não obstan - abraceel despacho de geração térmica complementar, conforme indicado na tabela...

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 Março Revisão 0 – Semana Operativa de 03/03 a 09/03/2012

1. EDITORIAL

Nesta edição estaremos apresentando o balanço de

potência do Sistema Interligado Nacional – SIN, em base

diária, para a próxima semana operativa, tendo como

referência os resultados do modelo DESSEM-PAT.

O objetivo deste balanço consiste em se antecipar uma

eventual necessidade de despacho térmico

complementar, a qual será objeto de definição final

durante a etapa de Programação Diária da Operação.

Além disso, esta análise complementa os resultados dos

Programas Mensais de Operação e suas revisões, quanto

à definição das políticas de operação eletroenergética,

bem como ratifica o compromisso assumido junto aos

Agentes ao longo de 2011, quanto à realização de um

balanço de potência semanal do SIN.

Não obstante, solicitamos especial atenção á analise

climática, haja visto as indicações do fim do fenômeno

“La Nina” e a possibilidade do estabelecimento, em

sequência, do “El Nino”, fato sem precedentes no

histórico recente.

Gerencia Executiva de Programação da Operação

2. DESTAQUES DA SEMANA

Em função das elevadas temperaturas que se verificaram

no SIN ao longo desta semana, houve necessidade do

despacho de geração térmica complementar, conforme

indicado na tabela abaixo. Ressalta-se que as UTEs Norte

Fluminense 1 (400 MW) e Norte Fluminense 2 (100 MW)

já se encontravam despachadas por ordem de mérito de

custo.

Tabela 1 – Despacho térmico complementar para atendimento a demanda horária máxima

* Valores programados na etapa de Programação Diária da Operação. 2. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO

DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.

2.1 Armazenamentos Iniciais

Figura 1 – Armazenamento Inicial

Estimados para o início de Março

(% da energia armazenável máxima)

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no Newave, são obtidos a

partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios

individualizados, considerados no Decomp, informados


2

pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de

março/2012.

Estes valores determinam a condição inicial de energia

armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos

modelos de otimização, sendo utilizada como recurso

energético quando da definição da política de operação

do SIN.

2.2 Tendência Hidrológica

No Newave os cenários são gerados por um modelo

autorregressivo de geração estocástica de energias

afluentes mensais (GEVAZP “energia”) interno ao

programa, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses.

Logo, as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores

constituem-se em uma informação relevante, uma vez

que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de

cenários que será utilizada para geração da Função de

Custo Futuro, com influência direta nos resultados do

PMO.

Tabela 2 – Energias Naturais Afluentes Anteriores [% MLT]

As ENAs de Março/2012 não são utilizadas pelo modelo Newave. 2.3 Destaques da Expansão da Oferta 2012/2016

Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 23/02/2012: Tabela 3 – Alterações na Expansão da oferta das UHEs

O cronograma das UTEs Camaçari I, Catu, Dias Dávila I e

II, Senhor do Bonfim e Feira de Santana, usinas do 6º LEN

pertencentes ao Cluster Aratu 1 na Bahia, sofreu atrasos

entre 7 e 12 meses, tendo janeiro/2013 e julho/2013

como novas previsões de entrada em operação

comercial.

Adicionalmente, 4 usinas foram retiradas da

configuração em função da suspensão de 21 CCEAR’s

dessas usinas com as concessionárias (UTEs Monte

Pascoal, Itapebi e Pernambuco IV) e por problemas de

atraso de obras e financiamento (UTE José de Alencar).

Figura 2 – Expansão da oferta das Usinas Termelétricas

Não houve alterações significativas no cronograma de

expansão das usinas não simuladas individualmente,

além de mudanças pontuais em função dos atrasos de

ICGs, sem grande impacto.

1º LEN Simplício (RJ/MG) SE/CO EC 333,7 UG 1 101,9 ABR/2012 +1 mês

5º LEN Estreito (TO/MA) N EC 1.087,0 UG 5 135,9 MAR/2012 -1 mês

UG 1 69,59 ABR/2012 +2 meses

UG 2 69,59 MAI/2012 +3 meses

UG 3 69,59 JUN/2012 +3 meses

UG 4 69,59 MAR/2012 -1 mês

EC - Usina em fase de construção

Leilão

UHE Sto

Antonio

Santo Antônio Rio

Madeira (RO)SE/CO EC 3.150,4

LEN Usina Hidrelétrica Subsistema SituaçãoPotência

Total (MW)Máquina ( MW )

Data da

Entrada em

Operação -

DMSE

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anterior

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

22.000

24.000

26.000

[MW

me

d]

Disponibilidade Termelétrica Total - SIN

PMO fev/12

PMO mar/12


3

2.4 Fatos Relevantes

Neste PMO, conforme preconizado no Módulo 7 dos

Procedimentos de Rede, ocorreu a atualização mensal 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.

