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O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro Semana Operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014

1. APRESENTAÇÃO

O mês de dezembro foi caracterizado pela anomalia

positiva de precipitação nas bacias hidrográficas dos rios

São Francisco (incremental à UHE Sobradinho),

Tocantins, Doce e Jequitinhonha, devido à configuração

da Zona de Convergência do Atlântico Sul – ZCAS.

Em comparação ao mês de Novembro, o mês de

Dezembro apresentou afluências superiores em todos os

subsistemas, com exceção do subsistema Sul.

Na semana de 21 a 27 de dezembro, ocorreu

precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São

Francisco e Tocantins.

Na próxima semana, de 28 de dezembro de 2013 a 03 de

janeiro de 2014, a previsão é de que ocorra chuva fraca

nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu,

Paranapanema, Tietê e Paranaíba e fraca à moderada na

bacia do rio Grande e no trecho a montante da UHE Três

Marias. A bacia do rio Tocantins poderá apresentar

pancadas de chuva.

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$ 290,77/MWh para R$ 247,01/MWh.

No último dia 22, o reservatório da UHE Tucuruí atingiu a

cota 62,00 m, que permite o retorno pleno à operação da

Fase II desta usina. Tendo em vista o período de festas de

fim de ano, quando se verificam valores bem reduzidos

de carga, este retorno da Fase II está sendo programado

para o dia 02 de janeiro de 2014.

2. NOTÍCIAS

Em 30 e 31/01/2014: reunião de elaboração do PMO

Fevereiro de 2014 no prédio sede da CEDAE –

Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na

Av. Presidente Vargas, 2655 – Cidade Nova.

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 janeiro/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.

Figura 1 – Energia armazenada inicial em dezembro/13 e janeiro/14

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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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3.2. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências

hidrológicas consideradas para o PMO de janeiro/2014.

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

PMO dezembro/2013 PMO janeiro/2014

MÊS

SE/CO S NE N

SE/CO S NE N

Jun/13

151 194 63 88

Jul/13

145 146 58 86 145 146 58 86

Ago/13

109 178 53 80 109 178 53 81

Set/13

95 145 51 80 95 146 52 80

Out/13

111 103 60 78 111 103 60 78

Nov/13

83 73 44 85 83 71 47 85

Dez/13

98 89 84 80

PAR(p)

4 1 5 1 1 1 5 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 18/12/2013, são apresentadas nas

Tabelas 2 e 3, a seguir.

Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE

Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE

Adicionalmente, 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 foram 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.

Tabela 4 – Limites de escoamento de energia

UTE Subsistema Combustível

Potência

Total

(MW)

UG (MW)

Data de

entrada em

operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anteriorPernambuco III (PE)

(6)NE OCB1 200,8 UG 2 96,03 JAN/2014 +1 mês

MC2 Nova Venécia

(MA) (6)N Diesel 176,2 UG 2 7,40 FEV/2014 +1 mês

(6) 7º LEN (A-5/2008)

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 2 26,25 JAN/2014 +1 mês

UG 16 73,278 JAN/2014 +1 mês

UG 21 69,588 FEV/2014 +1 mês

UG 22 69,588 JAN/2014 +1 mês

UG 23 73,278 JAN/2014 +1 mês

UG 24 73,278 FEV/2014 +2 meses

UG 25 73,278 FEV/2014 +1 mês

UG 2 (UG30) 75,0 JAN/2014 +1 mês

UG 4 (UG02) 75,0 FEV/2014 +1 mês

UG 5 (UG40) 75,0 FEV/2014 +1 mês

UG 6 (UG39) 75,0 FEV/2014 +1 mês

UG1 116,7 JUN/2017 +2 meses

UG2 116,7 JUN/2017 +2 meses

UG3 116,7 JUN/2017 +2 meses

1 45,0 JAN/2016 -1 mês

2 45,0 MAR/2016 +1 mês

3 45,0 MAI/2016 +1 mês

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

(5) 7º LEN (A-5/2008) (9) 12º LEN (Leilão A - 3 de 17/08/2011) (10) 13º LEN ( A - 5 de 20/12/2011)

3.750,0

350,2

135

Baixo Iguaçu (PR) (5) S

São Roque (SC) (10) S

Santo Antônio Rio

Madeira ( RO ) (3)SE/CO

Jirau (RO) (4) (9) SE/CO

3.150,4

CronogramaLimite de

escoamento [MW]

dez/17 7.000

jul/15 a nov/17 6.200

fev/14 a set/14 3.750

out/14 a dez/14 5.100

jan/15 a jun/15 5.200

jan/14 1.100



3

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

equivalente, modelado no NEWAVE, é o apresentado nas

Tabelas 5 e 6, a seguir.

Tabela 5 - Alterações Cronograma da UHE Santo Antonio

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 dezembro/2013.

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

3.4. Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7

dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral

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. Destaque para os seguintes itens:

previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE);

volumes de espera;

limites de transmissão;

geração mínima de UTEs por razões de

confiabilidade elétrica; e

taxa de desconto e função de custo de déficit.

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes

destaques:

UHE UG

Potência

unitária

[MW]

Data de entrada

em operação -

DMSE *

Cronograma

modelado *

UG 17 73,28 AGO/2013 1 JAN/2014

UG 40 73,28 ABR/2016 NOV/2017

UG 41 73,28 MAI/2016 NOV/2017

UG 42 73,28 JUN/2016 NOV/2017

UG 43 73,28 JUN/2016 NOV/2017

UG 44 73,28 JUL/2016 NOV/2017

1 - Entrou em operação em 03/08/2013 conforme o despacho nº 3.057/2013 DG/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 JAN/2014

21 (UG09) 75,00 AGO/2014 SET/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

* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE

Jirau ( RO )

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

7.500

[MW

me

d]

Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN

PMO dez/13 PMO jan/14

Maior diferença de 552 MWmed.

Consideração da oferta do 17º LEN

Antecipação da ICG João Câmara III



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Alteração da versão do modelo NEWAVE para 19 em

LINUX, conforme Despacho SRG/ANEEL

nº 4.288/2013.

