relatório executivo do programa mensal de operação revisão ... relatório executivo do programa...

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 proi bida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

1

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

Revisão 2 do PMO de Julho Semana Operativa de 14/07 a 20/07/2012

1. APRESENTAÇÃO

A dinâmica dos processos conduzidos pelo ONS tem

como premissa a consistência, transparência e a

reprodutividade, bem como a agilidade na comunicação

com os Agentes Setoriais e a Sociedade.

Neste contexto, às 15:00 horas de hoje foi

disponibilizada a primeira versão do Sumário Executivo

do Programa Mensal de Operação e suas Revisões com

uma formatação ágil, para prover os principais resultados

deste processo. Este documento terá como meta sua

divulgação até as 15:00 horas das sextas-feiras.

Por sua vez, a versão completa deste documento, o

Relatório do Programa Mensal de Operação e suas

Revisões, onde se busca um maior detalhamento das

informações que impactam os resultados do PMO,

continuará sendo emitido em sua sistemática atual.

Por oportuno, informamos que em 12/07/2012 (quinta-

feira) foi realizada no Escritório Central do ONS, com

videoconferência para Recife, Brasília e Florianópolis,

uma reunião com os Agentes Setoriais, ANEEL, MME e

CEPEL, na qual o ONS efetuou uma análise do processo

de cálculo dos CMOs dos meses de junho e julho, face às

variações verificadas neste parâmetro no referido

período.

Na reunião foram abordadas análises a respeito da

Função de Custo Futuro dos meses de junho e julho, da

evolução semanal dos CMOs, das previsões de vazões e

geração de cenários, além do acoplamento

NEWAVE/DECOMP e sensibilidades paramétricas

associadas a estas análises.

Outrossim, esperamos ter atendido as expectativas dos

Agentes com a emissão de mais este instrumento de

comunicação dos resultados dos processos conduzidos

pelo ONS.

Não obstante, estamos à disposição para a incorporação

de aprimoramentos que venham a se fazer necessários

ao longo do tempo.

2. NOTÍCIAS

Em 30/06: Entrada em operação do 4º transformador da SE Bandeirantes 345/230 kV. Com isso, não haverá a necessidade de despacho das UTE´s Goiania II e Xavantes, com impactos diretos na redução dos Encargos de Serviço do Sistema.

Em 17/07: Apresentação do Plano de Operação Energética do SIN – PEN.

Em 18/07: Apresentação do Plano de Operação Elétrica do SIN – PEL.

Em 26 e 27/07: Reunião de elaboração do PMO de Agosto e apresentação da Metodologia CVAR.

Em encaminhamento à ANEEL a NT RESTRIÇÕES ELÉTRICAS INTRASUBSISTEMAS COM IMPACTO NOS LIMITES DE INTERCÂMBIO, em atendimento a REN nº477 da ANEEL.

Em 10/07 foram enviados à ANEEL os últimos estudos de revisão das séries de vazões naturais para autorização de seu uso pelo ONS nos processos de planejamento e programação da operação. Com isto, foi concluída a última etapa do processo de revisão das séries de vazões naturais nas bacias do SIN (processo iniciado em 2002). Estes últimos estudos contemplaram as bacias dos rios Araguari, Curuá-Una, Madeira, Uatumã, Itabapoana, Mucuri, Paraguaçu, Paraguai, Ribeira do Iguape, Paraíba do Sul e do Ribeirão das Lajes.

Entrada em operação comercial da UG2 da UHE Passo São João, completando o total de UGs dessa UHE.

3. AVALIAÇÃO DOS IMPACTOS DAS PRINCIPAIS

PREMISSAS NA CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE

CUSTO FUTURO

Para avaliação dos impactos das principais premissas

para a elaboração do deck de julho/2012 foi feita uma

análise de sensibilidade. A partir do deck PMO

Junho/2012, estas premissas foram sendo atualizadas de

forma incremental na seguinte ordem: tendência

hidrológica e armazenamentos iniciais (Caso 1) e oferta

hidrotérmica (Caso 2). Os CMOs médios anuais para cada

um destes casos e para o PMO de junho e julho de 2012


2

são apresentados a seguir, onde se observa alta

influência da tendência hidrológica na redução dos

montantes de CMO. Estes gráficos foram obtidos

adotando-se os resultados da simulação final com 2000

séries sintéticas de energia natural afluente.

