Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ...668C5F0F-9490... · Nessa revisão...

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.

1

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Outubro 2015 Semana Operativa de 24/10/2015 a 30/10/2015

1. APRESENTAÇÃO

No início da semana de 17 a 23/10/2015 ocorreu chuva

fraca nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu. No final da

semana, ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias

hidrográficas do subsistema Sul e fraca no

Paranapanema. As bacias dos rios Tietê, Paraíba do Sul,

Grande, Paranaíba e alto São Francisco apresentaram

pancadas de chuva no final da semana.

Na semana de 24 a 30/10/2015 devem ocorrer pancadas

de chuva em pontos isolados das bacias hidrográficas dos

subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste.

Nessa revisão 4 do PMO outubro/2015, os Custos

Marginais de Operação - CMO dos subsistemas SE/CO e

N sofreram elevação em relação aos valores da semana

anterior, enquanto que nos demais subsistemas, os CMO

sofreram redução. No patamar de carga leve, o CMO do

subsistema Sul ficou inferior ao dos demais subsistemas.

O valor médio semanal do CMO do subsistema SE/CO

passou de

R$ 190,86/MWh para R$ 204,17/MWh; no subsistema

Sul passou de R$ 167,29/MWh para R$ 132,81/MWh; no

subsistema N passou de R$ 190,86/MWh para

R$ 270,30/MWh; e no subsistema NE passou de

R$ 300,57/MWh para R$ 270,30/MWh.

2. NOTÍCIAS

Em 29 e 30/10/2015 será realizada a reunião de

elaboração do PMO Novembro de 2015 no auditório

do Escritório Central do ONS.

3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO

3.1. Condições Hidrometeorológicas

3.1.1. Condições Antecedentes

A atuação de áreas de instabilidade na região Sul no

início da semana ocasionou chuva fraca nas bacias dos

rios Uruguai e Iguaçu. No final da semana, o avanço de

uma frente fria pelos estados da região Sul provocou

chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas do

subsistema Sul e fraca no Paranapanema. As bacias dos

rios Tietê, Paraíba do Sul, Grande, Paranaíba e alto São

Francisco apresentaram pancadas de chuva no final da

semana devido à atuação de áreas de instabilidade na

região Sudeste e ao rápido avanço da frente fria pelo

estado de São Paulo (Figura 1).



2

Figura 1 – Precipitação observada (mm) no período de 17/10 a 23/10/2015

A Tabela 1 apresenta a tendência hidrológica através das

energias naturais afluentes das semanas recentes. São

apresentados os valores verificados na semana de 10/10

a 16/10/2015 e os estimados para fechamento da

semana de 17/10 a 23/10/2015.

Tabela 1 – Tendência hidrológica das ENAs semanais no PMO de outubro/2015

3.1.2. Previsão para a próxima semana

A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sul,

Sudeste e Centro-Oeste deve ocasionar pancadas de

chuva em pontos isolados das bacias hidrográficas dos

subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste no decorrer da

semana (Figura 2).

Figura 2 – Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 24 a 30/10/2015

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.

Em comparação com os valores estimados para a semana

em curso, prevê-se para a próxima semana operativa

recessão nas afluências às regiões Sudeste/Centro-Oeste,

Sul e Nordeste, e estabilidade para a região Norte.

A previsão revista para as afluências médias mensais do

mês de outubro indica a ocorrência de afluências

significativamente inferiores à média histórica para a

região Nordeste.

A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs

para a próxima semana e para o mês de outubro.

Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de outubro/2015

Rev.4 do PMO de OUTUBRO/2015 - ENAs

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 22.761 108 18.061 86

S 41.677 314 33.997 256

NE 965 28 850 25

N 1.306 66 1.018 53

Subsistema10/10 a 16/10/2015 17/10 a 23/10/2015

Revisão 4 do PMO de OUTUBRO/2015 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 15.587 74 18.810 89

S 27.100 204 30.286 229

NE 710 21 995 29

N 1.047 54 1.154 60

Subsistema24/10 a 30/10/2015 Mês de OUTUBRO



3

As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas

na Revisão 4 do PMO de outubro/2015.

Figura 3 – Energias Naturais Afluentes ao Subsistema

Sudeste/Centro-Oeste – REV.4 do PMO de outubro/2015

Figura 4 – Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul – REV.4 do PMO de outubro/2015

Figura 5 – Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste – REV.4 do PMO de outubro/2015

Figura 6 – Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte – REV.4 do PMO de outubro/2015

3.2. Cenários de ENAs para o PMO de outubro/2015

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários de energias naturais afluentes gerados para o

PMO de outubro/2015, para acoplamento com a FCF do

mês de novembro/2015. São mostradas, para os quatro

subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição

Acumulada dos cenários de ENA.

