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O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro Semana Operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014
1. APRESENTAÇÃO
O mês de dezembro foi caracterizado pela anomalia
positiva de precipitação nas bacias hidrográficas dos rios
São Francisco (incremental à UHE Sobradinho),
Tocantins, Doce e Jequitinhonha, devido à configuração
da Zona de Convergência do Atlântico Sul – ZCAS.
Em comparação ao mês de Novembro, o mês de
Dezembro apresentou afluências superiores em todos os
subsistemas, com exceção do subsistema Sul.
Na semana de 21 a 27 de dezembro, ocorreu
precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São
Francisco e Tocantins.
Na próxima semana, de 28 de dezembro de 2013 a 03 de
janeiro de 2014, a previsão é de que ocorra chuva fraca
nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu,
Paranapanema, Tietê e Paranaíba e fraca à moderada na
bacia do rio Grande e no trecho a montante da UHE Três
Marias. A bacia do rio Tocantins poderá apresentar
pancadas de chuva.
Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o
parâmetro de maior impacto na variação do Custo
Marginal de Operação – CMO. O CMO médio semanal
passou de R$ 290,77/MWh para R$ 247,01/MWh.
No último dia 22, o reservatório da UHE Tucuruí atingiu a
cota 62,00 m, que permite o retorno pleno à operação da
Fase II desta usina. Tendo em vista o período de festas de
fim de ano, quando se verificam valores bem reduzidos
de carga, este retorno da Fase II está sendo programado
para o dia 02 de janeiro de 2014.
2. NOTÍCIAS
Em 30 e 31/01/2014: reunião de elaboração do PMO
Fevereiro de 2014 no prédio sede da CEDAE –
Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na
Av. Presidente Vargas, 2655 – Cidade Nova.
3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A
CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO
3.1. Armazenamentos Iniciais
Os armazenamentos iniciais equivalentes por
subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são
obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos
reservatórios individualizados, utilizados no modelo
DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a
elaboração do PMO de janeiro/2014.
Estes valores apresentados na Figura 1, a seguir,
determinam a condição inicial de energia armazenada
nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso
energético quando da definição da política de operação
do SIN.
Figura 1 – Energia armazenada inicial em dezembro/13 e janeiro/14
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Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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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3.2. Tendência Hidrológica
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências
hidrológicas consideradas para o PMO de janeiro/2014.
Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2014 – NEWAVE [%MLT]
PMO dezembro/2013 PMO janeiro/2014
MÊS
SE/CO S NE N
SE/CO S NE N
Jun/13
151 194 63 88
Jul/13
145 146 58 86 145 146 58 86
Ago/13
109 178 53 80 109 178 53 81
Set/13
95 145 51 80 95 146 52 80
Out/13
111 103 60 78 111 103 60 78
Nov/13
83 73 44 85 83 71 47 85
Dez/13
98 89 84 80
PAR(p)
4 1 5 1 1 1 5 1
No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um
modelo autorregressivo de geração estocástica mensal
(GEVAZP “energia”) interno ao modelo, cuja ordem
máxima está limitada em 6 meses.
Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores
constituem uma informação relevante, uma vez que
caracterizam a tendência hidrológica da árvore de
cenários que será utilizada para a construção da Função
de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do
PMO.
3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2014/2018
As principais alterações no cronograma, conforme
reunião do DMSE de 18/12/2013, são apresentadas nas
Tabelas 2 e 3, a seguir.
Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE
Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE
Adicionalmente, conforme procedimento adotado desde
o PMO de fevereiro/2013, os cronogramas de entrada
em operação comercial das unidades geradoras das
UHEs Santo Antônio e Jirau foram alterados no NEWAVE
em relação aos encaminhados pelo DMSE em sua
reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de
escoamento de energia até a entrada em operação da
transmissão necessária para o pleno escoamento da
geração do Madeira. Esta modelagem do cronograma
contempla um aumento gradual da capacidade de
escoamento de energia, conforme apresentando na
Tabela 4, a seguir, função da alteração de configuração
no sistema de escoamento, de acordo com o descrito no
item 3.4, a seguir.
Tabela 4 – Limites de escoamento de energia
UTE Subsistema Combustível
Potência
Total
(MW)
UG (MW)
Data de
entrada em
operação -
DMSE
Atraso (+) /
Antecipação (-)
em relação ao
PMO anteriorPernambuco III (PE)
(6)NE OCB1 200,8 UG 2 96,03 JAN/2014 +1 mês
MC2 Nova Venécia
(MA) (6)N Diesel 176,2 UG 2 7,40 FEV/2014 +1 mês
(6) 7º LEN (A-5/2008)
UHE Subsistema
Potência
Total
(MW)
UG (MW)
Data de
entrada em
operação -
DMSE
Atraso (+) /
Antecipação (-)
em relação ao
PMO anterior
Batalha (GO/MG) (1) SE/CO 52,5 UG 2 26,25 JAN/2014 +1 mês
UG 16 73,278 JAN/2014 +1 mês
UG 21 69,588 FEV/2014 +1 mês
UG 22 69,588 JAN/2014 +1 mês
UG 23 73,278 JAN/2014 +1 mês
UG 24 73,278 FEV/2014 +2 meses
UG 25 73,278 FEV/2014 +1 mês
UG 2 (UG30) 75,0 JAN/2014 +1 mês
UG 4 (UG02) 75,0 FEV/2014 +1 mês
UG 5 (UG40) 75,0 FEV/2014 +1 mês
UG 6 (UG39) 75,0 FEV/2014 +1 mês
UG1 116,7 JUN/2017 +2 meses
UG2 116,7 JUN/2017 +2 meses
UG3 116,7 JUN/2017 +2 meses
1 45,0 JAN/2016 -1 mês
2 45,0 MAR/2016 +1 mês
3 45,0 MAI/2016 +1 mês
(1) Leilão A - 5 de 16/12/2005 (3) LEN St Antônio/2007 (4) LEN Jirau/2007
(5) 7º LEN (A-5/2008) (9) 12º LEN (Leilão A - 3 de 17/08/2011) (10) 13º LEN ( A - 5 de 20/12/2011)
3.750,0
350,2
135
Baixo Iguaçu (PR) (5) S
São Roque (SC) (10) S
Santo Antônio Rio
Madeira ( RO ) (3)SE/CO
Jirau (RO) (4) (9) SE/CO
3.150,4
CronogramaLimite de
escoamento [MW]
dez/17 7.000
jul/15 a nov/17 6.200
fev/14 a set/14 3.750
out/14 a dez/14 5.100
jan/15 a jun/15 5.200
jan/14 1.100
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Desta forma, para o PMO de janeiro/2014 o cronograma
equivalente, modelado no NEWAVE, é o apresentado nas
Tabelas 5 e 6, a seguir.
Tabela 5 - Alterações Cronograma da UHE Santo Antonio
Tabela 6 - Alterações Cronograma da UHE Jirau
Nas Figuras 2 a 4, a seguir, são apresentadas as
evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e das
usinas não simuladas individualmente, respectivamente,
em comparação ao PMO de dezembro/2013.
Figura 2- Evolução da potência instalada das UHE
Figura 3- Evolução da potência instalada das UTE
Figura 4- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
3.4. Fatos Relevantes
Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7
dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral
de dados para os estudos energéticos de médio prazo.
Esta atualização tem por base informações fornecidas
pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas
áreas do ONS. Destaque para os seguintes itens:
previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE);
volumes de espera;
limites de transmissão;
geração mínima de UTEs por razões de
confiabilidade elétrica; e
taxa de desconto e função de custo de déficit.
Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes
destaques:
UHE UG
Potência
unitária
[MW]
Data de entrada
em operação -
DMSE *
Cronograma
modelado *
UG 17 73,28 AGO/2013 1 JAN/2014
UG 40 73,28 ABR/2016 NOV/2017
UG 41 73,28 MAI/2016 NOV/2017
UG 42 73,28 JUN/2016 NOV/2017
UG 43 73,28 JUN/2016 NOV/2017
UG 44 73,28 JUL/2016 NOV/2017
1 - Entrou em operação em 03/08/2013 conforme o despacho nº 3.057/2013 DG/ANEEL
* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE
Santo Antônio Rio
Madeira ( RO )
UHE UG
Potência
unitária
[MW]
Data de
entrada em
operação -
DMSE*
Cronograma
modelado *
1 (UG29) 75,00 SET/2013 1 JAN/2014
21 (UG09) 75,00 AGO/2014 SET/2014
39 (UG20) 75,00 MAI/2015 JUN/2015
46 (UG46) 75,00 MAI/2016 NOV/2017
47 (UG47) 75,00 JUN/2016 NOV/2017
48 (UG49) 75,00 AGO/2016 NOV/2017
49 (UG48) 75,00 JUL/2016 NOV/2017
50 (UG50) 75,00 SET/2016 NOV/2017
1 - Entrou em operação em 06/09/2013 conforme o despacho nº 3.087/2013 SFG/ANEEL
* adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE
Jirau ( RO )
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
7.000
7.500
[MW
me
d]
Usinas não simuladas individualmente - Expansão - Totais - SIN
PMO dez/13 PMO jan/14
Maior diferença de 552 MWmed.
Consideração da oferta do 17º LEN
Antecipação da ICG João Câmara III
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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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Alteração da versão do modelo NEWAVE para 19 em
LINUX, conforme Despacho SRG/ANEEL
nº 4.288/2013.
Atualização da curva de custo de déficit para 2014,
das penalidades associadas de outros usos e vazão
mínima, conforme Resolução Homologatória ANEEL
nº 1.667/2013.
Alteração da data de tendência da integração
Macapá ao SIN de 01/04/2014 para 01/07/2014,
conforme informação do agente responsável e da
interligação Manaus-Boa Vista de 01/11/2015 para
01/04/2016, conforme última reunião do DMSE
transmissão.
Consideração da oferta vencedora do 16º LEN/2013
(1º A-5/2013), incluindo as UHEs Sinop e Salto
Apiacás, para entrada a partir de 01/01/2018 e do
17º LEN/2013 (A-3/2013), para entrada a partir de
01/01/2016.
Novos limites de exportação do Complexo Madeira,
em função da data da entrada do GSC, de
janeiro/2014 para fevereiro/2014.
Atualização da potência unitária e engolimento
efetivo das UHEs Barra Grande, Taquaruçu, Rosana,
Itaparica e Itumbiara, conforme Ofício
SFG-SRG/ANEEL nº 625/2013.
Alteração do nível máximo normal de montante da
UHE Corumbá IV bem como do volume máximo
operativo, conforme Despacho SCG/ANEEL
nº 4.286/2013.
Representação no subsistema Norte das
UTEs Parnaíba IV e Suzano MA, conforme FAX ONS
nº 0054/330/2013 e nº 0055/330/2013,
respectivamente.
Alteração do CVU da UTE Figueira e da UTN Angra 3,
conforme despacho SRG/ANEEL nº 3.984/2013 e
Ofício SRG/ANEEL nº 321/2013, respectivamente.
Entrada em operação comercial das UG1 e UG2 da
UTE Pernambuco III, conforme despacho SFG/ANEEL
nº 4.152/2013, da UTE Parnaíba IV, conforme
despacho SFG/ANEEL nº 4.232/2013 e da UG3 da
UHE Garibaldi, conforme despacho SFG/ANEEL
nº 4.233/2013.
Suspensão da operação comercial da UG1 da
UTE P. Médici A, conforme Despacho SFG/ANEEL
nº 4.094/2013.
3.4.1. Previsão de carga 2014/2018
Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão
Quadrimestral não sofreram alteração em relação à
previsão de setembro/2013 realizada pela EPE e ONS, e
adotada até então. Destaca-se que a carga do subsistema
Norte sofreu alteração devido somente à postergação
das interligações de Macapá e Boa Vista para 01/07/2014
e 01/04/2016, respectivamente.
Tabela 7 - Evolução da Carga Própria de Energia 2014/2018
3.4.2. Volumes de Espera
Os volumes de espera foram atualizados neste PMO
segundo informações constantes no “Plano Anual de
Prevenção de Cheias – Ciclo 2013/2014”, conforme
ONS RE 3/122/2013.
3.4.3. Limites de transmissão
Os cronogramas das obras de transmissão das
interligações regionais são definidos em reunião
específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são
atualizadas a partir de informações obtidas junto aos
Agentes e a ANEEL.
Nesta revisão, destacam-se:
os atrasos da previsão da entrada em operação da
LT 500 kV Bateias – Itatiba, dos CEs de Itatiba e Santa
Barbara e da nova SE Fernão Dias e reforços de
jul/2017 para set/2017, que reduz a capacidade de
troca de energia entre Sudeste/Centro-Oeste e Sul
Cenário de Referência - setembro/2013
SIN
MWmed Crescimento (%)
2013 62.829 3,6%
2014 65.871 4,8%
2015 68.438 3,9%
2016 71.241 4,1%
2017 74.119 4,0%
2013-2017 4,2%
Cenário de Referência - janeiro/2014
SIN
MWmed Crescimento (%)
2014 65.830 4,8%
2015 68.420 3,9%
2016 71.217 4,1%
2017 74.119 4,1%
2018 77.207 4,2%
2014-2018 4,1%
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no período (1180 MWmed no sentido SE/CO → S e
900 MWmed no sentido S → SE/CO);
antecipação de dois meses (de jul/2016 para
mai/2016) em parte das obras de escoamento da
UHE Belo Monte, que aumenta a capacidade de
troca de energia entre Sudeste/Centro-Oeste e
Nordeste no período (1360 MWmed no sentido
SE/CO → NE e 1560 MWmed no sentido
NE → SE/CO);
postergação da LT 230kV Banabuiú – Mossoró II, de
outubro de 2013 para dezembro de 2014, que reduz
a exportação de Imperatriz para o Nordeste em
700 MWmed no período de jan/14 a nov/14;
antecipação, de jul/2016 para mai/2016, de parte
das LTs que compõem o sistema do escoamento da
UHE Belo Monte, que aumenta a capacidade de
troca de energia entre Imperatriz e Nordeste
(388 MWmed no sentido Imp → NE);
consideração de cinco novas LTs de 500 kV dentro da
região Norte, que aumenta a capacidade de troca de
energia entre Imperatriz e Nordeste a partir de
ago/2016 (1590 MWmed no sentido Imp → NE);
aumento de 1000 MWmed na exportação do
Sudeste para o Norte/Nordeste em maio e junho de
2016 devido à antecipação do sistema de
escoamento da UHE Belo Monte, e aumento de
470 MWmed, a partir de ago/2016, devido a
consideração de cinco novas LTs de 500 kV dentro da
região Norte;
aumento de 1900 MWmed na exportação do
Nordeste para o Sudeste/Norte em maio e junho de
2016, devido à antecipação do sistema de
escoamento da UHE Belo Monte;
redução de 570 MWmed no recebimento do
Nordeste, de jan/14 a jun/14, devido ao atraso da
LT 230 kV Banabuiú – Mossoró II;
aumento de 1200 MWmed, em mai/16 e jun/16,
devido à antecipação do sistema de escoamento da
UHE Belo Monte;
aumento de 1060 MWmed, de jan/17 a jun/17,
devido a consideração de cinco novas LTs de 500 kV
dentro da região Norte, aumentando a capacidade
de troca de energia entre Imperatriz e Nordeste.
Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia
e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes
do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do
sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do
subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. O Sistema
Isolado Macapá, quando integrado ao SIN em
01/07/2014 e a capital Boa Vista, quando integrada em
01/04/2016, farão parte do subsistema Norte, assim
como a UHE Belo Monte.
Maiores detalhes relativos à definição de limites de
transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS
n° 0170/2013;
3.4.4. Geração térmica mínima por razões elétricas
Na Tabela 8, a seguir, são apresentadas as usinas
termoelétricas que necessitam ser despachadas por
restrições elétricas para atendimento aos critérios e
padrões definidos nos Procedimentos de Rede.
Tabela 8 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]
Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões
elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS
n° 0170/2013.
3.4.5. Taxa de Desconto e Função de Custo de Déficit
A partir deste PMO de janeiro/2014, conforme Ofício
SRG/ANEEL nº 293/2013 e Resolução Homologatória
ANEEL nº 1.667/2013, foi mantida a taxa de desconto de
12% no modelo NEWAVE e passou a ser considerada
uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares
para todos os subsistemas, indicada na Figura 5, a seguir.
