Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 3 do PMO de Outubro Semana Operativa de 20/10 a 26/10/2012

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

Revisão 3 do PMO de

Outubro

Semana Operativa de 20/10 a 26/10/2012

1. APRESENTAÇÃO

Segundo a previsão climática de consenso do CPTEC/INPE e INMET para o próximo trimestre, a tendência é de condições de neutralidade na temperatura da superfície do mar no oceano Pacífico equatorial, esperando-se com isto a desconfiguração do fenômeno El Niño neste período. Este fato conduz a uma redução da previsibilidade climática. Para o próximo trimestre a previsão de chuva permanece com anomalias negativas para as regiões Nordeste e Norte e positivas para as bacias da região Sul. A previsão para as demais bacias do SIN estão em torno da média histórica.

Tendo em vista essa perspectiva, assim como as condições hidroenergéticas do SIN neste período de transição hidrológica, medidas operativas têm sido adotadas, de forma a reduzir o gradiente de deplecionamento dos reservatórios do SIN.

Neste contexto, o ONS solicitou ao CMSE autorização “Ad Referendum” para o despacho de usinas térmicas do grupo GT1B indicadas semanalmente nos POCP dos PMO e Revisões, limitado ao montante de 2.100 MWmed. Sendo assim, foi instruído o despacho deste montante de geração térmica a partir das 7:00 hs do dia 18/10/2012.

2. NOTÍCIAS

 Em 15/10: ONS encaminhou Nota Técnica à ANEEL

com a proposição das CAR 2013/2014, conforme Procedimentos de Rede. Tão logo seja instaurada a Audiência Pública pela Agencia para aprovação dessas CAR, os Agentes serão convidados para reunião específica de apresentação dos critérios, metodologia e resultados.

 Em 15/10: Entrada em operação comercial da UG6 da

UHE Santo Antônio;

 Em 24/10: Palestra “Processo de Consistência dos

Dados Hidrológicos Verificados” dentro do ciclo de palestras do PMO;

 Em 25 e 26/10: Reunião de elaboração do PMO de

Novembro.

3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO DE OUTUBRO

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 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 a “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.

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3.1.1. Condições Antecedentes

Na semana de 13 a 19/10/2012 o deslocamento de uma frente fria pela região Sul ocasionou apenas chuva fraca na bacia do rio Jacuí. Ao avançar pelos estados da região Sudeste e Centro-Oeste este sistema ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e Tocantins (Figura 1). Nas demais bacias os totais observados foram muito baixos ou não ocorreu precipitação.

Figura 1 – Precipitação observada (mm) no período de 13 a 19/10/2012

O cenário de precipitação observado resultou em um pequeno incremento nas afluências nas regiões SE/CO e Norte e a permanência da recessão nas regiões Sul e Nordeste. A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 06 a 12/10/2012 e a estimada para a semana atual, de 13 a 19/10/2012 nos subsistemas do SIN.

Tabela 1 – ENAs consideradas na Revisão 3 do PMO de Outubro/2012

3.1.2. Previsões – Outubro/2012

Para a semana de 20 a 26/10/2012, a previsão é de que a passagem de duas frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste associada a áreas de instabilidade ocasione valores significativos de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema. Nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e na calha principal do rio Paraná há previsão de precipitação variando de fraca a moderada (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.

Figura 2 – Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 21 a 27 de outubro de 2012 A partir da previsão meteorológica, prevê-se aumento das afluências nos Subsistemas Sul e SE/CO para a semana de 20 a 26/10/2012. O Subsistema Nordeste deverá permanecer em recessão. As chuvas observadas na Região Norte na semana de 13 a 19/10/2012 resultaram no aumento da previsão de afluências na região. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de outubro. Rev.3 do PMO de Outubro/2012 - ENAs

MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 13.358 63 13.702 65 S 5.967 47 4.412 34 NE 1.431 42 1.335 39 N 974 55 1.052 60 Subsistema 6/10 a 12/10/2012 13/10 a 19/10/2012

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Tabela 2 – Previsão de ENA da Revisão 3 do PMO de Outubro/2012

As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para a Revisão 3 do PMO de Outubro/2012.

Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – Revisão 3 do PMO de Outubro/2012

Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul – Revisão 3 do PMO de Outubro/2012

Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste – Revisão 3 do PMO de Outubro/2012

Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte – Revisão 3 do PMO de Outubro/2012

3.2. Cenários gerados para o PMO de Outubro/2012

As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para o PMO de Outubro para acoplamento com a FCF do mês de Novembro/2012. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA.

Revisão 3 do PMO de Outubro/2012 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 17.535 83 15.920 75 S 13.134 102 8.557 67 NE 1.252 36 1.421 41 N 1.206 68 1.122 64 Subsistema 20/10 a 26/10/2012 Mês de Outubro 14.087 13.358 13.702 17.535 19.671 14.490 13.708 13.501 17.163 16.732 0 10.000 20.000 30.000 01/09-07/0908/09-14/09 15/09-21/0922/09-28/0929/09-05/10 06/10-12/1013/10-19/10 20/10-26/1027/10-02/11 EN A (M W med )

REGIÃO SUDESTE - ENAs - OUTUBRO/2012 - RV3

ENA semanal prevista na REV2 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada

7.321 5.967 4.412 13.134 14.270 3.047 4.963 7.419 4.687 5.866 0 5000 10000 15000 01/09-07/09 08/09-14/0915/09-21/09 22/09-28/0929/09-05/1006/10-12/10 13/10-19/1020/10-26/10 27/10-02/11 EN A (M W med )

REGIÃO SUL - ENAs - OUTUBRO/2012 - RV3

1.421 1.431 1.335 1.252 1.574 1.898 1.871 1.836 1.708 1.612 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 01/09-07/0908/09-14/09 15/09-21/0922/09-28/09 29/09-05/1006/10-12/1013/10-19/10 20/10-26/1027/10-02/11 EN A (M W med )

REGIÃO NORDESTE - ENAs - OUTUBRO/2012 - RV3

833 974 1.052 1.206 1.379 1.160 1.112 1.133 1.106 1.054 0 500 1.000 1.500 01/09-07/0908/09-14/09 15/09-21/0922/09-28/09 29/09-05/1006/10-12/1013/10-19/10 20/10-26/1027/10-02/11 EN A (M W med )

REGIÃO NORTE - ENAs - OUTUBRO/2012 - RV3

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Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Outubro

Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Outubro

Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Outubro

Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Outubro

Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Outubro

Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Outubro

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

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(NOV)

En er gi a N atu ra l Afl u en te ( %M LT )

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

REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 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 NOV/2012

PMO RV1 RV2 RV3 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500%

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

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% Pr o b ab ili d ad e ac u mula d a

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

PMO RV1 RV2 RV3 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%

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

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 a cu mula d a

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

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Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Outubro

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Outubro

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de outubro e novembro estão apresentados na tabela a seguir.

Tabela 3 – MLT da ENA nos meses de Outubro e Novembro

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 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, Novembro/2012, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-4, S-1, NE-5, e N-2.

Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 228 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Novembro no PMO de Outubro/2012.

Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Novembro/2012 – Subsistema SE/CO – PMO de Outubro

Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Novembro/2012 – Subsistema Sul - PMO de Outubro

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

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

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

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

PMO RV1 RV2 RV3

MLT das ENAs (MWmed) Subsistema SE/CO S NE N 3.439 1.765 27.192 9.072 5.624 2.924 21.220 12.822 Outubro Novembro 0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% CM O (R $/M Wh)

REV.3 DO PMO DE Outubro/2012 CENÁRIOS -Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% CM O (R $/M Wh)

REV.3 DO PMO DE Outubro/2012 CENÁRIOS -Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR

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Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Novembro/2012 – Subsistema Nordeste - PMO de Outubro

Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Novembro/2012 – Subsistema Norte - PMO de Outubro A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de novembro do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para a Revisão 3 do PMO de Outubro/2012.

Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Novembro /2012

A análise dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam o CMO de todos os subsistemas, ao final de

Novembro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente 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 perfis 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, composto pela Energia Armazenada (EAR) e pela Energia Natural Afluente (ENA), relativo ao mês posterior ao estágio estocástico do Decomp.

Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por subsistema, objetiva simplesmente a sua visualização. Do acoplamento com a Função de Custo Futuro (FCF) resultam os Valores da Água, que sinalizam as consequências futuras do uso da água e influenciam na otimização do despacho hidrotérmico.

Este acoplamento se caracteriza pela consulta à FCF através dos estados de ENA e das Energias Armazenadas para o final do segundo mês, calculadas pelo modelo Decomp.

Nesta revisão, devido a uma maior quantidade de recursos hidrológicos indicados pela previsão das vazões, onde se nota, através da Tabela 4, o aumento das ENAs de acoplamento em quase todos os subsistemas, a região de acoplamento foi deslocada para uma região de menor custo.

Tabela 4 – Diferenças nas ENAs médias mensais de acoplamento. (ENArv3 – ENArv2)

O deslocamento ilustrado através das Figura 20 e Figura 21 foi sutil, porém como o acoplamento se encontra

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% CM O (R $/M Wh)

REV.3 DO PMO DE Outubro/2012 CENÁRIOS -Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% CM O (R $/M Wh)

REV.3 DO PMO DE Outubro/2012 CENÁRIOS -Subsistema 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 na Revisão 3 do PMO do mês de Outubro para acoplamento em Novembro/2012

CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE

MWmed Jun Jul Ago Set Out Nov

Sudeste 0 0 0 0 381 346

Sul 0 0 0 0 1392 1033

Nordeste 0 0 0 0 -194 -334

Norte 0 0 0 0 70 167

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numa região instável, pequenas variações no

acoplamento implicam em mudanças significativas nos resultados do Decomp.

Figura 20 – Acoplamento da Revisão 2 do PMO de Outubro - SE

Figura 21 – Acoplamento da Revisão 3 do PMO de Outubro – SE O efeito do deslocamento para uma região de menor custo é mais visível no Sudeste e no Sul, (vide o conjunto começando com a Figura 22 indo até a Figura 25) com o Norte e o Nordeste permanecendo praticamente no mesmo local da revisão 2.

Figura 22 – Isocurvas da Revisão 2 do PMO de Outubro – SE

Figura 23 – Isocurvas da Revisão 3 do PMO de Outubro – SE

Figura 24 – Isocurvas da Revisão 2 do PMO de Outubro – Sul – Piores cenários encontram-se na região mais instável

Figura 25 – Isocurvas da Revisão 3 do PMO de Outubro – Sul -Piores cenários saem da região mais instável.

Com um maior deslocamento da região de acoplamento ocorrendo no Sul e Sudeste os Valores da Água destes dois subsistemas foram os mais afetados, variando em média - R$ 26,40/MWh, enquanto no Nordeste variou – R$ 7,81/MWh e no Norte –R$ 23,28/MWh. 0 2 4 6 8 x 104 0 2 4 6 8 10 12 14 16 x 104 4 6 8 10 12 14 x 107

Acoplamento RV2 do PMO de outubro SUDESTE

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

C ust o ( R $ ) 1.48e+008 6.14e+007 3.93e+007 3.49e+007 0 2 4 6 8 x 104 0 2 4 6 8 10 12 14 16 x 104 4 6 8 10 12 14 x 107

Acoplamento da RV3 de outubro - SUDESTE

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

C ust o ( R $ ) 1.46e+008 6.05e+007 3.93e+007 3.48e+007 0 2 4 6 8 10 12 14 16 x 104 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 x 104 Energia Armazenada (MW mês) En e rg ia N at u ra l Aflu e n te ( MW mês )

Acoplamento RV2 do PMO de outubro SUDESTE

-124.8₃₂₇ -53_9.9 766 -233_.560 8 -56_9.6 29₇ -5₇ 9_.5 1₄ 1 0 2 4 6 8 10 12 14 16 x 104 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 x 104 Energia Armazenada (MW mês) En e rg ia N at u ra l Aflu e n te ( MW mês )