Atualização da curva de custo de déficit para 2014,

das penalidades associadas de outros usos e vazão

mínima, conforme Resolução Homologatória ANEEL

nº 1.667/2013.

Alteração da data de tendência da integração

Macapá ao SIN de 01/04/2014 para 01/07/2014,

conforme informação do agente responsável e da

interligação Manaus-Boa Vista de 01/11/2015 para

01/04/2016, conforme última reunião do DMSE

transmissão.

Consideração da oferta vencedora do 16º LEN/2013

(1º A-5/2013), incluindo as UHEs Sinop e Salto

Apiacás, para entrada a partir de 01/01/2018 e do

17º LEN/2013 (A-3/2013), para entrada a partir de

01/01/2016.

Novos limites de exportação do Complexo Madeira,

em função da data da entrada do GSC, de

janeiro/2014 para fevereiro/2014.

Atualização da potência unitária e engolimento

efetivo das UHEs Barra Grande, Taquaruçu, Rosana,

Itaparica e Itumbiara, conforme Ofício

SFG-SRG/ANEEL nº 625/2013.

Alteração do nível máximo normal de montante da

UHE Corumbá IV bem como do volume máximo

operativo, conforme Despacho SCG/ANEEL

nº 4.286/2013.

Representação no subsistema Norte das

UTEs Parnaíba IV e Suzano MA, conforme FAX ONS

nº 0054/330/2013 e nº 0055/330/2013,

respectivamente.

Alteração do CVU da UTE Figueira e da UTN Angra 3,

conforme despacho SRG/ANEEL nº 3.984/2013 e

Ofício SRG/ANEEL nº 321/2013, respectivamente.

Entrada em operação comercial das UG1 e UG2 da

UTE Pernambuco III, conforme despacho SFG/ANEEL

nº 4.152/2013, da UTE Parnaíba IV, conforme

despacho SFG/ANEEL nº 4.232/2013 e da UG3 da

UHE Garibaldi, conforme despacho SFG/ANEEL

nº 4.233/2013.

Suspensão da operação comercial da UG1 da

UTE P. Médici A, conforme Despacho SFG/ANEEL

nº 4.094/2013.

3.4.1. Previsão de carga 2014/2018

Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão

Quadrimestral não sofreram alteração em relação à

previsão de setembro/2013 realizada pela EPE e ONS, e

adotada até então. Destaca-se que a carga do subsistema

Norte sofreu alteração devido somente à postergação

das interligações de Macapá e Boa Vista para 01/07/2014

e 01/04/2016, respectivamente.

Tabela 7 - Evolução da Carga Própria de Energia 2014/2018

3.4.2. Volumes de Espera

Os volumes de espera foram atualizados neste PMO

segundo informações constantes no “Plano Anual de

Prevenção de Cheias – Ciclo 2013/2014”, conforme

ONS RE 3/122/2013.

3.4.3. Limites de transmissão

Os cronogramas das obras de transmissão das

interligações regionais são definidos em reunião

específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são

atualizadas a partir de informações obtidas junto aos

Agentes e a ANEEL.

Nesta revisão, destacam-se:

os atrasos da previsão da entrada em operação da

LT 500 kV Bateias – Itatiba, dos CEs de Itatiba e Santa

Barbara e da nova SE Fernão Dias e reforços de

jul/2017 para set/2017, que reduz a capacidade de

troca de energia entre Sudeste/Centro-Oeste e Sul

Cenário de Referência - setembro/2013

SIN

MWmed Crescimento (%)

2013 62.829 3,6%

2014 65.871 4,8%

2015 68.438 3,9%

2016 71.241 4,1%

2017 74.119 4,0%

2013-2017 4,2%

Cenário de Referência - janeiro/2014

SIN

MWmed Crescimento (%)

2014 65.830 4,8%

2015 68.420 3,9%

2016 71.217 4,1%

2017 74.119 4,1%

2018 77.207 4,2%

2014-2018 4,1%



5

no período (1180 MWmed no sentido SE/CO → S e

900 MWmed no sentido S → SE/CO);

antecipação de dois meses (de jul/2016 para

mai/2016) em parte das obras de escoamento da

UHE Belo Monte, que aumenta a capacidade de

troca de energia entre Sudeste/Centro-Oeste e

Nordeste no período (1360 MWmed no sentido

SE/CO → NE e 1560 MWmed no sentido

NE → SE/CO);

postergação da LT 230kV Banabuiú – Mossoró II, de

outubro de 2013 para dezembro de 2014, que reduz

a exportação de Imperatriz para o Nordeste em

700 MWmed no período de jan/14 a nov/14;

antecipação, de jul/2016 para mai/2016, de parte

das LTs que compõem o sistema do escoamento da

UHE Belo Monte, que aumenta a capacidade de

troca de energia entre Imperatriz e Nordeste

(388 MWmed no sentido Imp → NE);

consideração de cinco novas LTs de 500 kV dentro da

região Norte, que aumenta a capacidade de troca de

energia entre Imperatriz e Nordeste a partir de

ago/2016 (1590 MWmed no sentido Imp → NE);

aumento de 1000 MWmed na exportação do

Sudeste para o Norte/Nordeste em maio e junho de

2016 devido à antecipação do sistema de

escoamento da UHE Belo Monte, e aumento de

470 MWmed, a partir de ago/2016, devido a

consideração de cinco novas LTs de 500 kV dentro da

região Norte;

aumento de 1900 MWmed na exportação do

Nordeste para o Sudeste/Norte em maio e junho de

2016, devido à antecipação do sistema de

escoamento da UHE Belo Monte;

redução de 570 MWmed no recebimento do

Nordeste, de jan/14 a jun/14, devido ao atraso da

LT 230 kV Banabuiú – Mossoró II;

aumento de 1200 MWmed, em mai/16 e jun/16,

devido à antecipação do sistema de escoamento da

UHE Belo Monte;

aumento de 1060 MWmed, de jan/17 a jun/17,

devido a consideração de cinco novas LTs de 500 kV

dentro da região Norte, aumentando a capacidade

de troca de energia entre Imperatriz e Nordeste.

Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia

e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes

do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do

sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do

subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. O Sistema

Isolado Macapá, quando integrado ao SIN em

01/07/2014 e a capital Boa Vista, quando integrada em

01/04/2016, farão parte do subsistema Norte, assim

como a UHE Belo Monte.

Maiores detalhes relativos à definição de limites de

transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS

n° 0170/2013;

3.4.4. Geração térmica mínima por razões elétricas

Na Tabela 8, a seguir, são apresentadas as usinas

termoelétricas que necessitam ser despachadas por

restrições elétricas para atendimento aos critérios e

padrões definidos nos Procedimentos de Rede.

Tabela 8 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]

Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões

elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS

n° 0170/2013.

3.4.5. Taxa de Desconto e Função de Custo de Déficit

A partir deste PMO de janeiro/2014, conforme Ofício

SRG/ANEEL nº 293/2013 e Resolução Homologatória

ANEEL nº 1.667/2013, foi mantida a taxa de desconto de

12% no modelo NEWAVE e passou a ser considerada

uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares

para todos os subsistemas, indicada na Figura 5, a seguir.

USINA 2014 2015 2016 2017 2018

Araucária 360 (jan a mar; dez) 360 (jan a mar; dez) 360 (jan a mar) 360 (jan a mar) -

Candiota 3

310 (jan a mar)

175 (abr e mai)

210 (nov e dez)

175 (jan a mar; nov e dez) 175 175 310

Canoas 160 (jan a mar) - - 160 (jan a mar) 160 (jan a mar)

Distrito A 18,99 (jan a abr) - - - -

Distrito B 17,99 (jan a abr) - - - -

Eletrobolt229,50 (fev)

220,18 (mar)- - - -

Flores 1 19,99 (jan a abr) - - - -

Flores 2

1,96 (jan)

8,97 (fev)

19,99 (mar e abr)

- - - -

Flores 3 19,99 (jan a abr) - - - -

Flores 4 17,99 (mar e abr) - - - -

Iranduba16,47 (mar)

4,30 (abr)- - - -

J. Lacerda A1 25 (nov e dez) 25 (jan a mar) - -88 (jan a mar; nov e

dez)

J. Lacerda A233 (abr a out)

66 (nov e dez)

66 (jan a mar)

33 (abr a dez)

33 (jan a out)

66 (nov e dez)

66 (jan a out)

116 (nov e dez)

116 (jan a mar; nov e

dez)

66 (abr a out)

USINA 2014 2015 2016 2017 2018

J. Lacerda B

180 (jan a mar)

80 (abr a out)

194 (nov e dez)

194 (jan a mar)

160 (abr a out)

88 (nov e dez)

88 (jan a mar)

80 (abr a out)

208 (nov e dez)

208 (jan a mar)

220 (abr a out)

233 (nov e dez)


dez)

283 (abr a out)

J. Lacerda C 180 (jan a mar) 242 (nov e dez) 242 (jan a mar)

311 (nov e dez)

311 (jan a mar)

312 (nov e dez)


dez)

Mauá B4134,99 (jan a abr)

22,30 (ago)- - - -

Maua B5A 27,99 (jan a abr) - - - -

Maua B5B 27,99 (jan a abr) - - - -

P. Médici B200 (jan a mar)

90 (abr e mai)- 100 200 200

Santana LM4,29 (set)

3,53 (nov)- - - -

Santana W

45,93 (mai)

45,94 (jun)

45,56 (jul)

56,09 (ago)

56,95 (set e nov)

52,53 (out)

- - - -

Sta Cruz Nova223,13 (fev)

214,06 (mar)- - - -

Termonorte 275 (jul a out)

120 (nov e dez)- - - -

Termorio

409,58 (fev)

405,70 (mar)

200 (abr e dez)

200 (jan a mar) - - -



6

Figura 5 – Função de Custo de Déficit

3.4.6. Versão do modelo NEWAVE

A ANEEL, através do despacho SRG/ANEEL

nº 4.288/2013, aprovou o uso, pelo Operador Nacional

do Sistema Elétrico - ONS e pela Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a partir deste

PMO de janeiro de 2014, da versão 18.1.1 do programa

computacional NEWAVE, que recebe a denominação de

versão 19, em sistema operacional LINUX.

3.4.7. 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 janeiro/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

janeiro/2014 e fevereiro/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

janeiro/2014 e 195,5 MWmed para fevereiro/2014 e a

UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 335,0 MWmed

em janeiro/2014 e 256,2 MWmed em fevereiro/2014,

em todos os patamares de carga.

Informações mais detalhadas sobre os estudos de

planejamento da operação de médio prazo para o PMO

de janeiro/2014 irão compor a Nota Técnica ONS

n° 0174/2013, a ser disponibilizada na área dos agentes

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

2 de janeiro de 2014. Todas as premissas foram

apresentadas na plenária do PMO em 26/12/2013.

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 dezembro foi caracterizado pela anomalia

positiva de precipitação nas bacias hidrográficas dos rios

São Francisco (incremental a UHE Sobradinho) Tocantins,

Doce e Jequitinhonha, devido a configuração da Zona de

Convergência do Atlântico Sul – ZCAS.

Consequentemente as demais bacias de interesse do SIN

apresentaram chuva abaixo da média (Figura 6).

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



7

Figura 6 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada até o

dia 26 de dezembro de 2013

Em comparação ao mês de Novembro, o mês de

Dezembro apresentou afluências superiores em todos os

subsistemas, com exceção do subsistema Sul que não

apresentou variação significativa.

Tabela 9 – ENAs verificadas em Novembro/2013 e estimadas

para Dezembro/2013

Na semana entre 21 e 27 de dezembro a atuação de um

sistema de baixa pressão na região Centro-Oeste, em

Minas Gerais e no Espírito Santo ocasionaram

precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São

Francisco e Tocantins (Figura 7).

Figura 7 - Precipitação observada (mm) no período de 21 a

27/12/2013

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na

semana de 14 a 20/12/2013 e a estimada para a semana

de 21 a 27/12/2013 nos Subsistemas do SIN.

Tabela 10 – ENAs passadas consideradas no PMO de Janeiro/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 8). Cabe

ressaltar que esta configuração ainda é de neutralidade.

