas pela

EAME.

10. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO

MADEIRA

O complexo de geração no Madeira é composto pelas

usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas

no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na

capacidade instalada do SIN uma potência de 6.900 MW,

sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades

geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades

geradoras), com previsão de motorização plena em 2016.

A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um

sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta

Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ±

600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e

Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375

km.

A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV

do Acre – Rondônia é realizada por uma estação

conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400

MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 43.

Figura 42 – Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio

(casa de força da Margem Direita) foram integradas ao

sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de

um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A

integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN

ocorreu em março de 2013.

Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas

vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram

elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com

perda de altura de queda e consequentemente, redução

de potência na UHE Santo Antônio.

Dessa forma, foi mantido em operação o 1°Bipolo

(configuração monopolar) em paralelo com o

Transformador Provisório, com a estação Back-to-Back

desligada.

Na segunda quinzena do mês de fevereiro verificou-se

nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio

agravando a redução da queda levando ao desligamento

de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo

Madeira para o atendimento aos estados do Acre e

Rondônia foi realizado através do Transformador

Provisório 500/230 kV – 465 MVA escoando a geração da

UHE Jirau que já conta com quatro unidades em

operação comercial. A UTE Termonorte II foi despachada

em função das condições energéticas vivenciadas pelo

país neste início de ano.

A partir de maio de 2014, com a finalização dos testes do

GSC com o Back-to-Back e 1º Bipolo na configuração

bipolar será possível utilizar a capacidade plena do 1°



19

Bipolo, ou seja, 3.150 MW, a depender da geração

disponível no Complexo do Madeira.

Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas

usinas são consideradas a fio d’água, isto é, não possuem

reservatórios para armazenamento de água. Portanto,

seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal

de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica

abundante no primeiro semestre (período chuvoso),

podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e

reduzida no segundo semestre (período seco), podendo

gerar, em média, 2.000 MWméd.

Em sua configuração final, esse regime de geração

impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do

SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores

níveis de armazenamento.

11. ESCLARECIMENTOS SOBRE A AVALIAÇÃO DE

DESEMPENHO ENERGÉTICO DO SIN

Considerando os resultados relativos aos riscos de déficit,

obtidos na simulação final do deck preliminar do NEWAVE

do PMO de março/2014, este Operador consultou o CEPEL

quanto à coerência destes resultados, embora estes não

tenham influência na construção da política de operação –

Função de Custo Futuro (FCF) utilizada no processo de

cálculo dos custos marginais de operação e,

consequentemente, na política de operação energética no

SIN, finalidade dos Programas Mensais de Operação e suas

Revisões.

Neste contexto, é apresentada a seguir a abordagem

conceitual do CEPEL quanto à avaliação solicitada pelo ONS.

“Planejamento da Operação

A otimização da operação do Sistema

Interligado Nacional -SIN é feita com base

em diversos fatores, tais como: condições

hidrológicas; energia armazenada;

previsão da demanda de energia; custos

de combustíveis; custo do déficit; entrada

de novos projetos e disponibilidade dos

equipamentos de geração e transmissão.

Os modelos computacionais utilizados

determinam o despacho ótimo de geração

e os intercâmbios de energia,

considerando uma estratégia que

minimiza o valor esperado do custo total

de operação ao longo de todo o horizonte

de planejamento, e mecanismos de

aversão a risco. São ainda obtidos os

Custos Marginais de Operação (CMOs)

para cada período e submercado, que

formam a base dos Preços de Liquidação

de Diferenças (PLDs). Neste

procedimento, busca-se uma solução de

compromisso entre a segurança e os

impactos nos custos de operação do

sistema, com reflexos na formação do PLD

e na expansão do sistema.

Em sistemas hidrotérmicos, a estratégia

de operação visa antecipar o despacho de

geração térmica com custos unitários de

operação (CVUs) mais baixos, com o

intuito de evitar o atingimento, no futuro,

de níveis indesejáveis de armazenamento

nos reservatórios das usinas hidroelétricas

e, com isso, minimizar o risco de déficits

de energia, mas sem onerar em demasia

os custos de operação do sistema.

