Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Junho Semana Operativa de 26/05 a 01/06/2012

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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 reproduç ão ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

PMO de

Junho

Semana Operativa de 26/05 a 01/06/2012

1. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.

1.1 Armazenamentos Iniciais Figura 1 – Armazenamento Inicial

Estimados para o início de junho

(% da energia armazenável máxima)

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no modelo Newave, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, considerados no modelo Decomp, informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de junho/2012.

Estes valores determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos modelos de otimização, sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN.

1.2 Tendência Hidrológica

No Newave os cenários são gerados por um modelo autorregressivo de geração estocástica de energias afluentes mensais (GEVAZP “energia”) interno ao

programa, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses.

Logo, as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores constituem-se em uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para geração da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO.

Tabela 1 – Energias Naturais Afluentes Anteriores [% MLT]

MÊS SE/CO SUL NE NORTE

Dezembro/2011 108 52 105 124 Janeiro/2012 132 99 122 138 Fevereiro/2012 84 70 103 126 Março/2012 68 60 44 102 Abril/2012 78 60 53 70 Maio/2012 98 66 49 56 PAR(p) 1 5 3 1 Junho/2012 95 67 71 58

As ENAs de junho/2012 não são utilizadas pelo modelo

Newave.

1.3 Destaques da Expansão da Oferta 2012/2016

Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 16/05/2012:

Tabela 2 – Alterações na expansão da oferta das UHEs

Tabela 3 – Alterações na Expansão da oferta das UTEs

As UTEs Escolha, Cacimbaes e Macaíba foram retiradas da configuração em função da solicitação encaminhada à

1 101,9 AGO/2012 +1 mês 2 101,9 AGO/2012 +1 mês 3 101,9 SET/2012 +1 mês 5 69,6 AGO/2012 +2 meses 6 69,6 SET/2012 +3 meses 13 73,3 MAR/2013 +2 meses 14 73,3 MAR/2013 +2 meses 15 73,3 MAR/2013 +2 meses 16 73,3 ABR/2013 +2 meses 17 73,3 MAI/2013 +2 meses 18 73,3 MAI/2013 +1 mês 22 69,6 JUL/2013 -1 mês 23 73,3 JUL/2013 -2 meses 24 73,3 AGO/2013 -2 meses 25 73,3 OUT/2013 -1 mês 26 73,3 NOV/2013 -1 mês 27 73,3 NOV/2013 -2 meses 28 73,3 DEZ/2013 -2 meses 29 73,3 FEV/2014 -1 mês 30 73,3 FEV/2014 -2 meses 31 69,6 MAR/2014 -2 meses 32 69,6 ABR/2014 -2 meses 1 123,3 OUT/2014 +1 mês 2 123,3 NOV/2014 +1 mês 3 123,3 DEZ/2014 +1 mês

EC- Usina em fase de construção (1) 1º LEN (A-5/2005) (9) Leilão A-5 de 17/12/2010 NI- Usina com obra não iniciada (4) LEN St Antônio/2007

Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior Data da Entrada em Operação - DMSE Potência Total (MW) Situação Subsistema ( MW ) Santo Antônio do Jari (AP/PA) (9) N EC 370,0 3.150,4 Usina Hidrelétrica SE/CO Santo Antônio Rio

Madeira ( RO ) (4) EC

Máquina

Simplício (RJ/MG)

(1) SE/CO EC 305,7

UTE Subsistema Situação Combustível Potência Total (MW) UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior

Sepé Tiaraju (Canoas)

(RS) S EC Vapor 88 2 88,0 FEV/2013 +4 meses

SUAPE II (PE) (6) NE EC Óleo

Combustível 381,25 19 x 20,07 381,25 SET/2012 +1 mês

Porto do Pecém II (CE)

(9) NE EC

Carvão Mineral

Importado 360,0 1 360,0 ABR/2013 +4 meses

MC2 Macaíba (RN) (9) NE SP OCB1 400 22 X 18,182 400,0 Sem Previsão

-Cacimbaes (ES) (9) SE/CO SP GNL 126,6 15X8,439 126,6 Sem Previsão

-Escolha (ES) (9) SE/CO SP GNL 337,6 40X8,439 337,6 Sem Previsão

-EC- Usina em fase de construção (6) 5º LEN (A-5/2007)

NI- Usina com obra não iniciada (9) 7º LEN (A-5/2008)

75,4% 73,8% 75,4% 97,8% 73,4% 47,0%

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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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ANEEL pela Bertin Energia de devolução não onerosa de outorga de autorização e recisão amigavel de CCEARs associados às usinas.