Figura 1 – CMO médio anual para os casos de sensibilidade

A seguir são apresentados os gráficos contendo o valor

esperado do CMO médio mensal, para o segundo

semestre do ano de 2012. Observa-se o mesmo

comportamento visto nos CMOs médios anuais.

Figura 2 – CMO médio anual para os casos de sensibilidade

Para complementar esta análise, são apresentadas a

seguir as distribuições acumuladas para os custos

marginais de operação oriundos da simulação final do

Newave, considerando 2000 séries sintéticas de ENA,

para os meses de julho e agosto de 2012, onde há o

acoplamento entre os modelos Newave e Decomp.

Através destes gráficos, observa-se a clara redução do

CMO, em todos os subsistemas, em função da

atualização da tendência hidrológica e armazenamentos

iniciais (Caso1). As demais alterações não causaram

alterações significativas nos resultados de CMO.

Figura 3 – FDA para o CMO do mês de julho de 2012

Figura 4 – FDA para o CMO do mês de agosto de 2012

Informações mais detalhadas sobre os estudos

energéticos de médio prazo para o PMO de Julho/2012

estão disponíveis na Nota Técnica ONS

n° 109/2012, disponível na área dos agentes no site do

ONS (www.ons.org.br/agentes).

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA A

ELABORAÇÃO DO PMO

4.1 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.

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

0

50

100

150

200

250

2012 2013 2014 2015 2016

R$

/MW

h

CMO Médio Anual - SUDESTE

PMO jun/12 Caso 1 Caso 2 PMO jul/12

0

50

100

150

200

250

2012 2013 2014 2015 2016

R$

/MW

h

CMO Médio Anual - SUL


0

50

100

150

200

250

2012 2013 2014 2015 2016

R$

/MW

h

CMO Médio Anual - NORDESTE


0

50

100

150

200

250

2012 2013 2014 2015 2016

R$

/MW

h

CMO Médio Anual - NORTE


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


3

chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim,

entendemos ser de fundamental importância as análises

de clima e tempo no contexto do SIN.

4.1.1 Condições Antecedentes

Nesta semana a atuação de duas frentes frias ocasionou

chuva moderada nas bacias dos rios Uruguai e

Paranapanema e chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí,

Iguaçu, Tietê e Paraná (calha principal). Nas demais

bacias do SIN não ocorreu precipitação ou os totais

observados foram muito baixos (Figura 5).

Figura 5 - Chuva observada no período de 07 a 13 de julho de 2012

Com a continuidade da estiagem na maior parte das

bacias do SIN, as ENAs estimadas para a 2ª semana

operativa de julho apresentam uma redução em relação

à primeira semana operativa em todos os subsistemas,

exceto o NE, aonde as afluências se mantiveram estáveis.

No SE/CO esta queda deve ser de 32.980 MWmed (153%

MLT) para 26.571 MWmed (127% MLT). No Sul, aonde

houve uma significativa recuperação das afluências na

bacia do rio Uruguai nesta semana operativa, o

decaimento deve ser pequeno, de 9.068 MWmed (90%

da MLT) para 8.458 MWmed (83% MLT). No Norte, a

redução da primeira para a segunda semana operativa

deve ser de 2.415 MWmed (82% MLT) para 2.158

MWmed (80% MLT). No Nordeste, houve um ligeiro

crescimento de 2.697 MWmed (65% MLT) na primeira

semana para 2.738 MWmed (68% MLT) na segunda.

4.1.2 Previsão para Julho

Para a próxima semana a previsão é de que a atuação de

uma frente fria e de áreas de instabilidade ocasione

chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Grande,

Paraíba do Sul e chuva moderada nas bacias dos rios

Paranapanema, Paraná (calha principal) e Tietê. Nas

demais bacias a previsão é de ausência de precipitação

ou de totais muito baixos ao longo da semana (Figura 6).