USINA 2014 2015 2016 2017 2018
Araucária 360 (jan a mar; dez) 360 (jan a mar; dez) 360 (jan a mar) 360 (jan a mar) -
Candiota 3
310 (jan a mar)
175 (abr e mai)
210 (nov e dez)
175 (jan a mar; nov e dez) 175 175 310
Canoas 160 (jan a mar) - - 160 (jan a mar) 160 (jan a mar)
Distrito A 18,99 (jan a abr) - - - -
Distrito B 17,99 (jan a abr) - - - -
Eletrobolt229,50 (fev)
220,18 (mar)- - - -
Flores 1 19,99 (jan a abr) - - - -
Flores 2
1,96 (jan)
8,97 (fev)
19,99 (mar e abr)
- - - -
Flores 3 19,99 (jan a abr) - - - -
Flores 4 17,99 (mar e abr) - - - -
Iranduba16,47 (mar)
4,30 (abr)- - - -
J. Lacerda A1 25 (nov e dez) 25 (jan a mar) - -88 (jan a mar; nov e
dez)
J. Lacerda A233 (abr a out)
66 (nov e dez)
66 (jan a mar)
33 (abr a dez)
33 (jan a out)
66 (nov e dez)
66 (jan a out)
116 (nov e dez)
116 (jan a mar; nov e
dez)
66 (abr a out)
USINA 2014 2015 2016 2017 2018
J. Lacerda B
180 (jan a mar)
80 (abr a out)
194 (nov e dez)
194 (jan a mar)
160 (abr a out)
88 (nov e dez)
88 (jan a mar)
80 (abr a out)
208 (nov e dez)
208 (jan a mar)
220 (abr a out)
233 (nov e dez)
233 (jan a mar; nov e
dez)
283 (abr a out)
J. Lacerda C 180 (jan a mar) 242 (nov e dez) 242 (jan a mar)
311 (nov e dez)
311 (jan a mar)
312 (nov e dez)
312 (jan a mar; nov e
dez)
Mauá B4134,99 (jan a abr)
22,30 (ago)- - - -
Maua B5A 27,99 (jan a abr) - - - -
Maua B5B 27,99 (jan a abr) - - - -
P. Médici B200 (jan a mar)
90 (abr e mai)- 100 200 200
Santana LM4,29 (set)
3,53 (nov)- - - -
Santana W
45,93 (mai)
45,94 (jun)
45,56 (jul)
56,09 (ago)
56,95 (set e nov)
52,53 (out)
- - - -
Sta Cruz Nova223,13 (fev)
214,06 (mar)- - - -
Termonorte 275 (jul a out)
120 (nov e dez)- - - -
Termorio
409,58 (fev)
405,70 (mar)
200 (abr e dez)
200 (jan a mar) - - -
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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.
6
Figura 5 – Função de Custo de Déficit
3.4.6. Versão do modelo NEWAVE
A ANEEL, através do despacho SRG/ANEEL
nº 4.288/2013, aprovou o uso, pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico - ONS e pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a partir deste
PMO de janeiro de 2014, da versão 18.1.1 do programa
computacional NEWAVE, que recebe a denominação de
versão 19, em sistema operacional LINUX.
3.4.7. Despacho antecipado de GNL
Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL
através dos Fax ONS nº 0018/330/2012 e
0052/340/2012, na elaboração do PMO de janeiro/2014
foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz
Nova e Linhares.
Os despachos são obtidos através da média dos
despachos previstos para estas usinas nas semanas de
janeiro/2014 e fevereiro/2014, em conformidade com a
metodologia de antecipação do despacho GNL,
respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo
agente.
As usinas são representadas no modelo NEWAVE no
arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A
UTE Linhares com o valor igual a 204,0 MWmed para
janeiro/2014 e 195,5 MWmed para fevereiro/2014 e a
UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 335,0 MWmed
em janeiro/2014 e 256,2 MWmed em fevereiro/2014,
em todos os patamares de carga.
Informações mais detalhadas sobre os estudos de
planejamento da operação de médio prazo para o PMO
de janeiro/2014 irão compor a Nota Técnica ONS
n° 0174/2013, a ser disponibilizada na área dos agentes
no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no próximo dia
2 de janeiro de 2014. Todas as premissas foram
apresentadas na plenária do PMO em 26/12/2013.
4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO
DO PMO
4.1. Condições Hidrometeorológicas
As previsões de afluências são determinantes para a
definição das políticas de operação e dos custos
marginais. Assim, faz-se necessário o pleno
entendimento dos conceitos associados aos modelos de
previsão, notadamente para a primeira semana
operativa, na qual há uma significativa presença dos
modelos chuva/vazão.
Neste contexto, constitui-se em um instrumento de
fundamental importância a análise das condições
climáticas, notadamente visando a identificação de
fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os
quais podem ter efeito sobre a intensidade do período
chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim,
é de fundamental importância a análises de clima e
tempo no contexto do SIN.
4.1.1. Condições Antecedentes
O mês de dezembro foi caracterizado pela anomalia
positiva de precipitação nas bacias hidrográficas dos rios
São Francisco (incremental a UHE Sobradinho) Tocantins,
Doce e Jequitinhonha, devido a configuração da Zona de
Convergência do Atlântico Sul – ZCAS.
Consequentemente as demais bacias de interesse do SIN
apresentaram chuva abaixo da média (Figura 6).
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7
Figura 6 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada até o
dia 26 de dezembro de 2013
Em comparação ao mês de Novembro, o mês de
Dezembro apresentou afluências superiores em todos os
subsistemas, com exceção do subsistema Sul que não
apresentou variação significativa.
Tabela 9 – ENAs verificadas em Novembro/2013 e estimadas
para Dezembro/2013
Na semana entre 21 e 27 de dezembro a atuação de um
sistema de baixa pressão na região Centro-Oeste, em
Minas Gerais e no Espírito Santo ocasionaram
precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São
Francisco e Tocantins (Figura 7).
Figura 7 - Precipitação observada (mm) no período de 21 a
27/12/2013
A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na
semana de 14 a 20/12/2013 e a estimada para a semana
de 21 a 27/12/2013 nos Subsistemas do SIN.
Tabela 10 – ENAs passadas consideradas no PMO de Janeiro/2014
4.1.2. Análise Climática
As condições da Temperatura da Superfície do Mar –
TSM observadas na última semana permanecem
apresentando predomínio de águas mais frias no Pacífico
Equatorial próximo a América do Sul (Figura 8). Cabe
ressaltar que esta configuração ainda é de neutralidade.
PMO de Janeiro/2013 - ENAs verificadas e estimadas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 22.493 83 42.239 103
S 6.635 71 6.762 91
NE 2.628 47 9.107 89
N 2.535 85 4.752 83
SubsistemaNovembro/2013 Dezembro/2013
PMO de Janeiro/2013 - ENAs verificadas e estimadas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 40.410 98 43.806 106
S 6.713 91 4.344 59
NE 7.802 76 12.620 123
N 3.921 68 6.161 107
Subsistema14/12 a 20/12/2013 21/12 a 27/12/20132014
2014
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8
Figura 8 – Anomalia da TSM observada entre 15 e 21/12/2013.
Fonte: CPTEC/INPE
A previsão do modelo Climate Forecast System – CFS.2,
do Climate Prediction Center, mostra uma condição de
neutralidade do oceano Pacífico na região do Niño 1.2,
até o fim do período chuvoso (Figura 9).
Figura 9 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelo
modelo CFS versão 2 do National Center for Environmental
Prediction – NCEP, com diferentes condições iniciais, válida até
agosto de 2014
As previsões da maioria dos modelos climáticos para o
trimestre janeiro-fevereiro indica precipitação variando
entre a média e abaixo da média na região Sul, e próxima
da média nas demais bacias do SIN.
4.1.3. Previsões – Janeiro/2014
Para a semana entre os dias 28 de dezembro e 3 de
janeiro a previsão é de que a passagem de duas frentes
frias, no início e no fim da semana, ocasionem chuva
fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu,
Paranapanema, Tietê e Paranaíba e fraca à moderada na
bacia do rio Grande e no trecho a montante da Uhe Três
Marias. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de
chuva (Figura 10). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios
Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte
das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta
previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo
chuva-vazão, para a previsão de afluências para a
próxima semana.