PMO de Janeiro/2013 - ENAs verificadas e estimadas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 22.493 83 42.239 103

S 6.635 71 6.762 91

NE 2.628 47 9.107 89

N 2.535 85 4.752 83

SubsistemaNovembro/2013 Dezembro/2013

PMO de Janeiro/2013 - ENAs verificadas e estimadas


SE/CO 40.410 98 43.806 106

S 6.713 91 4.344 59

NE 7.802 76 12.620 123

N 3.921 68 6.161 107

Subsistema14/12 a 20/12/2013 21/12 a 27/12/20132014

2014



8

Figura 8 – Anomalia da TSM observada entre 15 e 21/12/2013.

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 9).

Figura 9 - 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

agosto de 2014

As previsões da maioria dos modelos climáticos para o

trimestre janeiro-fevereiro indica precipitação variando

entre a média e abaixo da média na região Sul, e próxima

da média nas demais bacias do SIN.

4.1.3. Previsões – Janeiro/2014

Para a semana entre os dias 28 de dezembro e 3 de

janeiro a previsão é de que a passagem de duas frentes

frias, no início e no fim da semana, ocasionem chuva

fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu,

Paranapanema, Tietê e Paranaíba e fraca à moderada na

bacia do rio Grande e no trecho a montante da Uhe Três

Marias. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de

chuva (Figura 10). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios

Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte

das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta

previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo

chuva-vazão, para a previsão de afluências para a

próxima semana.

Figura 10- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 28/12/2013 a 03/01/2014

Em comparação com as afluências da semana anterior,

prevê-se para a semana operativa de 28/12/2013 a

03/01/2014, aumento nas afluências de todos os

subsistemas do SIN com exceção do subsistema Sul que

não apresentará variação significativa. Com relação a

previsão para o mês de janeiro, todas os sistemas, com

exceção do Nordeste, devem apresentar valores



9

inferiores à MLT. A Tabela 9 apresenta os resultados da

previsão de ENAs para a próxima semana e para a média

prevista para o mês de Janeiro.

Tabela 11 – Previsão de ENA no PMO de Janeiro/2014

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO

de Janeiro/2014.

Figura 11 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Janeiro/2014

Figura 12 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Janeiro/2014

Figura 13 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Janeiro/2014

Figura 14 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Janeiro/2014

4.2. Cenários gerados para o PMO de Janeiro/2014

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários gerados para o PMO de Janeiro/2014 para

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

mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e

as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de

ENA.

Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Janeiro

PMO de Janeiro/2014 - ENAs previstas


SE/CO 49.870 105 53.904 96

S 4.492 61 5.920 82

NE 15.762 132 17.088 120

N 6.873 92 9.053 92

28/12 a 3/1/2014 Mês de JaneiroSubsistema

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV)

Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

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

REVISÃO 0



10

Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Janeiro

Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Janeiro

Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Janeiro

Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Janeiro

Figura 20 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Janeiro

Figura 21 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Janeiro

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 FEV/2014

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

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

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


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

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

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

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


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

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

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

REVISÃO 0



11

Figura 22 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Janeiro

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

naturais afluentes para os meses de Janeiro e Fevereiro

são apresentados na tabela a seguir.

Tabela 12 – MLT da ENA nos meses de Janeiro e Fevereiro

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, Fevereiro/2014, a ordem das

ENAs passadas significativas para a formação da FCF para

cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-3, NE-2, e N-

4.

Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x

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

subsistema, dos 116 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de

Fevereiro/2014 no PMO de Janeiro/2014.

Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Janeiro/2014

Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro /2014 – Subsistema Sul - PMO de Janeiro/2014

Figura 25 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro /2014 – Subsistema Nordeste - PMO de Janeiro/2014

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


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

PMO

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

14.274

9.823

58.982

8.375

14.947

13.071

56.432

7.257

Janeiro Fevereiro

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

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

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Janeiro/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

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

CM

O (

R$

/MW

h)

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




12

Figura 26 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro /2014 – Subsistema Norte - PMO de Janeiro/2014

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão

correlacionando os custos marginais de operação dos

cenários no final do mês de Fevereiro/2014 do

subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas

para o PMO de Janeiro/2014.

Figura 27 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Fevereiro/2014

A análise dos gráficos acima mostra que, em função das

afluências previstas para o Nordeste, há grande

probabilidade de descolamento entre os CMOs das

Regiões Sul/Sudeste e Norte/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 Janeiro.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE Janeiro/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


000

100

200

300

400

500

600

700

000 100 200 300 400 500 600 700

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

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

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE



13

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

(A) Medidas operativas para segurança adicional durante período de

ano novo

4.5. Previsões de Carga

No subsistema NE, o crescimento previsto de 5,6% é

explicado, principalmente, pelo comportamento

esperado da carga demandada pelas classes residencial e

comercial, reflexo da incorporação de aparelhos de

ventilação e refrigeração às residências, como reflexo do

aumento da renda familiar e do avanço do emprego.

No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento

prevista de 30,2% decorre, principalmente, da

interligação de Manaus cuja estimativa de aumento da

carga em relação ao mesmo período do ano anterior é

de, aproximadamente, 4,1%. Retirando o efeito dessa

interligação no subsistema, a carga prevista para

janeiro/14 apresenta um acréscimo de 7,4% em relação

ao mesmo mês do ano anterior, explicado

principalmente pela redução temporária da carga de dois

grandes consumidores industriais da rede básica, dos

setores de alumínio e níquel desde dezembro/12.

No subsistema SE/CO, o acréscimo previsto de 5,6%, é

devido também, ao comportamento da carga observada

em janeiro de 2013, período em que ocorreram

temperaturas abaixo das esperadas para aquele período,

com consequente redução da carga de refrigeração e

ventilação para uso residencial e comercial. Expurgando-

se esse efeito o crescimento previsto seria da ordem de

5,1%.