Vale ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São

Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios

Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada

como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a

previsão de afluências para a próxima semana.

Figura 6 - Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a período de 15 a 21 de julho de 2012

Prevê-se que na próxima semana operativa, de 14 a

20/07/2012, as afluências continuem em recessão em

todos os subsistemas, com valores previstos para as

ENAs de 23.212 MWmed (111% da MLT) no SE/CO, de

7.223 MWmed (71% da MLT) no Sul, de 2.534 MWmed

(63% da MLT) no NE e de 1.977 MWmed (74% da MLT)

no Norte.

A previsão de ENAs para o fechamento do mês de julho

foi revista no subsistema SE/CO de 26.086 MWmed

(122% MLT) para 25.437 (121% MLT), no Sul de 9.063

MWmed (89% MLT) para 8.304 MWmed (81% MLT), no

NE de 2.653 MWmed (66% MLT) para 2.555 MWmed

(64% MLT) e no Norte de 2.176 MWmed (81% MLT) para

2.037 MWmed (76% MLT). As Figuras a seguir ilustram as

alterações nas afluências previstas nesta revisão em

relação ao PMO.


4

Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - Revisão 2 do PMO de Julho/2012

Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - Revisão 2 do PMO de Julho/2012

Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - Revisão 2 do PMO de Julho/2012

Figura 10 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - Revisão 2 do PMO de Julho/2012

4.2 Cenários gerados para a Revisão 2 do PMO

Julho/2012

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários gerados na Revisão 2 do PMO do mês de julho

para acoplamento com a FCF do mês de agosto/2012.

São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes

e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de

ENAs.

Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/2012

26.412

26.571

23.212

21.59222.229

32.240

37.48838.643

47.694

33.397

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

02/06-08/06 09/06-15/06 16/06-22/06 23/06-29/06 30/06-06/07 07/07-13/07 14/07-20/07 21/07-27/07 28/07-03/08

EN

A (M

Wm

ed

)

REGIÃO SUDESTE - ENAs - JULHO/2012 - RV2

ENA semanal prevista na REV1

ENA semanal prevista

ENA semanal estimada

ENA semanal verificada

8.541

8.458

7.223

8.560 8.330

11221

13926

17601

15017

9.068

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

02/06-08/06 09/06-15/06 16/06-22/06 23/06-29/06 30/06-06/07 07/07-13/07 14/07-20/07 21/07-27/07 28/07-03/08

EN

A (M

Wm

ed

)

REGIÃO SUL - ENAs - JULHO/2012 - RV2





2.778

2.738

2.5342.381 2.361

3.3883.194

3.2653.177

2.697

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

02/06-08/06 09/06-15/06 16/06-22/06 23/06-29/06 30/06-06/07 07/07-13/07 14/07-20/07 21/07-27/07 28/07-03/08

EN

A (M

Wm

ed

)

REGIÃO NORDESTE - ENAs - JULHO/2012 - RV2





2.306

2.158

1.9771.820 1.741

3.704

3.282

2.861

2.683

2.415

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

02/06-08/06 09/06-15/06 16/06-22/06 23/06-29/06 30/06-06/07 07/07-13/07 14/07-20/07 21/07-27/07 28/07-03/08

EN

A (M

Wm

ed

)

REGIÃO NORTE - ENAs - JULHO/2012 - RV2





0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/2012

REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2


5

Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sudeste na Revisão-2 do PMO de Julho/2012 para o mês de agosto

Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/2012

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sul na Revisão-2 do PMO de Julho/2012 para o mês de agosto

Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/2012

Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Nordeste na Revisão-2 do PMO de Julho/2012 para o mês de agosto

Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/2012

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/2012

PMO RV1 RV2

0%

100%

200%

300%

400%

500%

600%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/2012


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 100% 200% 300% 400% 500% 600%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/2012

PMO RV1 RV2

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/2012


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 AGO/2012

PMO RV1 RV2

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/2012



6

Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Norte na Revisão-2 do PMO de Julho/2012 para o mês de agosto

Os valores da MLT das energias naturais afluentes para

os meses de julho e agosto são apresentados na tabela a

seguir.