Destaque também pode ser dado aos diversos atrasos que ocorreram no cronograma das UEE, em função de atrasos das ICG aonde irão se conectar. O impacto nos montantes de energia pode ser observado na figura 2.

Figura 2 – Expansão da oferta das Usinas Não-Simuladas - UEE

1.4 Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.

Neste PMO ocorreram os seguintes destaques:

 Suspensão da operação comercial da UG1 da

UTE São Jerônimo;

 Atualização dos CVUs das UTE Jorge Lacerda A1,

A2, B e C e da UTE Charqueadas;

 Representação da Interligação Manaus – Boa

Vista;

 Alteração na representação da UHE Belo Monte;

 Alteração da disponibilidade da UTE Santa Cruz

Nova;

 Despacho antecipado GNL.

1.4.1. Suspensão da operação comercial da UG1 da UTE São Jerônimo

De acordo com o Ofício SRG/ANEEL nº 122/2012, a unidade geradora nº 1 da UTE São Jerônimo será considerada a partir desse PMO totalmente indisponível nas programações de médio e curto prazo.

1.4.2. Atualização dos CVUs das UTEs Jorge Lacerda A1, A2, B e C, e da UTE Charqueadas

O Despacho SRG/ANEEL nº 1.620/2012 resolve conhecer e dar provimento à solicitação da empresa Tractebel Energia S.A. para revisão dos CVUs das usinas citadas a seguir.

Tabela 4 – Alterações de CVU

Usina CVU [R$/MWh] DE PARA Jorge Lacerda A1 199,79 207,40 Jorge Lacerda A2 151,24 156,45 Jorge Lacerda B 150,10 155,50 Jorge Lacerda C 123,80 128,25 Charqueadas 164,18 169,55

1.4.3. Representação da Interligação Manaus–Boa Vista

O Ofício SRG/ANEEL nº 121/2012 concorda com a representação do Sistema Boa Vista no modelo NEWAVE, a partir deste PMO, através da soma da sua previsão de carga à do subsistema Norte e de uma oferta adicional, no arquivo C_ADIC.DAT, representando o intercâmbio proveniente da Venezuela, ambos a partir da data de tendência da LT Manaus-Boa Vista considerada na última reunião do DMSE Transmissão, ou seja, 01/02/2015, conforme proposto pelo FAX ONS nº 036/330/2012 .

1.4.4. Alteração na representação da UHE Belo Monte

No âmbito do Acordo EPE-ONS, a Coordenação de Hidrologia da EPE encaminhou ao ONS os dados físico-operativos da UHE Belo Monte que estão sendo utilizados para as simulações do PDE 2021 e Cálculos de Garantia Física para os leilões de 2012.

De acordo com estas informações, a usina operará a fio d´água, ou seja, sem capacidade de regularização para fins energéticos. Esta nova modelagem difere da utilizada até o PMO de maio/2012, proveniente do cálculo de sua garantia física, ocasião em que havia uma incorreção no 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 [M W m e d ]

Não simuladas individualmente - Expansão - UEEs - SIN

PMO mai/12 PMO jun/12

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3

modelo NEWAVE na consideração do desvio em usinas a fio d´água. Na atual versão do modelo este ponto foi corrigido.

Desta forma, conforme informado à ANEEL pelo Fax ONS nº 0037/330/2012 e posteriormente ratificado pelo Ofício SRG/ANEEL nº 124/2012, a modelagem atualizada para os reservatórios das duas casas de força define como constantes os níveis e volumes operativos da

usina: NAmáx = NAmín = 97,00 m e o

Vol Máx = Vol Mín = 4.802,3 hm3.

1.4.5. Alteração da disponibilidade da UTE Santa Cruz Nova

O Agente FURNAS alterou, em relação à declaração encaminhada para o PMO de maio/2012, a geração térmica máxima da UTE Santa Cruz Nova para zero de julho a dezembro/2012, conforme informado pelo ONS à ANEEL no Fax ONS nº 038/330/2012 e posteriormente ratificado pelo Ofício SRG/ANEEL nº 134/2012.

1.4.6. Despacho antecipado de GNL

Conforme metodologia vigente, na elaboração do PMO de junho/2012 foi instruído o despacho antecipado (9 semanas à frente) das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de junho/2012 e julho/2012, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL.

A metodologia acordada foi encaminhada à ANEEL

através dos faxes ONS nº 0018/330/2012 e

0052/340/2012.