No subsistema Sul, o crescimento previsto da carga de

5,6% decorre da expectativa de continuidade do bom

desempenho do setor agroindustrial. Além disso, o

comportamento da carga observada em janeiro de 2013,

período em que ocorreram temperaturas amenas para

aquele período, também contribuiu para a taxa de

crescimento esperada. Expurgando-se esse efeito, o

crescimento previsto seria da ordem de 4,4%.

Tabela 14- Previsão da evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Janeiro/2014

Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 3.880 4.100Média 3.919 4.199Leve 3.829 4.288







Pesada 1.020 1.100Média 1.005 1.100Leve 958 1.100







ITAIPU 60 Hz

EXPORT. NE

FMCCO

FCOMC

FSENE

FSM

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

28/12 a

03/01/2014

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

FNE

(A)

(A)

(A)

(A)

(A)

(A)

(A)

(A)

Var. (%)

jan/14->jan/13

SE/ CO 36.086 39.457 39.454 39.835 39.919 39.166 5,6%

SUL 10.423 11.452 11.630 11.687 11.699 11.405 5,6%NE 9.628 10.302 10.294 10.294 10.358 10.189 5,6%

NORTE 5.082 5.234 5.263 5.286 5.335 5.251 30,2%

SIN 61.219 66.445 66.641 67.102 67.311 66.011 7,2%

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª SemSubsistema

CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

5ª Sem jan/14



14

4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

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

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para o PMO de Janeiro.

4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 15 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 3 do PMO Dezembro/2013 e no PMO Janeiro/2014

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de

Dezembro, para a 0:00 h do dia 28/12/2013. A segunda

coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir

dos níveis de partida informados pelos Agentes de

Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

5. PRINCIPAIS RESULTADOS

5.1. Políticas de Intercâmbio

A figura a seguir apresenta a política de operação

determinada pelo modelo DECOMP para a semana

operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014.

Figura 28 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana

Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das

condições hidroenergéticas da região;

Região NE Importadora de energia em função das

condições hidroenergéticas desfavoráveis na região;

Região Norte Exportadora de energia para a região

Nordeste.

Região SE/CO Exportadora de energia para as regiões

Nordeste e Sul.

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 Janeiro.

Figura 29 - CMO do mês de Janeiro em valores médios semanais

86.867 86.867 86.867 86.867 86.867

82.492 82.493 81.812 81.947 82.453

0

25.000

50.000

75.000

100.000

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5

MW

Potência Hidráulica Instalada Disponibilidade Hidráulica

Subsistema

Nível previsto na

Revisão 3 do PMO

dez/2013

Partida informada pelos

Agentes para a Revisão 0

do PMO jan/2014

SE/CO 43,7 43,2

S 64,7 59,1

NE 30,1 30,9

N 34,9 41,9

Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 28/12/2013

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE2541 2541

3329

4293

0593

2353

1939

R$ 247,01/MWh R$ 247,01/MWh

R$ 247,01/MWh

R$ 247,01/MWh

1280

N

S

SEMANA 1

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: JAN14_RV0_N-2_V

Caso 2

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5

Sudeste 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68

Sul 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68

Nordeste 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68

Norte 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68

0

50

100

150

200

250

300

350

R$/M

Wh



15

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por

patamar de carga, para a semana operativa de

28/12/2013 a 03/01/2014.

Tabela 16- CMO por patamar de carga para a próxima semana

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 Janeiro/2014.

Figura 30 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Janeiro/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 17 – 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 28/12/2013 a 03/01/2014.

Figura 31 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Janeiro/2014

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

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

Fluminense 1, 2 e 3, Sta. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico,

G. L. Brizola, Cocal¹, Linhares², Pie – RP¹, Juiz de Fora, W.

Arjona, B. L. Sobrinho e E. Rocha;

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

Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueada,

Madeira e J. Lacerda A1;

Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém

I, P. Pecém II, C. Furtado e Termoceará;

Região Norte: Parnaíba IV, Maranhão IV, Maranhão V, P. Itaqui e N. Venécia 2;

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.

Nessa semana, está prevista geração térmica adicional

no SIN visando à segurança elétrica durante as

festividades de fim de ano.

Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por

ordem de mérito de custo, em todos os patamares de

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

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

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

SE/CO S NE N

Pesada 247,01 247,01 247,01 247,01

Média 247,01 247,01 247,01 247,01

Leve 247,01 247,01 247,01 247,01

Média Semanal 247,01 247,01 247,01 247,01

Patamares de

Carga

CMO (R$/MWh)

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]

SUDESTE 43,0 44,7 46,5 48,6 50,5 52,7 62,9

SUL 59,0 57,0 55,4 55,3 54,8 54,8 52,7

NORDESTE 31,0 36,1 41,9 47,5 52,7 57,9 68,6

NORTE 42,0 42,8 42,0 41,1 41,3 42,7 63,8

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

EAR

(%

EAR

max

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Janeiro/2014

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

Janeiro Fevereiro

203.840 203.840

19.930

51.808

15.772

19.930

51.808

15.314

SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 190 0 7 0 197

INFLEXIBILIDADE 150 0 0 569 719

ORDEM DE MÉRITO 5276 1271 1921 1260 9727

5.616

1.271 1.928

10.643

1.829

0

2500

5000

7500

10000

12500

MW

me

d



16

as etapas de Programação Diária da Operação e

Operação em Tempo Real.

5.5. Estimativa de Encargos

Os valores na tabela a seguir representam a estimativa

do custo de despacho térmico por restrição elétrica para

a semana operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014, sendo

calculada pelo produto da geração térmica prevista e a

diferença entre o CVU e o CMO.

5.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados

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

valores esperados para o mês de Fevereiro/2014,

relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia

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

nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional

(SIN).

Figura 32 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 33 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 34 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

Figura 35 - 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 Janeiro de 2014 foi realizada a

partir de cinco estudos.