Tabela 4– Fatos relevantes – PMO fevereiro/2012

ALTERAÇÃO DE PARA

Atualização de dados cadastrais de UHEs e

UTEs

Carta Compromisso Petrobras/ANEEL

Atualização dos valores de Disponibilidade de combustível em relação aos declarados no Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011 conforme Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012

Alteração do número de unidades de base

Despacho SRG/ANEEL n.° 414/2012 - Alteração do número de unidades

de base das UHEs Baixo Iguaçu, Estreito TOC,

Jirau, Teles Pires e Sto. Antônio do Jari.

Despacho antecipado de GNL

UTE Santa Cruz Nova

2.4.1 Atualização de dados cadastrais de UHEs e

UTEs

Foram atualizados os dados de cadastro das seguintes

usinas, conforme documentação citada a seguir:

UHE Batalha – Capacidade instalada alterada de

53,6 MW para 52,5 MW – Despacho SGH/ANEEL

nº 3.358/2008;

UHE Salto Pilão - Capacidade instalada alterada

de 182,3 MW para 191,89 MW – Resolução

Autorizativa ANEEL nº 3.303/2012;

UHE Teles Pires – Aprovação do Projeto Básico

conforme Resolução Autorizativa ANEEL

nº 3.324/2012;

UHE São Domingos – Alteração do número de

unidades geradoras de 3 x 16 MW para 2 x 24

MW, conforme informação da reunião do DMSE

de 23/02/2012;

UTN Angra III - Capacidade instalada alterada de

657,00 MW para 640,00 MW – Resolução

Autorizativa ANEEL nº 3.334/2012;

UTE Goiânia II - Capacidade instalada alterada

de 145,20 MW para 140,00 MW – Resolução

Autorizativa ANEEL nº 3.335/2012. 2.4.2 Carta Compromisso Petrobras/ANEEL

O Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012, atualiza os valores

de disponibilidade constantes da Carta Compromisso

ANEEL – Petrobras, originalmente definidos conforme o

Despacho SRG/ANEEL nº 4.988/2011.

Em função desta atualização, as UTEs Nova Piratininga e

Piratininga 3 e 4 vapor foram ambas modeladas como

UTE F. Gasparian, que contempla as 6 unidades

geradoras das usinas anteriores, que foram retiradas da

configuração, conforme FAX ONS nº 0015/330/2012 e

Ofício SRG/ANEEL nº 046/2012.

Adicionalmente, em função do descasamento entre as

datas de divulgação da Carta Compromisso ANEEL –

Petrobras e da Carta ONS nº 0167/400/2012, relativa ao

encaminhamento da disponibilidade observada – DispO,

as diferenças verificadas nas disponibilidades entre a

Carta Compromisso original (Despacho SRG/ANEEL nº

4.988/2011) e a atualização da Carta Compromisso

(Despacho SRG/ANEEL nº 553/2012), ainda não

contempladas pela DispO encaminhada, impactariam

negativamente a disponibilidade das usinas.

Desta forma, neste PMO de março/2012 foi aplicado um

“delta” na DispO encaminhada, de forma a contemplar a

diferença de disponibilidade apresentada na atualização

da Carta Compromisso, conforme FAX ONS

nº 0016/330/2012 e Ofício SRG/ANEEL nº 050/2012.

2.4.3 Alteração do número de unidades de base

O Despacho SRG/ANEEL n.° 414/2012 homologa a

alteração no manual de referência do modelo NEWAVE,

no item 3.2, substituindo o termo “energia firme” por

“garantia física” para a definição do número de unidades

de base.

Este ainda determina ao Operador Nacional do Sistema

Elétrico - ONS e à Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica – CCEE que representem no modelo NEWAVE o

número de unidades de base conforme alteração

homologada a partir do PMO de março/2012, conforme

Tabela a seguir.


4

Tabela 5– Número de unidades de base

2.4.4 Despacho antecipado de GNL

Nas Revisões 3 e 4 do PMO de fevereiro/2012, houve a

indicação do despacho por ordem de mérito da UTE

Santa Cruz Nova, para as semanas operativas de 18 a

24/02/2012, nos patamares de carga pesada e média, e

de 25/02 a 02/03/2012, em todos os patamares de carga.

