Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação
Revisão 2 do PMO de Fevereiro
Semana Operativa de15/02a 21/02/2014
1.

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Na semana d...
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Previsão atualizada do ONS para fevereiro

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Previsão atualizada do ONS para fevereiro

  1. 1. Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 2 do PMO de Fevereiro Semana Operativa de15/02a 21/02/2014 1. APRESENTAÇÃO Desde a segunda quinzena do mês de dezembro há a atuação de uma massa de ar seco e quente nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, impedindo o avanço de frentes frias por essas regiões ocasionando uma estiagem prolongada e temperaturas elevadas. Essa situação de bloqueio só foi interrompida no período de 16 a 18 de janeiro, quando uma frente fria avançou pela região Sudeste e ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Grande, São Francisco e Paranaíba. Na semana de 08 a 14 de fevereiro, predominou a estiagem nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. A partir do dia 12 uma frente fria avançou pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema. Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, a previsão indica chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, pode ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Com relação às afluências médias mensais cabe destacar que a previsão para fechamento do mês de fevereiro na Revisão 2 do PMO indica que o subsistema SE/CO deve apresentar o 2º pior mês de fevereiro do histórico de 84 anos, e que no subsistema Nordeste deverá ser observado o pior mês de fevereiro desde 1931. R$ 1.777,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 736,59/MWh para R$ 717,79/MWh na região Nordeste e de R$ 205,95/MWh para R$ 574,31/MWh na região Norte. 2. NOTÍCIAS Em 27 e 28/02/2014: reunião de elaboração do PMO Março de 2014 no prédio sede da CEDAE – Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na Av. Presidente Vargas, 2.655 – Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. 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 aprimeirasemana operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. No dia 06/02/2014, ocorreram recordes de demanda instantânea, nos subsistemas Sul e Sudeste/ C. Oeste, onde as demandas máximas instantâneas atingiram, respectivamente, 17.971 MW às 14h29min e 51.261 MW às 15h47min. 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. Na elaboração deste PMO, o armazenamento nos reservatórios previstos para o início do estudo foi o parâmetro de maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação – CMO na região SE/CO. O CMO médio semanal passou de R$ 1.691,39/MWh para 3.1.1. Condições Antecedentes 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 utiliza ção total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 1
  2. 2. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Na semana de 08 a 14/02/2014, predominou a estiagem nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste devido a atuação da massa de ar quente e seco; a partir do dia 12 uma frente fria avançou pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema. Na bacia do rio Tocantins observou-se chuva fraca à moderada (Figura 1). Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, prevê-se que a atuação de uma frente fria no estado de São Paulo no início da semana ocasione chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, uma nova frente fria deverá avançar pelo Rio Grande do Sul, ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. A bacia do rio Tocantins permanece apresentando chuva fraca à moderada durante toda semana(Figura 2). 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. 2 Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 08a 13/02/2014 A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 01 a 07/02/2014 e a estimada para a semana de 08a 14/02/2014nos Subsistemas do SIN. Tabela 1 – ENAs passadas consideradas na REV2 do PMO de Fevereiro/2014 Rev.2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs 1/2 a 7/2/2014 8/2 a 14/2/2014 Subsistema MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 21.099 36 16.510 28 S 4.672 56 4.001 48 NE 5.752 38 4.410 30 N 11.570 89 10.621 81 3.1.2. Revisão das previsões– Fevereiro/2014 Figura 2- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 15 a 21/02/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 15 a 21/02/2014, aumento das afluências em todos os subsistemas do SIN, à exceção do subsistema Nordeste. A revisão das previsões para fechamento do mês de fevereiro indicam queda das afluências em relação à Revisão 1 nos subsistemas Sudeste e Norte, um aumento expressivo nas afluências do subsistema Sul e a permanência das afluências no mesmo patamar previsto na Revisão 1 para o subsistema Nordeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e 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.