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER ESS ELÉTRICO

PESADA 247,01 96 149.256,00R$

MÉDIA 247,01 18 149.256,00R$

LEVE 247,01 39 295.091,55R$

PESADA 247,01 24 14.551,20R$

MÉDIA 247,01 5 16.168,00R$

LEVE 247,01 10 29.506,60R$

PESADA 247,01 40 7.716,00R$

MÉDIA 247,01 35 36.008,00R$

LEVE 247,01 16 15.020,48R$

PESADA 247,01 120 547.344,00R$

MÉDIA 247,01 120 2.919.168,00R$

LEVE 247,01 120 2.663.740,80R$

PESADA 247,01 9 45.223,65R$

MÉDIA 247,01 2 53.598,40R$

LEVE 247,01 4 97.817,08R$

PESADA 247,01 9 45.223,65R$

MÉDIA 247,01 2 53.598,40R$

LEVE 247,01 4 97.817,08R$

287,43

6.842.826,63R$ TOTAL SE/CO

TERMOPB

M. LAGO 350,66

T.NORTE II 551,09

A. CHAVES 259,87

N. FLUMINENSE 4

TOTAL NE

582,00

TERMONE 582,00

393.278,26R$


CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 233,38

EAR(%EARmax) 43,0 44,7 46,5 48,6 50,5 52,7 62,9

ENA(%mlt) 105,4 95,7 98,0 97,0 100,1 97,9

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - SE/CO - Janeiro/2014


CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 233,38

EAR(%EARmax) 59,0 57,0 55,4 55,3 54,8 54,8 52,7

ENA(%mlt) 60,3 69,7 84,1 84,6 91,3 87,8

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

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 - Janeiro/2014


CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 131,37

EAR(%EARmax) 31,0 36,1 41,9 47,5 52,7 57,9 68,6

ENA(%mlt) 139,2 122,3 126,2 120,8 118,3 109,9

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0110,0120,0130,0140,0150,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - NE - Janeiro/2014


CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 131,35

EAR(%EARmax) 42,0 42,8 42,0 41,1 41,3 42,7 63,8

ENA(%mlt) 95,9 83,2 95,6 102,1 115,0 96,1

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0110,0120,0130,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - N - Janeiro/2014



17

O caso inicial foi construído com base nos dados

preliminares de planejamento deste PMO, considerando

a nova previsão de afluências e cenários, porém com a

partida dos reservatórios estimada pela última revisão de

dezembro e aplicando-se a mesma função de custo

futuro de dezembro.

No segundo estudo foi substituída apenas a função de

custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de

Janeiro. Complementando esta análise, foram

atualizados nos estudos subsequentes os seguintes

blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão

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

limites nos fluxos intercâmbios de energia entre os

subsistemas.

Os valores do CMO publicados nos resultados de cada

um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a

seguir.

Figura 36 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN

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.

Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos

resultados destes casos são consequência da atualização

parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.

7. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de

Janeiro, 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 Janeiro. A tabela a

seguir mostra a ENA média mensal de Janeiro com a

consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade

a partir da próxima semana operativa.

Tabela 18 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

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

8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE JANEIRO/14

A DEZEMBRO/14

O estudo prospectivo apresentado neste documento tem

por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos

níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe

o SIN, através de simulações a usinas individualizadas

utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas

correspondem ao valor esperado da previsão de

afluências mensais para o período de estudo.

A Função de Custo Futuro utilizada foi elaborada a partir

do deck preliminar do Newave do PMO de janeiro,

mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de

estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

A partir da entrada da versão 18 do Newave,

contemplada com mecanismo de aversão a risco CV@R,

-38,13

-12,84 8,23 -0,80 -0,12 0,07

290,77

252,64239,80 247,86 247,06 246,94 247,01

Rev.Anterior

Previsão deVazões

FCFjan/2014

Partida Expansao Desligam. DemaisAtualiz.

SIN - CMO (R$/MWh)

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

LS 66.007 117% 8.529 119% 20.692 145% 10.518 108%

VE 53.904 96% 5.920 82% 17.088 120% 9.053 93%

LI 42.045 75% 3.528 49% 13.453 94% 7.587 78%

ENA

MENSAL

NESE/CO NS

247,20

401,13

247,01

161,66100

150

200

250

300

350

400

450

28/12/2013 a 03/01/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE

R$/

MW

hRegiões SE/CO, S, NE e N

VE LI LS

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 21/12 a 27/12/2013

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/12 a 03/01/2014



18

foi abolida toda a geração compulsória, permanecendo

na base somente as gerações mínimas correspondentes

às inflexibilidades e restrições elétricas.

A versão 20 Decomp foi utilizada com a opção CV@R

ativada que não pode ser usada concomitantemente

com restrições de armazenamento mínimo HE.

Adicionalmente, foram inseridas restrições de geração

máxima em Santo Antônio e Jirau, modelando a

capacidade de escoamento de energia dessas usinas.

Tabela 19 – Limites de transmissão das usinas do rio Madeira

Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de

operação e, consequentemente, custos marginais de

operação somente poderão ser conhecidos ao longo do

ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de

Operação e suas Revisões.

8.1. Premissas

8.1.1. Carga

Foi considerada a carga do PEN 2014- 2018 com a

postergação da interligação Macapá para julho de 2014

Figura 38 – Carga por subsistema

8.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/01/2014 são os

valores previstos, pelo modelo DECOMP na Revisão 3 do

PMO de dezembro/2013.

Figura 39 – Níveis de partida por subsistema

8.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 40 -ENA Sudeste/Centro-Oeste

Figura 41 - ENA Sul

39169 40703 40993 39756 38441 38115 38235 39240 39464 39812 39497 38795

11405 11840 11646 10928 10624 10653 10677 10712 10527 10721 10948 11059

1018910158 10264

10045 9834 9587 9555 9716 10041 10284 10365 10202

52515326 5360

5386 5410 5365 5473 5640 5736 5686 5728 5582

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

jan-2014 fev-2014 mar-2014 abr-2014 mai-2014 jun-2014 jul-2014 ago-2014 set-2014 out-2014 nov-2014 dez-2014

MW

méd

io

CARGAN NE S SE

A…0

50000

100000

150000

200000

250000

SE S NE N

44,7%

65,3% 33,1%35,4%

203852

19930

51808

15748

MW

mês

Armazenamentos Iniciais

Armazenamento Inicial

Armazenamento Máximo

2366322515

41795

59351 61394

55415

44775

30051

2448222430

18571 1813822093

28702

43658

112%

83%102%

106% 104%101%

108%

100%97%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

% M

LT

ENA

(M

wm

ed

)

Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE

13710

68637008 7015

8073

67196216

82408997

9840 9600

11258 12470

8754 6887

104%

73%

95%

98% 97% 98% 95% 96% 93% 92%95% 95% 95% 94% 94%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

% M

LT

ENA

(M

wm

ed

)

Subsistema SUL



19

Figura 42 – ENA Nordeste

Figura 43 – ENA Norte

8.2. Resultados

8.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 44 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste

Figura 45 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

Figura 46 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste

Figura 47 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte

8.2.2. Geração termelétrica

Na base do histograma, em azul, está a geração mínima,

imposta pelas inflexibilidades e restrições, enquanto que

a geração máxima pode ser vista na parte superior em

vermelho.