Figura 10- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 28/12/2013 a 03/01/2014
Em comparação com as afluências da semana anterior,
prevê-se para a semana operativa de 28/12/2013 a
03/01/2014, aumento nas afluências de todos os
subsistemas do SIN com exceção do subsistema Sul que
não apresentará variação significativa. Com relação a
previsão para o mês de janeiro, todas os sistemas, com
exceção do Nordeste, devem apresentar valores
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9
inferiores à MLT. A Tabela 9 apresenta os resultados da
previsão de ENAs para a próxima semana e para a média
prevista para o mês de Janeiro.
Tabela 11 – Previsão de ENA no PMO de Janeiro/2014
As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO
de Janeiro/2014.
Figura 11 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Janeiro/2014
Figura 12 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Janeiro/2014
Figura 13 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Janeiro/2014
Figura 14 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Janeiro/2014
4.2. Cenários gerados para o PMO de Janeiro/2014
As figuras a seguir apresentam as características dos
cenários gerados para o PMO de Janeiro/2014 para
acoplamento com a FCF do mês de Fevereiro/2014. São
mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e
as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de
ENA.
Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, no PMO de Janeiro
PMO de Janeiro/2014 - ENAs previstas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 49.870 105 53.904 96
S 4.492 61 5.920 82
NE 15.762 132 17.088 120
N 6.873 92 9.053 92
28/12 a 3/1/2014 Mês de JaneiroSubsistema
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2014
REVISÃO 0
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10
Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste no PMO de Janeiro
Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, no PMO de Janeiro
Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul no PMO de Janeiro
Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, no PMO de Janeiro
Figura 20 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste no PMO de Janeiro
Figura 21 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, no PMO de Janeiro
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2014
PMO
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2014
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2014
PMO
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2014
REVISÃO 0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2014
PMO
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV)
Ener
gia
Nat
ura
l Afl
uen
te (
%M
LT)
SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2014
REVISÃO 0
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Figura 22 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte no PMO de Janeiro
Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias
naturais afluentes para os meses de Janeiro e Fevereiro
são apresentados na tabela a seguir.
Tabela 12 – MLT da ENA nos meses de Janeiro e Fevereiro
4.3. Análise dos resultados no acoplamento com a FCF
A otimização do Planejamento da Operação tem por
função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo
Total de Operação do Sistema no período de
planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,
a cada mês, em função de até 52 variáveis de estado do
sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes
passadas para cada subsistema e 24 associadas ao
despacho térmico antecipado. Em função da ordem do
modelo gerador de cenários, nem todas as afluências
possuem coeficientes significativos em todos os meses.
No mês de acoplamento, Fevereiro/2014, a ordem das
ENAs passadas significativas para a formação da FCF para
cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-3, NE-2, e N-
4.
Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x
ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada
subsistema, dos 116 cenários gerados para o
acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de
Fevereiro/2014 no PMO de Janeiro/2014.
Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Janeiro/2014
Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro /2014 – Subsistema Sul - PMO de Janeiro/2014
Figura 25 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro /2014 – Subsistema Nordeste - PMO de Janeiro/2014
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250%
Pro
bab
ilid
ade
acu
mu
lad
a
Energia Natural Afluente (%MLT)
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2014
PMO
MLT das ENAs (MWmed)
Subsistema
SE/CO
S
NE
N
14.274
9.823
58.982
8.375
14.947
13.071
56.432
7.257
Janeiro Fevereiro
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE Janeiro/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE Janeiro/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
0% 50% 100% 150% 200% 250%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE Janeiro/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
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Figura 26 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Fevereiro /2014 – Subsistema Norte - PMO de Janeiro/2014
A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão
correlacionando os custos marginais de operação dos
cenários no final do mês de Fevereiro/2014 do
subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas
para o PMO de Janeiro/2014.
Figura 27 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Fevereiro/2014
A análise dos gráficos acima mostra que, em função das
afluências previstas para o Nordeste, há grande
probabilidade de descolamento entre os CMOs das
Regiões Sul/Sudeste e Norte/Nordeste.
4.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas
Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre
subsistemas são de fundamental importância para o
processo de otimização energética, sendo determinantes
para a definição das políticas de operação e do CMO para
cada subsistema. Estes limites são influenciados por
intervenções na malha de transmissão, notadamente na
1ª Semana Operativa.
O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os
limites destes utilizados na Revisão 0 do PMO de Janeiro.
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
0% 50% 100% 150% 200% 250%
CM
O (
R$
/MW
h)
PMO DE Janeiro/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
ENA (%MLT) EAR (%EARmax)
000
100
200
300
400
500
600
700
000 100 200 300 400 500 600 700
CM
O (
R$
/MW
h)
CMO - SUDESTE (R$/MWh)
Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Janeiro para acoplamento em Fevereiro/2014
CMO - SUL
CMO - NORDESTE
CMO - NORTE
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Tabela 13 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO de Janeiro/14
(A) Medidas operativas para segurança adicional durante período de
ano novo
4.5. Previsões de Carga
No subsistema NE, o crescimento previsto de 5,6% é
explicado, principalmente, pelo comportamento
esperado da carga demandada pelas classes residencial e
comercial, reflexo da incorporação de aparelhos de
ventilação e refrigeração às residências, como reflexo do
aumento da renda familiar e do avanço do emprego.
No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento
prevista de 30,2% decorre, principalmente, da
interligação de Manaus cuja estimativa de aumento da
carga em relação ao mesmo período do ano anterior é
de, aproximadamente, 4,1%. Retirando o efeito dessa
interligação no subsistema, a carga prevista para
janeiro/14 apresenta um acréscimo de 7,4% em relação
ao mesmo mês do ano anterior, explicado
principalmente pela redução temporária da carga de dois
grandes consumidores industriais da rede básica, dos
setores de alumínio e níquel desde dezembro/12.
No subsistema SE/CO, o acréscimo previsto de 5,6%, é
devido também, ao comportamento da carga observada
em janeiro de 2013, período em que ocorreram
temperaturas abaixo das esperadas para aquele período,
com consequente redução da carga de refrigeração e
ventilação para uso residencial e comercial. Expurgando-
se esse efeito o crescimento previsto seria da ordem de
5,1%.
No subsistema Sul, o crescimento previsto da carga de
5,6% decorre da expectativa de continuidade do bom
desempenho do setor agroindustrial. Além disso, o
comportamento da carga observada em janeiro de 2013,
período em que ocorreram temperaturas amenas para
aquele período, também contribuiu para a taxa de
crescimento esperada. Expurgando-se esse efeito, o
crescimento previsto seria da ordem de 4,4%.
Tabela 14- Previsão da evolução da carga para a Revisão 0 do PMO de Janeiro/2014
Fluxo PatamarDemais
Semanas
Pesada 3.880 4.100Média 3.919 4.199Leve 3.829 4.288
Pesada 3.620 4.100Média 3.530 4.100Leve 3.245 4.100
Pesada 4.440 4.700Média 4.391 4.700Leve 4.237 4.700
Pesada 3.300 3.300Média 3.300 3.300Leve 3.300 3.300
Pesada 3.000 3.000Média 3.318 3.318Leve 3.651 3.651
Pesada 3.700 4.000Média 3.644 4.000Leve 3.466 4.000
Pesada 4.000 4.000Média 4.000 4.000Leve 4.000 4.000
Pesada 1.020 1.100Média 1.005 1.100Leve 958 1.100
Pesada 5.100 5.100Média 5.098 5.098Leve 4.895 4.895
Pesada 9.100 9.100Média 9.100 9.100Leve 9.200 9.200
Pesada 5.280 5.700Média 5.201 5.700Leve 4.952 5.700
Pesada 6.760 7.700Média 6.584 7.700Leve 5.897 7.500
Pesada 5.980 6.300Média 5.920 6.300Leve 5.730 6.300
Pesada 6.300 6.300Média 6.300 6.300Leve 6.300 6.300
ITAIPU 60 Hz
EXPORT. NE
FMCCO
FCOMC
FSENE
FSM
RSE
FORNEC. SUL
RECEB. SUL
ITAIPU 50 Hz
LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)
28/12 a
03/01/2014
RNE
FNS
FSENE+FMCCO
FNE
(A)
(A)
(A)
(A)
(A)
(A)
(A)
(A)
Var. (%)
jan/14->jan/13
SE/ CO 36.086 39.457 39.454 39.835 39.919 39.166 5,6%
SUL 10.423 11.452 11.630 11.687 11.699 11.405 5,6%NE 9.628 10.302 10.294 10.294 10.358 10.189 5,6%
NORTE 5.082 5.234 5.263 5.286 5.335 5.251 30,2%
SIN 61.219 66.445 66.641 67.102 67.311 66.011 7,2%
1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª SemSubsistema
CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)
5ª Sem jan/14
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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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4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN
O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica
total do SIN, para o mês de Janeiro, de acordo com o
cronograma de manutenção informado pelos agentes
para o PMO de Janeiro.
