Relatório Executivo do Programa Mensal de …1A49A991-3D84-406C-B...Na quarta semana operativa do...

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e deminteressados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É ptotal ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

PMO de Dezembro Revisão 4 – Semana Operativa de

1. EDITORIAL

Ao elaborar os Relatórios Executivos do Programa

Mensal de Operação, as equipes técnicas do ONS tem

por objetivo, além de disponibilizar as informações

pertinentes aos Programas de Operação e suas Revisões,

estabelecer bases conceituais sólidas sobre todo o

processo de sua elaboração.

Neste contexto, haverá no dia 27/12 (terça

apresentação conceitual sobre os modelos de previsão

de vazões, abordando tanto aqueles auto

quanto os que apresentam as técnicas de modelagem

chuva / vazão. Esta palestra objetiva dar

prosseguimento ao processo de capacitação dos Agentes

nos critérios, metodologias e programas utilizados na

elaboração dos Programas Mensais de Operação e

estudos derivados deste processo.

Um outro viés de significativa importância deste

relatório, consiste em seu aprimoramento através das

sugestões provenientes dos Agentes.

Neste sentido, na próxima edição, serão apresentados

estudos prospectivos considerando-se, além do valor

esperado da previsão de afluências, os resultados

obtidos com a série de vazões semelhante ao cenário

climático que se observa.

Além disso, ao se emitir os relatórios correspondentes à

primeira Revisão de cada mês, estes estudos serão

revistos, considerando-se a função de custo futuro

definitiva, utilizada para a elaboração do PMO e suas

Revisões ao longo do mês de estudo.

Não obstante, agradecemos o empenho que os Agentes

tem demonstrado no aprimoramento deste Relatório,

certos de que esta parceria histórica tem agregado

significativo valor aos processos do ONS.

Em nome das equipes técnicas do ONS envolvidas na

elaboração dos Programas de Operaçã

todos um Feliz Natal, pleno de paz e felicidade.

Gerencia Executiva de Programação da Operação

produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e deminteressados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É p

nte.


Semana Operativa de 24/12 a 30/12/2011

Ao elaborar os Relatórios Executivos do Programa

Mensal de Operação, as equipes técnicas do ONS tem

por objetivo, além de disponibilizar as informações

pertinentes aos Programas de Operação e suas Revisões,

estabelecer bases conceituais sólidas sobre todo o

Neste contexto, haverá no dia 27/12 (terça-feira) uma

nceitual sobre os modelos de previsão

de vazões, abordando tanto aqueles auto-regressivos,

quanto os que apresentam as técnicas de modelagem

chuva / vazão. Esta palestra objetiva dar

prosseguimento ao processo de capacitação dos Agentes

dologias e programas utilizados na

elaboração dos Programas Mensais de Operação e

Um outro viés de significativa importância deste

relatório, consiste em seu aprimoramento através das

ste sentido, na próxima edição, serão apresentados

se, além do valor

esperado da previsão de afluências, os resultados

obtidos com a série de vazões semelhante ao cenário

os relatórios correspondentes à

primeira Revisão de cada mês, estes estudos serão

se a função de custo futuro

definitiva, utilizada para a elaboração do PMO e suas

ho que os Agentes

tem demonstrado no aprimoramento deste Relatório,

certos de que esta parceria histórica tem agregado

significativo valor aos processos do ONS.

Em nome das equipes técnicas do ONS envolvidas na

elaboração dos Programas de Operação, desejamos a

todos um Feliz Natal, pleno de paz e felicidade.

Gerencia Executiva de Programação da Operação

2. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A

ELABORAÇÃO DO PMO

2.1 Análise das Condições Hidrometereológicas

2.1.1 Condições Antecedentes

Na quarta semana operativa do mês de dezembro (17

a 23/12), em consonância com os sinais fornecidos

pelas previsões de precipitação, as afluências sofreram

novo aumento no subsistema SE/CO, passando dos

42.475 MWmed, observados na semana passada, para

55.894 MWmed (136% da MLT), estimados para esta

semana. Não houve alteração significativa nas

afluências dos subsistemas NE (112% da MLT) e N

(118% da MLT). No subsistema Sul, as afluências

tiveram uma redução nos seus valores e continuam

abaixo da média histórica, com 51% da MLT. Nesta

semana, conforme previsto, a precipitação ficou

concentrada nas bacias dos rios Paranaíba, Grande,

São Francisco e Tocantins, sendo mais intensa nestas

duas últimas.