Acoplamento da RV3 do PMO de outubro - SUDESTE

-124.86 -50 0.44 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 104 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 104 Energia Armazenada (MW mês) En e rg ia N at u ra l Aflu e n te ( MW mês )

Acoplamento RV2 do PMO de outubro - SUL

-106.8₄₈₃ -205.4₉₀₄ -40_2.7 745 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 104 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 104 Energia Armazenada (MW mês) En e rg ia N at u ra l Aflu e n te ( MW mês )

Acoplamento da RV3 do PMO de outubro - SUL

-96.22 -164.77 -350.84

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Tabela 5 – Variações nos Valores da Água entre a RV2 e RV3

Entre outros fatores que influenciaram na redução dos Valores da Água, destacam-se a suspenção de algumas manutenções de usinas hidrelétricas como; São Simão e Água Vermelha, e redução do tempo de manutenção em outras, como Furnas e Salto Caxias.

Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

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

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 3 do PMO de Outubro.

Tabela 6 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 3 do PMO de Outubro/12

(A) Imperatriz-P.Dutra C2/ DJ 500 kV S.JOAO PIAUI C6 (B) DJ 500 kV SOBRAL III V7

(C) C2 ibiuna – bateias/ TR1 Ivaipora (D) SB B Foz 765Kv/ TR1 Ivaipora

(E) ATR-1 525/345kV Ibiúna/ Polo 2/ ZRA/ TR1 Ivaipora (F) C2 ibiuna – bateias/ SB B Foz 765Kv/ TR1 Ivaipora Acoplamento da RV2 do

PMO de outubro com a FCF ao final de novembro

Acoplamento da RV3 do PMO de outubro com a FCF

ao final de novembro

Cenários da RV2(PMO-Out) Cenários da RV3(PMO-Out)

SE 318.85 294.10

S 325.24 297.20

NE 375.18 367.37

N 333.79 310.51

Valor da Água (R$/MWh)

Fluxo Patamar Demais

Semanas Pesada 3.917 4.100 Média 3.581 4.138 Leve 3.751 4.274 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 4.700 4.700 Média 4.700 4.700 Leve 4.700 4.700 Pesada 3.167 3.300 Média 3.093 3.300 Leve 3.208 3.300 Pesada 3.000 3.000 Média 3.322 3.322 Leve 3.648 3.648 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 950 950 Média 947 947 Leve 937 937 Pesada 5.100 5.100 Média 5.100 5.100 Leve 4.510 4.510 Pesada 9.100 9.100 Média 8.937 9.100 Leve 8.563 9.200 Pesada 5.600 5.600 Média 5.850 5.850 Leve 5.650 5.650 Pesada 7.800 7.800 Média 7.300 7.300 Leve 5.443 (D) 7.650 Pesada 6.300 6.300 Média 6.289 6.300 Leve 5.948 6.300 Pesada 6.300 6.300 Média 6.249 6.300 Leve 4.886 6.300 FCOMC ITAIPU 60 Hz RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL FSM ITAIPU 50 Hz FSENE (C) (F) (E) 20/10 a 26/10/2012 FMCCO FNE EXPORT. NE (A) (B)

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

RNE

FNS

(9)

9

3.4. Previsões de Carga

No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,2% é explicado principalmente pela continuidade do bom desempenho observado nas atividades econômicas da região, suportada principalmente pela carga de energia das classes residencial e comercial (incluindo o setor de serviços).

Para o subsistema Norte, a variação de 0,4% reflete, dentre outros fatores, a redução da carga de energia de dois grandes consumidores industriais da rede básica, dos setores de alumínio e níquel, cujo decréscimo temporário é de cerca de 180 MW med.

Os crescimentos previstos de 3,8% e 4,9% nos subsistemas Sul e SE/CO, respectivamente, estão associados, principalmente, a melhora das atividades industriais das regiões. Além disso, a ocorrência de temperaturas elevadas vem intensificando a utilização de aparelhos de refrigeração pelas classes residencial e comercial.