A avaliação conjuntural do desempenho

de um sistema com base hidroelétrica é

fortemente influenciada pelo volume de

partida dos reservatórios, e,

principalmente, pela tendência

hidrológica, i.e., as afluências nos últimos

meses. Assim, a avaliação conjuntural do

desempenho do sistema, e de riscos de

déficit associados, deve ser feita de forma

muito cuidadosa, especialmente nos

períodos de transição hidrológica, devido

à forte influência da tendência do período

hidrológico anterior. Dada a sua grande

incerteza, esta cautela deve ser ainda

maior quando o período úmido ainda não

está caracterizado, uma vez que os

resultados ficam comprometidos.

Custo de Déficit

Entre outros parâmetros, a política de

operação do sistema hidrotérmico

brasileiro é construída considerando uma

Curva de Custo de Déficit em 4

patamares. Uma conseqüência da

utilização desta curva são custos totais de

operação e PLDs menores, e ocorrência,

com mais intensidade, de “racionamentos

preventivos”. Outra conseqüência é que



20

nas análises de desempenho do sistema,

estes racionamentos preventivos têm

como reflexo um aumento nos riscos de

déficits. Assim, a interpretação dos riscos

de déficit considerando o racionamento

preventivo deve ser feita de maneira

cuidadosa, lembrando que estão

associados a uma estratégia de

implementação computacional nos

modelos e não tendo uma relação direta

com um efetivo racionamento de energia.

A avaliação de desempenho do sistema,

após o cálculo da política de operação,

também deve ser feita desconsiderando-

se o racionamento preventivo. Outra

forma de se mensurar o impacto do

racionamento preventivo é a utilização de

um único patamar de déficit, com um

valor equivalente à curva de déficit de

quatro patamares. Por exemplo, o PDE e o

PEN adotam um valor único

(R$ 3.100,00/MWh) onde, por construção,

se elimina grande parte dos

racionamentos preventivos.

Séries Sintéticas de Afluências

As séries sintéticas de vazões afluentes

aos reservatórios das usinas hidroelétricas

são construídas com base no histórico

disponível de vazões (que compreende o

período de 1931 a 2013) e adotando-se

um modelo estocástico auto-regressivo

periódico. A cada mês, a vazão é obtida

como uma função de p vazões dos meses

anteriores à qual se soma um termo

aleatório; o valor de p varia por mês e por

usina hidroelétrica. As séries sintéticas

permitem representar secas de longa

duração, assim como vazões mais

otimistas e pessimistas que as observadas

no histórico, mas igualmente prováveis.

No PMO de cada mês, para cálculo da

política de operação, i.e., cálculo da

Função de Custo Futuro (FCF), as séries

sintéticas são construídas condicionadas

às últimas vazões observadas (geração

condicionada). No PMO do próximo mês,

são incorporadas as vazões observadas

durante o mês e novas séries sintéticas de

afluências são geradas. Esse

procedimento, permite que as séries

sintéticas geradas incorporem tendências

de curto-prazo que podem ou não se

concretizar. Caso não se concretizem, no

PMO do próximo mês esta tendência

adotada é atualizada e novas séries

sintéticas são produzidas e empregadas

no cálculo da nova FCF.

Para a avaliação de desempenho do

sistema períodos a frente é necessário

utilizar também séries sintéticas de

afluências com outras possibilidades de

tendência hidrológica, mas também

prováveis (geração não condicionada).

Entretanto, se a tendência é extrema, seja

favorável ou desfavorável, e apresenta

muito baixa ou até mesmo nenhuma

representatividade no histórico, as séries

sintéticas geradas podem apresentar

menor aderência ao histórico de

afluências observadas. Nesses casos,

recomenda-se que a avaliação de

desempenho do sistema períodos a frente

seja feita a partir de séries sintéticas de

afluências não condicionadas e de

históricas.