Figura 48 - Geração mínima x geração por ordem de mérito

8.2.3. Custos Marginais Prospectivos

Os CMOs apresentados na figura a seguir são os CMOs

médios de cada subsistema e os valores lidos nos rótulos

são maiores CMOs médios mensais do SIN.

20432480

8605

12161 1217311717

8135

5383

3712 33842964 2755

3244

5500

9904

60%

44%

84% 85%81%

78%

67%

73%

76%

84% 85%88%

95%

98% 96%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

% M

LT

ENA

(M

wm

ed

)Subsistema NORDESTE

1410

2524

4096

7872

10949

12624 12987

9061

4511

30222124

1666 1873

3089

6057

80%86%

72%

81%

85%

84%88%

95%99%

113% 111%108% 106% 105%

106%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

% M

LT

ENA

(M

wm

ed

)

Subsistema NORTE

44.7%

57.0%

68.3%

78.5%84.1% 85.7% 84.3%

80.8%75.3%

69.4%65.8% 64.0%

66.7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AR

MA

ZEN

AM

ENTO

(%

EA

R M

ax)

Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE

Armazenamento ao final do mês

65.3%

71.2%

80.4% 81.2%

71.1%66.2% 68.0%

72.2%66.4%

73.5%

82.6%

89.9%

97.0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AR

MA

ZEN

AM

ENTO

(%

EA

R M

ax)

Subsistema SUL Armazenamento ao final do mês

33.1%38.9%

50.5%

61.5%

68.8% 70.5%67.3%

59.8%

52.9%

43.1%

34.4%30.8%

41.8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AR

MA

ZEN

AM

ENTO

(%

EA

R M

ax)

Subsistema NORDESTEArmazenamento ao final do mês

35.4%

46.4%

63.0%

89.4%93.3% 95.5%

92.5%

84.8%

72.1%

57.1%

44.8%

37.9%

44.2%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AR

MA

ZEN

AM

ENTO

(%

EA

R M

ax)

Subsistema NORTE Armazenamento ao final do mês

4958 5506 5755

43875355 5631

4862 47395518 5753 5812 5692

5138

40514465

3702

34794551

3915.13813

3798 31981929

1156

100969557

10219

80898835

10182

8778 85529316

8950

7740

6848

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000


MW

mé

dio

GER. OM. - N GER. OM. - NE

GER. OM. - Sul Ger. OM. - SE

Ger. Min. - N Ger. Min. - NE

Ger. Min. - Sul Ger. Min. - SE



20

Figura 49 – Custos Marginais de Operação

Tabela 20 – Custos Marginais de Operação por patamar de carga

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 de 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 9 de julho de 2013, através da

entrada em operação dos lotes A, B e C da interligação

TMM, que abrangem o trecho de circuito duplo em

500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu - Jurupari –

Oriximiná – Silves - Lechuga, com compensação série de

70% em cada trecho de linha, com suas respectivas

subestações, conforme mostrado na Figura 50, a seguir.

Figura 50 – 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 estar previsto para

janeiro, 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 51, a seguir, mostra o sistema atual de Manaus

integrado ao SIN, em configuração provisória, através do

seccionamento em Lechuga do circuito existente 230 kV

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 –

209.21

173.10 174.00

154.82 150.66 158.49

151.18

138.95 135.14

119.35

102.92 93.92

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00


R$

/MW

hCustos Marginais de Operação

SUDESTE

SUL

NORDESTE

NORTE

Subsistema Patamar jan-2014 fev-2014 mar-2014 abr-2014 mai-2014 jun-2014 jul-2014 ago-2014 set-2014 out-2014 nov-2014 dez-2014

SUDESTE 1 216.02 177.92 175.51 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

SUDESTE 2 214.03 177.92 175.27 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

SUDESTE 3 200.54 164.62 171.94 154.55 150.27 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90

SUDESTE Médio 209.21 173.10 174.00 154.82 150.66 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.91

SUL 1 216.02 177.92 175.51 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

SUL 2 214.03 177.92 175.27 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

SUL 3 200.54 164.62 171.94 154.55 150.27 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90

SUL Médio 209.21 173.10 174.00 154.82 150.66 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.91

NORDESTE 1 211.09 174.08 175.51 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

NORDESTE 2 211.09 174.08 174.67 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

NORDESTE 3 200.54 164.62 171.94 154.55 150.27 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90

NORDESTE Médio 207.16 170.65 173.69 154.82 150.66 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.92

NORTE 1 211.09 174.08 175.51 155.00 119.73 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

NORTE 2 211.09 174.08 174.67 155.00 114.95 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52

NORTE 3 200.54 164.62 171.94 114.95 100.04 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90

NORTE Médio 207.16 170.65 173.69 139.31 109.90 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.91



21

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

kV – 60 MVA.

Figura 51 - 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 52, 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 52 – 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 53, 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 53 – 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

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



22

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 54.

Figura 54 - 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.

Em 29 de novembro de 2013 foi iniciada a operação do

1° Bipolo, na configuração monopolar com retorno

metálico, que permitirá a injeção de até 1.100 MW,

sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste

(subestação de Araraquara 2) e até 400 MW através do

Transformador Provisório 500/230 kV, para atendimento

ao sistema Acre – Rondônia, conforme mostrado na

figura 55.