Conforme metodologia vigente, foi instruído o despacho

antecipado (9 semanas a frente) da UTE Santa Cruz Nova

em sua disponibilidade máxima (respeitando o

cronograma de manutenção), nas semanas operativas de

21 a 27/04/2012, nos patamares de carga pesada e

média, e de 28/04 a 04/05/2012, em todos os patamares

de carga

Sendo assim, neste PMO de março/2012 a UTE Santa

Cruz Nova foi representada com disponibilidade e

inflexibilidade média mensal iguais a 55 MWmed para o

mês de abril/2012, valor obtido através da média dos

despachos previstos para esta usina nas semanas de

abril/2012, em conformidade com a metodologia de

antecipação do despacho GNL

A metodologia acordada e os valores utilizados foram

encaminhados à ANEEL através dos FAX ONS

nº 0018/330/2012 e 0052/340/2012.

2.5 Valor da Penalidade da CAR

Em função da atualização mensal rotineira dos CVUs das

usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode

haver alteração da penalidade da CAR utilizada no

modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve

alteração da penalidade, mantendo-se os

940,00 R$/MWh.

Tabela 6– Penalidade da CAR

As UTEs Carioba e Brasília, apesar de terem custo inferior

ao primeiro patamar de déficit de energia elétrica, estão

indisponíveis e portanto não contribuem na

determinação da penalidade.

Informações mais detalhadas sobre os estudos

energéticos de médio prazo para o PMO de março/2012

estão disponíveis na Nota Técnica ONS

n° 039/2012, disponível na área dos agentes no site do

ONS (www.ons.org.br/agentes).

3. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A

ELABORAÇÃO DO PMO

3.1 Análise das Condições Hidrometereológicas

As previsões de afluências são determinantes para a

definição das políticas de operação e dos custos

marginais. Assim, faz-se necessário o pleno

entendimento dos conceitos associados aos modelos de

previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na

qual há uma significativa presença dos modelos

chuva/vazão.

Neste contexto, constitui-se em um instrumento de

fundamental importância a análise das condições

climáticas, notadamente visando a identificação de

fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os

quais podem ter efeito sobre a intensidade do período

chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim,

entendemos ser de fundamental importância as análises

de clima e tempo no contexto do SIN.

3.1.1 Condições Antecedentes

No mês de fevereiro a permanência de uma massa de ar

quente e seca por cerca de 3 semanas entre as regiões

Sudeste e Nordeste do Brasil levou a uma situação de

bloqueio à entrada de frentes frias nas bacias do SIN. No

final do mês observou-se a entrada de uma frente fria

até o estado de São Paulo, atingindo as bacias da região

GF Nº DE POTÊNCIA TEIF IP PUliquida GF/PUliquida Nº DE Nº DE

UNIDADES UNITÁRIA UNIDADES UNIDADES

GERADORAS PU DE BASE DE BASE

(A) (B) (C) (D) (E) (F)=(C)*(1-D)*(1-E) (D) = (A)/(F) (G) (H)

MWmed MW (%) (%) PMO mar/12 PMO fev/12

São Domingos (1) 36,90 2 24,00 2,333 6,861 21,83 1,690 2 3

Batalha (2) 36,60 2 26,25 2,333 6,861 23,88 1,533 2 2

Passo São João 39,00 2 38,50 1,672 5,403 35,81 1,089 2 2

Mauá (3) 185,20 3 116,70 2,533 8,091 104,54 1,772 2 2

Baixo Iguaçu 172,80 3 116,73 2,533 8,091 104,57 1,653 2 3

Garibaldi 80,30 3 58,30 1,672 5,403 54,23 1,481 2 2

Simplício 175,40 3 101,90 2,533 8,091 91,28 1,921 2 2

Estreito Toc 641,08 8 135,90 2,533 8,091 121,74 5,266 6 5

Belo Monte Compl. 152,10 6 38,85 1,672 5,403 36,14 4,209 5 5

Belo Monte 4418,90 18 611,11 2,917 0,000 593,28 7,448 8 8

Jirau 2184,60 50 75,00 0,500 0,000 74,63 29,274 30 27

Santo Antônio (4) 2218,00 44 69,6/73,3 0,500 0,000 - - 32 32

Colíder 179,60 3 100,00 2,533 8,091 89,58 2,005 3 3

Teles Pires 915,40 5 364,00 2,917 12,122 310,55 2,948 3 4

S.Antonio Jari 214,50 3 123,333 2,533 8,091 110,48 1,941 2 3

Ferreira Gomes 150,20 3 84,00 2,533 8,091 75,25 1,996 2 2

São Roque (5) 77,40 3 45,00 1,672 5,403 41,86 1,849 2 2

GF- Garantia Física

PU - Potência Unitária

(1) Número de unidades geradoras modificado conforme reunião DMSE 23 de fevereiro de 2012

(2) Considerada apenas a GF local (GFtotal=48,8MWmed, Benefício Indireto= 12,2 MWmed)