  3. 3. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 a revisão da previsão para fechamento do mês de fevereiro. REGIÃO NORDESTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2 16.000 14.564 14.000 Tabela 2 – Previsão de ENA na REV1 do PMO de Fevereiro/2014 14.565 12.000 As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Fevereiro/2014. ENA (MWmed) 10.000 Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs previstas 15/2 a 21/2/2014 Mês de Fevereiro Subsistema MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 20.535 35 21.830 37 S 7.825 93 6.485 77 NE 2.710 18 3.904 26 N 12.126 93 11.548 88 8.000 7.685 6.000 5.336 5.752 4.410 4.000 ENA semanal prevista na REV1 3.835 ENA semanal prevista 2.000 2.743 2.710 2.792 ENA semanal estimada ENA semanal verificada 0 04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2014 REGIÃO NORTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2 16.000 REGIÃO SUDESTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2 14.000 12.317 40.000 12.819 12.000 12.126 32.342 10.000 33.078 30.000 29.228 27.129 ENA (MWmed) 25.000 27.350 28.492 19.490 20.000 20.535 21.099 ENA (MWmed) 35.000 11.570 10.887 9.033 8.999 8.000 6.000 4.000 ENA semanal prevista na REV1 16.510 15.000 11.875 10.621 10.510 ENA semanal prevista 2.000 ENA semanal estimada 10.000 ENA semanal verificada ENA semanal prevista na REV1 0 04/01-10/01 ENA semanal prevista 5.000 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 ENA semanal estimada ENA semanal verificada 0 04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2014 Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Fevereiro/2014 REGIÃO SUL - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2 16000 3.2. Cenários gerados na Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 15084 14000 12000 10877 9.440 ENA (MWmed) 10000 9804 8.239 7.825 8000 7309 6000 4.001 4.672 4000 3.945 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista 2000 ENA semanal estimada ENA semanal verificada 0 04/01-10/01 11/01-17/01 18/01-24/01 25/01-31/01 01/02-07/02 08/02-14/02 15/02-21/02 22/02-28/02 01/03-07/03 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados na Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 para acoplamento com a FCF do mês de Março/2014. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2014 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. 3
  4. 4. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014 SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014 160% 100% 90% Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) 140% 120% 100% 80% 60% 40% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 20% 0% 0% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 REVISÃO 0 REVISÃO 1 Sem_04 50% 100% 150% 200% 250% Energia Natural Afluente (%MLT) VE(MAR) PMO REVISÃO 2 RV1 RV2 Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul na Rev2 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014 SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014 140% 100% 120% Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 0% Sem_01 Energia Natural Afluente (%MLT) PMO RV1 Sem_02 Sem_03 REVISÃO 0 RV2 Sem_04 REVISÃO 1 VE(MAR) REVISÃO 2 Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste na Rev2 do PMO de Fevereiro Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014 SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014 100% 250% Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) 90% 200% 150% 100% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 50% 0% 0% 0% Sem_01 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% Energia Natural Afluente (%MLT) Sem_02 Sem_03 REVISÃO 0 REVISÃO 1 Sem_04 VE(MAR) REVISÃO 2 Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro PMO RV1 RV2 Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste na Rev2 do PMO de Fevereiro O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 4
  5. 5. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Março/2014, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-2, S-3, NE-2, e N-1. SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014 180% Energia Natural Afluente (%MLT) 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Sem_01 Sem_02 Sem_03 REVISÃO 0 Sem_04 REVISÃO 1 VE(MAR) REVISÃO 2 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 143 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Março/2014no PMO de Fevereiro/2014. REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014 3500,00 100% 3000,00 2500,00 80% CMO (R$/MWh) Probabilidade acumulada 90% 70% 60% 50% 40% 2000,00 1500,00 1000,00 30% 20% 500,00 10% 0,00 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 0% 180% 20% 40% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO RV1 RV2 Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte na Rev2 do PMO de Fevereiro Março 55.117 6.934 14.944 15.146 100% 120% 140% 160% REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA SUL: CMO x ENA e CMO x EAR 3000,00 2500,00 CMO (R$/MWh) Tabela 3 – MLT da ENA nos meses de Fevereiroe Março 80% EAR (%EARmax) Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março – Subsistema SE/CO – PMO de Fevereiro/2014 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de Fevereiroe Marçosão apresentados na tabela a seguir. MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Fevereiro SE/CO 58.982 S 8.375 NE 14.947 N 13.071 60% ENA (%MLT) 2000,00 1500,00 1000,00 500,00 0,00 0% 50% 100% ENA (%MLT) 150% 200% 250% EAR (%EARmax) Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março– Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2014 3.3. 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 àantecipação do despacho térmico. Em função da ordem 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. 5