2.1.2 Previsão para Dezembro

Para a próxima semana operativa a persp

que os totais mais elevados de precipitação

permaneçam ocorrendo nas bacias dos rios Grande,

Paranaíba, São Francisco e Tocantins, sendo que o

deslocamento de uma frente fria no início da semana

ocasionará também pancadas de chuva nas bacias do

subsistema Sul e nas bacias dos rios Paranapanema,

Paraná (calha principal), Tietê e Paraíba do Sul (Figura

1). Destaca-se que nas bacias dos rios Paranapanema,

São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos

rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta

utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva

vazão, para o horizonte de uma semana à frente.

Desta forma, prevê-se que na próxima semana

operativa, de 24 a 30/12/2011, as afluências do

subsistema SE/CO permaneçam acima da média

histórica do mês, mas sofram uma pequena redução,

passando para 51.010 MWmed, correspondente a

124% da MLT. Nos demais subsistemas, prevê

a quinta semana operativa um aumento das afluências,

com valores de 4.501 MWmed para o subsistema Sul

(65% da MLT), de 6.271 MWmed para o subsistema N

(133% da MLT) e 15.322 MWmed para o subsistema

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

1


INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A

Análise das Condições Hidrometereológicas

Condições Antecedentes

Na quarta semana operativa do mês de dezembro (17

a 23/12), em consonância com os sinais fornecidos

pelas previsões de precipitação, as afluências sofreram

novo aumento no subsistema SE/CO, passando dos

42.475 MWmed, observados na semana passada, para

94 MWmed (136% da MLT), estimados para esta

semana. Não houve alteração significativa nas

afluências dos subsistemas NE (112% da MLT) e N

(118% da MLT). No subsistema Sul, as afluências

tiveram uma redução nos seus valores e continuam

rica, com 51% da MLT. Nesta

semana, conforme previsto, a precipitação ficou

concentrada nas bacias dos rios Paranaíba, Grande,

São Francisco e Tocantins, sendo mais intensa nestas

Previsão para Dezembro

Para a próxima semana operativa a perspectiva é de

que os totais mais elevados de precipitação

permaneçam ocorrendo nas bacias dos rios Grande,

Paranaíba, São Francisco e Tocantins, sendo que o

deslocamento de uma frente fria no início da semana

ocasionará também pancadas de chuva nas bacias do

subsistema Sul e nas bacias dos rios Paranapanema,

Paraná (calha principal), Tietê e Paraíba do Sul (Figura

se que nas bacias dos rios Paranapanema,

São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos

rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é

utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-

vazão, para o horizonte de uma semana à frente.

se que na próxima semana

operativa, de 24 a 30/12/2011, as afluências do

subsistema SE/CO permaneçam acima da média

mês, mas sofram uma pequena redução,

passando para 51.010 MWmed, correspondente a

124% da MLT. Nos demais subsistemas, prevê-se para

a quinta semana operativa um aumento das afluências,

com valores de 4.501 MWmed para o subsistema Sul

1 MWmed para o subsistema N

(133% da MLT) e 15.322 MWmed para o subsistema

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dinteressados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É ptotal ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

NE (149% da MLT). Esta significativa elevação das

afluências previstas para o subsistema NE é

corroborada pelo aumento de vazões já observado nos

postos fluviométricos de São Romão

localizados no trecho incremental entre Três Marias e

Sobradinho na bacia do rio São Francisco, conforme

ilustrado na Figura 2.

Com isto, a previsão para o mês de dezembro foi

revista para o subsistema SE/CO de 104% para 111%

da MLT, para o NE de 109% para 111% da MLT, para o

N de 116% para 119% da MLT, e para o Sul de 58%

para 60% da MLT. As Figuras 3, 4, 5 e 6 ilustram as

alterações nas afluências previstas nesta revisão em

relação à revisão 3 do PMO.

Figura 1 – Chuva prevista pelo modelo EThorizonte de 10 dias.

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 atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É ptotal ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

NE (149% da MLT). Esta significativa elevação das

afluências previstas para o subsistema NE é

corroborada pelo aumento de vazões já observado nos

postos fluviométricos de São Romão e São Francisco

localizados no trecho incremental entre Três Marias e

Sobradinho na bacia do rio São Francisco, conforme

Com isto, a previsão para o mês de dezembro foi

revista para o subsistema SE/CO de 104% para 111%

NE de 109% para 111% da MLT, para o

N de 116% para 119% da MLT, e para o Sul de 58%

para 60% da MLT. As Figuras 3, 4, 5 e 6 ilustram as

alterações nas afluências previstas nesta revisão em

uva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) no

Figura 2 – Vazões Observadas e Previstas na Bacia do Rio São Francisco

Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em dezembro/2011 Revisão 4

Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul em dezembro/2011

800

1.800

2.800

3.800

4.800

5.800

6.800

7.800

21/1

1

23/1

1

25/1

1

27/1

1

29/1

1

1/12

3/12

5/12

7/12

9/12

11/1

2

13/1

2

15/1

2

17/1

2

19/1

2

21/1

2

Vaz

ão (m

³/s)