(3) Considerada apenas a GF local (GFtotal=187,7MWmed, Benefício Indireto= 2,5 Mwmed, PCH=10 MWmed)

(5) Considerada apenas a GF local (GFtotal=90,9 MWmed, Benefício Indireto= 13,5 MWmed)

(4) Como esta usina apresenta diferentes valores de potência unitária, o cálculo do número de unidades de base deve observar o cronograma

de motorização da mesma

POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh)

(MW) 2012

XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 913,38

TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 926,43

PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 926,45

CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00

UTE BRASILIA 10,00 Diesel SE/CO 1.047,38

Penalidade 940,00

ONS:

Este é o custo mais

alto abaixo do

primeiro patamar

de déficit da

térmica disponível


5

Sul e as bacias dos rios Tietê, Paranapanema e Paraná

(calha principal), conforme previsto, mas sem a

ocorrência de chuva significativa. Isto fez com que a

precipitação ficasse abaixo da média histórica em

praticamente todas as bacias do SIN. Na Figura a seguir é

apresentada a anomalia da precipitação acumulada em

todo o país no mês de fevereiro.

Figura 3 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada em janeiro/2012 (até dia 25) no Brasil

Estas condições hidrometeorológicas desfavoráveis nos

subsistemas do SIN em fevereiro refletiram na redução

da ENA nos subsistemas SE/CO, S e NE. No subsistema

SE/CO a ENA foi de 73.679 MWmed (132% da MLT) em

janeiro para 49.921 MWmed (85% da MLT) neste mês de

fevereiro. No subsistemas S a variação de janeiro para

fevereiro foi de 6.687 MWmed (99% da MLT) para 5.247

MWmed (67% da MLT), enquanto no NE, a variação foi

de 17.408 MWmed (122% da MLT) para 15.635 MWmed

(104% da MLT). No subsistema N, em razão da elevação

das afluências no rio Araguaia, afluente do rio Tocantins,

em razão de sua lenta resposta à intensa precipitação de

janeiro, a ENA evoluiu de 11.470 MWmed (138% da MLT)

para 14.176 MWmed (126% da MLT). A Figura abaixo

mostra a evolução das vazões no posto de Conceição do

Araguaia no rio Araguaia.

Figura 4 – Evolução das Vazões no rio Araguaia – bacia do rio Tocantins. Fonte: ELETRONORTE.

3.1.2 Análise Climática

No mês de janeiro o oceano Pacífico Equatorial

permaneceu apresentando anomalias negativas da

Temperatura da Superfície do Mar – TSM, caracterizando

a continuidade da atuação do fenômeno La Niña. No

entanto, na comparação com o mês de dezembro, foi

observado que estas anomalias perderam intensidade,

indicando o início do enfraquecimento do fenômeno La

Niña.

Em fevereiro foi observada uma reversão significativa da

TSM dessa região do oceano em relação as suas

anomalias. Na última semana deste mês (Figura 6) foram

observadas anomalias positivas na TSM do Pacífico

Equatorial, indicando um possível final abrupto do La

Niña. Em todo o histórico de TSM dessa região (desde

1950), essa foi a maior variação de anomalia positiva de

TSM já registrada. Isso torna esse período bastante

atípico do ponto de vista climático e de difícil

previsibilidade.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1/1 1/2 1/3

Vazã

o (

m3/s

)


6

Figura 5– Anomalia da TSM observada na semana entre 23/02/2012 e 01/03/2012. Fonte: CPTEC/INPE.

As mudanças observadas nas anomalias da TSM podem

trazer situações favoráveis à ocorrência de chuva nas

regiões SE/CO. No entanto dois pontos devem ser

destacados em relação às próximas semanas:

Ainda existe a dúvida se estas condições persistirão no Pacífico, o que, caso aconteça, pode levar a rápida configuração de um El Niño e;

A resposta da atmosfera a estas anomalias da TSM ocorre de forma gradativa e, caso elas persistam, sua influência ainda pode demorar a ser percebida no clima do Brasil.

Grande parte da incerteza climática desse momento está

associada ao fato de somente a porção superficial do

Pacífico estar se aquecendo. Normalmente esse tipo de

padrão de aquecimento ou resfriamento da TSM ocorre

na superfície, mas é também observado em águas mais

profundas. Na Figura 6 podemos observar este fato,

verificando que logo abaixo da camada superficial de

águas mais quentes encontra-se uma grande região com

anomalias ainda negativas da temperatura do mar. A

região destacada desta figura corresponde a porção do

Pacífico Equatorial mais próxima da costa da América do

Sul.

Figura 6- Anomalias observadas da Temperatura subsuperficial

do oceano Pacífico Equatorial no período de 18 a 26 de

fevereiro de 2012. Fonte: National Center for Environmental

Prediction – NCEP.