  6. 6. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 3.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 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. 800,00 700,00 CMO (R$/MWh) 600,00 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 0% 20% 40% 60% ENA (%MLT) 80% 100% 120% EAR (%EARmax) Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março – Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2014 O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 2 do PMO de Fevereiro. REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 400,00 350,00 CMO (R$/MWh) 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 0% 20% 40% 60% 80% ENA (%MLT) 100% 120% 140% 160% 180% EAR (%EARmax) Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março– Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2014 A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Março/2014 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Fevereiro/2014. Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 2 do PMO do mês de Fevereiro para acoplamento em Março/2014 3.000 2.500 CMO (R$/MWh) 2.000 CMO - SUL 1.500 CMO - NORDESTE CMO - NORTE 1.000 500 000 000 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 CMO - SUDESTE (R$/MWh) Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Março/2014 A análise dos gráficos acima mostra que, em função dos cenários de afluências gerados, os CMOs dossubsistemas Sul/Sudeste, Nordeste e Norte devem permanecer descolados. 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. 6
  7. 7. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Tabela 4 -Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2do PMO de Fevereiro/14 LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Fluxo Patamar Pesada RNE Média Leve Pesada FNS Média Leve Pesada FSENE+FMCCO Média Leve Pesada FNE Média Leve Pesada EXPORT. NE Média Leve Pesada FMCCO Média Leve Pesada FCOMC Média Leve Pesada FSENE Média FSM Pesada Média Leve Leve Pesada RSE Média Leve Pesada FORNEC. SUL Média Leve Pesada RECEB. SUL Média Leve Pesada ITAIPU 50 Hz Média Leve Pesada ITAIPU 60 Hz Média Leve (A) (B) (C) (D) 15/02 a 21/02/2014 3.950 4.018 4.189 4.100 4.043 3.696 4.700 4.700 4.700 3.300 3.300 3.300 3.000 3.322 3.648 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 1.100 1.100 1.100 5.100 5.100 4.956 9.100 9.100 8.689 5.700 5.700 5.700 7.800 7.800 7.500 6.300 6.300 6.202 6.300 6.300 6.172 (A) (B) (C) (D) (D) (D) Demais Semanas 4.100 4.201 4.287 4.100 4.043 3.839 4.700 4.700 4.700 3.300 3.300 3.300 3.000 3.322 3.648 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 1.100 1.100 1.100 5.100 5.100 5.100 9.100 9.100 9.200 5.700 5.700 5.700 7.800 7.800 7.500 6.300 6.300 6.300 6.300 6.300 6.300 DJ-07 Imperatriz 500 kV / DJ 500 kV U.SOBRADINHO C2 DJ 9474 Gurupi 500 kV BCS-2 Samambaia 500 kV C2 Ivaiporã / Itaberá No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 28,5% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação no subsistema, a carga prevista para fevereiro/14 apresenta um acréscimo de 5,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado pelo aumento de carga das distribuidoras e entrada de um consumidor industrial do setor de celulose na Rede Básica. Nos subsistemas SE/CO e Sul, os acréscimos previstos de 12,3% e 21,5%, respectivamente, devem-se ao intenso uso de aparelhos de refrigeração em decorrência das elevadas temperaturas registradas no primeiro decêndio do mês em curso. O maior nº de dias úteis em relação a fevereiro/13 contribuiu para as taxas de crescimento de carga de todos os subsistemas. Tabela 5- Previsão da evolução da carga para a Revisão 2do PMO deFevereiro/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema 1ª Sem SUL NE NORTE SIN 3ª Sem 4ª Sem fev/14 Var. (% ) fev/14->fev/13 44.483 13.876 10.113 5.282 73.754 SE/ CO 2ª Sem 44.558 13.819 10.168 5.321 73.866 43.890 13.486 10.178 5.311 72.865 43.450 13.577 10.219 5.350 72.596 44.095 13.690 10.170 5.316 73.271 12,3% 21,5% 4,5% 28,5% 13,8% 3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de fevereiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 2 do PMO de Fevereiro. Potência Instalada Disponibilidade Hidráulica 100.000 86.941 86.941 79.927 80.264 Sem 1 Sem 2 3.5. Previsões de Carga No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,5% é explicado, principalmente, pelo comportamento da carga demandada pelas classes residencial e comercial, reflexo da incorporação de aparelhos elétricos para refrigeração às residências e ao comércio, influenciado pelo aumento da renda familiar. MW 75.000 50.000 25.000 0 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. 7
  8. 8. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 -Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 1 e 2 do PMO Fevereiro/2014 Região SE/COImportadora de energia da região Norte em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 15/02/2014 Subsistema Nível previsto na Revisão 1 do PMO fev/2014 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 2 do PMO fev/2014 SE/CO S NE N 37,0 45,5 42,6 73,4 36,1 43,6 42,3 71,3 4.2. Custos Marginais de Operação – CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de Fevereiro. 2000 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 1500 R$/MWh A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de Fevereiro com a consideração do pleno atendimento aos requisitos de carga, para a 0:00 h do dia 15/02/2014. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 1000 500 0 Sudeste Sul Nordeste Norte Sem1 1065,74 1065,74 836,47 836,47 Sem2 1691,39 1691,39 736,59 205,95 Sem3 1777,54 1777,54 717,49 574,31 Sem4 1764,11 1764,11 723,60 574,08 4.1. Políticas de Intercâmbio Figura 21 - CMO do mês de Fevereiro em valores médios semanais A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014. Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014. R$ 574,31/MWh N 5300 FICT. NORTE 2489 NE 2811 R$ 717,49/MWh 600 R$ 1777,54/MWh 3635 SE/CO Caso 1: FEV14_RV2_N-2_V 50 Hz ITAIP 1323 Caso 2 3531 60 Hz Tabela 7- CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga Pesada Média Leve Média Semanal SE/CO 1784,18 1784,18 1765,78 1777,54 CMO (R$/MWh) S NE 1784,18 732,99 1784,18 732,99 1765,78 690,04 1777,54 717,49 N 612,71 612,71 506,33 574,31 SEMANA 3 5575 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 2044 R$ 1777,54/MWh A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento. S Figura 20 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana 4.3. Energias Armazenadas Região SulIntercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região; Região NEImportadora dos excedentes energéticos da região Norte; O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir para as semanas operativas do mês de Fevereiro/2014. Região NorteExportadora de energia para as regiões Nordeste e SE/CO; 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. 8
  9. 9. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Melo², A. Chaves, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12 O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e Xavantes; ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.2 DO PMO Fevereiro/2014 90,0 80,0 EAR (%EARmax) 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] SUDESTE 40,1 37,8 36,0 34,8 34,6 37,4 SUL 56,7 49,4 44,0 43,1 44,7 42,9 NORDESTE 42,7 42,8 42,0 41,5 41,0 42,7 NORTE 61,8 68,5 71,0 77,8 78,9 83,3 Figura 22 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro/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 8 – Energia Armazenável Máxima por subsistema ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Fevereiro Março SE/CO 203.840 204.008 S 19.930 19.930 NE 51.808 51.808 N 15.100 14.269 O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014. MWmed Figura 23 - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês Fevereiro/2014 GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO 16.026 8.140 1.910 SE/CO 0 0 83 8056 SUL 0 0 0 1910 3.983 NE 0 24 0 3958 Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado¹, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³, Baturite³, C. Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro N³, Marambaia³, Nazaria³, Pecém³ e Camaçari Gás³; Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Mauá B5B³, Distrito A³, Geramar 1³ e Geramar 2³. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. 4.4. Geração Térmica 17500 15000 12500 10000 7500 5000 2500 0 Região Sul: Candiota3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira¹, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹; Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 19/04/2014 a 25/04/2014. No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por patamar de carga, os valores e a razão do despacho. Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante as etapas de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real. 1.994 NORTE 0 60 322 1611 SIN 0 85 405 15536 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Atlântico, L. C. Prestes, Sta. Cruz Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, Luiz O. R. 4.5. 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 15/02/2014 a 21/02/2014, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. 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. 9
  10. 10. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 POTIGUAR_3 POTIGUAR Geração (MWmed) Carga Carga Carga Pesada Média Leve R$ 1.021,69 R$ 1.021,71 11 9 18 14 120,0 8 6 TOTAL NE REVISÃO 2 DO PMO - N - Fevereiro/2014 ESS ELÉTRICO R$ 686.701,80 R$ 531.951,06 900,0 800,0 100,0 R$ 1.218.652,86 4.6. Resumo dos resultados do PMO 700,0 80,0 600,0 500,0 60,0 400,0 40,0 300,0 200,0 20,0 As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Fevereiro/2014 e os valores esperados para o mês de Março/2014, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). REVISÃO 2 DO PMO - SE/CO - Fevereiro/2014 70,0 2000,0 1800,0 1600,0 50,0 1400,0 40,0 1200,0 1000,0 30,0 800,0 20,0 600,0 400,0 10,0 0,0 200,0 Inic Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 1.691,39 1.777,54 1.764,11 37,8 36,0 34,8 34,6 35,0 49,8 65,8 Figura 24 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste REVISÃO 2 DO PMO - S - Fevereiro/2014 120,0 2000,0 1800,0 1600,0 1400,0 80,0 1200,0 60,0 1000,0 800,0 40,0 600,0 CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) 100,0 400,0 20,0 200,0 0,0 Inic 56,7 ENA(%mlt) Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 1.691,39 1.777,54 1.764,11 Inic 61,8 ENA(%mlt) Sem_3 Sem_4 VE[MAR] 205,95 574,31 574,08 68,5 71,0 77,8 78,9 83,3 81,0 93,2 91,3 0,0 153,38 89,0 EAR(%EARmax) Sem_2 836,47 CMO (R$/MWh) Sem_1 96,0 Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 5. 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 Fevereiro de 2014, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da revisão 1do PMO, excluindo a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014. 