4.3 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF

A otimização do Planejamento da Operação tem por

função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo

Total de Operação do Sistema no período de

planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,

a cada mês, em função de até 28 variáveis de estado do

sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema. Em função da ordem do

modelo gerador de cenários, nem todas as afluências

possuem coeficientes significativos em todos os meses.

No mês de acoplamento, Agosto/2012, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

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

Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x

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

subsistema, dos 353 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de

agosto, na Revisão-2 do PMO de Julho/2012.

Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/2012 – Subsistema SE/CO

Figura 20 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/2012 – Subsistema Sul

Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/2012 – Subsistema NE

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 NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/2012

PMO RV1 RV2

Subsistema MLT (MWmed)

Julho Agosto

Sudeste 20.994 17.637

Sul 10.232 9.576

Nordeste 4.015 3.502

Norte 2.688 1.916

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/2012CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0% 100% 200% 300% 400% 500% 600%

CM

O (

R$

/MW

h)

REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/2012CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0% 100% 200% 300% 400% 500% 600%

CM

O (

R$

/MW

h)

REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/2012CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR



7

Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/2012 – Subsistema Norte

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão

correlacionando os custos marginais de operação dos

cenários no final do mês de agosto/2012 do subsistema

Sudeste com os CMOs dos demais subsistemas para a

Revisão 2 do PMO de Julho/2012.

Figura 23 - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de agosto/2012

A análise o dos gráficos acima mostra que, na região

consultada, as principais variáveis de estado que

influenciam os CMOs de todos os subsistemas, ao final

de agosto, são as Energias Armazenada e Natural

Afluente do subsistema Sudeste. Vale ainda destacar

que, a partir da análise dos gráficos acima, observa-se a

possibilidade de descolamento dos CMOs da Região Sul

em relação às demais quando da ocorrência de vazões

altas.

A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo

Newave possui atualmente 28 dimensões. Quatro são

relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as

demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes

mensais.

Devido ao número de dimensões não é possível visualizar

a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório

executivo do PMO publica cortes da FCF em três

dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de

cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo

vertical) obtido a partir de um par de estados compostos

pela Energia Armazenada e pela Energia Natural

Afluente, relativas ao mês posterior ao estágio

estocástico do Decomp.

Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os

subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por

subsistema, objetiva simplesmente a sua visualização.

A estimativa dos armazenamentos iniciais nos mostra

que, com exceção do Nordeste, iniciaremos a 3ª semana

operativa abaixo do previsto na revisão 1, como mostra a

tabela a seguir. No balanço geral do SIN esta queda no

ponto de partida do armazenamento indica um aumento

nos CMOs.

Tabela 1 – Armazenamentos iniciais da 3ª semana operativa do PMO Julho/2012

As previsões das ENAs também indicam aumento nos

CMOs, à medida que estão menos otimistas do que as

previsões da revisão 1.

Na tabela a seguir, estão descritas as diferenças entre

ENAs de acoplamento das revisões 1 e 2, provocadas

pelas previsões destas duas revisões. Com exceção das

ENAs médias do Sul em agosto, todas as outras estão

mais baixas.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/2012CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Rev-2 do PMO do mês de Julho para acoplamento em Agosto/2012

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE

volume inicial

Previsto na RV1 Estimado na RV2

Sudeste 141919 140915 -1004

Sul 13517 13439 -78

Nordeste 32432 33209 777

Norte 13353 13174 -179

SIN -484

Diferença

Início da 3a Semana Operativa

Armazenamento (MW mês)


8

Tabela 2 – Diferenças nas ENAS de acoplamento entre as revisões 1 e 2

Através da tabela a seguir, podemos inferir a influência

das ENAs mensais nos valores da água. Vemos por

exemplo, que à medida que os cenários de ENAs do SE,

no segundo mês, se tornam mais úmidos, os CMOs são

pressionados para baixo. Para este subsistema, os outros

meses não causam qualquer influência direta. Já o

subsistema Norte possui uma resposta inversa às ENAs

previstas do primeiro mês, no sentido que, quanto

maiores forem estas ENAs, maior será o aumento no

valor da água.