Vazões Observadas x Previstas Bacia do São Francisco

S.Romão

S. Francisco

Sobradinho

São Romão Previsão

São Francisco Previsão

Sobradinho Previsão

25.329

20.58725.233

31.751 35.046

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

29/10-04/11 05/11-11/11 12/11-18/11 19/11-25/11 26/11-02/12

EN

A (

MW

med

)ENA PREVISTA - DEZEMBRO

Vazão semanal prevista na REV3 Vazão semanal prevista

11460

6287 6923

6954

4.827

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

29/10-04/11 05/11-11/11 12/11-18/11 19/11-25/11 26/11-02/12

EN

A (

MW

med

)

ENA PREVISTA - DEZEMBRO

Vazão semanal prevista na REV3 Vazão semanal prevista

ados 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

2

Vazões Observadas e Previstas na Bacia do Rio São

Evolução das Energias Naturais Afluentes no Oeste em dezembro/2011 –

Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul em dezembro/2011 – Revisão 4

21/1

2

23/1

2

25/1

2

27/1

2

29/1

2

31/1

2

2/1

4/1

6/1

8/1

10/1

12/1

14/1

16/1

18/1

Vazões Observadas x Previstas - REV 4 PMO DEZEMBROBacia do São Francisco

46.931

33.617

51.010

35.046

42.475

55.894

26/11-02/12 03/12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12

DEZEMBRO

Vazão semanal estimada Vazão semanal verificada

3.882

3.546

4.501

4.8274.274

3.537

26/11-02/12 03/12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12

DEZEMBRO



Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste em dezembro/2011 -

Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte em dezembro/2011 – Revisão 4

2.1.3 Cenários de Vazões para Dezembro para

Acoplamento com a Função de Custo Futuro

As figuras 7 a 14 apresentam as características dos

cenários gerados na Revisão 4 do PMO do mês de

dezembro para acoplamento com a FCF do mês de

janeiro/2012.

São mostradas para os quatro subsistemas as

amplitudes e as Funções Densidade de Probabilidade

dos cenários de ENAs.

7.643

4.459

3.7633.769 3.302

4.655

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

29/10-04/11 05/11-11/11 12/11-18/11 19/11-25/11 26/11-02/12 03/12-09/12

EN

A (

MW

med

)


Vazão semanal prevista na REV3 Vazão semanal prevista Vazão semanal estimada

5.225

2.4442.691

2.932

3.334

4.120

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

29/10-04/11 05/11-11/11 12/11-18/11 19/11-25/11 26/11-02/12 03/12-09/12

EN

A (

MW

med

)


Vazão semanal prevista na REV3 Vazão semanal prevista Vazão semanal estimada


Evolução das Energias Naturais Afluentes no – Revisão 4

Evolução das Energias Naturais Afluentes no Revisão 4

enários de Vazões para Dezembro para

Acoplamento com a Função de Custo Futuro

apresentam as características dos

do PMO do mês de

dezembro para acoplamento com a FCF do mês de

São mostradas para os quatro subsistemas as

amplitudes e as Funções Densidade de Probabilidade

Figura 7 – Amplitude dos Cenários de ENAs gSubsistema SE/CO, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011e suas revisões.

Figura 8 – Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para o Subsistema SE/COpara o mês de Janeiro/2012.

Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENAsSubsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011.

11.260

7.643

15.322

11.838 11.524

03/12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12


5.544

6.271

5.391 5.564

03/12-09/12 10/12-16/12 17/12-23/12 24/12-30/12



3

Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o , em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011

Função Densidade de Probabilidade dos Cenários E/CO no PMO de Dezembro/2011

Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011.


Figura 10 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para o Subsistema Sul no PMO de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012

Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011.

Figura 12 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para o Subsistema Nordeste Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012.


Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Sul no PMO de Dezembro/2011

Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de

Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Nordeste no PMO de

Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012.

Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011

Figura 14 - Função Densidade de ProbaGerados para o Subsistema Norte no PMO de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012.

Os valores da MLT das energias naturais afluentes para

os meses de dezembro e janeiro

1 a seguir.