4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Tabela 15 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 3 do PMO Dezembro/2013 e no PMO Janeiro/2014
A primeira coluna da tabela acima corresponde ao
armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de
Dezembro, para a 0:00 h do dia 28/12/2013. A segunda
coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir
dos níveis de partida informados pelos Agentes de
Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.
5. PRINCIPAIS RESULTADOS
5.1. Políticas de Intercâmbio
A figura a seguir apresenta a política de operação
determinada pelo modelo DECOMP para a semana
operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014.
Figura 28 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana
Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das
condições hidroenergéticas da região;
Região NE Importadora de energia em função das
condições hidroenergéticas desfavoráveis na região;
Região Norte Exportadora de energia para a região
Nordeste.
Região SE/CO Exportadora de energia para as regiões
Nordeste e Sul.
5.2. Custos Marginais de Operação – CMO
A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de
Operação, em valores médios semanais, para as semanas
operativas que compõem o mês de Janeiro.
Figura 29 - CMO do mês de Janeiro em valores médios semanais
86.867 86.867 86.867 86.867 86.867
82.492 82.493 81.812 81.947 82.453
0
25.000
50.000
75.000
100.000
Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5
MW
Potência Hidráulica Instalada Disponibilidade Hidráulica
Subsistema
Nível previsto na
Revisão 3 do PMO
dez/2013
Partida informada pelos
Agentes para a Revisão 0
do PMO jan/2014
SE/CO 43,7 43,2
S 64,7 59,1
NE 30,1 30,9
N 34,9 41,9
Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 28/12/2013
ITAIP
50 Hz
60 Hz
SE/CO
FICT. SUL
FICT. NORTE
NE2541 2541
3329
4293
0593
2353
1939
R$ 247,01/MWh R$ 247,01/MWh
R$ 247,01/MWh
R$ 247,01/MWh
1280
N
S
SEMANA 1
MÉDIA DO ESTÁGIO
Caso 1: JAN14_RV0_N-2_V
Caso 2
Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5
Sudeste 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68
Sul 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68
Nordeste 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68
Norte 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68
0
50
100
150
200
250
300
350
R$/M
Wh
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Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por
patamar de carga, para a semana operativa de
28/12/2013 a 03/01/2014.
Tabela 16- CMO por patamar de carga para a próxima semana
5.3. Energias Armazenadas
O processo de otimização realizado pelo programa
DECOMP, indicou os armazenamentos que são
mostrados na figura a seguir para as semanas operativas
do mês de Janeiro/2014.
Figura 30 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Janeiro/2014
Os armazenamentos da figura acima estão expressos em
% da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,
cujos valores são mostrados na tabela a seguir.
Tabela 17 – Energia Armazenável Máxima por subsistema
5.4. Geração Térmica
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do
SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014.
Figura 31 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Janeiro/2014
Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:
Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte
Fluminense 1, 2 e 3, Sta. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico,
G. L. Brizola, Cocal¹, Linhares², Pie – RP¹, Juiz de Fora, W.
Arjona, B. L. Sobrinho e E. Rocha;
Região Sul: Candiota III, P. Médici A¹, P. Médici B, J.
Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueada,
Madeira e J. Lacerda A1;
Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém
I, P. Pecém II, C. Furtado e Termoceará;
Região Norte: Parnaíba IV, Maranhão IV, Maranhão V, P. Itaqui e N. Venécia 2;
¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média.
Nessa semana, está prevista geração térmica adicional
no SIN visando à segurança elétrica durante as
festividades de fim de ano.
Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por
ordem de mérito de custo, em todos os patamares de
carga, das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana
operativa de 01/03/2014 a 07/03/2014.
No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica
por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por
patamar de carga, os valores e a razão do despacho.
Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas
declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante
SE/CO S NE N
Pesada 247,01 247,01 247,01 247,01
Média 247,01 247,01 247,01 247,01
Leve 247,01 247,01 247,01 247,01
Média Semanal 247,01 247,01 247,01 247,01
Patamares de
Carga
CMO (R$/MWh)
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]
SUDESTE 43,0 44,7 46,5 48,6 50,5 52,7 62,9
SUL 59,0 57,0 55,4 55,3 54,8 54,8 52,7
NORDESTE 31,0 36,1 41,9 47,5 52,7 57,9 68,6
NORTE 42,0 42,8 42,0 41,1 41,3 42,7 63,8
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
EAR
(%
EAR
max
)
ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Janeiro/2014
ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)
Subsistema
SE/CO
S
NE
N
Janeiro Fevereiro
203.840 203.840
19.930
51.808
15.772
19.930
51.808
15.314
SE/CO SUL NE NORTE SIN
GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0
RESTRIÇÃO ELÉTRICA 190 0 7 0 197
INFLEXIBILIDADE 150 0 0 569 719
ORDEM DE MÉRITO 5276 1271 1921 1260 9727
5.616
1.271 1.928
10.643
1.829
0
2500
5000
7500
10000
12500
MW
me
d
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as etapas de Programação Diária da Operação e
Operação em Tempo Real.
5.5. Estimativa de Encargos
Os valores na tabela a seguir representam a estimativa
do custo de despacho térmico por restrição elétrica para
a semana operativa de 28/12/2013 a 03/01/2014, sendo
calculada pelo produto da geração térmica prevista e a
diferença entre o CVU e o CMO.
5.6. Resumo dos resultados do PMO
As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados
do PMO para as semanas do mês Janeiro/2014 e os
valores esperados para o mês de Fevereiro/2014,
relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia
Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO)
nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional
(SIN).
Figura 32 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste
Figura 33 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul
Figura 34 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste
Figura 35 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte
6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS
MARGINAIS DE OPERAÇÃO
A análise da variação semanal dos custos marginais de
operação em função da atualização dos dados de
planejamento do PMO de Janeiro de 2014 foi realizada a
partir de cinco estudos.
TÉRMICAS CVU PAT CMO GER ESS ELÉTRICO
PESADA 247,01 96 149.256,00R$
MÉDIA 247,01 18 149.256,00R$
LEVE 247,01 39 295.091,55R$
PESADA 247,01 24 14.551,20R$
MÉDIA 247,01 5 16.168,00R$
LEVE 247,01 10 29.506,60R$
PESADA 247,01 40 7.716,00R$
MÉDIA 247,01 35 36.008,00R$
LEVE 247,01 16 15.020,48R$
PESADA 247,01 120 547.344,00R$
MÉDIA 247,01 120 2.919.168,00R$
LEVE 247,01 120 2.663.740,80R$
PESADA 247,01 9 45.223,65R$
MÉDIA 247,01 2 53.598,40R$
LEVE 247,01 4 97.817,08R$
PESADA 247,01 9 45.223,65R$
MÉDIA 247,01 2 53.598,40R$
LEVE 247,01 4 97.817,08R$
287,43
6.842.826,63R$ TOTAL SE/CO
TERMOPB
M. LAGO 350,66
T.NORTE II 551,09
A. CHAVES 259,87
N. FLUMINENSE 4
TOTAL NE
582,00
TERMONE 582,00
393.278,26R$
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]
CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 233,38
EAR(%EARmax) 43,0 44,7 46,5 48,6 50,5 52,7 62,9
ENA(%mlt) 105,4 95,7 98,0 97,0 100,1 97,9
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - SE/CO - Janeiro/2014
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]
CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 233,38
EAR(%EARmax) 59,0 57,0 55,4 55,3 54,8 54,8 52,7
ENA(%mlt) 60,3 69,7 84,1 84,6 91,3 87,8
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - S - Janeiro/2014
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]
CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 131,37
EAR(%EARmax) 31,0 36,1 41,9 47,5 52,7 57,9 68,6
ENA(%mlt) 139,2 122,3 126,2 120,8 118,3 109,9
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0110,0120,0130,0140,0150,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - NE - Janeiro/2014
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]
CMO (R$/MWh) 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 131,35
EAR(%EARmax) 42,0 42,8 42,0 41,1 41,3 42,7 63,8
ENA(%mlt) 95,9 83,2 95,6 102,1 115,0 96,1
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0110,0120,0130,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - N - Janeiro/2014
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O caso inicial foi construído com base nos dados
preliminares de planejamento deste PMO, considerando
a nova previsão de afluências e cenários, porém com a
partida dos reservatórios estimada pela última revisão de
dezembro e aplicando-se a mesma função de custo
futuro de dezembro.
