PMO de Janeiro | Semana Operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018 - … · 2018-01-03 · PMO de Janeiro...

PMO de Janeiro | Semana Operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018

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 f ins 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.

1. APRESENTAÇÃO

Nas duas primeiras semanas do mês de dezembro ocorreram valores elevados de precipitação nas

bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins. Na segunda quinzena ocorram totais

elevados de precipitação nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e ao trecho incremental a UHE

Itaipu.

Para a semana de 30/12/2017 a 01/01/2018 há previsão de precipitação nas bacias dos rios Jacuí,

Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins.

Em virtude das festividades de Ano Novo nos dias 31/12/2017 e 01/01/2018, está prevista geração

termelétrica a fim de garantir o suprimento de energia elétrica no SIN, conforme Nota Técnica ONS

nº 141 - Diretrizes para a Programação e Operação do SIN Durante as Festividades de Natal e Ano

Novo – 2017.

Neste PMO Janeiro/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de

energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 30/12/2017 a 05/01/2018, através das

conversoras de Rivera e Melo, em consonância com oferta de energia declarada pela Eletrobras

(agente responsável pela importação) de acordo com as Portarias MME nº 556/2015 e nº 164/2016

(item 8).

O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN sofreram as

seguintes alterações:

SE/CO passou de R$ 241,14/MWh para R$ 178,62/MWh

Sul passou de R$ 241,14/MWh para R$ 181,75/MWh

NE passou de R$ 241,14/MWh para R$ 176,27/MWh

Norte passou de R$ 241,14/MWh para R$ 163,06/MWh

2. NOTÍCIAS

Em 25 e 26/01/2018 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2018 no auditório

do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE

CUSTO FUTURO

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.

3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS

Previsão de Carga 2018/2022

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.

Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro | Semana Operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018

A projeção de carga do SIN, realizada pelo ONS, EPE e CCEE para o período 2018-2022 indica um

aumento médio, no horizonte de planejamento de 5 anos, de aproximadamente 240 MWmed em

relação à previsão de setembro/2017. A taxa de crescimento média anual associada a essa nova

projeção é de 3,9%, sendo 0,2 ponto percentual superior àquela realizada na 2ª Revisão

Quadrimestral/2017, anterior.

Limites de Transmissão

As principais alterações nos limites de transmissão são observadas na interligação Imperatriz-

Sudeste, com redução máxima de 360 MWmed no período janeiro/2018 a julho/2019, Imperatriz-

Nordeste com redução de no máximo 100 MWmed até maio/2020 e aumento de até 450 MWmed

a partir de junho/2020, Sudeste-Nordeste com aumento de até 470 MWmed no período

janeiro/2018 a dezembro/2021 e Sudeste-Norte com redução de 500 MWmed em todo o

horizonte. Os demais intercâmbios também sofreram alterações, motivadas principalmente por

reavaliação nos estudos elétricos.

Oferta

Na Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica,

termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em

comparação ao PMO de dezembro/2017, identificando eventuais atrasos ou antecipações de

cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor

Elétrico – DMSE/MME, realizada em 21/12/17. Destaca-se que não houve alteração de cronograma

na oferta termoelétrica.

Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs

95.000

97.500

100.000

102.500

105.000

107.500

110.000

MW

PMO dez/2017 PMO jan/2018

Maior diferença de 436 MW

Atraso na UHE Belo Monte:UG 8 - mar/18 (+1 mês)

Antecipação na UHE São Manoel:UG 1 - OPC em 28/dez/17UG 2 - fev/18 (-1 mês)UG 3 - mar/18 (-2 meses)

Atraso na UHE Colíder:UG 1 - nov/18 (+5 meses)UG 2 - mar/19 (+5 meses)UG 3 - mai/19 (+5 meses)

Atraso na UHE Santa Branca:UG 1 - jun/22 (+17 meses)UG 2 - jun/22 (+15 meses)



Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs

Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

Armazenamentos Iniciais

Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema,

considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de janeiro/2018, comparados

com os do PMO de dezembro/2017.

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

MW


6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

[MW

me

d]


Maior diferença de 239 MWmed



Figura 4 - Energia armazenada inicial em dezembro/17 e janeiro/18 – [% EARmáx]

Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo

NEWAVE para o PMO de janeiro/2018, comparadas com o PMO de dezembro/2017.

Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2018 – NEWAVE [%MLT]

PMO dezembro/2017 PMO janeiro/2018

MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N

Jun/17 107 273 33 57

Jul/17 79 38 31 58 79 38 31 60

Ago/17 85 51 31 56 85 51 32 58

Set/17 65 23 29 56 65 23 29 58

Out/17 69 81 21 62 68 81 21 50

Nov/17 102 132 24 60 103 128 24 58

Dez/17 95 83 53 76

(1) * ≥100% MLT < 100% MLT

3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES

Além das informações de carga, limites, oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas,

destacamos, as seguintes atualizações:

Alteração da curva de custo de déficit para 2018, em patamar único de déficit para

4.596,31 R$/MWh, conforme Carta CT-CCEE – 1851/2017;

Taxa de desconto mantida em 12% a. a., conforme Ofício SRG/ANEEL nº 201/2017;

18,1%

60,4%

5,0%

17,4%21,8%

53,5%

12,4%

22,1%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

% E

AR

máx

Energia armazenada inicial

dez/17 jan/18

3,6 p.p. -6,8 p.p.

7,4 p.p.

4,7 p.p.



Atualização de volumes de espera segundo informações constantes no “Plano Anual de

Prevenção de Cheias – Ciclo 2017/2018”, conforme ONS RE 3/0123/2017;

Atualização de dados cadastrais de UHEs, restrições hidráulicas, usos consuntivos e vazões

remanescentes, inflexibilidades e manutenções de UTEs;

Adoção de 2016 como o último ano consolidado do histórico de vazões;

Alteração da versão 23 do modelo NEWAVE para versão 24 em LINUX, conforme Despacho

SRG/ANEEL nº 4.166/2017, considerando 12 Reservatórios Equivalentes de Energia - REEs;

Implementação da modelagem de perdas elétricas, conforme aprovado pela CPAMP em reunião

de 27/07/2017;

Inclusão da oferta vendedora do 25º LEN A-4/2017 (675 MW e 229 MWmed), constituída de

2 PCHs, 1 BIO, 2 UEEs e 20 UFVs, totalizando 25 usinas, com disponibilidade a partir de

janeiro/2021;

Entrada em operação comercial da UG 1 da UHE São Manoel (175 MW), conforme Despacho

SFG/ANEEL nº 4.387/2017;

Manutenção de disponibilidade NULA nas UTEs Flores e Iranduba até março/2019, data de

entrada em operação do 4º TR 230/69 kV – 150 MVA da Subestação Manaus, conforme Portaria

MME nº 492/2017;

Defluências das usinas do Rio São Francisco:

a) UHE Três Marias - Vazão defluente fixa de 80 m³/s em janeiro/2018 e fevereiro/2018. De

março/2018 até abril/2018 defluência mínima de 80 m³/s. A partir de maio/2018 mantida

defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente;

b) UHE Sobradinho e demais usinas - Vazão defluente mínima de 600 m³/s de jan/2018 até

abr/2018, 900 m³/s de mai/2018 até dez/2019 e 1.300 m³/s a partir de jan/2020. As vazões

são fixas nos dois primeiros meses de simulação (jan e fev/2018), exceto na UHE Sobradinho.

Alteração dos CVUs das UTEs Parnaíba IV, Norte Fluminense (1, 2 e 3), R. Silveira (Campos),

Termopernambuco, NorteFluminense 4, Termonorte 2, Fafen e Ibiritermo conforme Despachos

SRG/ANEEL nº 4.049/2017, nº 4.225/2017, nº 4.257, 4.263/2017, nº 4.329/2017, nº 4.388/2017

e Ofícios nº 234 e 235/2017;

Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí => 1.380 MWmed (jan/2018), 1.448 MWmed

(fev/2018) e 2.250 MWmed a partir de mar/2018;

Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os

meses de janeiro/2018 e fevereiro/2018, em consonância com os valores utilizados no curto

prazo.



4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

O avanço de uma nova frente fria associada a um sistema de baixa pressão pelas regiões Sul e

Sudeste ocasiona precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê,

Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins na próxima semana (Figura 5).

Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 29/12/2017 a 05/01/2018

Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São

Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-

vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.

Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima

semana operativa, aumento nas afluências de todos os subsistemas, exceto o subsistema Nordeste

que apresentará pequena recessão.

A previsão mensal para janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os

subsistemas Nordeste e Norte, próxima da média histórica para o subsistema Sudeste/Centro-

Oeste e acima desta média para o subsistema Sul.



Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Janeiro/2018

5. PREVISÃO DE CARGA

O comportamento da carga do SIN ao longo dos últimos meses de 2017 já vem refletindo sinais da

retomada de crescimento em vários setores da economia. As projeções da carga para o mês de

janeiro/2018 contemplam a perspectiva de continuidade desse comportamento.