Tabela 1 – MLT dos subsistemas nos meses de dezembrojaneiro

2.2 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF

A otimização do Planejamento da Operação tem por

função objetivo minimizar o Valor Esper

Total de Operação do Sistema no período de

planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,

a cada mês, em função de até 28 variáveis de estado do

sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema. Em fu

modelo gerador de cenários, nem todas as afluências

Dezembro

Sudeste 41.147

Sul 6.968

Nordeste 10.282

Norte 4.723

Subsistema


4

Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Dezembro/2011

Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Norte no PMO de Dezembro/2011

Os valores da MLT das energias naturais afluentes para

e janeiro são mostrados na tabela

MLT dos subsistemas nos meses de dezembro e

Análise dos resultados no acoplamento com a FCF

A otimização do Planejamento da Operação tem por

função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo

Total de Operação do Sistema no período de

planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,

a cada mês, em função de até 28 variáveis de estado do

Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema. Em função da ordem do

modelo gerador de cenários, nem todas as afluências

Dezembro Janeiro

41.147 55.549

6.968 6.654

10.282 14.302

4.723 8.310

MLT (MWmed)


possuem coeficientes significativos em todos os meses,

No mês de acoplamento, janeiro/2012, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

subsistemas foram: SE/CO-1, S-3, NE-2, e N

Nas figuras que seguem estão plotados os valores de

CMO x ENA e CMO x EAR, para cada subsi

cenários gerados, no PMO, para o acoplamento com a

FCF do Newave ao final do mês de janeiro/2012.

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

Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema S

Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao finaljaneiro/2012 – Subsistema NE


possuem coeficientes significativos em todos os meses,

No mês de acoplamento, janeiro/2012, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

, e N-4.

Nas figuras que seguem estão plotados os valores de

CMO x ENA e CMO x EAR, para cada subsistema, dos 136

para o acoplamento com a

FCF do Newave ao final do mês de janeiro/2012.

s CMO x ENA e CMO x EAR ao final de

Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de


Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema N

Observa-se que, não houve mudança significativa na

região consultada da Função de Custo Futuro, na Revisão

4 do PMO e a ENA e a EAR do Sudeste são as variá

maior influência no CMO e, por consequência, dos

demais.

2.3 Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre

subsistemas são de fundamental importância para o

processo de otimização energética, sendo determinante

para a definição das políticas de operação e o CMO para

cada subsistema. Estes limites são influenc

intervenções na malha de transmissão, notadamente na

1º Semana Operativa.

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os

limites destes, utilizados na Revisão

Dezembro.


5


se que, não houve mudança significativa na

ão de Custo Futuro, na Revisão

do PMO e a ENA e a EAR do Sudeste são as variáveis de

e, por consequência, dos

Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre

subsistemas são de fundamental importância para o

processo de otimização energética, sendo determinante

para a definição das políticas de operação e o CMO para

cada subsistema. Estes limites são influenciados por

intervenções na malha de transmissão, notadamente na

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os

na Revisão 4 do PMO de


Tabela 2 - Limites de intercâmbio de energia considerados Revisão 4 do PMO Dezembro/11

(1) Não houve desligamentos na semana operativa de 23/12 a 30/12.

LIMITE DE INTERCÂMBIO

(MWmed)

PMO Dez/11 - Revisão 4

FLUXO PATAMAR Semanas

Pesada 4.200

Média 4.200

Leve 4.200

Pesada 3.600

Média 3.466

Leve 2.992

Pesada 4.200

Média 4.200

Leve 4.200

Pesada 3.300

Média 3.300

Leve 3.300

Pesada 3.000

Média 3.113

Leve 3.107

Pesada 4.000

Média 4.000

Leve 4.000

Pesada 3.850

Média 3.850

Leve 3.850

Pesada 1.000

Média 1.000

Leve 1.000

Pesada 5.100

Média 4.909

Leve 4.231

Pesada 9.000

Média 9.000

Leve 9.200

Pesada 5.650

Média 5.650

Leve 5.200

Pesada 5.100

Média 5.100

Leve 6.100

Pesada 6.300

Média 6.300

Leve 6.300

Pesada 5.700

Média 5.700

Leve 5.600

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

ITAIPU 60 Hz

FSM

RSE

FORNEC. SUL

FMCCO

FCOMC

FSENE

FNS

FSENE+FMCCO

FNE

EXPORT. NE

RNE


rcâmbio de energia considerados na

Não houve desligamentos na semana operativa de 23/12 a 30/12.

2.4 Previsões de Carga

Tabela 3 – Previsão da Evolução da carga para mês de Dezembro/2011

A quinta e sexta semana operativa

inferiores às demais semanas em função dos feriados de

Natal (dia 25) e Ano Novo (dia 01/01/2012).