As séries históricas propiciam uma análise

complementar do desempenho do

sistema, considerando-se diretamente o

conjunto de séries observadas, i.e., de

1931 a 2013. Essa análise permite avaliar

o desempenho do sistema para um

conjunto de séries não condicionada a

situações muito específicas, que estão

ocorrendo e que podem se alterar, e sem

os pressupostos de modelagem.

Análise do Histórico de Afluências para o

Mês de Fevereiro

As figuras abaixo apresentam, para o mês

de fevereiro, a correlação entre as

energias naturais afluentes (ENAs) para

os subsistemas SE/NE, SE/S, SE/N, NE/N,

NE/S e SE/NE/S, obtidas a partir do



21

histórico de afluências compreendido o

período 1931 a 2014.

Observa-se a partir dessas figuras que a

ENA multivariada para o mês de fevereiro

de 2014 corresponde a um evento

extremo com relação aos registros

observados para este mês.

Adicionalmente, o modelo autorregressivo

periódico ajustado para o mês de março

de 2014 corresponde a um AR(1) para os

subsistemas SE, NE e N, e AR(3) para o

subsistema S.

Em decorrência, foram gerados, para os

susbsistemas SE e NE, séries sintéticas

condicionadas de afluências bastante

pessimistas.

Assim, dado que as ENAs observadas para

o mês de fevereiro de 2014 correspondem

a um ponto extremo com relação ao

histórico observado, para o PMO de

Março de 2014 recomenda-se que a

avaliação de desempenho do sistema seja

feita a partir de séries sintéticas de

afluências não condicionadas e de séries

históricas.

Por outro lado, não há empecilho para o

emprego das séries sintéticas de

afluências condicionadas para o cálculo

da política de operação e da FCF, assim

como do PLD.”

Vale destacar que, este Operador utiliza como instrumento

de avaliação de desempenho da operação do SIN o Plano da

Operação Energética – PEN, que é elaborado, a cada ano, ao

final da estação chuvosa, para permitir mitigar as incertezas

inerentes às condições de armazenamento inicial e ao

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 0,5 1 1,5 2 2,5

No

rde

ste

Sudeste

% MLT Histórica - mês FEV - (1931 a 2012)

Série1

2014

1971

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

0 0,5 1 1,5 2 2,5

Sul

Sudeste


Série1

25/fev

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 0,5 1 1,5 2 2,5

No

rte

Sudeste


Série1

25/fev

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 0,5 1 1,5 2 2,5

No

rte

Nordeste


Série1

2014

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

No

rde

ste

Sul


Série1

2014

0

1

2

3 0

1

2

3

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Nordeste

Série Histórica FEV [%MLT]

Sudeste

Sul



22

comportamento das vazões ao longo do período úmido do

ano em curso, sendo também, pelos conceitos expostos

anteriormente, desconsiderada a tendência hidrológica.

Assim, o ONS para eliminar a influência dos “racionamentos

preventivos” na avaliação dos riscos de déficit, no PEN

adota uma Função Custo de Déficit com um único patamar,

idêntico ao do Plano Decenal de Expansão – PDE elaborado

pela MME/EPE.

Além disso, considerando a característica estrutural das

avaliações realizadas no âmbito do PEN, adota-se a geração

de cenários não condicionada ao passado recente (sem o

uso de tendência hidrológica).

Desta forma, os índices de desempenho do sistema, tais

como os riscos de déficit e custos marginais de operação,

não são influenciados pela situação conjuntural do sistema,

principalmente quando de situações extremas.

12. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão

disponíveis no site do ONS

(http://www.ons.org.br/operacao/apresentacoesPMO.aspx).