As taxas de crescimento da carga prevista para o mês de janeiro/2018, relativamente ao mesmo

mês do ano anterior, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, de, respectivamente,

1,4%, 2,5% e 7,4%, são aderentes a esses sinais de recuperação da economia.

Ressalta-se que o comportamento da carga dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul nos meses

de verão, nomeadamente no mês de janeiro, é muito sensível ao nível das temperaturas máximas e

a expectativa é que elas ocorram em torno da média histórica.

No caso do subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento está influenciada pela ocorrência de

chuvas e muita nebulosidade durante o mês de janeiro/2018, principalmente em Manaus, o que

contribuiu para a redução da carga nesse período.

No subsistema Nordeste, aonde ainda não se percebem sinais claros de recuperação da economia,

a taxa de crescimento prevista é de 0,6%.

Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de janeiro/2018

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 53.444 90 61.305 95

S 9.467 125 9.328 124

NE 7.700 60 6.994 50

N 7.870 87 9.136 89

30/12 a 5/1/2018 Mês de JANEIROSubsistema

PMO de JANEIRO/2018 - ENAs previstas

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jan/18Var. (%)

jan/18 -> jan/17

Sudeste 38.618 40.496 40.824 41.073 41.124 40.427 1,4%Sul 11.607 12.218 12.366 12.718 12.922 12.366 2,5%

Nordeste 10.710 10.981 11.035 11.097 11.179 11.000 0,6%

Norte 5.462 5.616 5.622 5.636 5.661 5.600 7,4%

SIN 66.397 69.311 69.847 70.524 70.886 69.393 1,9%

CARGA MENSAL (MWmed)

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed)



6. PRINCIPAIS RESULTADOS

6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de

30/12/2017 a 05/01/2018.

Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana

Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de janeiro/2018.

Figura 6 – Evolução do CMO em janeiro/2018

6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018, está prevista a seguinte política de

intercâmbio de energia entre regiões:

Região SE/CO Exploração da geração prioritariamente nos patamares de carga pesada e média

para fechamento do balanço energético do SIN;

SE/CO S NE N

Pesada 180,37 183,51 178,48 165,10

Média 180,37 183,51 178,48 165,10

Leve 176,35 179,45 173,40 160,41

Média Semanal 178,62 181,75 176,27 163,06

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)



Região Sul Exploração da geração nas bacias dos rios Iguaçu e Jacuí prioritariamente nos

patamares de carga pesada e média. Geração na bacia do rio Uruguai dimensionada para

preservação dos estoques nas cabeceiras;

Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da

região;

Região Norte A geração da UHE Belo Monte deverá ser maximizada e a geração da UHE Tucuruí

será utilizada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média.

7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

As figuras 7 a 10 mostram os principais parâmetros cujas atualizações impactaram o CMO desta

semana operativa, em comparação com o valor obtido na semana anterior, onde observa-se que a

atualização dos dados de planejamento para o PMO de janeiro 2018 indicou redução do CMO para

todos os subsistemas do SIN.

Figura 7 - Análise da variação do CMO no subsistema SECO

CMO Médio Semanal

23/12 a 29/12/2017

CMO Médio Semanal

30/12/2017 a 05/01/2018



Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema do Sul

Figura 9 - Análise da variação do CMO no subsistema do Nordeste

CMO Médio Semanal

23/12 a 29/12/2017

CMO Médio Semanal

30/12/2017 a 05/01/2018

CMO Médio Semanal

23/12 a 29/12/2017

CMO Médio Semanal

30/12/2017 a 05/01/2018



Figura 10 - Análise da variação do CMO no subsistema do Norte

Houve variação do CMO devido à representação explícita das perdas nas interligações. Porém os

principais motivadores para a redução do CMO em todos os subsistemas foram as atualizações da

Função de Custo Futuro e da previsão de vazões.

8. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 11 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018.

CMO Médio Semanal

23/12 a 29/12/2017

CMO Médio Semanal

30/12/2017 a 05/01/2018



Figura 11 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês janeiro/2018

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a

geração de 525 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 03/03 a

09/03/2018:

Tabela 5 – UTEs com contrato de combustível GNL

(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para a UTE

Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 03/03/2018 a 09/03/2018. Porém, visando a segurança

elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo

menos, 150 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R.

Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 150 MW.

9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018, o agente Eletrobras declarou

disponibilidade nula para importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema

Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW).