2.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas

Tabela 4 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas consideradas na semana operativa de base no cronograma consolidado de manutenção de UGs

LIMITE DE INTERCÂMBIO

(MWmed)

PMO Dez/11 - Revisão 4

Semanas

4.200

4.200

4.200

3.600

3.466

2.992

4.200

4.200

4.200

3.300

3.300

3.300

3.000

3.113

3.107

4.000

4.000

4.000

3.850

3.850

3.850

1.000

1.000

1.000

5.100

4.909

4.231

9.000

9.000

9.200

5.650

5.650

5.200

5.100

5.100

6.100

6.300

6.300

6.300

5.700

5.700

5.600

1ª 2ªSISTEMAS MENSAL

SE/ CO 36.606 36.957 37.232

SUL 10.327 10.514 10.499

S / SE / CO 46.933 47.471 47.731

NORTE 4.135 4.137 4.121

NE 8.788 8.986 8.836

N / NE 12.923 13.123 12.957

SIN 59.856 60.594 60.688

24/12 a 30/12

25 NOVA PONTE

33 SAO SIMAO

156 TRES MARIAS

162 QUEIMADO

217 ROSAL

14 CACONDE

45 JUPIA

44 I. SOLT. EQV

120 JAGUARI

6 FURNAS

7 M. DE MORAES

8 ESTREITO

12 P. COLOMBIA

31 ITUMBIARA

119 HENRY BORDEN

144 MASCARENHAS

66 ITAIPU

98 MONTE CLARO

173 MOXOTO

174 P.AFONSO 123

175 P.AFONSO 4

275 TUCURUI

USINA HIDROELÉTRICAFATOR DE DISPONIBILIDADE


6

Previsão da Evolução da carga para a Revisão 4 do

nta e sexta semana operativa apresentam valores

demais semanas em função dos feriados de

Natal (dia 25) e Ano Novo (dia 01/01/2012).

Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas

Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas consideradas na semana operativa de 24/dez a 30/dez, com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs.

3ª 4ª 5ª 6ªSEMANAS

37.185 37.477 34.594 35.453

10.498 10.737 9.581 9.906

47.683 48.214 44.175 45.359

4.196 4.150 4.082 4.073

8.915 8.920 8.473 8.448

13.111 13.070 12.555 12.521

60.794 61.284 56.730 57.880

24/12 a 30/12 31/12 a 06/01

0,857 1,000

0,929 1,000

0,833 0,833

0,667 1,000

0,500 0,500

0,488 0,488

0,929 0,929

0,960 0,960

0,500 0,500

0,875 0,732

0,893 0,893

0,905 1,000

0,750 0,750

0,881 0,833

0,927 0,927

0,762 0,762

0,900 0,900

0,500 0,500

0,750 0,750

0,744 0,744

0,833 1,000

0,955 0,955

FATOR DE DISPONIBILIDADE


2.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 5 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.3 PMO Dezembro/11 e na Rev.Dezembro/11.

Rev.3 PMO Dez/11

Armazenamento Final

Semana 4

(0:00 hs 24/dez)

SUDESTE/C.OESTE 59,1

SUL 61,4

NORDESTE 52,7

NORTE 48,9

Armazenamento Subsistema (%EARmáx)

A primeira coluna da tabela acima correspo

armazenamento previsto na Revisão

dezembro, para a 0:00 h do dia 24/12. A segunda coluna

apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis

de partida informados pelos Agentes de Geração para

seus aproveitamentos com reservatórios.

3. PRINCIPAIS RESULTADOS

3.1 Políticas de Intercâmbio

Figura 19 – Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 24/12 a 30/12/11

ITAIP50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE627 1326

4420

5664

1953

938

4726

R$ 26,16/MWh

R$ 38,53/MWh

R$ 38,71/MWh

957

N

S


Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Armazenamentos iniciais por subsistema, PMO Dezembro/11 e na Rev.4 PMO

Rev.4 PMO Dez/11

Partida Informada pelos

Agentes

(0:00 hs 10/dezt)

59,4

59,5

54,8

50,6

Armazenamento Subsistema (%EARmáx)

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

a Revisão 3 do PMO de

. A segunda coluna

apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis

de partida informados pelos Agentes de Geração para

seus aproveitamentos com reservatórios.

Políticas de Intercâmbio para a semana operativa

3.2 Custos Marginais de Operação

As figuras 20 a 22 a seguir, apresentam os custos

marginais de operação por patamar de carga, para as

semanas operativas que compõe o mês de dezembro.

Cabe destacar dois pontos: O primeiro deles foi

Custo Marginal de Operação, dos Subsistemas SE/CO e

Sul, não foi equalizado em função do limite de

intercâmbio “Recebimento Sul” ter atingido o seu limite

na carga média. O segundo ponto de destaque é que os

Custos Marginais de Operação dos Subsistemas SE/CO e

N-NE não foram equalizados em função do limite de

intercâmbio FCOMC (Fluxo

atingido o seu limite nos patamare

média e leve.