Tabela 3 – Influência das ENAs mensais no acoplamento

O impacto das variações das previsões, principalmente

do Sul e Sudeste, estão ilustrados através das mudanças

de acoplamento do Norte e do Nordeste.

Figura 24 – Acoplamento na 1ª revisão do PMO de julho - Nordeste

Figura 25 – Acoplamento na 2ª revisão do PMO de julho - Nordeste

Figura 26 – Acoplamento na 1ª revisão do PMO de julho - Norte

Figura 27 – Acoplamento na 2ª revisão do PMO de julho - Norte

A variação nos valores da água entre as Revisões 1 e 2

estão dispostas na tabela a seguir.

Tabela 4 – Valor da água

Mwmed Mai Jun Jul Ago

Sudeste 0 0 -663 -696

Sul 0 0 -691 73

Nordeste 0 0 -104 -69

Norte 0 0 -165 -120

Diferenças na ENAs Médias Mensais

Mwmed Abr Mai Jun Jul Ago

Sudeste 0% 0% 0% 19% 81%

Sul 0% 0% 0% 0% 100%

Nordeste 0% 0% 16% 24% 60%

Norte 2% 2% 0% 23% 74%

Quanto maior a ENA mensal , menor o va lor da água

Quanto maior a ENA mensal , maior o va lor da água

Influência das ENAs mensais no Acoplamento

01000

20003000

40005000

6000

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

x 104

4

4.2

4.4

4.6

4.8

5

5.2

5.4

5.6

5.8

6

x 107

Acoplamento da RV1 do PMO de julho - NORDESTE

Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio)

Cu

sto

(R

$)

5.99e+007

5.07e+007

5.07e+007

4.74e+007

01000

20003000

40005000

6000

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

x 104

4

4.2

4.4

4.6

4.8

5

5.2

5.4

5.6

5.8

6

x 107

Acoplamento da RV2 do PMO de Julho - NORDESTE

Energia Armazenada (MW mês)Energia Natural Afluente (MW médio)

Cu

sto

(R

$)

6.17e+007

5.17e+007

5.18e+007

4.8e+007

0

1000

2000

3000

4000

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2

x 104

4

4.2

4.4

4.6

4.8

5

5.2

5.4

5.6

5.8

6

x 107

Acoplamento da RV1 do PMO de julho - NORTE

Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio)

Cu

sto

(R

$)

5.73e+007

5.27e+007

4.91e+007

4.77e+007

0

1000

2000

3000

4000

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2

x 104

4

4.2

4.4

4.6

4.8

5

5.2

5.4

5.6

5.8

6

x 107

Acoplamento da RV2 do PMO de Julho - NORTE

Energia Armazenada (MW mês)Energia Natural Afluente (MW médio)

Cu

sto

(R

$)

5.88e+007

5.39e+007

4.99e+007

4.83e+007

Acoplamento da RV1 na FCF

gerada no PMO de julho ao

final de agosto

Acoplamento da RV2 na FCF

gerada no PMO de julho ao

final de agosto

Cenários da RV1 Cenários da RV2

SE 99,53 112.53

S 91,18 104.83

NE 97,80 110.92

N 103,37 114.5

Valor da Água (R$/MWh)


9

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

1º Semana Operativa.

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os

limites destes utilizados na Revisão 2 do PMO de Julho.