49,4 44,0 43,1 44,7 91,7 111,5 CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 08/02/2014 a 14/02/2014 42,9 48,0 0,0 Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 82,3 CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 15/02/2014 a 21/02/2014 1.633,01 56,0 EAR(%EARmax) Sem_1 1.065,74 CMO (R$/MWh) 100,0 0,0 37,4 28,0 0,0 1.633,01 36,0 40,1 ENA(%mlt) Sem_1 1.065,74 CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) 60,0 CMO (R$/MWh) CVU (R$/MWh) EAR ou ENA (%) UTE SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh) Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul 1691,39 1688,03 1663,24 1794,24 1804,52 1811,91 1777,54 REVISÃO 2 DO PMO - NE - Fevereiro/2014 900,0 800,0 35,0 700,0 30,0 600,0 25,0 500,0 20,0 400,0 15,0 300,0 10,0 200,0 5,0 100,0 0,0 0,0 EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 42,7 Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR ] 836,47 Inic CMO (R$/MWh) 736,59 717,49 723,60 529,39 42,8 42,0 41,5 41,0 42,7 38,0 30,0 20,0 18,6 38,0 -3,36 -24,79 131,00 10,28 7,39 -34,37 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. CMO (R$/MWh) 40,0 EAR ou ENA (%) 45,0 Sem.1 Figura 28 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul Figura 26 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste 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. 10
  11. 11. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 08/02/2014 a 14/02/2014 CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 15/02/2014 a 21/02/2014 Nordeste - CMO (R$/MWh) 736,59 711,60 Sem.1 Sem.2 731,74 717,49 717,49 1,75 18,39 -14,25 0,00 Carga -68,12 713,35 43,13 668,47 Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura 29- Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 15/02/2014 a 21/02/2014 CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 08/02/2014 a 14/02/2014 Norte - CMO (R$/MWh) 574,31 157,53 157,53 -48,42 205,95 0,00 157,53 182,17 182,17 0,00 24,64 0,00 6. EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS Observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO, contemplando a aplicação da metodologia vigente, também conduziram ao atingimento de Custos Marginais de Operação superiores ao 1º patamar de déficit determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da ANEEL. Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido, o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico. Assim sendo, a operação do SIN continuará sendo realizada considerando o pleno atendimento aos requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido na Resolução GCE nº 109/2002 em seu artigo 6º, parágrafo 1º que prevê: “os valores obtidos para a função Custo do Déficit não implicam acionamento de medidas de redução compulsória de consumo”. Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados ao final das semanas operativas 3 e 4 do PMO de Fevereiro/2014 são apresentados na tabela a seguir: 392,14 Tabela 9 - Evolução dos Armazenamentos – Fevereiro/2014 Armazenamento (%EARmax) - 24 hs Subsistema Sem.1 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) SE/CO S NE N Figura 30 - Análise da variação do CMO no subsistema N Aatualização da partida dos reservatórios foi o parâmetro cuja atualização significou um maior impacto na variação do CMO das regiões SE/CO e Sul. Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior. Partida Previsão 31-jan Demais Atualiz. Nesta revisão foi mantida a política de máxima exploração do limite de transferências dos subsistemas NE e N para a região SE/CO, em todos os patamares de carga, o que resultou no desacoplamento dos valores de custos marginais de operação entre estas regiões.O aumento do CMO nos patamares de carga média e leve da região Norte foi resultante da atualizaçãodo cronograma de manutenção e do fator de disponibilidade da UHE Tucuruí, associada à redução na previsão de afluências a esta usina. Verificado 7. 7-fev 14-fev 21-fev 28-fev 40,2 57,5 42,6 60,9 38,1 50,1 42,7 67,5 36,1 43,6 42,3 71,3 34,6 41,6 41,5 77,8 34,2 41,6 41,0 78,9 SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 3ª semana operativa de Fevereiro, 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 Fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. 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. 11
  12. 12. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Tabela 10 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO S NE Tabela 11 – Limites de transmissão das usinas do rio Madeira N MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT 23.878 21.830 19.814 LS VE LI 40% 37% 34% 7.355 6.485 5.597 88% 77% 67% 4.069 3.904 3.737 27% 26% 25% 11.922 11.548 11.174 91% 88% 85% A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. 1.777,54 1.766,13 1.600 1.487,12 VE LI 815,51 750 700 717,49 VE LS 717,40 712,45 LI LS 650 1.200 15/02 a 21/02/2014 630 Região Nordeste 800 2.006,99 2.000 R$/MWh 850 Regiões SE/CO e Sul R$/MWh 2.400 CASOS DE SENSIBILIDADE 15/02 a 21/02/2014 R$/MWh de de do de CASOS DE SENSIBILIDADE Região Norte 612,71 580 Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas operação e, consequentemente, custos marginais operação somente poderão ser conhecidos ao longo ano, quando da elaboração dos Programas Mensais Operação e suas Revisões. 574,31 VE 8.1. Premissas 574,08 574,08 LI 8.1.1. LS Carga 530 15/02 a 21/02/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE Foi considerada a carga do PMO de fevereiro de 2014 Figura 31 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 8. 12 ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE MARÇO/14 A FEVEREIRO/15 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 do Newave do PMO de fevereiro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês. Adicionalmente, foram inseridas restrições de geração máxima em Santo Antônio e Jirau, modelando a capacidade de escoamento de energia dessas usinas. Figura 32 – Carga por subsistema 8.1.2. Níveis de Partida Os níveis de partida adotados para 01/03/2014 são os valores previstos, pelo modelo DECOMP na 1ª revisão do PMO de fevereiro/2014. 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.