Nome CodCVU

(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve

SANTA CRUZ 86 129,50 175,02 (1) 175,02 (1) 169,56 (1)

LUIZORMELO 15 193,42 175,02 (2) 175,02 (2) 169,56 (2)

Benefício (R$/MWh)UTE



10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

A tabela a seguir apresenta a expectativa custo de despacho térmico por restrição elétrica para a

semana operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018.

Tabela 6 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE

11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de

curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados

desta revisão do PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência

de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos.

Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência.

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

GLBRIZ_L1 (770) 216,85 0 39 84 R$ 362.163,60

BLSOBR_L1 (321) 283,00 0 14 30 R$ 348.509,10

GLBRIZ_L13 (266) 296,34 0 7 14 R$ 187.572,98

M.LAGO (929) 505,18 0 24 52 R$ 1.871.873,83

R$ 2.770.119,51

C.FURTADO (186) 279,04 0 8 18 R$ 203.169,35

R.ALMEIDA (138) 292,35 0 4 8 R$ 128.974,66

TERMONE (171) 500,82 0 4 9 R$ 318.263,74

TERMOPB (171) 500,82 0 4 9 R$ 318.263,74

GLOBAL I (149) 569,24 0 5 2 R$ 214.096,64

GLOBAL II (149) 569,24 0 5 2 R$ 214.096,64

R$ 1.396.864,77

TOTAL SE/CO

TOTAL NE

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO



Tabela 7 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 8 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA

A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana

operativa e para o mês de janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, do PMO de janeiro/2018.

% EARmáx

29/12

VE LI VE LS VE

Sudeste 34,5 26,9 34,5 39,1 21,9

Sul 53,7 47,9 53,7 74,4 53,5

Nordeste 21,3 16,7 21,3 26,3 12,4

Norte 32,2 29,5 32,2 37,6 22,1

SubsistemaNÍVEL OPERATIVO

% EARmáx - 31/1

NÍVEL

PMONÍVEL INICIAL



Tabela 9 – Previsão de ENA por REE

Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 5.390 52 7.222 69

Madeira 6.094 80 7.454 98

Teles Pires 1.419 78 1.730 95

Itaipu 9.248 281 8.158 248

Paraná 25.241 67 30.932 83

Paranapanema 6.055 163 5.811 157

Sul 4.709 139 4.312 127

Iguaçu 4.759 115 5.017 121

Nordeste 7.700 55 6.994 50

Norte 7.523 78 8.674 90

Belo Monte 150 93 153 95

Manaus 406 83 535 109

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

30/12/2017 a

05/01/2018jan-18

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

5-jan 31-jan

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 17,7 22,4

Madeira 15,2 6,6

Teles Pires - -

Itaipu 100,0 100,0

Paraná 22,5 35,0

Paranapanema 64,9 76,2

Sul 56,1 52,2

Iguaçu 52,4 55,2

Nordeste 14,3 21,3

Norte 22,3 32,9

Belo Monte 16,5 30,3

Manaus 18,3 20,9

% Energia Armazenável Máxima

REE



13. ANÁLISE DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 30/12/2017 a

05/01/2018, bem como os custos marginais de operação dos subsistemas do SIN, estão

representados na Figura 12.

Figura 12 – Política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana 30/12/2017 a 05/01/2018

Os limites máximos de transferência de energia entre os subsistemas não foram atingidos, de forma

que há “folga” para troca de energia entre todos os subsistemas. Contudo, os custos marginais de

operação dos subsistemas do SIN são diferentes entre si em todos os patamares de carga, devido à

representação explícita das perdas nos intercâmbios (Figura 13).

Figura 13 – Fatores de perdas nos intercâmbios

As relações entre os CMO dos subsistemas estão analisadas nos esquemas a seguir.

50 Hz

60 Hz

Itaipu

FCN NE

SE/CO

S

IV

1,73 %

4,94 %

1,67 %

6,30 %

3,68 % 3,96 %



Figura 14 - Relações entre os CMO Nordeste e Norte

Figura 15 – Relações entre os CMO SE/CO e Nordeste



Figura 16 – Relações entre os CMO SE/CO e Norte

Figura 17 – Relações entre os CMO SE/CO e Sul



15. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA



Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação

poderão ser encaminhadas para o e-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

PMO de Janeiro | Semana Operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018 - … · 2018-01-03 · PMO de Janeiro...

Documents

Transcript of PMO de Janeiro | Semana Operativa de 30/12/2017 a 05/01/2018 - … · 2018-01-03 · PMO de Janeiro...