No segundo estudo foi substituída apenas a função de
custo futuro pela nova função elaborada para o PMO de
Janeiro. Complementando esta análise, foram
atualizados nos estudos subsequentes os seguintes
blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão
(novas unidades de geração térmica e/ou hidráulica) e
limites nos fluxos intercâmbios de energia entre os
subsistemas.
Os valores do CMO publicados nos resultados de cada
um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a
seguir.
Figura 36 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN
Conforme os resultados deste conjunto de testes, os
maiores impactos no CMO do SIN foram observados no
estudo inicial considerando a atualização das vazões e no
estudo de sensibilidade para atualização da função de
custo futuro. Os demais estudos considerando a
atualização da partida dos reservatórios, a expansão
hidráulica e limites elétricos apresentaram menores
impactos no custo marginal de operação.
Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos
resultados destes casos são consequência da atualização
parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.
7. SENSIBILIDADE
A partir da consideração da ocorrência do valor esperado
da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de
Janeiro, foram feitos estudos de sensibilidade para os
CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor
esperado e limite superior da previsão de vazões para as
demais semanas operativas do mês de Janeiro. A tabela a
seguir mostra a ENA média mensal de Janeiro com a
consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade
a partir da próxima semana operativa.
Tabela 18 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade
Figura 37 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade
8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS
ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE
COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE JANEIRO/14
A DEZEMBRO/14
O estudo prospectivo apresentado neste documento tem
por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos
níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe
o SIN, através de simulações a usinas individualizadas
utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas
correspondem ao valor esperado da previsão de
afluências mensais para o período de estudo.
A Função de Custo Futuro utilizada foi elaborada a partir
do deck preliminar do Newave do PMO de janeiro,
mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de
estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.
A partir da entrada da versão 18 do Newave,
contemplada com mecanismo de aversão a risco CV@R,
-38,13
-12,84 8,23 -0,80 -0,12 0,07
290,77
252,64239,80 247,86 247,06 246,94 247,01
Rev.Anterior
Previsão deVazões
FCFjan/2014
Partida Expansao Desligam. DemaisAtualiz.
SIN - CMO (R$/MWh)
MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT
LS 66.007 117% 8.529 119% 20.692 145% 10.518 108%
VE 53.904 96% 5.920 82% 17.088 120% 9.053 93%
LI 42.045 75% 3.528 49% 13.453 94% 7.587 78%
ENA
MENSAL
NESE/CO NS
247,20
401,13
247,01
161,66100
150
200
250
300
350
400
450
28/12/2013 a 03/01/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE
R$/
MW
hRegiões SE/CO, S, NE e N
VE LI LS
CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 21/12 a 27/12/2013
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/12 a 03/01/2014
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foi abolida toda a geração compulsória, permanecendo
na base somente as gerações mínimas correspondentes
às inflexibilidades e restrições elétricas.
A versão 20 Decomp foi utilizada com a opção CV@R
ativada que não pode ser usada concomitantemente
com restrições de armazenamento mínimo HE.
Adicionalmente, foram inseridas restrições de geração
máxima em Santo Antônio e Jirau, modelando a
capacidade de escoamento de energia dessas usinas.
Tabela 19 – Limites de transmissão das usinas do rio Madeira
Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de
operação e, consequentemente, custos marginais de
operação somente poderão ser conhecidos ao longo do
ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de
Operação e suas Revisões.
8.1. Premissas
8.1.1. Carga
Foi considerada a carga do PEN 2014- 2018 com a
postergação da interligação Macapá para julho de 2014
Figura 38 – Carga por subsistema
8.1.2. Níveis de Partida
Os níveis de partida adotados para 01/01/2014 são os
valores previstos, pelo modelo DECOMP na Revisão 3 do
PMO de dezembro/2013.
Figura 39 – Níveis de partida por subsistema
8.1.3. Energia Natural Afluente
Figura 40 -ENA Sudeste/Centro-Oeste
Figura 41 - ENA Sul
39169 40703 40993 39756 38441 38115 38235 39240 39464 39812 39497 38795
11405 11840 11646 10928 10624 10653 10677 10712 10527 10721 10948 11059
1018910158 10264
10045 9834 9587 9555 9716 10041 10284 10365 10202
52515326 5360
5386 5410 5365 5473 5640 5736 5686 5728 5582
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
jan-2014 fev-2014 mar-2014 abr-2014 mai-2014 jun-2014 jul-2014 ago-2014 set-2014 out-2014 nov-2014 dez-2014
MW
méd
io
CARGAN NE S SE
A…0
50000
100000
150000
200000
250000
SE S NE N
44,7%
65,3% 33,1%35,4%
203852
19930
51808
15748
MW
mês
Armazenamentos Iniciais
Armazenamento Inicial
Armazenamento Máximo
2366322515
41795
59351 61394
55415
44775
30051
2448222430
18571 1813822093
28702
43658
112%
83%102%
106% 104%101%
108%
100%97%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
% M
LT
ENA
(M
wm
ed
)
Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE
13710
68637008 7015
8073
67196216
82408997
9840 9600
11258 12470
8754 6887
104%
73%
95%
98% 97% 98% 95% 96% 93% 92%95% 95% 95% 94% 94%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
% M
LT
ENA
(M
wm
ed
)
Subsistema SUL
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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.
19
Figura 42 – ENA Nordeste
Figura 43 – ENA Norte
8.2. Resultados
8.2.1. Evolução dos Armazenamentos
Figura 44 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste
Figura 45 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul
Figura 46 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste
Figura 47 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte
8.2.2. Geração termelétrica
Na base do histograma, em azul, está a geração mínima,
imposta pelas inflexibilidades e restrições, enquanto que
a geração máxima pode ser vista na parte superior em
vermelho.
Figura 48 - Geração mínima x geração por ordem de mérito
8.2.3. Custos Marginais Prospectivos
Os CMOs apresentados na figura a seguir são os CMOs
médios de cada subsistema e os valores lidos nos rótulos
são maiores CMOs médios mensais do SIN.
20432480
8605
12161 1217311717
8135
5383
3712 33842964 2755
3244
5500
9904
60%
44%
84% 85%81%
78%
67%
73%
76%
84% 85%88%
95%
98% 96%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
% M
LT
ENA
(M
wm
ed
)Subsistema NORDESTE
1410
2524
4096
7872
10949
12624 12987
9061
4511
30222124
1666 1873
3089
6057
80%86%
72%
81%
85%
84%88%
95%99%
113% 111%108% 106% 105%
106%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
% M
LT
ENA
(M
wm
ed
)
Subsistema NORTE
44.7%
57.0%
68.3%
78.5%84.1% 85.7% 84.3%
80.8%75.3%
69.4%65.8% 64.0%
66.7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AR
MA
ZEN
AM
ENTO
(%
EA
R M
ax)
Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE
Armazenamento ao final do mês
65.3%
71.2%
80.4% 81.2%
71.1%66.2% 68.0%
72.2%66.4%
73.5%
82.6%
89.9%
97.0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AR
MA
ZEN
AM
ENTO
(%
EA
R M
ax)
Subsistema SUL Armazenamento ao final do mês
33.1%38.9%
50.5%
61.5%
68.8% 70.5%67.3%
59.8%
52.9%
43.1%
34.4%30.8%
41.8%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AR
MA
ZEN
AM
ENTO
(%
EA
R M
ax)
Subsistema NORDESTEArmazenamento ao final do mês
35.4%
46.4%
63.0%
89.4%93.3% 95.5%
92.5%
84.8%
72.1%
57.1%
44.8%
37.9%
44.2%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AR
MA
ZEN
AM
ENTO
(%
EA
R M
ax)
Subsistema NORTE Armazenamento ao final do mês
4958 5506 5755
43875355 5631
4862 47395518 5753 5812 5692
5138
40514465
3702
34794551
3915.13813
3798 31981929
1156
100969557
10219
80898835
10182
8778 85529316
8950
7740
6848
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
jan-2014 fev-2014 mar-2014 abr-2014 mai-2014 jun-2014 jul-2014 ago-2014 set-2014 out-2014 nov-2014 dez-2014
MW
mé
dio
GER. OM. - N GER. OM. - NE
GER. OM. - Sul Ger. OM. - SE
Ger. Min. - N Ger. Min. - NE
Ger. Min. - Sul Ger. Min. - SE
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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.