As usinas são representadas no modelo NEWAVE totalmente inflexíveis: A UTE Linhares com valores iguais a 204 MWmed para os meses de junho/2012 e julho/2012; e a UTE Santa Cruz com o valor igual a 175 MWmed para junho/2012 e 0 MWmed para julho/2012, conforme informação de geração térmica máxima destacada no item anterior

1.5 Valor da Penalidade da CAR

Em função da atualização mensal rotineira dos CVU das usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode haver alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve

alteração da penalidade, mantendo-se os

940,00 R$/MWh.

Tabela 5 – Penalidade da CAR

As UTEs Carioba e Brasília, apesar de terem custo inferior ao primeiro patamar de déficit de energia elétrica, estão

indisponíveis e, portanto, não contribuem na

determinação da penalidade.

Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o PMO de junho/2012

estão disponíveis na Nota Técnica ONS

n° 085/2012, disponível na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes).

2. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A

ELABORAÇÃO DO PMO

2.1 Análise das Condições Hidrometereológicas

As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos

marginais. Assim, faz-se necessário o pleno

entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão.

Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN.

2.1.1 Condições Antecedentes

O mês de maio está sendo caracterizado como um mês

de transição entre os fenômenos La Niña

(desconfigurado desde o mês de abril de 2012) e El Niño (com previsão para início entre os meses de julho e

POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh)

(MW) 2012

XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 914,56 PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 927,30 TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 927,30 CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00 UTE BRASILIA 10,00 Diesel SE/CO 1.047,38

Penalidade 940,00

ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível

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4

agosto de 2012). Os períodos de transição normalmente são marcados por eventos extremos e de difícil previsibilidade. Nesta transição estamos observando uma diminuição significativa na frequência de frentes frias no Brasil e a atuação de intensas massas de ar frio, o que está ocasionando um padrão bastante irregular de precipitação na maior parte das bacias do SIN. Até o dia 24/05 as bacias do subsistema Sul e as bacias dos rios Paranapanema e Paraná (próximo a UHE Itaipu) estão apresentando precipitação abaixo da média histórica. Nas demais bacias do SIN a precipitação está próxima da média histórica. Na Figura 3 é apresentada a anomalia da precipitação acumulada em todo o país até o dia 24 de maio de 2012.

Figura 3 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada em maio/2012 no Brasil (até o dia 26)

As condições hidrometeorológicas nos subsistemas do SIN em maio refletiram em mais um mês de redução da ENA, exceto no subsistema S, aonde, apesar da precipitação ter ficado abaixo da média histórica neste mês, houve uma recuperação devido à repercussão da elevação da precipitação ocorrida no final do mês de abril, notadamente na bacia do rio Iguaçu. Neste subsistema a variação de abril para maio foi de 3.731 MWmed (60% da MLT) para 5.482 MWmed (66% da MLT). No subsistema SE/CO a variação foi de 32.208 MWmed (78% da MLT), em abril, para 29.217 MWmed (98% da MLT) em maio. Nos subsistemas NE e N as afluências sofreram redução de abril para maio de 6.397 MWmed (53% da MLT) para 3.664 MWmed (49%

da MLT) e de 9.317 MWmed (70% da MLT) para 4.850 MWmed (56% da MLT), respectivamente.

2.1.2 Análise Climática

Conforme comentado anteriormente, as condições da TSM do Pacífico Equatorial estão condizentes com uma situação de transição entre a La Niña e o El Niño. Nesta porção do oceano observamos algumas regiões com a TSM acima da média histórica, mas o predomínio ainda é de neutralidade. No oceano Atlântico Sul próximo à costa da Argentina observamos também uma condição de TSM próxima da média histórica (figura 4).

Figura 4 – Anomalia da TSM observada na semana entre 15/05/2012 e 22/05/2012. Fonte: CPTEC/INPE.

A previsão baseada no modelo Climate Forecast System – CFS versão 2, do centro Americano, indica a possibilidade de migrarmos para um episódio de El Niño no início do segundo semestre de 2012, permanecendo pelo menos até o início do verão de 2012/2013 (figura 5).

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5

Figura 5- 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 fevereiro de 2013

A previsão de consenso elaborada pelo CPTEC/INMET para o trimestre junho-julho-agosto indica que a precipitação deve variar entre a média e acima da média nas bacias dos rios Paraná (calha principal), Paranapanema e Tietê e ficar próxima da média nas demais bacias do SIN.