Tabela 5 -Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2 do PMO de Julho/12

(A) DJ 500 kV US. L.GONZAGA C4/ CS-1 e CS-2 P.Dutra/ LT 500 kV

TERESINA II /P.DUTRA C-2

(B) SB A4 Itaipu 60Hz/ SB B Ivaiporã

(C) CS-1 e CS-2 P.Dutra

(D) SB B Ivaiporã/ Assis-Araraquara

(E) SB B Ivaiporã

(F) SB B Ivaiporã/ LT 500kV Ibiuna – Campinas

(G) SB B Ivaiporã/ BlackStart Itaipu 60Hz/ SB A4 Itaipu 60Hz

FLUXO PATAMAR Demais Semanas

Pesada 3.967 4.200

Média 3.964 4.200

Leve 3.805 4.200

Pesada 4.000 4.000

Média 4.000 4.000

Leve 3.705 (B) 4.000

Pesada 4.200 4.200

Média 4.066 (C) 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 3.850 3.850

Média 3.850 3.850

Leve 3.850 3.850

Pesada 1.000 1.000

Média 1.000 1.000

Leve 1.000 1.000

Pesada 5.100 5.100

Média 5.100 5.100

Leve 4.116 (B) 4.510

Pesada 9.200 9.200

Média 9.200 9.200

Leve 8.699 (D) 9.200

Pesada 5.650 5.650

Média 5.650 5.650

Leve 5.200 5.200

Pesada 7.000 7.000

Média 6.500 6.500

Leve 6.594 (E) 7.000

Pesada 6.133 6.300

Média 6.157 6.300

Leve 6.172 6.300

Pesada 7.200 7.200

Média 7.200 7.200

Leve 6.841 (G) 7.200

ITAIPU 60 Hz

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

FSM

ITAIPU 50 Hz

FMCCO

FCOMC

FSENE

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

FNE

EXPORT. NE

(A)

LIMITE DE INTERCÂMBIO (MWmed)

PMO jul/12 Revisão 2

Semana

(F)


10

4.5 Previsões de Carga

Tabela 6- Previsão da Evolução da carga para a Revisão 2 do PMO do mês de Julho/2012

4.6 Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

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

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para a Revisão 2 do PMO de Julho.

4.7 Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 7 -Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 1 e 2 do PMO Julho/12

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de Julho,

para a 0:00 h do dia 14/07. 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

Figura 28 - Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 14/07/2012 a 20/07/2012

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 julho.

Figura 29 - CMO do mês de julho, valores médios semanais

Na tabela, estão apresentados os CMO, por patamar de

carga, para a semana operativa de 14 a 20/07/2012.

1ª 2ª 3ª 4ª 5ª

SIN 57.829 57.970 57.348

9.689

57.993

3.942

57.967

8.665

12.426

8.640

12.678 12.653 12.630

8.501

57.923

8.696

N / NE 12.601

NE 8.640

3.925 4.002

8.676

NORTE 3.961 3.988

9.719

45.544

35.527 35.840

12.582

3.934

45.341

9.752

35.65235.585SE/ CO 35.621

SUL 9.701 9.704 9.636

35.034

45.33745.340

SISTEMAS MENSALSEMANAS

44.670S / SE / CO 45.228

Rev. 1 PMO jul/12 Rev. 2 PMO jul/12

Armazenamento Final

Semana 2 (0:00 hs

14/jul)

Partida Informada

pelos Agentes (0:00

hs 14/jul)

SUDESTE/C.OESTE 70,7 70,2

SUL 68,9 68,5

NORDESTE 62,6 64,1

NORTE 89,3 88,1

Armazenamento Subsistema (%EARmáx)

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE

165 454

3648

4623

289410

4840

218

R$ 107,04/MWh R$ 107,04/MWh

R$ 107,04/MWh

R$ 107,04/MWh

915

N

S

SEMANA 3

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: JUL12_RV2_N-2_V

Caso 2

SE/CO S NE N

Pesada 109,08 109,08 109,08 109,08

Média 106,88 106,88 106,88 106,88

Leve 106,66 106,66 106,66 106,66

Tabela 8- CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 14/07/2012 a 20/07/2012


11

5.3 Energias Armazenadas

O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP, indicou os armazenamentos que são

mostrados na figura a seguir.

Figura 30 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Julho/2012

Os armazenamentos da figura acima estão expressos em

% da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,

cujos valores são mostrados na tabela a seguir.