  13. 13. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Figura 37 – ENA Norte Figura 33 – Níveis de partida por subsistema 8.2. Resultados 8.1.3. 8.2.1. Energia Natural Afluente Evolução dos Armazenamentos Figura 34-ENA Sudeste/Centro-Oeste Figura 38 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste Figura 35 - ENA Sul Figura 39 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul Subsistema NORDESTE 14000 140% 77% 77% 82% 6437 6395 74% 58% 65% 4200 4000 53% 4294 3141 29% 0 Figura 36 – ENA Nordeste 2950 3078 2677 80% 89% 71% 84% 6000 2000 100% 90% 8583 8000 120% 10795 124% 10716 10961 10000 72% % MLT ENA (Mwmed) 12742 12645 114% 12000 60% 40% 2554 20% 0% Figura 40 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste 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. 13
  14. 14. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Tabela 12 – Custos Marginais de Operação por patamar de carga Figura 41 - 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. Os decks deste encontrados no estudo prospectivo podem ser linkhttp://aplicre.ons.org.br/PMO/ESTUDO PROSPECTIVO/2014/ , sob o título “Estudo Prospectivo(MAR14-FEV15)PMO-fevereiro-2014-rev1-14022014” 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 emailpmo@ons.org.br Figura 42 - Geração mínima x geração por ordem de mérito 8.2.3. As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br 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. Figura 43 – Custos Marginais de Operação 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. 14
  15. 15. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA GERACÃO TÉRMICA PMO FEVEREIRO (MWmed) - SEMANA 15/02/2014 a 21/02/2014 TÉRMICAS CVU (R$/MWh) ATLAN_CSA 0,01 SOL 0,01 ANGRA 2 19,59 ANGRA 1 23,29 NORTEFLU 1 37,80 NORTEFLU 2 58,89 NORTEFLU 3 102,84 ATLANTICO 134,26 LC.PRESTES 141,99 ST.CRUZ NO 165,35 L.BRIZOLA 166,01 COCAL 167,82 PIE-RP 177,58 JUIZ DE FO 188,54 W.ARJONA 197,85 BLSOBRINHO 218,69 EUZEBIO.RO 232,58 LINHARES 253,59 AUR.CHAVES 259,87 NORTEFLU 4 287,43 ST.CRUZ 34 310,41 FGASPARIAN 320,92 M.LAGO 385,40 CUIABA CC 463,79 PIRAT.12 O 470,34 R.SILVEIRA 523,35 TNORTE 2 551,09 VIANA 612,72 IGARAPE 645,30 PALMEIR_GO 777,36 DAIA 789,64 GOIANIA 2 859,44 CARIOBA 937,00 UTE BRASIL 1047,38 XAVANTES 1144,90 TOTAL SE/CO TÉRMICAS CANDIOTA_3 P.MEDICI A P.MEDICI B J.LACER. C J.LACER. B J.LAC. A2 CHARQUEADA MADEIRA J.LAC. A1 S.JERONIMO FIGUEIRA S.TIARAJU ARAUCARIA URUGUAIANA ALEGRETE NUTEPA TOTAL SUL TÉRMICAS TERMOPE FORTALEZA P.PECEM1 P.PECEM2 C.FURTADO TERMOCEARA R.ALMEIDA JS_PEREIRA PERNAMBU_3 MARACANAU TERMOCABO TERMONE TERMOPB CAMPINA_GR SUAPE II GLOBAL I GLOBAL II ALTOS ARACATI BATURITE C.MAIOR CAUCAIA CRATO IGUATU JUAZEIRO N MARAMBAIA NAZARIA PECEM CAMACARI G BAHIA_1 CAMACAR_MI CAMACAR_PI CAMACARI PETROLINA POTIGUAR_3 POTIGUAR PAU FERRO TERMOMANAU TOTAL NE TÉRMICAS CVU (R$/MWh) 60,26 115,90 115,90 138,13 167,48 168,00 180,65 215,54 222,06 248,31 373,45 674,64 686,27 719,99 724,87 780,00 P INFLEXIBILIDADE M 33,3 50,0 1350,0 640,0 400,0 100,0 200,0 139,2 65,0 70,16 111,28 117,56 125,16 205,25 236,33 258,85 287,83 453,11 595,47 605,22 607,83 607,83 612,73 625,25 690,04 690,04 