2.1.3 Previsão para Junho

Para a próxima semana a previsão meteorológica indica que as atuações de uma frente fria e de áreas de instabilidade ocasionarão chuva fraca na maior parte das bacias do SIN, exceto na bacia do rio Jacuí (Figura 6). Ressalta-se 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 o horizonte de uma semana à frente.

Figura 6 – Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a semana de 27/05 a 02/06

Prevê-se que na próxima semana operativa (26/05 a 01/06), as afluências aos subsistemas S e NE sofram um pequeno aumento em relação à semana vigente, com valores de ENA, respectivamente, de 3.959 MWmed (47% da MLT) e de 3.652 MWmed (52 % da MLT). Já nos subsistemas SE/CO e N são previstas reduções nas afluências, com valores de 26.172 MWmed (90% da MLT) e 3.755 MWmed (47% da MLT), respectivamente. Para o mês de junho, a previsão é de permanência de afluências médias mensais menores que as médias históricas nos quatro subsistemas. No SE/CO prevê-se uma ENA com o valor de 23.923 MWmed (95% da MLT). Já nos subsistemas S, NE e N, as afluências previstas são, respectivamente, de 6.243 MWmed (67% da MLT), 3.479 MWmed (71% da MLT) e 2.378 MWmed (58% da MLT). As figuras 7 a 10 ilustram a evolução das ENAS semanais previstas para os quatro subsistemas no mês de junho, incluindo seus limites inferiores e superiores.

Figura 7- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em junho/2012

Figura 8- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em junho/2012 26.172 25.287 24.096 23.492 _22.866 27.939 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 28/04 a 04/05 05/05 a 11/05 12/05 a 18/05 19/05 a 25/05 26/05 a 01/06 02/06 a 08/06 09/06 a 15/06 16/06 a 22/06 23/06 a 29/06 EN A (M W med )

ENA PREVISTA - JUNHO VE LI LS Mensal

23.923 MWmed 95 %MLT 3.959 4.531 5.824 7.378 7.366 2.899 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 28/04 a 04/05 05/05 a 11/05 12/05 a 18/05 19/05 a 25/05 26/05 a 01/06 02/06 a 08/06 09/06 a 15/06 16/06 a 22/06 23/06 a 29/06 EN A (M W med ) VE LI LS Mensal 6.243 MWmed 67 %MLT

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Figura 9- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em junho/2012

Figura 10- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em junho/2012

2.1.4 Cenários de Vazões para Junho para

Acoplamento com a Função de Custo Futuro

As figuras 11 a 18 apresentam as características dos cenários gerados no PMO do mês de junho para acoplamento com a FCF do mês de julho/2012.

São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENAs.

Figura 11 – Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Junho/2012

Figura 12 – Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Junho/2012 para o mês de Julho

Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Junho/2012

3.652 _3.625 3.569 3.394 _3.342 3.423 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 28/04 a 04/05 05/05 a 11/05 12/05 a 18/05 19/05 a 25/05 26/05 a 01/06 02/06 a 08/06 09/06 a 15/06 16/06 a 22/06 23/06 a 29/06 EN A (M W med )

3.479 MWmed 71 %MLT 3.755 2.732 2.365 2.222 2.051 4.337 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 28/04 a 04/05 05/05 a 11/05 12/05 a 18/05 19/05 a 25/05 26/05 a 01/06 02/06 a 08/06 09/06 a 15/06 16/06 a 22/06 23/06 a 29/06 EN A (M W med )

2.378 MWmed 58 %MLT 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02

Ene rg ia N atu ral A fl ue nte ( %MLT )

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

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% Pr o b ab ili d ad e ac u mula d a

Energia Natural Afluente (%MLT)

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

PMO 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700%

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

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7

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Junho/2012 para o mês de Julho

Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Junho/2012

Figura 16- Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Junho/2012 para o mês de Julho

Figura 17- Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Junho/2012

Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Junho/2012 para Julho

Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de junho e julho são apresentados na tabela 6 a seguir.

Tabela 6 – MLT dos subsistemas nos meses de junho e julho

Subsistema MLT (MWmed) Junho Julho Sudeste 25.185 20994 Sul 9.326 10.232 Nordeste 4.870 4.015 Norte 4.076 2.352

2.2 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF

A otimização do Planejamento da Operação tem por função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo Total de Operação do Sistema no período de planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima, a cada mês, em função de até 28 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas para cada subsistema. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Julho/2012, a ordem das ENAs 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% Pr o b ab ili d ad e ac u mula d a

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

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

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

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% Pr o b ab ili d ad e ac u mula d a

SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUL/2012

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

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUN/20121

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% Pr o b ab ili d ad e ac u mula d a

SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUL/2012

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8

passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-1, NE-2, e N-4.