Tabela 7- Previsão da evolução da carga para a Revisão 3 do PMO do mês de Outubro/2012

3.5. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de outubro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 3 do PMO de Outubro.

3.6. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 8 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 2 e 3 do PMO Outubro/2012

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 2 do PMO de Outubro, para a 0:00 h do dia 20/10/2012. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio

A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 20/10 a 26/10/2012.

Figura 26 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana

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 outubro.

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem out/12 Var. (%)

out/12 -> out/11 SE/ CO 38.078 38.434 37.221 38.109 37.019 37.801 4,9% SUL 9.958 9.840 9.851 10.100 9.863 9.924 3,8% NE 9.035 8.903 9.178 9.202 9.007 9.071 4,2% NORTE 4.185 4.150 4.158 4.141 4.056 4.140 0,4% SIN 61.256 61.327 60.408 61.552 59.945 60.936 4,3%

CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed)

74.769 76.297 84.957 84.957 0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 20/10 a 26/10 27/10 a 02/11 Potên cia ( MW ) Total Disponível Potência Total

Rev. 2 PMO out/12 Rev. 3 PMO out/12 Armazenamento Final

Semana 3 (0:00 hs 20/out)

Partida Informada pelos Agentes (0:00 hs 20/out) SE/CO

41,0

SUL

39,6

37,4

NE

36,1

36,5

NORTE

47,0

45,6

Armazenamento (%EARmáx) Subsistema ITAIP 50Hz 60Hz SE/CO FICT. SUL FICT. NORTE NE 2290 1466 5332 4620 3756 944 5836 1216 R$ 320,34/MWh R$ 320,34/MWh R$ 289,93/MWh R$ 289,92/MWh 968 N S SEMANA 4 MÉDIA DO ESTÁGIO Caso 1: OUT12_RV3_N-2_V Caso 2

(10)

10

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

Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 20/10 a 26/10/2012.

Tabela 9- CMO por patamar de carga para a próxima semana

4.3. Energias Armazenadas

O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir para as semanas operativas do mês de Outubro/2012.

Figura 28 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Outubro/2012

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

Tabela 10 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

4.4. Geração Térmica

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 20/10 a 26/10/2012.

Figura 29 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês outubro/2012

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

 Região Sudeste/C.Oeste: Cuiaba cc¹, Angra 1 e 2,

Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, St. Cruz Nova², Linhares², L.C.Prestes, Atlantico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal, Pie-RP, B. L. Sobrinho, A. Chaves, W.Arjona¹, Euzebio Rocha e F. Gasparian.

 Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C,

B, A2 e A1, Uruguaiana¹, Charqueadas, Madeira, Araucária e S. Jeronimo;

 Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, R.

Almeida, Termoceará, C. Furtado e J. S. Pereira. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente.

² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL.

Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sudeste 178,99 242,37 322,02 289,93 285,90 Sul 178,99 242,37 322,02 289,92 285,90 Nordeste 181,42 247,73 324,08 320,34 301,16 Norte 181,42 247,73 324,08 320,34 301,16 0 50 100 150 200 250 300 350 R $/MW h SE/CO S NE N Pesada 292,99 292,99 320,34 320,34 Média 291,84 291,84 320,34 320,34 Leve 286,16 286,16 320,34 320,34 Média Semanal 289,93 289,92 320,34 320,34 CMO (R$/MWh) Patamares de Carga

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[NOV] SUDESTE 48,2 45,6 43,1 41,0 39,0 37,4 32,7 SUL 45,2 42,5 39,5 37,0 41,9 47,5 40,7 NORDESTE 42,8 40,3 38,5 36,0 34,6 33,2 28,2 NORTE 51,1 50,1 47,7 46,0 44,8 44,0 40,7 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 EA R (%EA Rm ax)

ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.3 DO PMO -Outubro/2012

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema SE/CO S NE N Outubro Novembro 200.663 200.663 19.592 51.808 15.007 19.592 51.808 15.007

SE/CO SUL NE NORTE SIN

POCP 1422 175 1466 318 3381 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 228 0 0 0 228 INFLEXIBILIDADE 150 13 0 0 163 ORDEM DE MÉRITO 6319 1618 1539 0 9476 8.120 1.806 3.004 13.249 318 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 MW med

(11)

11

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 20/10 a 26/10/2012, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO.