Para os próximos meses a maior parte dos modelos

dinâmicos e estatísticos indica que a TSM do oceano

Pacífico Equatorial permanecerá em elevação, com a

possibilidade de início de um período de neutralidade a

partir de abril/maio (Figura 7). No entanto, pelas últimas

observações, a perspectiva é de que esta condição de

neutralidade já seja observada em março.

Figura 7 - Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction – NCEP até novembro de 2012.

A previsão de consenso para o trimestre março-abril-

maio, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que a

precipitação nesse período deverá variar entre a média e

abaixo da média nas bacias da região Sul e ficar próxima

da média nas demais bacias do SIN.

3.1.3 Previsão para Março

A previsão meteorológica para a primeira semana de

março indica o avanço até a região Sudeste de uma

frente fria já em atuação no Sul do Brasil. Esta frente,

assim como a observada no final de fevereiro, deve fraca

atuação na região Sudeste, não devendo ocasionar totais

de precipitação significativos nas bacias deste subsistema

e nem do subsistema NE. No final desta semana é

prevista a entrada de uma nova frente no extremo Sul do


7

país. Assim, conforme apresentado na Figura 8, não há

previsão de chuva significativa na primeira semana do

mês de março nas bacias do SIN. Destaca-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.

Figura 8– Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a semana de 03 a 10/03

Prevê-se que na próxima semana operativa (03 a 09/03),

as afluências a todos os subsistemas se reduzam, mas

devendo permanecer acima da média histórica nos

subsistemas S e N. A ENA prevista para esta semana é de

42.776 MWmed (78% da MLT) no SE/CO, 8.257 MWmed

(127% da MLT) no S, 8.194 MWmed (54% da MLT) no NE

e 14.936 MWmed (113% da MLT) no N.

Para o mês de março, a previsão é de afluências médias

mensais menores que as de fevereiro e abaixo da média

histórica nos subsistemas SE/CO e NE, aonde as ENAs

previstas são de 42.907 MWmed (79% da MLT) e 7.555

MWmed (50% da MLT), respectivamente. Os subsistemas

S e N têm previsão de aumento das afluências em

relação ao mês passado, com valores de ENA acima da

média histórica: 7.142 MWmed (110% da MLT) no S e

15.385 MWmed (117% da MLT) no N. As figuras 9 a 12

ilustram a evolução das ENAS semanais previstas para os

quatro subsistemas no mês de março, incluindo seus

limites inferiores e superiores.

Figura 9- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em março/2012

Figura 10- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em março /2012

Figura 11- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em março /2012

44.47342.776 43.265

42.816

42.569

41.203

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04

EN

A (

MW

me

d)

ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal

42907 MWmed

79 %MLT

9.359

8.257

6.665 6.6676.457

6.358

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04

EN

A (

MW

med

)

VE LI LS Mensal

7142 MWmed

110 %MLT

ENA PREVISTA - MARÇO

11.358

8.194

6.979 6.592

7.4417.031

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/03 10/03 a 16/03 17/03 a 23/03 24/03 a 30/03 31/03 a 06/04

EN

A (

MW

me

d)

ENA PREVISTA - MARÇOVE LI LS Mensal

7555 MWmed

50 %MLT


8

Figura 12- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em março /2012

3.1.4 Cenários de Vazões para Abril para

Acoplamento com a Função de Custo Futuro

As figuras 13 a 20 apresentam as características dos

cenários gerados no PMO do mês de março para

acoplamento com a FCF do mês de abril/2012.

São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes

e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de

ENAs.

Figura 13 – Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Março/2012.

Figura 14 – Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Março/2012 para o mês de Abril.

Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Março/2012.

Figura 16 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Março/2012 para o mês de Abril.

15.376 14.93615.347 15.281

15.960

15.511

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-02/03 03/03 a 09/0310/03 a 16/0317/03 a 23/0324/03 a 30/0331/03 a 06/04

EN

A (

MW

med

)

ENA PREVISTA - MARÇO VE LI LS Mensal

15385 MWmed

117 %MLT

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Mes_02

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

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

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

500%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

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

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012

PMO


9

Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Março/2012.

Figura 18 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Março/2012 para o mês de Abril.

Figura 19 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Março/2012.

Figura 20 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Março/2012 para Abril.

Os valores da MLT das energias naturais afluentes para

os meses de janeiro e fevereiro são mostrados na tabela

7 a seguir.