Nas figuras 19 a 22 estão plotados os valores de CMO x ENA e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 513 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de Julho, no PMO de Junho/2012.

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

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

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

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

A figura 23 apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Julho/2012 do subsistema Sudeste com os CMOs dos demais subsistemas para o PMO de Junho/2012 .

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

A análise o dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam os CMOs de todos os subsistemas, ao final de Junho, são as Energias Armazenadas e Naturais Afluentes do subsistema Sudeste

A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave, possui atualmente 28 dimensões. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes mensais.

Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica cortes da FCF em três dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo vertical) obtido a partir de um par de estados compostos

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% CM O (R $/M Wh) PMO DE JUNHO/2012

CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% CM O (R $/M Wh) PMO DE JUNHO/2012

CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% CM O (R $/M Wh) PMO DE JUNHO/2012

CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% CM O (R $/M Wh) PMO DE JUNHO/2012

CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 CMO (R$/ MWh) CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de JUNHO para acoplamento em JULHO/2012

CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE

(9)

9

pela Energia Armazenada e pela Energia Natural Afluente, relativas ao mês posterior ao estágio estocástico do Decomp.

Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por subsistema, objetiva simplesmente sua visualização. Os acoplamentos deste PMO de junho apontam para Valores da Água médios menores do que os obtidos na última revisão de maio como podem ser observados na tabela 7.

Tabela 7 – Valores da Água

Além dos novos cenários de ENAs e da nova FCF calculada no PMO de junho, outros fatores como a consideração da entrada da sexta unidade (atingindo o número de unidades base) de Estreito TOC, a partir do mês de julho, influenciaram na redução dos CMOs, com a adição de uma energia extra na região Norte.

Figura 24– Acoplamento do Sudeste na 3ª revisão do PMO de maio

Figura 25 – Acoplamento do Sudeste no PMO de junho,

utilizando os mesmos cenários da 3ª revisão de maio

As figuras 26 e 27 são, respectivamente, os acoplamentos ao final de junho com a FCF calculada no PMO de maio, e ao final de julho com a FCF do PMO de junho. A região consultada é a mesma em ambos os casos, e é definida pelos cenários da 3ª revisão do PMO de maio.

Uma análise minuciosa destas duas figuras nos mostra que apesar da FCF de junho apresentar regiões de custo mais elevado do que a FCF de maio, a região específica onde se deu a consulta à FCF de junho apresenta custos menores.

Vemos que uma consulta num par de estados determinado por uma Energia Armazenada igual 13790e5 MWmês (68,7% da Energia Armazenável Máxima do SE) e uma Energia Natural Afluente igual a 25185 MW médios (MLT de junho para o SE) implica em um CMO de R$186,25/MWh na FCF do PMO de maio e um CMO de R$115,25/MWh na FCF do PMO de junho. Nos outros subsistemas o impacto é claro e nos mostra que a FCF calculada no PMO de junho está mais barata.

Figura 26 - Acoplamento do Sul na 3ª revisão do PMO de maio

Figura 27 – Acoplamento do Sul no PMO de junho utilizando os mesmos cenários da revisão 3 de maio

Sudeste Sul Nordeste Norte 197,86 Valor da Água (R$/MWh)

PMO de junho RV3 do PMO de maio

189,02 184,17 182,10 186,99 236,69 192,77 194,39 0 2 4 6 8 x 104 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 105 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 x 108

Acoplamento RV3 de maio com a FCF de junho SUDESTE

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

C u st o ( R $ ) 1.77e+008 4.76e+007 6.09e+007 2.91e+007 -97.15 < -186.25 < -278.25

EAR = 137900, ENA = 25185, CF = 6e+007, PI = -186.25 +- 15.80

0 2 4 6 8 x 104 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 105 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 x 108

Acoplamento do PMO de junho com a FCF ao final de julho - SUDESTE

C ust o ( R $ ) 1.91e+008 5.17e+007 3.76e+007 2.93e+007 -70.49 < -115.25 < -214.03

EAR = 137900, ENA = 25185, CF = 5e+007, PI = -115.25 +- 8.25

0 2 4 6 8 10 x 104 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 x 104 4.5 5 5.5 6 6.5 7 x 107

Acoplamento da 3a revisão do PMO de maio de 2012 - SUL

C u st o ( R $ ) 6.22e+007 5.55e+007 5.15e+007 5.15e+007 0 2 4 6 8 10 x 104 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 x 104 4.5 5 5.5 6 6.5 7 x 107