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 725,22 732,99 742,73 844,26 844,26 915,17 926,29 1021,69 1021,71 1132,73 1132,73 10,0 C. ROCHA 0,01 JARAQUI 0,01 MANAUARA 0,01 PONTA NEGR 0,01 TAMBAQUI 0,01 PARNAIB_IV 69,00 P. ITAQUI 119,80 MARANHAO V 152,08 MARANHAOIV 152,08 N.VENECIA2 160,61 APARECIDA 302,19 MAUA B3 411,92 MAUA B4 449,98 MAUA B5B 590,42 DISTRITO A 611,14 GERAMAR1 612,71 GERAMAR2 612,71 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 TOTAL NORTE 35,0 10,0 3022,5 3022,5 10,0 3022,5 INFLEXIBILIDADE M L 350,0 350,0 350,0 100,0 335,0 240,0 120,0 9,0 100,0 335,0 240,0 120,0 9,0 100,0 335,0 240,0 120,0 9,0 70,0 70,0 P 1224,0 70,0 1224,0 INFLEXIBILIDADE M 348,8 348,8 P ORDEM DE MÉRITO M L 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 230,0 175,0 635,0 0,0 0,0 84,7 150,0 350,0 174,1 204,0 222,0 110,0 0,0 535,0 860,0 450,0 0,0 0,0 340,0 174,6 120,0 140,0 19,0 90,0 0,0 0,0 53,7 5117,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 230,0 175,0 635,0 0,0 0,0 84,7 150,0 350,0 174,1 204,0 222,0 110,0 0,0 535,0 860,0 450,0 0,0 0,0 340,0 174,6 120,0 140,0 19,0 90,0 0,0 0,0 53,7 5117,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 230,0 175,0 635,0 0,0 0,0 84,7 150,0 350,0 174,1 204,0 222,0 110,0 0,0 535,0 860,0 450,0 0,0 0,0 340,0 174,6 120,0 140,0 19,0 90,0 0,0 0,0 53,7 5117,1 ORDEM DE MÉRITO P M L 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 45,0 1,6 0,0 0,0 0,0 159,4 480,0 0,0 0,0 0,0 686,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 45,0 1,6 0,0 0,0 0,0 159,4 480,0 0,0 0,0 0,0 686,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 45,0 1,6 0,0 0,0 0,0 159,4 480,0 0,0 0,0 0,0 686,0 ORDEM DE MÉRITO M L L P 348,8 151,2 326,6 720,0 365,0 0,0 200,0 110,0 310,1 188,0 101,0 43,9 100,0 100,0 164,0 336,0 148,8 148,8 13,1 9,8 11,5 13,1 13,1 11,5 9,8 14,8 6,6 9,8 14,8 130,0 151,2 326,6 720,0 365,0 0,0 200,0 110,0 310,1 188,0 101,0 43,0 100,0 100,0 164,0 336,0 148,8 148,8 13,1 9,8 11,5 13,1 13,1 11,5 9,8 14,8 6,6 9,8 14,8 10,9 151,2 326,6 720,0 365,0 0,0 200,0 110,0 310,1 188,0 101,0 40,5 100,0 100,0 164,0 336,0 148,8 139,0 REGIÃO SE/CO TOTAL MÉRITO e INFL. P M L P TOTAL UTE M L 33,3 33,3 33,3 50,0 50,0 50,0 1350,0 1350,0 1350,0 640,0 640,0 640,0 400,0 400,0 400,0 100,0 100,0 100,0 200,0 200,0 200,0 139,2 139,2 139,2 230,0 230,0 230,0 175,0 175,0 175,0 700,0 700,0 700,0 84,7 84,7 84,7 150,0 150,0 150,0 350,0 350,0 350,0 209,1 209,1 209,1 204,0 204,0 204,0 222,0 222,0 222,0 120,0 120,0 120,0 535,0 860,0 450,0 535,0 535,0 535,0 860,0 860,0 860,0 450,0 450,0 450,0 340,0 174,6 120,0 140,0 19,0 90,0 340,0 174,6 120,0 140,0 19,0 90,0 340,0 340,0 340,0 174,6 174,6 174,6 120,0 120,0 120,0 140,0 140,0 140,0 19,0 19,0 19,0 90,0 90,0 90,0 53,7 8139,6 53,7 8139,6 53,7 53,7 53,7 8139,6 8139,6 8139,6 P 350,0 TOTAL UTE M 350,0 L 350,0 33,3 50,0 1350,0 640,0 400,0 100,0 200,0 139,2 230,0 175,0 700,0 33,3 50,0 1350,0 640,0 400,0 100,0 200,0 139,2 230,0 175,0 700,0 84,7 150,0 350,0 209,1 204,0 222,0 120,0 84,7 150,0 350,0 209,1 204,0 222,0 120,0 535,0 860,0 450,0 340,0 174,6 120,0 140,0 19,0 90,0 53,7 8139,6 P RAZÃO ELÉTRICA M L 84,7 150,0 350,0 209,1 204,0 222,0 120,0 535,0 860,0 450,0 