Figura 7 – Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema

Sudeste, em %MLT, para o PMO outubro/2015

Figura 8 – Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para

o Subsistema Sudeste para o PMO outubro/2015

18.38519.518

15.587

17.061

14.514

17.947

29.981

21.211

17.677

22.761

18.061

0

10.000

20.000

30.000

40.000

29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/10 03/10-09/10 10/10-16/10 17/10-23/10 24/10-30/10 31/10-06/11

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO SUDESTE - ENAs - OUTUBRO/2014 - RV4

ENA semanal prevista na REV3

ENA semanal prevista

ENA semanal estimada

ENA semanal verificada

37.450

21.376

27.100

20.091

6328 8102

9737

17647

24.770

41.677

33.997

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/10 03/10-09/10 10/10-16/10 17/10-23/10 24/10-30/10 31/10-06/11

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO SUL - ENAs - OUTUBRO/2014 - RV4





884

1.346

710

952

1.523

1.2841.225 1.225

1.411

965

850

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/10 03/10-09/10 10/10-16/10 17/10-23/10 24/10-30/10 31/10-06/11

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO NORDESTE - ENAs - OUTUBRO/2014 - RV4





1.3981.207

1.047

1.380

1.508

1.377

1.2471.173 1.181

1.306

1.018

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

29/08-04/09 05/09-11/09 12/09-18/09 19/09-25/09 26/09-02/10 03/10-09/10 10/10-16/10 17/10-23/10 24/10-30/10 31/10-06/11

EN

A (

MW

med

)

REGIÃO NORTE - ENAs - OUTUBRO/2014 - RV4





0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(NOV)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO OUT/2015

REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 REVISÃO 4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA NOV/2015

PMO RV1 RV2 RV3 RV4



4


Sul, em %MLT, para o PMO outubro/2015

Figura 10 – Função de Distribuição Acumulada dos Cenários

para o Subsistema Sul para o PMO outubro/2015


Nordeste em %MLT, para o PMO outubro/2015


para o Subsistema Nordeste para o PMO outubro/2015


Norte, em %MLT, para o PMO outubro/2015


para o Subsistema Norte para o PMO outubro/2015

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias

naturais afluentes para os meses de outubro e novembro

são apresentados na tabela a seguir.

Tabela 3 – MLT da ENA nos meses de outubro e novembro

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO OUT/2015


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA NOV/2015

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

0%

50%

100%

150%

200%

250%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO OUT/2015


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


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA NOV/2015

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%


Ener

gia

Nat

ura

l Afl

uen

te (

%M

LT)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO OUT/2015


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


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA NOV/2015

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

3.392

1.932

26.981

9.358

5.553

3.065

21.100

13.256

OUTUBRO NOVEMBRO



5

3.2.1. 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: - 4 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, novembro/2015, a ordem das

ENAs passadas significativas para a formação da FCF para

cada um dos subsistemas foram: SE/CO-4, S-1, NE-5, e N-

2. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO

x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada

subsistema, dos 228 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de

novembro/2015 para a Revisão 4 do PMO de

outubro/2015.

Figura 15 – Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de novembro/2015 – Subsistema SE/CO – REV4 do PMO de outubro/2015

Figura 16 – Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de novembro/2015 – Subsistema S – REV4 do PMO de outubro/2015

Figura 17 – Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de novembro/2015 – Subsistema NE – REV4 do PMO de outubro/2015

Figura 18 – Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de novembro/2015 – Subsistema N – REV4 do PMO de outubro/2015

A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão

correlacionando os custos marginais de operação dos

cenários no final do mês de novembro/2015 do

subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas

na Revisão 4 do PMO de outubro/2015.

Figura 19 – Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de novembro/2015 na REV4 do PMO de outubro/2015

A análise dos gráficos acima mostra que na região da FCF

consultada, a afluência do Sudeste é a variável

predominante para determinação do CMO no mês de

novembro/2015.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

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

CM

O (

R$/

MW

h)

REV.4 DO PMO DE OUTUBRO/2015 CENÁRIOS -Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400%

CM

O (

R$/

MW

h)

REV.4 DO PMO DE OUTUBRO/2015 CENÁRIOS -Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

0% 50% 100% 150% 200% 250%

CMO

(R

$/M

Wh

)

REV.4 DO PMO DE OUTUBRO/2015 CENÁRIOS -Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

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

CMO

(R

$/M

Wh

)

REV.4 DO PMO DE OUTUBRO/2015 CENÁRIOS -Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


000

050

100

150

200

250

300

350

000 050 100 150 200 250 300 350

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 4 do PMO do mês de OUTUBRO para acoplamento em NOVEMBRO/2015

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE



6

2.1. 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 aplicados no PMO.

Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO Outubro/2015

(A) SB 500 kV US. L.GONZAGA B2

(B) DJ 9328 Samambaia 500 kV / BCS-3 Samambaia 500 kV / SB B1

Itaipu 50 Hz

(C) AT01 e AT02 500/345kV Ibiuna / SB B Ivaiporã 765

(D) SB B Ivaiporã 765



7

2.2. Previsão de Carga

Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as

variações previstas da carga para o mês de

outubro/2015, relativamente ao mesmo mês do ano

anterior, de -3,5% e -8,2%, respectivamente, refletem

sobretudo o baixo desempenho da indústria, bem como

a redução observada no nível de atividade do setor de

comércio e serviços. Deve-se ressaltar, também, que a

ocorrência de chuvas intensas e de temperaturas abaixo

da média para o período, especialmente no Rio Grande

do Sul, contribuiu para a expectativa de redução da carga

do subsistema Sul.

Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica

decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária

extraordinária e do reajuste tarifário anual, vem se

refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos

subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto

do aumento das tarifas é maior.

O subsistema Nordeste vem sofrendo menor impacto da

conjuntura adversa, o que se reflete na taxa de

crescimento prevista de 1,8%. Entretanto, já se observam

nos últimos meses taxas de crescimento da carga

menores do que as verificadas ao longo do primeiro

semestre.

No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista da

carga está influenciada pela interligação do sistema

Macapá, que, a partir do mês de outubro, já se encontra

totalmente interligado ao SIN, e pela expectativa de

crescimento da carga de Manaus e de consumidores

livres da região.

Tabela 5 - Evolução da carga no PMO de Outubro/2015

2.3. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

total do SIN, para o mês de Outubro, de acordo com o

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para o PMO Outubro/2015.

Figura 20 – Potência hidráulica disponível no SIN

2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas RV3 e RV4 do PMO out/15

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de

Outubro/2015, para a 0:00 h do dia 24/10/2015. A

segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a

partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de

Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS

4.1. Políticas de Intercâmbio

Para a semana operativa de 24/10/2015 a 30/10/2015,

está prevista a seguinte política de intercâmbio de

energia entre regiões:

Região SE/CO Importadora de energia;

Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das

condições hidroenergéticas nas suas bacias;

Região NE Importadora de energia;

Região Norte Exportadora de energia.



8

4.2. Custo Marginal de Operação – CMO

A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de

Operação, em valores médios semanais, para as semanas

operativas que compõem o mês de outubro.

Figura 21 – CMO do mês de Outubro em valores médios semanais

A tabela a seguir apresenta o custo marginal de

operação, por subsistema e patamar de carga, para a

próxima semana operativa.

Tabela 7- CMO para 5ª semana operativa do mês Outubro/2015

4.3. Energia Armazenada

O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na

figura a seguir para as próximas semanas operativas do

mês de outubro/2015.

Figura 22 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de outubro/2015

Os armazenamentos da figura anterior estão expressos

em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada

subsistema, que são mostrados na tabela a seguir.

Tabela 8 – Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de outubro/2015

4. GERAÇÃO TÉRMICA

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do

SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 24/10/2015 a 30/10/2015.

Figura 23 - Geração térmica para a 5ª semana operativa do mês outubro/2015

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado

para o subsistema Norte considera a geração de 651 MW

de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para

geração térmica por garantia energética constituem uma

estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração

que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação

Diária e Operação em Tempo Real.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de

custo para a semana de 26/12/2015 a 01/01/2016:

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[NOV]

SUDESTE 32,7 32,1 30,9 29,7 28,0 26,6 22,4 22,4

SUL 73,7 77,5 79,7 91,4 96,0 97,1 94,5 94,5

NORDESTE 14,3 13,2 11,8 10,7 10,0 8,6 6,4 6,4

NORTE 39,4 36,4 33,3 29,8 26,0 24,5 20,2 20,2

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

EAR

(%

EAR

max

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.4 DO PMO -OUTUBRO/2015

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

OUTUBRO NOVEMBRO

203.299 203.299

19.957

51.808

15.787

19.957

51.808

15.648



9

Tabela 9 – 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

Ressalta-se que, embora a UTE Luiz O. R. Melo não esteja

despachada antecipadamente por ordem de mérito de

custo, o ONS comanda seu despacho antecipado, para a

semana de 26/12/2015 a 01/01/2016, por garantia

energética.

5. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Não há expectativa de custo de despacho térmico por

restrição elétrica para a semana operativa de

24/10/2015 a 30/10/2015.

6. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do

PMO para as semanas do mês outubro/2015 e os valores

esperados para o mês de novembro/2015, relacionando

Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR)

e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro

subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Figura 24 – Resumo outubro/2015 para o Subsistema Sudeste

Figura 25 – Resumo outubro/2015 para o Subsistema Sul

Figura 26 – Resumo outubro/2015 para o Subsistema Nordeste

Figura 27 – Resumo outubro/2015 para o Subsistema Norte

7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

A análise da variação semanal dos custos marginais de

operação, em função da atualização dos dados de

planejamento desta revisão 4 do PMO de outubro de

2015 foi realizada a partir de cinco estudos.

O caso inicial foi construído com base nos dados da

revisão 3 excluindo a semana operativa de 17/10 a

23/10/2015. Nos demais estudos foram atualizados,

sequencialmente, os seguintes blocos de dados: previsão

de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões e

restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6VE[NO

V]

CMO (R$/MWh) 191,07 202,38 189,49 190,86 204,17 190,64 189,63

EAR(%EARmax) 32,7 32,1 30,9 29,7 28,0 26,6 22,4 22,4

ENA(%mlt) 97,0 94,0 108,0 86,0 74,5 65,8 83,6

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - SE/CO - OUTUBRO/2015


V]

CMO (R$/MWh) 191,07 202,38 189,49 167,29 132,81 156,36 177,24

EAR(%EARmax) 73,7 77,5 79,7 91,4 96,0 97,1 94,5 94,5

ENA(%mlt) 200,0 161,0 314,0 256,0 203,4 201,1 167,3

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - S - OUTUBRO/2015


V]

CMO (R$/MWh) 191,07 202,38 189,49 300,57 270,30 204,56 206,61

EAR(%EARmax) 14,3 13,2 11,8 10,7 10,0 8,6 6,4 6,4

ENA(%mlt) 46,0 40,0 28,0 25,0 21,4 18,2 46,7

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - NE - OUTUBRO/2015


V]

CMO (R$/MWh) 191,07 202,38 189,49 190,86 270,30 204,56 206,45

EAR(%EARmax) 39,4 36,4 33,3 29,8 26,0 24,5 20,2 20,2

ENA(%mlt) 62,0 61,0 66,0 53,0 56,2 49,3 66,7

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

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - N - OUTUBRO/2015

CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/10 a 30/10/2015



10

intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores

dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos,

graficamente, a seguir.

Figura 28 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO

Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul

Figura 30 - Análise da variação do CMO no subsistema NE

Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema N

Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes

estudos são decorrentes da sequência de atualização

parcial dos dados conforme detalhado anteriormente.

8. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

De forma a permitir 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 deste PMO

continuarão a contemplar cenários de afluências visando

melhor representar a ocorrência de precipitação e,

consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e

armazenamentos.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao

valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também serão realizadas com os limites

superior e inferior das previsões de afluências.

Para pronta referência, apresentamos os resultados

obtidos com a aplicação dos referidos cenários de

afluência.

-15,06 2,57 2,19 18,24 0,00 5,37

190,86175,80 178,37 180,56

198,80 198,80 204,17

Sem.4 Sem.5 Carga Partida Vazões RE Conjunt.(1º Est.)

DemaisAtualiz.

SE/CO - CMO (R$/MWh)

4,83 1,38 1,43 13,02 0,00 -55,14

167,29 172,12 173,50 174,93 187,95 187,95132,81


DemaisAtualiz.

Sul - CMO (R$/MWh)

-124,7715,29 -10,53 18,24 0,00 71,50

300,57

175,80 191,09 180,56 198,80 198,80270,30


DemaisAtualiz.

Nordeste - CMO (R$/MWh)

-15,06 15,29 -10,53 18,24 0,00 71,50

190,86175,80

191,09 180,56198,80 198,80

270,30


DemaisAtualiz.

Norte - CMO (R$/MWh)











11

9. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelo e-mail [email protected].

mailto:[email protected]

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