Acoplamento do PMO de junho de 2012 - SUL

C ust o ( R $ ) _5.38e+007 5.05e+007 4.96e+007 4.82e+007

(10)

10

Figura 28 – Acoplamento do Nordeste na revisão 3 do PMO de

maio

Figura 29 – Acoplamento do Nordeste no PMO de junho utilizando os cenários da revisão 3 de maio

Figura 30 – Acoplamento do Norte na 3ª revisão do PMO de maio

Figura 31 – Acoplamento do Norte no PMO de junho utilizando os mesmos cenários da revisão 3 de maio

É importante ressaltar que, para efeito de comparação, foram utilizados os mesmos cenários para acoplamento com a FCF do PMO de maio e a FCF do PMO de junho. No acoplamento real com a FCF do PMO de junho serão utilizados outros cenários, gerados ao decorrer de junho.

2.3 Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinante para a definição das políticas de operação e o CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1º Semana Operativa.

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes, utilizados na Revisão 0 do PMO de Junho.

0 2000 4000 6000 8000 10000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 x 104 4 4.5 5 5.5 6 6.5 7 7.5 x 107

Acoplamento da 3a revisão do PMO de maio de 2012 - NORDESTE

Cu st o ( R $) 6.96e+007 5.38e+007 5.77e+007 4.83e+007 0 2000 4000 6000 8000 10000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 x 104 4 4.5 5 5.5 6 6.5 7 7.5 x 107

Acoplamento do PMO de junho de 2012 - NORDESTE

C u st o ( R $ ) 6.01e+007 5.01e+007 5.06e+007 4.49e+007 0 5000 10000 15000 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 x 104 5 5.5 6 6.5 x 107

Acoplamento da 3a revisão do PMO de maio de 2012 - NORTE

Cu st o ( R $) 6.27e+007 5.63e+007 5.6e+007 5.15e+007 0 5000 10000 15000 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 x 104 5 5.5 6 6.5 x 107

Acoplamento do PMO de junho de 2012 - NORTE

C u st o ( R $ ) 5.66e+007 5.29e+007 4.7e+007 4.52e+007

(11)

11

Tabela 8 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO de Junho/12

(A) DJ 19 Tucuruí 500kV/ LT 500 kV TERESINA II/P.DUTRA C-1 (B) DJ 9474 Gurupi 500 kV

2.4

Previsões de Carga

Tabela 9 – Previsão da Evolução da carga para o PMO do mês de junho/2012

A segunda semana operativa, destacada em vermelho, apresenta valores inferiores as demais semanas devido ao feriado de Corpus Christi.

1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª Norte 4.102 Nordeste 8.729 SIN N / NE 12.831 12.856 4.110 58.743 12.831 58.702 58.677 58.361 35.848 35.859 8.746 4.109 8.722 9.998 10.053 45.912 45.846 S / SE / CO SISTEMAS MENSAL 35.640 Sudeste / C.Oeste Sul 9.890 35.446 34.859 45.530 45.703 44.439 35.839 9.808 9.864 9.580 8.752 58.118 57.189 45.254 12.864 4.112 12.867 SEMANAS 58.683 4.096 8.878 12.974 4.067 8.683 12.750 8.750 4.117 35.744 10.072 45.816

(12)

12

2.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas Tabela 10 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs

2.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 11 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.3 PMO Maio/12 e no PMO Junho/12

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de Maio, para a 0:00 h do dia 26/05. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

3. PRINCIPAIS RESULTADOS 3.1 Políticas de Intercâmbio

Figura 32 –Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 26/05/2012 a 01/06/2012

3.2 Custos Marginais de Operação

As figuras 33 a 35 a seguir, apresentam os custos

marginais de operação por patamar de carga, para as semanas operativas que compõe o mês de junho. Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em função do fluxo de intercâmbio FSM (Fluxo Serra da

(13)

13

Mesa) ter atingido o seu limite no patamar de carga pesada.

Figura 33– CMOs do mês de junho, carga pesada

Figura 34 – CMOs do mês de junho, carga média

Figura 35 – CMOs do mês de junho, carga leve

3.3 Energias Armazenadas

O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir.

Figura 36 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Junho

Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela 12.