Figura 55 – Operação inicial do 1º bipolo

Até o momento, foram comissionadas 16 unidades

geradoras – UGs da UHE Santo Antônio e 1 unidade

geradora da UHE Jirau, e 13 delas encontram-se

atualmente disponíveis para operação (12 UGs na UHE

Santo Antônio e 1 UG na UHE Jirau).

A partir de fevereiro de 2014, com a finalização dos

testes dos Generator Station Coordinators (GSC),

equipamentos instalados nas referidas usinas e

responsáveis pela transmissão de informações entre as

usinas e o sistema de corrente contínua e pela integração

de um maior número de unidades geradoras no

Complexo Madeira, será possível utilizar a capacidade

plena do 1° Bipolo, ou seja, 3.150 MW, a depender da

geração disponível no Complexo do Madeira, conforme

Figura 56.

Figura 56– Configuração final do 1º bipolo

GSC

GSCControle Mestre



23

Essas conexões provisórias só foram possíveis após

diversos estudos eletroenergéticos realizados e/ou

coordenados pelo ONS de forma a viabilizar o

escoamento da energia do Rio Madeira antes da entrada

em operação de todo o sistema de transmissão

planejado, que sofreu diversos atrasos em relação às

datas contratuais.

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.

9. 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]



24

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

ST.CRUZ NO 112,17 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0

LC.PRESTES 127,49 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0

ATLANTICO 134,25 235,2 235,2 235,2 0,0 0,0 0,0 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2

L.BRIZOLA 155,53 103,0 103,0 103,0 637,0 637,0 637,0 740,0 740,0 740,0 740,0 740,0 740,0

COCAL 167,82 0,0 0,0 0,0

LINHARES 168,81 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0

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

JUIZ DE FO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7

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

BLSOBRINHO 199,26 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0

EUZEBIO.RO 232,57 97,0 97,0 97,0 112,1 112,1 112,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1

AUR.CHAVES 259,87 40,0 35,0 16,0 40,0 35,0 16,0

NORTEFLU 4 287,43 24,0 5,0 10,0 24,0 5,0 10,0

ST.CRUZ 34 310,41

FGASPARIAN 320,92

M.LAGO 350,66 96,0 18,0 39,0 96,0 18,0 39,0

CUIABA CC 463,79

PIRAT.12 O 470,34

R.SILVEIRA 523,35

TNORTE 2 551,09 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

VIANA 586,36

IGARAPE 645,30

DAIA 704,10

GOIANIA 2 766,35

PALMEIR_GO 777,35

CARIOBA 937,00

XAVANTES 1020,88

UTE BRASIL 1047,38

3275,2 3275,2 3275,2 2150,8 2150,8 2150,8 5426,0 5426,0 5426,0 0 0 0 280,0 178,0 185,0 5706,0 5604,0 5611,0


CANDIOTA_3 60,25 350,0 350,0 350,0 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 138,13 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0

J.LACER. B 167,48 160,0 160,0 160,0 80,0 80,0 80,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0

J.LAC. A2 168,00 33,0 33,0 33,0 87,0 87,0 87,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

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 215,49 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 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0

S.JERONIMO 248,31

ARAUCARIA 304,42

FIGUEIRA 373,45

S.TIARAJU 674,64

URUGUAIANA 719,99

ALEGRETE 724,87

NUTEPA 780,00

652,0 652,0 652,0 618,6 618,6 618,6 1270,6 1270,6 1270,6 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1270,6 1270,6 1270,6


TERMOPE 70,16 348,8 348,8 348,8 151,2 151,2 151,2 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0

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

P.PECEM1 113,99 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0

P.PECEM2 121,79 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0

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

TERMOCEARA 219,80 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0

R.ALMEIDA 258,85

JS_PEREIRA 287,83

PERNAMBU_3 433,08

MARACANAU 569,41

TERMOCABO 579,20

TERMONE 582,00 9,0 2,0 4,0 9,0 2,0 4,0

TERMOPB 582,00 9,0 2,0 4,0 9,0 2,0 4,0

CAMPINA_GR 586,37

SUAPE II 597,27

ALTOS 646,65

ARACATI 646,65

BATURITE 646,65

C.MAIOR 646,65

CAUCAIA 646,65

CRATO 646,65

IGUATU 646,65

JUAZEIRO N 646,65

MARAMBAIA 646,65

NAZARIA 646,65

PECEM 646,65

GLOBAL I 660,48

GLOBAL II 660,48

CAMACARI G 732,99

BAHIA_1 742,73

CAMACAR_MI 844,25

CAMACAR_PI 844,25

CAMACARI 915,17

PETROLINA 926,27

POTIGUAR_3 1021,69

POTIGUAR 1021,71

PAU FERRO 1132,72

TERMOMANAU 1132,72

348,8 348,8 348,8 1571,7 1571,7 1571,7 1920,5 1920,5 1920,5 0 0 0 18,0 4,0 8,0 1938,5 1924,5 1928,5


C. ROCHA 0,01 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0

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 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7

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

MARANHAO V 104,12 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6

MARANHAOIV 104,12 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6

P. ITAQUI 116,49 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0

N.VENECIA2 160,61 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8

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

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

MAUA B4 449,98

GERAMAR1 586,34

GERAMAR2 586,34

MAUA B5B 590,42

DISTRITO A 611,14

MAUA B5A 616,42

FLORES 1 618,81

DISTRITO B 622,60

FLORES 3 631,82

FLORES 2 636,82

FLORES 4 639,79

IRANDUBA 654,56

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

568,6 568,6 568,6 1260,3 1260,3 1260,3 1828,9 1828,9 1828,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1828,9 1828,9 1828,9

TOTAL SE/CO

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO

GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

REGIÃO NORTE

REGIÃO SUL

TOTAL MÉRITO e INFL.

REGIÃO NORDESTE

TOTAL SUL

GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL.

TOTAL UTETÉRMICAS

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

TOTAL NORTE

TOTAL NE

REGIÃO SE/CO

TÉRMICASCVU

(R$/MWh)

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

CVU

(R$/MWh)

INFLEXIBILIDADE

relatório executivo do programa mensal de …1d63a59c-f280-4714-a...1 relatório executivo do...

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