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através

do contato da Gerência de Programação Energética –

GPD1, pelos tels: (21) 3444-9518 / 9307 e pelo email

[email protected]

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o

email: [email protected]

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]



23

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 0,01 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

SOL 0,01 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0

ANGRA 2 19,59 1350,0 1350,0 1350,0 0,0 0,0 0,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0

ANGRA 1 23,29 640,0 640,0 640,0 0,0 0,0 0,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0

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

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

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

ATLANTICO 134,37 235,2 235,2 235,2 0,0 0,0 0,0 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2

LC.PRESTES 142,01 245,0 245,0 245,0 245,0 245,0 245,0 245,0 245,0 245,0

BAIXADA FL 146,37 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0 344,0

ST.CRUZ NO 165,35 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0

L.BRIZOLA 166,05 65,0 65,0 65,0 915,0 915,0 915,0 980,0 980,0 980,0 980,0 980,0 980,0

COCAL 167,94 0,0 0,0 0,0

PIE-RP 177,58 0,0 0,0 0,0

JUIZ DE FO 188,54 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0 83,0

W.ARJONA 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0

BLSOBRINHO 218,71 355,0 355,0 355,0 355,0 355,0 355,0 355,0 355,0 355,0

EUZEBIO.RO 232,82 35,0 35,0 35,0 105,1 105,1 105,1 140,1 140,1 140,1 140,1 140,1 140,1

LUIZORMELO 253,59 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0

AUR.CHAVES 259,87 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

NORTEFLU 4 287,43 10,0 10,0 10,0 110,0 110,0 110,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

ST.CRUZ 34 310,41 0,0 0,0 0,0

FGASPARIAN 320,92 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9

M.LAGO 385,44 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0 880,0

CUIABA CC 463,79 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0 490,0

PIRAT.12 O 470,34 0,0 0,0 0,0

R.SILVEIRA 523,35 0,0 0,0 0,0

TNORTE 2 551,09 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0 340,0

VIANA 612,72 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6

IGARAPE 645,30 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

PALMEIR_GO 777,38 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4 140,4

DAIA 789,67 0,0 0,0 0,0

GOIANIA 2 859,48 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0

CARIOBA 937,00 0,0 0,0 0,0

UTE BRASIL 1047,38 0,0 0,0 0,0

XAVANTES 1144,94 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7

3185,2 3185,2 3185,2 5649,7 5649,7 5649,7 8834,9 8834,9 8834,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 8834,9 8834,9 8834,9


CANDIOTA_3 60,33 350,0 350,0 350,0 0,0 0,0 0,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0

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

P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

J.LACER. C 138,13 335,0 335,0 335,0 0,0 0,0 0,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0

J.LACER. B 167,48 240,0 240,0 240,0 0,0 0,0 0,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0

J.LAC. A2 168,00 120,0 120,0 120,0 0,0 0,0 0,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

CHARQUEADA 180,65 9,0 9,0 9,0 45,0 45,0 45,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0

MADEIRA 215,64 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6

J.LAC. A1 222,06 70,0 70,0 70,0 0,0 0,0 0,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0

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

FIGUEIRA 373,45 8,5 8,5 8,5 0,0 0,0 0,0 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5

S.TIARAJU 674,64 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4

ARAUCARIA 695,81 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0

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

URUGUAIANA 740,00 0,0 0,0 0,0

NUTEPA 780,00 0,0 0,0 0,0

1232,5 1232,5 1232,5 686,0 686,0 686,0 1918,5 1918,5 1918,5 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1918,5 1918,5 1918,5

REGIÃO SUL

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO

TOTAL SE/CO

TOTAL SUL

TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

REGIÃO SE/CO

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

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



24


TERMOPE 70,16 348,8 348,8 348,8 146,2 146,2 146,2 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0

FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6

P.PECEM1 117,56 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0

P.PECEM2 125,16 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0

C.FURTADO 205,25 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9

TERMOCEARA 236,36 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

R.ALMEIDA 258,85 68,0 68,0 68,0 68,0 68,0 68,0 68,0 68,0 68,0

JS_PEREIRA 287,83 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1

PERNAMBU_3 453,11 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0 188,0

MARACANAU 595,47 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0

TERMOCABO 605,22 34,1 34,1 33,0 34,1 34,1 33,0 34,1 34,1 33,0

TERMONE 607,83 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

TERMOPB 607,83 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

CAMPINA_GR 612,73 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0 164,0

SUAPE II 625,25 336,0 291,9 0,0 336,0 291,9 336,0 291,9 0,0

GLOBAL I 690,04

GLOBAL II 690,04

ALTOS 725,25

ARACATI 725,25

BATURITE 725,25

C.MAIOR 725,25

CAUCAIA 725,25

CRATO 725,25

IGUATU 725,25

JUAZEIRO N 725,25

MARAMBAIA 725,25

NAZARIA 725,25

PECEM 725,25

CAMACARI G 732,99

BAHIA_1 742,77

CAMACAR_MI 844,29

CAMACAR_PI 844,29

CAMACARI 915,17

PETROLINA 926,31

POTIGUAR_3 1021,71

POTIGUAR 1021,73

PAU FERRO 1132,75

TERMOMANAU 1132,75

348,8 348,8 348,8 3317,9 3273,8 2980,8 3666,7 3622,6 3329,6 0 0 0 0,0 0,0 0,0 3666,7 3622,6 3329,6


C. ROCHA 0,01 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0

JARAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0

MANAUARA 0,01 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9

PONTA NEGR 0,01 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0

TAMBAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0

PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3

P. ITAQUI 119,80 360,0 360,0 199,0 360,0 360,0 199,0 360,0 360,0 199,0

MARANHAO V 152,08 337,6 337,6 337,6 0,0 0,0 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6

MARANHAOIV 152,08 337,6 337,6 337,6 0,0 0,0 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6

N.VENECIA2 160,61 176,2 176,2 176,2 0,0 0,0 176,2 176,2 176,2 176,2 176,2 176,2

APARECIDA 302,19 150,0 150,0 150,0 0,0 0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0

MAUA B3 411,92 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

MAUA B4 449,98 70,0 70,0 70,0 70,0 0,0 70,0 70,0 70,0 70,0

MAUA B5B 590,42 28,0 28,0 28,0 28,0 0,0 28,0 28,0 28,0 28,0

DISTRITO A 611,14 19,0 19,0 19,0 19,0 0,0 19,0 19,0 19,0 19,0

GERAMAR1 612,71 159,2 143,0 159,2 143,0 159,2 143,0 0,0

GERAMAR2 612,71 159,2 0,0 159,2 159,2 0,0 0,0

MAUA B5A 616,42 28,0 28,0 0,0 0,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0

FLORES 1 618,81 20,0 20,0 0,0 0,0 20,0 4,1 20,0 20,0 4,1

DISTRITO B 622,60 18,0 18,0 0,0 18,0 18,0 18,0 0,0

FLORES 3 631,82 20,0 20,0 0,0 20,0 20,0 20,0 0,0

FLORES 2 636,82 0,0 0,0 20,0 12,1 20,0 12,1 0,0

FLORES 4 639,79 0,0 18,0 18,0 0,0 0,0

IRANDUBA 654,56 0,0 7,1 7,1 0,0 0,0

CIDADE NOV 654,63

MAUA B6 657,05

MAUA B7 659,10

SAO JOSE 1 660,35

SAO JOSE 2 660,35

MAUA B1 844,72

APAR B1TG6 926,82

ELECTRON 1165,12

1423,3 1423,3 1423,3 937,7 676,3 255,3 2361,0 2099,6 1678,6 0 0 0 45,1 98,1 149,1 2406,1 2197,7 1827,7TOTAL NORTE

GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTETÉRMICAS

CVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL.

TOTAL UTE

REGIÃO NORDESTE

REGIÃO NORTE

TOTAL NE

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

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

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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ...E750F5B8-84EE... · Semana Operativa de 01/03/2014 a 07/03/2014 1. APRESENTAÇÃO Na semana entre 22 e 28 de fevereiro