Tabela 12 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

Subsistema Energia Armazenável Máxima (MWmed)

Junho Julho

Sudeste 200.734 200.734

Sul 19.618 19.618

Nordeste 51.808 51.808

Norte 12.478 14.961

Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(Mês_2)

SUDESTE 73,0 72,9 72,4 71,7 70,9 68,7 64,5 64,5 SUL 47,0 45,9 45,6 45,5 46,4 47,1 44,7 44,7 NORDESTE 74,0 71,2 68,4 65,9 63,5 59,4 51,7 51,7 NORTE 98,0 96,5 94,9 93,3 91,7 87,9 81,8 81,8 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 EA R (%EA Rm ax)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO JUN/2012

(14)

14

3.4 Tabela de geração térmica

Tabela 13a – Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sudeste

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

(2) Considerada indisponível devido à declaração do Agente.

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

Tabela 13b – Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sul

Tabela 13c – Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Nordeste

3.5

Resumo dos resultados do PMO

As figuras 37 a 40mostram um resumo do resultado do

PMO para o mês de junho/2012, relacionando, ENA, EAR e CMO, para os quatro subsistemas.

Figura 37 – Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 38 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 39 – Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 200,0 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 $/M Wh) EA R o u E N A (% )

Resultados do PMO - SE - JUN/2012

CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)

Resultados do PMO - S - JUN/2012

Resultados do PMO - NE - JUN/2012

Pesada Media Leve 180,31 R$/MWh 178,60 R$/MWh 177,25 R$/MWh CUIABA CC 492,0 0 (1) 0 (1) 0 (1) 6,27 ANGRA 2 1.350,0 1.350,0 1.350,0 1.350,0 18,77 ANGRA 1 635,0 635,0 635,0 635,0 24,27 NORTEFLU 1 400,0 400,0 400,0 400,0 37,80 ST.CRUZ NO 564,0 175 (3) 175 (3) 175 (3) 52,08 NORTEFLU 2 100,0 100,0 100,0 100,0 58,89 LINHARES 204,0 204 (3) 204 (3) 204 (3) 74,03 NORTEFLU 3 200,0 200,0 200,0 200,0 102,84 LC.PRESTES 774,0 287,9 287,9 287,9 118,46 ATLANTICO 235,2 235,2 235,2 235,2 122,22 L.BRIZOLA 1.058,3 998,0 998,0 998,0 140,25 NORTEFLU 4 85,0 105,0 105,0 105,0 149,33 JUIZ DE FO 79,0 79,0 79,0 79,0 150,00 COCAL 20,0 0 (2) 0 (2) 0 (2) 153,33 PIE-RP 24,8 24,8 24,8 24,8 166,66 BLSOBRINHO 350,0 314,4 - - 180,31 TOTAL 6.571 4.729 4.415 4.415 R$/MWh Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Custo (R$/MWh) SE/CO

Pesada Media Leve 180,31 R$/MWh 178,60 R$/MWh 177,25 R$/MWh CANDIOTA_3 350,0 350,0 350,0 350,0 55,05 P.MEDICI A 126,0 25,0 25,0 25,0 115,90 P.MEDICI B 320,0 100,0 100,0 100,0 115,90 J.LACER. C 363,0 350,0 350,0 350,0 128,25 URUGUAIANA - - - - 141,18 J.LACER. B 262,0 250,0 250,0 250,0 155,50 J.LAC. A2 132,0 124,0 124,0 124,0 156,45 CHARQUEADA 72,0 27,0 27,0 27,0 169,55 TOTAL 1.625,0 1.226,0 1.226,0 1.226,0 R$/MWh Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Custo (R$/MWh) SUL

Pesada Media Leve

TERMOPE 505,0 505,0 505,0 FORTALEZA 339,7 339,7 339,7 TOTAL 844,7 844,7 844,7 TOTAL SIN 6.799,7 6.485,7 6.485,7 NORDESTE R$/MWh Despacho (MWmed)

(15)

15

Figura 40 – Resumo do PMO para o Subsistema Norte

4. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

Com o objetivo de estimar o impacto das principais atualizações feitas na elaboração do PMO de Junho/2012, foi realizada uma análise de sensibilidade considerando-se a previsão das vazões para junho porém ainda considerando a função de custo futuro do PMO de Maio/2012 e o estado inicial dos reservatórios segundo a estimativa da Revisão anterior. Em seguida, foi elaborado um conjunto de estudos para avaliação incremental do impacto dos seguintes parâmetros: atualização da função de custo futuro, atualização do cronograma de expansão para o segundo mês, atualização do nível de partida dos reservatórios, e intervenções em equipamentos de transmissão com impacto na definição dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos graficamente a seguir.