4.6. Resumo dos resultados do PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Outubro/2012 e os valores esperados para o mês de Novembro/2012, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Figura 30 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 31 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 32 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

Figura 33 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte

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 da Revisão 3 do PMO de Outubro de 2012 foi realizada a partir de cinco estudos.

O estudo inicial foi elaborado a partir da Revisão 2 do PMO, excluindo a semana operativa de 13/10 a 19/10/2012 do período de planejamento. A partir deste conjunto de dados foram elaborados os demais estudos, onde foram sendo atualizados, de forma incremental, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de afluências e intervenções em equipamentos de transmissão com impacto na definição dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas.

Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir.

TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

PESADA 292,99 250 R$ 875.565,00 MÉDIA 291,84 250 R$ 4.354.770,00 LEVE 286,16 190 R$ 2.334.226,00 7.564.561,00 R$ TOTAL SE/CO T. NORTE 2 487,56

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[NOV ] CMO (R$/MWh) 178,99 242,37 322,02 289,93 285,90 291,30 EAR(%EARmax) 48,2 45,6 43,1 41,0 39,0 37,4 32,7 ENA(%mlt) 83,0 63,0 65,0 83,2 86,4 86,7 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 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 (% )

REVISÃO 3 DO PMO - SE/CO - Outubro/2012

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[NOV_] CMO (R$/MWh) 178,99 242,37 322,02 289,92 285,90 291,15 EAR(%EARmax) 45,2 42,5 39,5 37,0 41,9 47,5 40,7 ENA(%mlt) 47,0 47,0 34,0 101,0 119,8 83,3 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

REVISÃO 3 DO PMO - S - Outubro/2012

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[NOV ] CMO (R$/MWh) 181,42 247,73 324,08 320,34 301,16 294,54 EAR(%EARmax) 42,8 40,3 38,5 36,0 34,6 33,2 28,2 ENA(%mlt) 49,0 42,0 39,0 39,9 37,7 54,9 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

REVISÃO 3 DO PMO - NE - Outubro/2012

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[NOV ] CMO (R$/MWh) 181,42 247,73 324,08 320,34 301,16 294,54 EAR(%EARmax) 51,1 50,1 47,7 46,0 44,8 44,0 40,7 ENA(%mlt) 61,0 55,0 60,0 71,4 68,8 67,3 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

(12)

12

Figura 34 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO e Sul

Figura 35 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas Nordeste e Norte

A análise dos resultados destes estudos mostrou que o maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu em função da atualização da previsão de vazões. Os demais estudos apresentaram menores variações de CMO.

Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados de cada caso de estudo são consequência da atualização parcial dos seus dados de entrada, conforme explicitado anteriormente.

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

Em virtude da redução da carga, em função das temperaturas mais baixas e do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito e por POCP na semana de 20/10 a 26/10/2012, não há

expectativa de despacho de geração térmica

complementar para atendimento à demanda horária.

7. 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

ANEXO

DESPACHO GT1B ADICIONAL - POCP (Semana de 20 a 26/10/2012) 1,48 -0,30 -1,50 -30,99 0,00 -0,78 322,02 323,50 323,20 321,70 290,71 290,71 289,93

Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais

Vazões Desligam. (1º Est.)

Demais Atualiz.

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

2,38 _0,04 _0,90

-7,43

0,00 0,37

324,08 326,46 326,50 327,40 319,97 319,97 320,34

Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. NE e N - CMO (R$/MWh) CMO Médio Semanal

3ª semana operativa 13/10 a 19/10/2012

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 20/10 a 26/10/2012