20
Figura 49 – Custos Marginais de Operação
Tabela 20 – Custos Marginais de Operação por patamar de carga
9. INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ
(TMM)
A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e
Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através
da interligação denominada Tucuruí - Manaus – Macapá
(TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta
interligação é fundamental para levar energia elétrica de
origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a
energia gerada por térmicas de óleo combustível,
atualmente pago por todos os consumidores de energia
do país, através do mecanismo financeiro da Conta de
Consumo de Combustível (CCC).
A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN
ocorreu às 00h21 do dia 9 de julho de 2013, através da
entrada em operação dos lotes A, B e C da interligação
TMM, que abrangem o trecho de circuito duplo em
500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu - Jurupari –
Oriximiná – Silves - Lechuga, com compensação série de
70% em cada trecho de linha, com suas respectivas
subestações, conforme mostrado na Figura 50, a seguir.
Figura 50 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)
O sistema elétrico de Macapá continua isolado do SIN,
pois apesar do sistema em 230 kV do lote B, que
permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE
Jurupari, através de um transformador 500/230 kV –
2x450 MVA e da LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá,
em circuito duplo de mesma torre estar previsto para
janeiro, as obras do sistema receptor só permitirão a
integração desse sistema a partir de julho de 2014.
No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada
em operação de sua interligação estava prevista a
desativação de grande parte do parque térmico movido a
óleo combustível. Entretanto, em virtude do atraso nas
obras de 230 kV e 138 kV, esse sistema elétrico foi
integrado ao SIN através de uma configuração provisória,
o que implica em operar esta interligação com níveis
baixos de intercâmbios e em manter em operação todo o
parque térmico existente.
A Eletrobrás Amazonas Energia (EAME) planejou a
evolução da configuração provisória em várias etapas, de
acordo com a entrada em operação das obras, tanto no
sistema de 230 kV quanto no sistema de 138 kV, até sua
configuração definitiva, a partir do qual o sistema
receptor e o de 230 kV deixam de ser restritivos para a
plena utilização da interligação, limitada aos critérios de
segurança preconizados nos Procedimentos de Rede.
A Figura 51, a seguir, mostra o sistema atual de Manaus
integrado ao SIN, em configuração provisória, através do
seccionamento em Lechuga do circuito existente 230 kV
Manaus – Cristiano Rocha C1, mantendo a LT 230 kV
Manaus – Balbina C2, nas condições atuais de operação,
intacta. Em outubro de 2013 entrou em operação a SE
Manaus 230/138 kV – 150MVA, a LT 138 kV Manaus –
209.21
173.10 174.00
154.82 150.66 158.49
151.18
138.95 135.14
119.35
102.92 93.92
-
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
jan-2014 fev-2014 mar-2014 abr-2014 mai-2014 jun-2014 jul-2014 ago-2014 set-2014 out-2014 nov-2014 dez-2014
R$
/MW
hCustos Marginais de Operação
SUDESTE
SUL
NORDESTE
NORTE
Subsistema Patamar jan-2014 fev-2014 mar-2014 abr-2014 mai-2014 jun-2014 jul-2014 ago-2014 set-2014 out-2014 nov-2014 dez-2014
SUDESTE 1 216.02 177.92 175.51 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
SUDESTE 2 214.03 177.92 175.27 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
SUDESTE 3 200.54 164.62 171.94 154.55 150.27 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90
SUDESTE Médio 209.21 173.10 174.00 154.82 150.66 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.91
SUL 1 216.02 177.92 175.51 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
SUL 2 214.03 177.92 175.27 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
SUL 3 200.54 164.62 171.94 154.55 150.27 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90
SUL Médio 209.21 173.10 174.00 154.82 150.66 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.91
NORDESTE 1 211.09 174.08 175.51 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
NORDESTE 2 211.09 174.08 174.67 155.00 150.90 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
NORDESTE 3 200.54 164.62 171.94 154.55 150.27 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90
NORDESTE Médio 207.16 170.65 173.69 154.82 150.66 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.92
NORTE 1 211.09 174.08 175.51 155.00 119.73 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
NORTE 2 211.09 174.08 174.67 155.00 114.95 158.75 151.54 139.29 135.43 119.35 103.11 94.52
NORTE 3 200.54 164.62 171.94 114.95 100.04 158.08 150.52 138.36 134.62 119.35 102.63 92.90
NORTE Médio 207.16 170.65 173.69 139.31 109.90 158.49 151.18 138.95 135.14 119.35 102.92 93.91
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Cachoeira Grande C1 e a SE Cachoeira Grande 138/13,8
kV – 60 MVA.
Figura 51 - Configuração Atual
Para esta configuração, é necessário restringir o fluxo
pela interligação TMM em até 100 MW, em razão da
vulnerabilidade desse sistema e das incertezas quanto ao
número de desligamentos do novo sistema de 500 kV.
Dessa forma faz-se necessário manter em operação todo
o parque térmico atual de Manaus.
A Figura 52, a seguir, mostra o seccionamento completo
na SE Lechuga e a entrada em operação da SE Jorge
Teixeira 230 / 138 kV – 2 X 150 MVA suprindo a
SE Mutirão através da LT 138 kV Jorge Teixeira - Mutirão
e a LT 138 kV Mutirão – Cachoeira Grande. Além dessas
obras, o sistema de Manaus também contará com a LT
230 CD Jorge Teixeira – Mauá 3 e SE Mauá 230/138 kV –
3 x 150 MVA.
Figura 52 – Configuração prevista para abril/2014
Para esta configuração, considerando-se o término da
fase inicial de operação, com expectativas de
desempenho favorável na interligação TMM, será
possível elevar o limite na interligação, embora continue
sendo necessário manter em operação todo o parque
térmico atual de Manaus.
A Figura 53, a seguir, mostra a configuração após a
entrada da SE Mauá 3, que elimina a restrição do
somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em
Manaus.
Figura 53 – Configuração prevista para maio/2014
A partir desta configuração, a contingência mais severa
para atendimento a Manaus passa a ser a perda da
própria interligação 500 kV, ficando o seu fluxo limitado
a 50% da carga de Manaus. Essa operação implica num
montante de geração térmica que poderá ser atendido
pelas usinas a gás da região.
Está prevista, a partir setembro de 2014, a expansão do
parque gerador térmico de Manaus, com a entrada em
operação da nova UTE Mauá 3, primeiramente em ciclo
aberto de operação, com duas unidades a gás de 187,50
MW cada, totalizando uma geração de 375 MW.
A partir de abril de 2015, esta nova UTE operará em ciclo
combinado pleno, com entrada em operação da terceira
unidade a vapor de 208 MW, disponibilizando 570 MW.
Ressalta-se que somente após a entrada em operação
desta UTE poderão ser desativadas todas as usinas
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22
movidas a óleo combustível atualmente alugadas pela
EAME.
10. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO
MADEIRA
O complexo de geração no Madeira é composto pelas
usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas
no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na
capacidade instalada do SIN uma potência de 6.900 MW,
sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades
geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades
geradoras), com previsão de motorização plena em 2016.
A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um
sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta
Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ±
600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e
Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375
km.
A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV
do Acre – Rondônia é realizada por uma estação
conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400
MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 54.
Figura 54 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira
As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio
(casa de força da Margem Direita) foram integradas ao
sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de
um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A
integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN
ocorreu em março de 2013.