Figura 41 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO e Sul

A análise dos resultados dos estudos mostrou que o maior impacto no CMO dos subsistemas SE/CO e Sul ocorreu em função do cronograma de expansão cuja entrada em operação da unidade base da UHE Estreito Tocantins produziu um decréscimo de 8,55 R$/MWh. Quando da aplicação da nova função de custo futuro do médio prazo, elaborada para o PMO de junho 2012, observamos um acréscimo no CMO de 7,28 R$/MWh em relação à estimativa do estudo anterior. Os estudos subsequentes apresentaram pequenas variações de CMO.

Figura 42– Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas NE e N

Nos subsistemas N/NE, ocorreu em função do cronograma de expansão cuja entrada em operação da unidade base da UHE Estreito Tocantins produziu um decréscimo de 8,55 R$/MWh. Quando da aplicação da nova função de custo futuro do médio prazo, elaborada para o PMO de junho 2012, observamos um acréscimo no CMO de 7,28 R$/MWh em relação à estimativa do estudo anterior. Os demais estudos apresentaram variações menores de CMO.

Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos resultados de cada caso estudo são dependentes da ordem em que as atualizações nos dados de entrada estão sendo consideradas. Porém, realizadas todas as atualizações nos dados, os resultados do PMO não dependem da ordem em que estes foram inseridos.

Resultados do PMO - N - JUN/2012

-7,78 7,28 -8,55 -2,65 -1,88 0,01 191,86 184,08 191,36 182,81 180,16 178,28 178,29 Rev. Anterior Vazões FCF jun/2012 Expansão Armaz. Iniciais Desligam. Demais Atualiz.

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

-7,78 7,23 -8,55 -2,60 -2,05 0,00 191,86 184,08 191,31 182,76 180,16 178,11 178,11 Rev. Anterior Vazões FCF jun/2012 Expansão Armaz. Iniciais Desligam. Demais Atualiz. NE e N - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/05 a 25/05/2012

(16)

16

A tabela 14, a seguir, apresenta os valores médios do CMO projetados no estudo da revisão anterior e os valores médios de CMO observados para esta revisão em cada subsistema.

Tabela 14 – Variação do CMO Médio Semanal

5. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO ELÉTRICA

Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a 1º semana operativa do mês de maio, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO.

6. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de 26/mai a 01/jun, foram feitos estudos de sensibilidade para os custos marginais de operação, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de junho/12.

A consideração do limite inferior para a 2ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de

21.118 MWmed (84%MLT) para o SE/CO, 3.240 MWmed (35 %MLT) para o Sul, 3.091 MWmed (63 %MLT) para o NE e 2.212 MWmed (54 %MLT) para o Norte.

Já a consideração do limite superior para a 2ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 26.653 MWmed (106%MLT) para o SE/CO, 9.529 MWmed (102 %MLT) para o Sul, 3.865 MWmed (79 %MLT) para o NE e 2.543 MWmed (62 %MLT) para o Norte.

Figura 43 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

7. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT

Em virtude da redução da carga, em função das temperaturas mais baixas, típicas para esta época do ano, e do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito na semana de 26/05 a 01/06/2012, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária.

8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE JUNHO/12 A MAIO/13

O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe o SIN, através de simulações a usinas individualizadas utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo.

A Função de Custo Futuro utilizada é a FCF preliminar elaborada para o PMO de Junho, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

Rev.3 PMO mai/2012 Rev.0 PMO jun/2012 Variação SE/CO

_191,86

_178,29

_-13,57

S

_191,86

_178,29

_-13,57

NE

_191,86

_178,11

_-13,75

N

_191,86

_178,11

_-13,75

(17)

17

Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 1000 MWmed, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação. Não obstante, foi inserida uma restrição de armazenamento mínimo da Região Sul de 35% do EARmáx, de forma a não permitir o acentuado deplecionamento do referido subsistema.

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

Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga própria considerada no Planejamento Anual Energético 2012-2016.

8.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/06/2012 foram obtidos a partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de Maio/12.

8.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 44 – ENA SE/CO

Figura 45– ENA SUL

(18)

18

Figura 47 – ENA N

8.2. Resultados

8.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 48 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Figura 49 – Balanço Energético da Região Sudeste

Figura 50 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL

Figura 51 – Balanço Energético da Região Sul

(19)

19

Figura 53 – Balanço Energético da Região Nordeste

Figura 54 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

Figura 55 – Balanço Energético da Região Norte

8.2.2. Custos Marginais Prospectivos

9. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes (http://www.ons.org.br/agentes).

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email pmo@ons.org.br

As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br