Figura 31 - Energia Armazenável Máxima por subsistema

5.4 Tabela de geração térmica

(1) Considerada indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009.

(2) Despacho instruído antecipadamente, tendo por base metodologia vigente para despacho GNL

(3) Considerada indisponível, conforme declaração do agente.

5.5 Estimativa de Encargos

Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa do

custo de despacho térmico por restrição elétrica para a 3ª

semana operativa do mês de julho, sendo calculada pelo

produto da geração térmica prevista e a diferença entre o

CVU e o CMO.

Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2)

SUDESTE 72,5 71,2 70,0 69,4 68,4 67,6 62,7

SUL 68,1 68,1 68,0 66,6 64,0 60,5 51,9

NORDESTE 66,3 64,8 64,0 61,3 58,9 56,8 45,6

NORTE 94,4 91,2 88,0 85,8 83,5 81,2 71,6

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 DA REV2 DO PMO JUL/2012

Subsistema Energia Armazenável Máxima (MWmed)

Julho Agosto

Sudeste 200.734 200.734

Sul 19.618 19.618

Nordeste 51.808 51.808

Norte 14.908 14.953

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

PESADA 109,08 180 1.226.275,20R$

MÉDIA 106,88 150 5.082.078,00R$

LEVE 106,66 120 2.788.188,00R$

T. NORTE 2

SEMANA 1

487,56

Tabela 10 - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sul

Tabela 11 - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Nordeste

Tabela 9 - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sudeste

Pesada Media Leve

109,08 R$/MWh 106,88 R$/MWh 106,66 R$/MWh

CUIABA CC 492,0 0 (1) 0 (1) 0 (1) 6,27

ANGRA 2 1.350,0 1.350,0 1.350,0 1.350,0 19,28

ANGRA 1 640,0 640,0 640,0 640,0 24,27

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

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

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

ST.CRUZ NO 564,0 0 (2)(3) 0 (2)(3) 0 (2)(3) 74,75

LINHARES 204,0 204 (2) 204 (2) 204 (2) 110,18

TOTAL 3.950 2.690 2.690 2.690

R$/MWh

Capacidade

Instalada

(MW)

Despacho (MWmed)Custo

(R$/MWh)

SE/CO

Pesada Media Leve

109,08 R$/MWh 106,88 R$/MWh 106,66 R$/MWh

CANDIOTA_3 350,0 350,0 350,0 350,0 55,46

R$/MWh

Capacidade

Instalada

(MW)


(R$/MWh)

SUL

Pesada Media Leve

109,08 R$/MWh 106,88 R$/MWh 106,66 R$/MWh

TERMOPE 532,8 505,0 505,0 505,0 70,16

FORTALEZA 346,7 339,7 339,7 339,7 101,47

TOTAL 879,5 844,7 844,7 844,7

R$/MWh

Capacidade

Instalada

(MW)


(R$/MWh)

NORDESTE

Pesada Media Leve

L.C. PRESTES 386,0 335,8 335,8 335,8 118,60

G.L. BRIZOLA 1.058,3 998,0 - - 140,45

TOTAL 1.444,3 1.333,8 335,8 335,8

R$/MWh

Capacidade

Instalada

(MW)


(R$/MWh)

SE/CO

Tabela 12 - Tabela de Geração Térmica por POCP na Região Sudeste

Pesada Media Leve

J. LACERDA C 363,0 350,0 350,0 350,0 128,25

R$/MWh

Capacidade

Instalada

(MW)


(R$/MWh)

SUL

Tabela 13 - Tabela de Geração Térmica por POCP na Região Sul


12

5.6 Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo do resultado da

Revisão-2 do PMO para o mês de Julho/2012,

relacionando, ENA, EAR e CMO, para os quatro

subsistemas.

Figura 32 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 33 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Sul

Figura 34 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Nordeste

Figura 35 - Resumo da Revisão-2 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 desta revisão do PMO de Julho foi

realizada a partir de cinco casos.