Tabela 7 – MLT dos subsistemas nos meses de março e abril

Março Abri l

Sudeste 54.554 41.091

Sul 6.520 6.229

Nordeste 15.093 12.154

Norte 13.186 13.230

SubsistemaMLT (Mwmed)

3.2 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF

A otimização do Planejamento da Operação tem por

função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo

Total de Operação do Sistema no período de

planejamento. A FCF indica a estratégia operativa

ótima, a cada mês, em função de até 28 variáveis de

estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6

Energias Afluentes passadas para cada subsistema. Em

função da ordem do modelo gerador de cenários, nem

todas as afluências possuem coeficientes significativos

em todos os meses. No mês de acoplamento,

abril/2012, a ordem das ENAs passadas significativas

para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4,

NE-3, e N-2.

Nas figuras 21 a 24 estão plotados os valores de CMO x

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

subsistema, dos 143 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês

de abril, no PMO de março/2012.

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 MAR/2012

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


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/20121

REVISÃO 0

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


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA ABR/2012

PMO


10

Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema SE/CO

Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema S

Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema NE

Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de abril/2012 – Subsistema N

Na figura 25 um gráfico de dispersão correlacionando

os custos marginais de operações dos cenários no final

do mês de abril/2012 do subsistema Sudeste com a os

CMOs dos demais subsistemas.

Figura 25 - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de abril/2012

Analisando os gráficos acima, podemos concluir que as

principais variáveis de estado que influenciam os

CMOs de todos os subsistemas, ao final de abril, são a

Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente ao

subsistema Sudeste. Nos casos em que as condições de

aramazenamento e/ou afluência do subsistema

Nordeste se mostram excepcionalmente favoráveis os

CMOs dos subsistemas Norte e Nordeste se

desvinculam dos do Sudeste indo a Zero em alguns

casos. Vale ainda destacar que a Região Norte

apresenta 100% de armazenamento em todos os

cenários analisados.

3.3 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

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE MARÇO/2012CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR

ENA (%MLT) EAR (%EARmax)

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500%

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE MARÇO/2012CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE MARÇO/2012CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

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

CM

O (

R$

/MW

h)

PMO DE FEVEREIRO/2012CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00

CM

O (

R$

/MW

h)

CMO - SUDESTE (R$/MWh)

Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de março para acoplamento em abriL/2012

CMO - SUL

CMO - NORDESTE

CMO - NORTE


11

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

1º Semana Operativa.

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

limites destes, utilizados na Revisão 0 do PMO de Março.

Tabela 8 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 0 do PMO Março/12

1) RT 500 kV 100 Mvar U.SOBRADINHO RT4 / RT 500 kV 100 Mvar

U.SOBRADINHO RT3 SB A Itaberá

2) Colinas-Miracema C1

3) C1 Foz - Ivaiporã


12

3.4 Previsões de Carga

Tabela 9 – Previsão da Evolução da carga para a Revisão 0 do mês de Março/2012

A quinta semana operativa, destacada em vermelho,

apresentam valores inferiores as demais semanas, em

função do feriado da Semana Santa.

3.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas

Tabela 10 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs.

1ª 2ª 3ª 4ª 5ª

SEMANAS

Norte 4.191

Nordeste 8.818

SIN

N / NE 13.009

62.310

47.568

10.585

49.239

13.071

4.212

10.158

60.431

12.863

62.258

38.654 37.410

8.859

4.163

8.700

63.638

S / SE / CO

SISTEMAS MENSAL

38.597Sudeste / C.Oeste

Sul 10.652

38.93939.248

49.249 50.562 50.063

39.535

10.65811.027 10.815

8.845

62.65563.141

49.597

13.058

4.2134.163

8.913

13.076

4.196

8.882

13.078


13

3.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 11 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.4 PMO Fevereiro/12 e na Rev.0 PMO Março/12.

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 4 do PMO de

Fevereiro, para a 0:00 h do dia 03/03. 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

Figura 26 – Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 03/03/2012 a 09/03/2012

4.2 Custos Marginais de Operação

As figuras 27 a 29 a seguir, apresentam os custos

marginais de operação por patamar de carga, para as

semanas operativas que compõe o mês de março.

Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos

Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em

função do limite de intercâmbio FNS (GH Lajeado, GH P.

Angical e Limite FC_SE) ter atingido o seu limite nos

patamares de carga pesada e média e o limite de

intercâmbio FCOMC (Fluxo Colinas Miracema) ter

atingido o seu limite no patamar de carga leve

Figura 27 – CMOs do mês de março, carga pesada

Figura 28 – CMOs do mês de março, carga média

Figura 29 – CMOs do mês de março, carga leve


14

4.3 Energias Armazenadas

O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP, indicou os armazenamentos que são

mostrados na figura 30, a seguir.

Figura 30 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro.

Os armazenamentos da figura 30 estão expressos em %

da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema,

cujos valores são mostrados na tabela 12.