GARANTIA ENERGÉTICA P M L 33,3 50,0 1350,0 640,0 400,0 100,0 200,0 139,2 230,0 175,0 700,0 REGIÃO SUL TOTAL MÉRITO e INFL. P M L 0 0 0 GARANTIA ENERGÉTICA P M L 0,0 0,0 P RAZÃO ELÉTRICA M 0,0 L 350,0 350,0 350,0 100,0 335,0 240,0 120,0 54,0 1,6 70,0 100,0 335,0 240,0 120,0 54,0 1,6 70,0 100,0 335,0 240,0 120,0 54,0 1,6 70,0 100,0 100,0 100,0 335,0 335,0 335,0 240,0 240,0 240,0 120,0 120,0 120,0 54,0 54,0 54,0 1,6 1,6 1,6 70,0 70,0 70,0 159,4 480,0 159,4 480,0 159,4 480,0 159,4 159,4 159,4 480,0 480,0 480,0 1910,0 1910,0 1910,0 0,0 1910,0 1910,0 1910,0 L P 500,0 TOTAL UTE M 500,0 L 500,0 326,6 326,6 326,6 720,0 720,0 720,0 365,0 365,0 365,0 200,0 200,0 200,0 110,0 110,0 110,0 310,1 310,1 310,1 188,0 188,0 188,0 101,0 101,0 101,0 43,9 43,0 40,5 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 164,0 164,0 164,0 336,0 336,0 336,0 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 139,0 13,1 0,0 9,8 0,0 11,5 0,0 13,1 13,1 0,0 13,1 13,1 0,0 11,5 11,5 0,0 9,8 9,8 0,0 14,8 14,8 0,0 6,6 6,6 0,0 9,8 200,0 110,0 310,1 188,0 101,0 43,0 100,0 100,0 164,0 336,0 148,8 148,8 13,1 9,8 11,5 13,1 13,1 11,5 9,8 14,8 6,6 9,8 14,8 10,9 0,0 9,8 0,0 500,0 326,6 720,0 365,0 200,0 110,0 310,1 188,0 101,0 43,9 100,0 100,0 164,0 336,0 148,8 148,8 13,1 9,8 11,5 13,1 13,1 11,5 9,8 14,8 6,6 9,8 14,8 130,0 0 RAZÃO ELÉTRICA M 11,5 500,0 326,6 720,0 365,0 0 P 9,8 500,0 326,6 720,0 365,0 0 GARANTIA ENERGÉTICA P M L 0,0 13,1 REGIÃO NORDESTE TOTAL MÉRITO e INFL. P M L 200,0 110,0 310,1 188,0 101,0 40,5 100,0 100,0 164,0 336,0 148,8 139,0 14,8 14,8 0,0 130,0 10,9 0,0 11,0 9,0 348,8 CVU (R$/MWh) 65,0 35,0 1224,0 CVU (R$/MWh) 33,3 50,0 1350,0 640,0 400,0 100,0 200,0 139,2 65,0 35,0 P 33,3 50,0 1350,0 640,0 400,0 100,0 200,0 139,2 L 348,8 348,8 P INFLEXIBILIDADE M L 67,0 63,0 64,9 64,0 63,0 67,0 63,0 64,9 64,0 63,0 3771,3 3651,3 3500,2 67,0 63,0 64,9 64,0 63,0 135,0 100,0 135,0 100,0 135,0 100,0 P ORDEM DE MÉRITO M L 56,3 360,0 337,6 337,6 168,8 0,0 0,0 70,0 28,0 19,0 56,7 0,0 56,3 360,0 337,6 337,6 168,8 0,0 0,0 70,0 28,0 19,0 19,0 0,0 56,3 360,0 337,6 337,6 168,8 0,0 0,0 70,0 4120,1 4000,1 3849,0 REGIÃO NORTE TOTAL MÉRITO e INFL. P M L 67,0 63,0 64,9 64,0 63,0 56,3 360,0 337,6 337,6 168,8 135,0 100,0 70,0 28,0 19,0 56,7 67,0 63,0 64,9 64,0 63,0 56,3 360,0 337,6 337,6 168,8 135,0 100,0 70,0 28,0 19,0 19,0 18,0 8,0 9,0 14,0 6,0 20,0 32,0 14,0 4140,1 4032,1 3863,0 RAZÃO ELÉTRICA M L P 67,0 TOTAL UTE M 67,0 L 67,0 63,0 63,0 64,9 64,9 64,0 64,0 63,0 0 11,0 64,9 0 8,0 6,0 63,0 0 GARANTIA ENERGÉTICA P M L 18,0 14,0 63,0 P 67,0 63,0 64,9 64,0 63,0 56,3 360,0 337,6 337,6 168,8 135,0 100,0 70,0 0,0 0,0 556,9 556,9 1434,0 1396,3 1330,3 1990,9 1953,2 63,0 0 100,0 70,0 70,0 28,0 28,0 28,0 19,0 19,0 19,0 19,0 0,0 28,0 28,0 28,0 20,0 13,1 6,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 81,1 135,0 100,0 20,0 41,1 168,8 135,0 18,0 86,1 168,8 70,0 0 337,6 100,0 0 337,6 56,7 1887,2 337,6 135,0 28,0 6,1 337,6 168,8 28,0 13,1 56,3 360,0 337,6 28,0 19,0 56,3 360,0 337,6 28,0 20,0 18,0 20,0 0,1 556,9 64,0 56,3 360,0 0,0 0,0 2077,0 1994,3 1968,3 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. 15

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