O estudo inicial foi elaborado a partir da revisão anterior

excluindo a semana operativa de 07/07/2012 do período

de planejamento. A partir deste deck de dados foram

elaborados os demais estudos, onde os seguintes blocos

de dados foram sendo atualizados de forma incremental:

previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de

afluências e intervenções em equipamentos de

transmissão com impacto na definição dos limites de

fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas.

Os valores do CMO publicados nos resultados de cada

estudo estão reproduzidos graficamente, a seguir.

Figura 36 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO, Sul, Nordeste e Norte

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

PESADA 109,08 0 -R$

MÉDIA 106,88 16 542.088,32R$

LEVE 106,66 24 557.637,60R$

PESADA 109,08 0 -R$

MÉDIA 106,88 0 -R$

LEVE 106,66 8 185.879,20R$

150,00

TOTAL SE/CO 10.382.146,32R$

JUIZ DE FORA

VIANA 488,36

SEMANA 1

Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 E[AGO]

CMO (R$/MWh) 56,58 95,52 107,04 108,06 106,87 109,96

EAR(%EARmax) 72,5 71,2 70,0 69,4 68,4 67,6 62,7

ENA(%mlt) 152,0 127,0 111,2 103,5 114,3 113,6

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

Resultados da Rev.2 do PMO - SE - JUL/2012


CMO (R$/MWh) 56,58 95,52 107,04 108,06 106,87 108,94

EAR(%EARmax) 68,1 68,1 68,0 66,6 64,0 60,5 51,9

ENA(%mlt) 90,0 83,0 70,2 83,0 83,2 90,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

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 (

%)

Resultados da Rev.2 do PMO - S - JUL/2012


CMO (R$/MWh) 56,58 95,52 107,04 108,06 106,87 109,96

EAR(%EARmax) 66,3 64,8 64,0 61,3 58,9 56,8 45,6

ENA(%mlt) 65,0 68,0 70,2 64,6 62,6 67,4

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

Resultados da Rev.2 do PMO - NE - JUL/2012


CMO (R$/MWh) 56,58 95,52 107,04 108,06 106,87 109,96

EAR(%EARmax) 94,4 91,2 88,0 85,8 83,5 81,2 71,6

ENA(%mlt) 82,0 80,0 76,6 70,5 76,9 80,3

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

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 (

%)

Resultados da Rev.2 do PMO - N - JUL/2012

0,80

-0,38

1,04

11,380,00

-1,32

95,52 96,32 95,94 96,98108,36

108,36 107,04

Sem.2 Sem.3 Carga Armaz.Iniciais

Vazões Desligam.(1º Est.)

DemaisAtualiz.

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

CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 07/07 a 13/07/2012

CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 14/07 a 20/07/2012


13

7 SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a terceira semana operativa,

de 14 a 20/07/2012, 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 julho/2012.

A consideração do limite inferior a partir da 4ª semana

operativa resulta em uma ENA média mensal de

24.436 MWmed (111 %MLT) para o SE/CO, 6.684

MWmed (65 %MLT) para o Sul, 2.495 MWmed

(62 %MLT) para o NE e 2.014 MWmed (75 %MLT) para o

Norte.

Já a consideração do limite superior a partir da 4ª

semana operativa resulta em uma ENA média mensal de

26.448 MWmed (126 %MLT) para o SE/CO, 9.843

MWmed (96 %MLT) para o Sul, 2.615 MWmed (66

%MLT) para o NE e 2.059 MWmed (77 %MLT) para o

Norte.

Figura 37 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

8 ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À

DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO

DESSEM-PAT

Em virtude da redução da carga, em função das

temperaturas mais baixas, típicas para esta época do

ano, e do montante de geração térmica a ser despachado

por ordem de mérito na semana de 14/07 a 20/07/2012,

não há expectativa de despacho de geração térmica

complementar para atendimento à demanda horária.

9 CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão

disponíveis no site do ONS, na área dos agentes

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

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email [email protected]

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o

email: [email protected]

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

mailto:[email protected]

relatório executivo do programa mensal de operação revisão ... relatório executivo do programa...

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