Tabela 12 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

Fevereiro Março

Sudeste 200.734 200.734

Sul 19.618 19.618

Nordeste 51.808 51.808

Norte 11.531 11.376

Subsistema

Energia Armazenável Máxima

(MWmed)

4.4 Tabela de geração térmica

Tabela 13 – Tabela de Geração Térmica

ANGRA 2 0 (1) 0 (1) 0 (1)

ANGRA 1 635 635 635

N. FLUMINENSE 1 400 400 400



CANDIOTA III 350 350 350

TERMOPE 485 485 485

FORTALEZA 0 135 0

TOTAL 1.990 2.125 1.970

T. NORTE II 140 140 120

TOTAL 140 140 120

DESPACHO POR ORDEM DE MERITO

DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS

Pesada Media Leve

Despacho (MWmed)

1) Usina indisponível, devido à parada para recarga de combustível, conforme declaração do Agente.

4.5 Resumo dos resultados do PMO

As figuras 31 a 34 mostram um resumo do resultado do

PMO para o mês de março, relacionando, ENA, EAR e

CMO, para os quatro subsistemas.

Figura 31 – Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 32 - – Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 33 - – Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

Inic Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(Mês_2)

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

Resultados do PMO - SE - Mar/2012

CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt)

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

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 (

%)

Resultados do PMO - S - Mar/2012


0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

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 (

%)

Resultados do PMO - NE - Mar/2012



15

Figura 34 – Resumo do PMO para o Subsistema Norte

5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

MARGINAIS DE OPERAÇÃO

Com o objetivo de estimar o impacto das principais

atualizações feitas na elaboração do PMO de

Março/2012, foi realizada uma análise de sensibilidade

considerando-se a função de custo futuro do PMO de

Fevereiro/2012 e o estado inicial dos reservatórios

segundo a estimativa da Revisão anterior. Em seguida

elaborou-se um conjunto de estudos para avaliação

incremental do impacto dos seguintes parâmetros:

previsão das vazões, atualização da função de custo

futuro, atualização da expansão para o segundo mês,

partida dos reservatórios, e intervenções em

equipamentos de transmissão com impacto na definição

dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os

subsistemas.

Os valores de CMOs publicados nos resultados de cada

estudo estão reproduzidos graficamente a seguir.

Figura 35 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas SE/CO e Sul

Figura 36 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal – Subsistemas NE e N

Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos

resultados de cada caso estudo são dependentes da

ordem em que as atualizações nos dados de entrada

estão sendo consideradas. Porém, realizadas todas as

atualizações nos dados, os resultados do PMO não

dependem da ordem em que estes foram inseridos.

A análise dos resultados dos estudos com atualizações

incrementais mostrou que o maior impacto no CMO do

N/NE ocorreu em função da redução na previsão das

vazões, produzindo um acréscimo de 63,57 R$/MWh em

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

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 (

%)

Resultados do PMO - N - Mar/2012


7,68

19,68

-0,21

2,540,05 0,02

72,0179,69

99,37 99,16 101,70 101,75 101,77

Sem. Anterior

Vazoes FCF_Março Expansão Armaz.Iniciais

Desligam.(1º Est.)

DemaisAtualiz.

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

63,57

9,210,00 0,00 0,00

-0,06

13,74

77,31

86,52 86,52 86,52 86,52 86,46

Sem. Anterior

Vazoes FCF_Março Expansão Armaz.Iniciais

Desligam.(1º Est.)

DemaisAtualiz.

NE e N - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 28/02 a 02/03/2012





16

relação a estimativa da semana anterior. No estudo de

atualização da Função de custo futuro, os resultados

indicaram um acréscimo de 9,21 R$/MWh, e nos demais

estudos não foram observadas variações no CMO

mantendo-se a sinalização da operação da UTE de

Fortaleza como térmica marginal (CMO de 86,52

R$/MWh Igual ao CVU da UTE Fortaleza).

Já nos subsistemas SE/CO e Sul, o impacto da redução da

previsão de vazões foi de 7,68 R$/MWh, nestes

subsistemas o maior impacto no CMO foi observado no

estudo de atualização da Função de custo futuro, cujo

resultado indicou um acréscimo de 19,68 R$/MWh. Os

estudos subsequentes apresentaram variações menores

de CMO.

A tabela 14, a seguir, apresenta os valores médios do

CMO projetados no estudo da revisão anterior e os

valores médios de CMO observados para esta revisão em

cada subsistema.

Tabela 14 – Variação do CMO Médio Semanal

6. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO

ELÉTRICA

Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa

do custo de despacho térmico por restrição elétrica para

a 1º semana operativa do mês de março, sendo calculada

pelo produto da geração térmica prevista e a diferença

entre o CVU e o CMO.

7. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de

03/mar a 09/mar, 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

março/12.