Em 29 de novembro de 2013 foi iniciada a operação do
1° Bipolo, na configuração monopolar com retorno
metálico, que permitirá a injeção de até 1.100 MW,
sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste
(subestação de Araraquara 2) e até 400 MW através do
Transformador Provisório 500/230 kV, para atendimento
ao sistema Acre – Rondônia, conforme mostrado na
figura 55.
Figura 55 – Operação inicial do 1º bipolo
Até o momento, foram comissionadas 16 unidades
geradoras – UGs da UHE Santo Antônio e 1 unidade
geradora da UHE Jirau, e 13 delas encontram-se
atualmente disponíveis para operação (12 UGs na UHE
Santo Antônio e 1 UG na UHE Jirau).
A partir de fevereiro de 2014, com a finalização dos
testes dos Generator Station Coordinators (GSC),
equipamentos instalados nas referidas usinas e
responsáveis pela transmissão de informações entre as
usinas e o sistema de corrente contínua e pela integração
de um maior número de unidades geradoras no
Complexo Madeira, será possível utilizar a capacidade
plena do 1° Bipolo, ou seja, 3.150 MW, a depender da
geração disponível no Complexo do Madeira, conforme
Figura 56.
Figura 56– Configuração final do 1º bipolo
GSC
GSCControle Mestre
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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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Essas conexões provisórias só foram possíveis após
diversos estudos eletroenergéticos realizados e/ou
coordenados pelo ONS de forma a viabilizar o
escoamento da energia do Rio Madeira antes da entrada
em operação de todo o sistema de transmissão
planejado, que sofreu diversos atrasos em relação às
datas contratuais.
Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas
usinas são consideradas a fio d’água, isto é, não possuem
reservatórios para armazenamento de água. Portanto,
seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal
de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica
abundante no primeiro semestre (período chuvoso),
podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e
reduzida no segundo semestre (período seco), podendo
gerar, em média, 2.000 MWméd. Em sua configuração
final, esse regime de geração impactará a operação das
demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar o
período seco com maiores níveis de armazenamento.
9. CONSIDERAÇÕES FINAIS
As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão
disponíveis no site do ONS
(http://www.ons.org.br/operacao/apresentacoesPMO.aspx).
Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através
do contato da Gerência de Programação Energética –
GPD1, pelos tels: (21) 3444-9518 / 9307 e pelo email
As contribuições referentes ao Relatório do Programa
Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o
email: [email protected]
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
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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Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
ATLAN_CSA 0,01 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
SOL 0,01 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0
ANGRA 2 19,59 1350,0 1350,0 1350,0 0,0 0,0 0,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0
ANGRA 1 23,29 640,0 640,0 640,0 0,0 0,0 0,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0
NORTEFLU 1 37,80 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0
NORTEFLU 2 58,89 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
NORTEFLU 3 102,84 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
ST.CRUZ NO 112,17 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
LC.PRESTES 127,49 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0
ATLANTICO 134,25 235,2 235,2 235,2 0,0 0,0 0,0 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2
L.BRIZOLA 155,53 103,0 103,0 103,0 637,0 637,0 637,0 740,0 740,0 740,0 740,0 740,0 740,0
COCAL 167,82 0,0 0,0 0,0
LINHARES 168,81 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0
PIE-RP 177,58 0,0 0,0 0,0
JUIZ DE FO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7
W.ARJONA 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0
BLSOBRINHO 199,26 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
EUZEBIO.RO 232,57 97,0 97,0 97,0 112,1 112,1 112,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1
AUR.CHAVES 259,87 40,0 35,0 16,0 40,0 35,0 16,0
NORTEFLU 4 287,43 24,0 5,0 10,0 24,0 5,0 10,0
ST.CRUZ 34 310,41
FGASPARIAN 320,92
M.LAGO 350,66 96,0 18,0 39,0 96,0 18,0 39,0
CUIABA CC 463,79
PIRAT.12 O 470,34
R.SILVEIRA 523,35
TNORTE 2 551,09 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
VIANA 586,36
IGARAPE 645,30
DAIA 704,10
GOIANIA 2 766,35
PALMEIR_GO 777,35
CARIOBA 937,00
XAVANTES 1020,88
UTE BRASIL 1047,38
3275,2 3275,2 3275,2 2150,8 2150,8 2150,8 5426,0 5426,0 5426,0 0 0 0 280,0 178,0 185,0 5706,0 5604,0 5611,0
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
CANDIOTA_3 60,25 350,0 350,0 350,0 0,0 0,0 0,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0
P.MEDICI A 115,90 0,0 0,0 0,0
P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
J.LACER. C 138,13 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0
J.LACER. B 167,48 160,0 160,0 160,0 80,0 80,0 80,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0
J.LAC. A2 168,00 33,0 33,0 33,0 87,0 87,0 87,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
CHARQUEADA 180,65 9,0 9,0 9,0 45,0 45,0 45,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0
MADEIRA 215,49 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6
J.LAC. A1 222,06 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0
S.JERONIMO 248,31
ARAUCARIA 304,42
FIGUEIRA 373,45
S.TIARAJU 674,64
URUGUAIANA 719,99
ALEGRETE 724,87
NUTEPA 780,00
652,0 652,0 652,0 618,6 618,6 618,6 1270,6 1270,6 1270,6 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1270,6 1270,6 1270,6
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
TERMOPE 70,16 348,8 348,8 348,8 151,2 151,2 151,2 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0 500,0
FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6
P.PECEM1 113,99 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0
P.PECEM2 121,79 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0
C.FURTADO 205,25 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9
TERMOCEARA 219,80 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0 210,0
R.ALMEIDA 258,85
JS_PEREIRA 287,83
PERNAMBU_3 433,08
MARACANAU 569,41
TERMOCABO 579,20
TERMONE 582,00 9,0 2,0 4,0 9,0 2,0 4,0
TERMOPB 582,00 9,0 2,0 4,0 9,0 2,0 4,0
CAMPINA_GR 586,37
SUAPE II 597,27
ALTOS 646,65
ARACATI 646,65
BATURITE 646,65
C.MAIOR 646,65
CAUCAIA 646,65
CRATO 646,65
IGUATU 646,65
JUAZEIRO N 646,65
MARAMBAIA 646,65
NAZARIA 646,65
PECEM 646,65
GLOBAL I 660,48
GLOBAL II 660,48
CAMACARI G 732,99
BAHIA_1 742,73
CAMACAR_MI 844,25
CAMACAR_PI 844,25
CAMACARI 915,17
PETROLINA 926,27
POTIGUAR_3 1021,69
POTIGUAR 1021,71
PAU FERRO 1132,72
TERMOMANAU 1132,72
348,8 348,8 348,8 1571,7 1571,7 1571,7 1920,5 1920,5 1920,5 0 0 0 18,0 4,0 8,0 1938,5 1924,5 1928,5
P M L P M L P M L P M L P M L P M L
C. ROCHA 0,01 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0
JARAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0
MANAUARA 0,01 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9
PONTA NEGR 0,01 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7 62,7
TAMBAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0
PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3
MARANHAO V 104,12 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6
MARANHAOIV 104,12 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6
P. ITAQUI 116,49 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0
N.VENECIA2 160,61 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8 168,8
APARECIDA 302,19 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0
MAUA B3 411,92 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
MAUA B4 449,98
GERAMAR1 586,34
GERAMAR2 586,34
MAUA B5B 590,42
DISTRITO A 611,14
MAUA B5A 616,42
FLORES 1 618,81
DISTRITO B 622,60
FLORES 3 631,82
FLORES 2 636,82
FLORES 4 639,79
IRANDUBA 654,56
CIDADE NOV 654,63
MAUA B6 657,05
MAUA B7 659,10
SAO JOSE 1 660,35
SAO JOSE 2 660,35
MAUA B1 844,72
APAR B1TG6 926,82
ELECTRON 1165,12
568,6 568,6 568,6 1260,3 1260,3 1260,3 1828,9 1828,9 1828,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1828,9 1828,9 1828,9
TOTAL SE/CO
TÉRMICASCVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO
GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
REGIÃO NORTE
REGIÃO SUL
TOTAL MÉRITO e INFL.
REGIÃO NORDESTE
TOTAL SUL
GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
TÉRMICASCVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL.
TOTAL UTETÉRMICAS
ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA
TOTAL NORTE
TOTAL NE
REGIÃO SE/CO
TÉRMICASCVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
CVU
(R$/MWh)
INFLEXIBILIDADE