Figura 20 – CMOs do mês de dezembro

Figura 21 – CMOs do mês de novembro, carga média0

R$ 26,16/MWh

R$ 38,53/MWh

R$ 38,71/MWh

SEMANA 5

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: DEZ11_RV4_N-2_V

Caso 2

NE

Sem_01 Sem_02 Sem_03

Sudeste 61,19 49,82 34,91

Sul 61,19 49,82 34,91

Nordeste 61,19 49,82 26,08

Norte 61,19 49,82 26,08

0

10

20

30

40

50

60

70

CM

O (

R$

/MW

h)

CMOs DO PMO - CARGA PESADADEZ/2011


Sudeste 61,03 49,82 34,91

Sul 61,03 49,82 34,91

Nordeste 61,03 45,96 24,93

Norte 61,03 45,96 24,93

0

10

20

30

40

50

60

70

CM

O (

R$

/MW

h)

CMOs DO PMO - CARGA MÉDIADEZ/2011


7

Custos Marginais de Operação

a seguir, apresentam os custos

marginais de operação por patamar de carga, para as

semanas operativas que compõe o mês de dezembro.

dois pontos: O primeiro deles foi que o

peração, dos Subsistemas SE/CO e

lizado em função do limite de

intercâmbio “Recebimento Sul” ter atingido o seu limite,

O segundo ponto de destaque é que os

Custos Marginais de Operação dos Subsistemas SE/CO e

não foram equalizados em função do limite de

(Fluxo Colinas Miracema) ter

atingido o seu limite nos patamares de carga pesada,

dezembro, carga pesada

CMOs do mês de novembro, carga média


44,10 39,24 39,56

44,10 39,24 39,56

29,51 28,70 25,37

29,51 28,70 25,36

CARGA PESADADEZ/2011


44,00 38,88 39,52

44,00 39,21 39,52

27,89 25,91 25,20

27,89 25,91 25,20

CARGA MÉDIADEZ/2011


Figura 22 – CMOs do mês de novembro, carga leve

3.3 Energias Armazenadas

As politicas de operação definidas para as semanas

operativas do PMO conduziram o armazenamento

semanal dos subsistemas para os valores apresentados

na figura 23.

Figura 23 – Energias Armazenadas no mês de dezembro.

Os armazenamentos da figura 23 estão expressos em %

da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,

cujos valores são mostrados na tabela 6.

Tabela 6 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

Subsistema Energia Armazenável Máxima

(MWmed)

Sudeste 200.734

Sul 19.618

Nordeste 51.808

Norte 13.033

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04

Sudeste 58,37 47,43 33,29 42,13

Sul 58,37 47,43 33,29 42,13

Nordeste 58,37 45,49 24,77 27,72

Norte 58,37 45,49 24,77 27,72

0

10

20

30

40

50

60

70

CM

O (

R$

/MW

h)

CMOs DO PMO - CARGA LEVEDEZ/2011


CMOs do mês de novembro, carga leve

As politicas de operação definidas para as semanas

operativas do PMO conduziram o armazenamento

alores apresentados

Energias Armazenadas no mês de dezembro.

estão expressos em %

da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,

cujos valores são mostrados na tabela 6.

Energia Armazenável Máxima por subsistema

Energia Armazenável Máxima

3.4 Tabela de geração térmica

Tabela 7 – Tabela de Geração Térmica

ANGRA 2 1.350ANGRA 1 635N. FLUMINENSE 400TOTAL 2.385

T. NORTE I 40T. NORTE II 280ST. CRUZ DIESEL 27B.SOBR.LEILÃO 60TOTAL 407

DESPACHO POR ORDEM DE MERITO

DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS

Pesada

Despacho (MWmed)

3.5 Resumo dos resultados do PMO

As figuras 24 a 27 mostram um resumo do resultado do

PMO e suas Revisões para o mês de dezembro,

relacionando ENA, EAR e CMO médio, para os quatro

subsistemas.

Figura 24 – Resumo do PMO para o

Figura 25 - – Resumo do PMO para

Sem_05 Sem_06

37,82 37,80

37,82 37,80

25,78 25,03

25,78 25,03


8

Tabela de geração térmica

Tabela de Geração Térmica

1.350 1.350635 635400 400

2.385 2.385

20 0280 2405 111 3

316 244

DESPACHO POR ORDEM DE MERITO

DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS

Pesada Media Leve

Despacho (MWmed)

Resumo dos resultados do PMO

mostram um resumo do resultado do

para o mês de dezembro,

relacionando ENA, EAR e CMO médio, para os quatro

Resumo do PMO para o Subsistema SE/CO

Resumo do PMO para o Subsistema Sul


Figura 26 - – Resumo do PMO para o Subsistema

Figura 27 – Resumo do PMO para o Subsistema

4. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

MARGINAIS DE OPERAÇÃO

Com o objetivo de estimar o impacto das principais

atualizações feitas na elaboração da Revisão 4 do PMO

de Dezembro/11, foi efetuada uma análise de

sensibilidade da variação entre os CMOs obtidos na

Revisão 3 e na Revisão 4 do PMO, avaliando

influência incremental dos seguintes parâmetros:

previsão da carga, armazenamentos iniciais dos

reservatórios, previsão das vazões e intervenções em

equipamentos de transmissão com impacto na definição

dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os

subsistemas.