A consideração do limite inferior para a 2ª semana

operativa resulta em uma ENA média mensal de

36.590 MWmed (67%MLT) para o SE/CO, 5.361 MWmed

(81 %MLT) para o Sul, 6.489 MWmed (43 %MLT) para o

NE e 14.479 MWmed (111 %MLT) para o Norte.

Já a consideração do limite superior para a 2ª semana

operativa resulta em uma ENA média mensal de 49.353

MWmed (91%MLT) para o SE/CO, 9.034 MWmed

(138 %MLT) para o Sul, 8.613 MWmed (57 %MLT) para o

NE e 16.290 MWmed (124 %MLT) para o Norte.

Figura 37 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

8. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À

DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO

DESSEM-PAT

Na elaboração do relatório do PMO da Revisão 1 do mês

de Fevereiro de 2012, foi anunciado a utilização do

modelo DESSEM-PAT, em fase de validação, para

sinalizar a necessidade de geração térmica

complementar para atendimento à demanda horária do

SIN, ao longo da semana operativa.

Neste contexto, no dia 29/02/2012 foi apresentado aos

Agentes o procedimento de utilização do modelo

DESSEM-PAT, bem como os resultados de sua aplicação

nas revisões do PMO no mês de fevereiro.

Rev.4 PMO Fev/12

Sem. 5

Rev.0 PMO Mar/12

Sem. 1Variação

SE/CO 72,01 101,77 29,76S 72,01 101,77 29,76

NE 13,74 86,46 72,72N 13,74 86,46 72,72

CMO Médio Semanal (R$/MWh)


17

As premissas utilizadas foram baseadas nos dados do

modelo DECOMP quando da elaboração do PMO de

março de 2012, a exceção da carga, que foi substituída

pela demanda cronológica prevista para semana

operativa de 03/03 a 09/03/2012, bem como da inclusão

da restrição de atendimento à reserva de potência nos

subsistemas.

A figura abaixo ilustra para a região SE/CO o montante de

geração térmica despachada por ordem de mérito de

custo, em vermelho, além da necessidade de geração

térmica adicional, em verde, para atendimento a

demanda horária desta região.

Figura 38 – Geração Térmica adicional para atendimento ao balanço de ponta.

Cabe destacar, que estes resultados são referenciais para

o despacho de geração térmica complementar para

atendimento a demanda horária, sendo que estes

valores serão aferidos durante a etapa de programação

diária da operação. Adicionalmente, com base nos

resultados deste procedimento, o ONS sinalizará as

necessidades do SIN aos Agentes de geração térmica de

forma que estes possam tomar as medidas operativas

necessárias em suas usinas.

9. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE MARÇO/12

A FEVEREIRO/13

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 Fevereiro, 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. Não obstante, foi inserida uma restrição de armazenamento mínimo da Região Sul de 40% do EARmáx, de forma a não permitir o acentuado deplecionamento do referido subsistema.

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.

9.1. Premissas

9.1.1. Carga

Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga

própria considerada no Planejamento Anual Energético

2012-2016.

9.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/03/2012 foram

obtidos a partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de

Fevereiro/12.

1.745 1.935 1.757 1.586 1.533

2ª feira 3ª feira 4ª feira 5ª feira 6ª feira

MW

Geração Térmica adicional para atendimento ao balanço de ponta - DESSEM-PAT

ORDEM DE MÉRITO DECOMP: 1.148


18

9.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 39 – ENA – SE/CO

Figura 40 – ENA – SUL

Figura 41 – ENA – NE

Figura 42 – ENA – N

9.2. Resultados

9.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 43 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Figura 44 – Balanço Energético da Região Sudeste


19

Figura 45 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL

Figura 46 – Balanço Energético da Região Sul

Figura 47 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE

Figura 48 – Balanço Energético da Região Nordeste

Figura 49 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

Figura 50 – Balanço Energético da Região Norte


20

9.2.2. Custos Marginais Prospectivos

9.3. Prospectivo com série semelhante

9.3.1. Energia Natural Afluente

Figura 51 – ENA – SE/CO

Figura 52 – ENA – SUL

Figura 53 – ENA – NE

Figura 54 – ENA – N

9.4. Resultados

9.4.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 55 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Figura 56 – Balanço Energético da Região Sudeste


21

Figura 57 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

Figura 58 – Balanço Energético da Região Sul

Figura 59 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE

Figura 60 – Balanço Energético da Região Nordeste

Figura 61 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

Figura 62 – Balanço Energético da Região Norte


22

9.4.2. Custos Marginais Prospectivos

10. 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 Março/2012 poderão ser

encaminhadas para o email: [email protected]

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

mailto:[email protected]

não obstan - abraceel despacho de geração térmica complementar, conforme indicado na tabela...

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