A partir dos dados considerados para a elaboração da

Revisão 3 do PMO de Dezembro/11, foram efetuado

processamentos de estudos modificando estas variáveis

em cada caso estudado. Os valores de CMOs

nos resultados de cada execução do modelo DECOMP

estão reproduzidos graficamente a seguir.


o Subsistema Nordeste

o Subsistema Norte

SEMANAL DOS CUSTOS

Com o objetivo de estimar o impacto das principais

atualizações feitas na elaboração da Revisão 4 do PMO

Dezembro/11, foi efetuada uma análise de

sensibilidade da variação entre os CMOs obtidos na

do PMO, avaliando-se a

influência incremental dos seguintes parâmetros:

previsão da carga, armazenamentos iniciais dos

são das vazões e intervenções em

equipamentos de transmissão com impacto na definição

dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os

A partir dos dados considerados para a elaboração da

do PMO de Dezembro/11, foram efetuados

e estudos modificando estas variáveis

. Os valores de CMOs publicados

xecução do modelo DECOMP

estão reproduzidos graficamente a seguir.

Tabela 8 – Variação do CMO Médio Semanal

Figura 28 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO

Figura 29 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistema S

Rev.3 PMO Dez/11

Sem 4

Rev.4 PMO Dez/11

SE/CO 43,33S 43,33NE 28,00N 28,00

CMO Médio Semanal (R$/MWh)

-1,56

0,41

-0,53

43,33 41,77 42,18 41,65

Sem.4 Sem.5 Carga Armaz.Iniciais

SE/CO - CMO (R$/MWh)

-1,44

0,50

-0,49

43,33 41,89 42,39 41,90


Sul - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa

17 a 23/12/2011


17 a 23/12/2011


9

o Semanal

Análise da Variação do CMO Médio Semanal –


Rev.4 PMO Dez/11

Sem 5Variação

38,53 -4,80

38,71 -4,62

26,16 -1,84

26,16 -1,84

CMO Médio Semanal (R$/MWh)

0,53 -3,17

0,00 0,05

38,4838,48 38,53

Armaz.Iniciais

Vazões Desligam.(5ª sem.)

DemaisAtualiz.

CMO (R$/MWh)

0,49 -3,13

0,00

-0,06

38,77 38,77 38,71

Armaz.Iniciais


DemaisAtualiz.

CMO (R$/MWh)


24 a 30/12/2011


24 a 30/12/2011


Figura 30 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas NE e N

Ressaltamos que os valores de CMOs

resultados de cada caso estudo são dependentes da

ordem em que as atualizações nos dados estão sendo

consideradas. Porém, realizadas todas as atualizações, os

resultados da Revisão não dependem da ordem em que

as mesmas aconteceram.

Nesta revisão, observamos reduções no CMOS para os

subsistemas SE-CO, S e NE/N, respectivamente de

4,80 R$/MWh, 4,62 R$/MWh e 1,84 R$/MWh. Os CMOs

médios, para a 5ª semana operativa nos subsistemas SE

CO, Sul e NE/N são 38,53 R$/MWh, 38,71

26,16 R$/MWh .

Analisando as atualizações incrementais nos casos

estudados nesta revisão, observamos que a maior

variação no CMO, um decréscimo de 3,17

3,13 R$/MWh, respectivamente, nos subsistemas SE

e Sul, são resultantes da revisão da previsão de vazões.

5. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO

ELÉTRICA

Os valores na tabela a seguir representam a estimativa

do custo de despacho térmico por restrição elétrica para

a 5º semana operativa do mês de dezembro, sendo

calculada pelo produto da geração térmica previ

diferença entre o CVU e o CMO.

-1,75

0,07

-1,56

1,10

28,0026,25 26,32 24,76 25,86


Vazões

NE e N - CMO (R$/MWh)


17 a 23/12/2011

CMO Médio Semanal5ª semana operativa

24 a 30



Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos

resultados de cada caso estudo são dependentes da

ordem em que as atualizações nos dados estão sendo

consideradas. Porém, realizadas todas as atualizações, os

resultados da Revisão não dependem da ordem em que

evisão, observamos reduções no CMOS para os

S e NE/N, respectivamente de

e 1,84 R$/MWh. Os CMOs

ª semana operativa nos subsistemas SE-

, 38,71 R$/MWh e

Analisando as atualizações incrementais nos casos

estudados nesta revisão, observamos que a maior

variação no CMO, um decréscimo de 3,17 R$/MWh e

os subsistemas SE-CO

e Sul, são resultantes da revisão da previsão de vazões.

CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO

Os valores na tabela a seguir representam a estimativa

por restrição elétrica para

º semana operativa do mês de dezembro, sendo

calculada pelo produto da geração térmica prevista e a

TÉRMICAS CVU PAT CMO

PESADA 39,24MÉDIA 38,88LEVE 37,82




165,46

STA CRUZ 720,30

TOTAL SE/CO

TNORTE 1 610,33

TNORTE 2 487,56

BL SOBRINHO

6. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperad

da previsão de vazões para a

24/dez a 30/dez, foram feitos estudos de sensibilidade

para os custos marginais de operação, considerando os

cenários limite inferior e limite superior da previsão de

vazões para as demais semanas operativas do mês de

dezembro/11.

A consideração do limite inferior

operativa resulta em uma ENA

MWmed (109%MLT) para o SE/CO, 4.075

(58 %MLT) para o Sul, 11.300 MWmed (110

o NE e 5.542 MWmed (117 %MLT) para o Norte.

Já a consideração do limite superior

operativas de 5 a 6 resulta em uma ENA m

45.934 MWmed (112%MLT) para o SE/CO,

MWmed (61 %MLT) para o Sul,

(112 %MLT) para o NE e 5.656 MWmed

o Norte.

Figura 31 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

0,00 0,30

25,86 25,86 26,16


DemaisAtualiz.

CMO (R$/MWh)

60,08

34,32

43,33

38,53 42,4548,96

62,06

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

CMO 1º SEM CMO 2º SEM CMO 3º SEM CMO 4º SEM CMO 5º SEM SENSIBILIDADE

Região SE/CO 100

60,08

24,99

28,00

30,57

46,2026,16

49,01

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Região NE100


24 a 30/12/2011


10

GER CUSTO DE OPERAÇÃO

40 411.184,80R$

20 1.017.181,00R$

- -R$

280 2.259.532,80R$

280 11.181.105,60R$

240 6.584.193,60R$

60 136.317,60R$

11 25.062,84R$

3 6.892,56R$

27 330.995,16R$

5 61.327,80R$

1 12.284,64R$

22.026.078,40R$

SEMANA 3

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 5ª semana operativa, de

dez, foram feitos estudos de sensibilidade

custos marginais de operação, considerando os

cenários limite inferior e limite superior da previsão de

vazões para as demais semanas operativas do mês de

A consideração do limite inferior para a 6ª semana

resulta em uma ENA média mensal de 45.002

T) para o SE/CO, 4.075MWmed

11.300 MWmed (110 %MLT) para

%MLT) para o Norte.

Já a consideração do limite superior para as semanas

a 6 resulta em uma ENA média mensal de

%MLT) para o SE/CO, 4.245

%MLT) para o Sul, 11.518 MWmed

MWmed (120 %MLT) para

Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

SUL

NE

N

SE/CO

60,08

34,32

43,33

42,4548,96

38,71

62,06

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Região SUL

60,08

24,99

28,00

30,57

46,2026,16

49,01

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Região N


7. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE

DEZEMBRO/11 A NOVEMBRO/12

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

A Função de Custo Futuro utilizada é aquela obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Dezembro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 1000 MWmed, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação.

Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custosoperação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.

7.1. Premissas

7.1.1. Carga

Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga

própria considerada na 2ª Revisão do Plan

Anual Energético 2011-2015.

7.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/12/2011 foram os

dados verificados no dia 29/11/2011.


ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE

O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos

to 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.

utilizada é aquela obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Dezembro,

se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento região Nordeste de

MWmed, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação.

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

Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga

própria considerada na 2ª Revisão do Planejamento

Os níveis de partida adotados para 01/12/2011 foram os

7.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 32 – ENA – SE/CO

Figura 33 – ENA – SUL

Figura 34 – ENA – NE

Figura 35 – ENA – N


11

Energia Natural Afluente


7.2. Resultados

7.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 36 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Figura 37 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL

Figura 38 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE


Evolução dos Armazenamentos

Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL

Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE

Figura 39 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

7.2.2. Custos Marginais Prospectivos

8. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão

disponíveis no site do ONS, na área dos agentes

(http://www.ons.org.br/agentes

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email [email protected]

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

Mensal de Operação – PMO Dezembro/2011 poderão ser

encaminhadas para o email: pmo


12

Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

Custos Marginais Prospectivos

As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão

disponíveis no site do ONS, na área dos agentes

http://www.ons.org.br/agentes).

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética –

9518 / 9307 e pelo email

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

PMO Dezembro/2011 poderão ser

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Relatório Executivo do Programa Mensal de …1A49A991-3D84-406C-B...Na quarta semana operativa do...

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