Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 2 do PMO de Agosto Semana Operativa de 11/8 a 17/8/212 1. APRESENTAÇÃO Na última semana, quando da elaboração da Revisão 1 do PMO Agosto/12, a elevação da previsão de vazões para a Região Sul foi fortemente influenciada pela ocorrência de precipitação significativa no final do mês de julho nas bacias desta região, assim como pela expectativa de atuação de uma frente fria nesta região ao longo da semana de 4 a 1/8. Porém, esta frente fria não conseguiu atuar de forma significativa na região Sul, o que significou a ocorrência de valores muito baixos de precipitação em suas bacias. Esse cenário influenciou significativamente a previsão de afluências para a Revisão 2 do PMO Agosto/12, conduzindo a uma redução nos valores médios mensais de vazão natural afluente para as bacias da Região Sul, assim como para o trecho do Baixo Paraná. A atualização da previsão para este trecho conduziu a uma ligeira redução na energia natural afluente prevista para a Região SE/CO. Assim sendo, esta redução da energia natural afluente prevista para a Região SE/CO e, principalmente, para a Região Sul, nesta Revisão, conduziu a um aumento nos Custos Marginais de Operação para a semana operativa de 11 a 17/8/212, para valores médios semanais de R$ 117,48/MWh em todos os subsistemas. 2. NOTÍCIAS Em 9/8: Entrada em operação comercial da UG 7 da UHE Estreito, no rio Tocantins; Em 16/8 (manhã): Reunião da SGAM para discussão a respeito da implantação da metodologia CVaR no modelo NEWAVE; Em 16/8 (tarde) e 17/8: Reunião da FT-NEWAVE; Em 28/8: Reunião da FT-DESSEM-PAT; Em 29/8: Palestra Apuração do Despacho Térmico das Usinas Tipo I dentro do ciclo de palestras do PMO; Em 3 e 31/8: Reunião de elaboração do PMO de Setembro. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DA REVISÃO DO PMO DE AGOSTO 3.1. Condições Hidrometeorológicas 3.1.1. Condições Antecedentes Nessa semana, três frentes frias chegaram ao Nordeste da Argentina e ao Uruguai, mas nenhuma delas conseguiu atuar de forma significativa no sul do Brasil, ocorrendo ausência ou totais muito baixos de precipitação em todas as bacias do SIN, conforme mostrado na figura a seguir. 1
Figura 1 Precipitação observada no período de 4 a 9 de agosto de 212 A estiagem verificada resultou em redução da ENA estimada para a 2ª semana operativa de agosto em todas as regiões. A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana anterior e a estimada para a semana atual. Tabela 1 ENA considerada na Revisão 2 do PMO de Agosto/212 PMO de Agosto/212 - ENAs Subsistema 28/7 a 3/8/212 4/8 a 1/8/212 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 21.71 111 19.335 11 S 2.15 2 12.59 125 NE 2.27 6 2.24 63 N 1.571 67 1.496 78 3.1.2. Previsões da Revisão 2 Agosto/212 Para a próxima semana a previsão é de que duas frentes frias atinjam o Rio Grande do Sul e parte do estado de Santa Catarina, ocasionando totais de precipitação significativos na bacia do rio Jacuí e chuvisco/chuva fraca isolados na bacia do rio Uruguai. Nas demais bacias a previsão é de ausência de precipitação ou de totais muito baixos ao longo da semana, conforme é apresentado na figura a seguir. Vale ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu, Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Figura 2 Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para o período de 12 a 18 de agosto de 212 Prevê-se que, na próxima semana operativa, de 11 a 17/8/212, as afluências permaneçam em recessão em todos os subsistemas. A tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENA para a próxima semana e a revisão da previsão de fechamento do mês de agosto. Tabela 2 Previsão de ENA na Revisão 2 do PMO de Agosto/212 Revisão 2 do PMO de Agosto/212 - ENAs previstas Subsistema Semana: 11 a 17/8 Mês de Agosto MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 18.188 13 18.629 16 S 7.159 74 1.526 19 NE 2.162 62 2.161 62 N 1.44 75 1.413 74 As figuras a seguir ilustram as alterações nas afluências previstas nesta revisão em relação ao PMO de Agosto/212. 2
Probabilidade acumulada REGIÃO SUDESTE - ENAs - AGOSTO/212 - RV2 REGIÃO NORTE - ENAs - AGOSTO/212 - RV2 35. 3. 3. 33.152 2.5 2.4 25. 2. 15. 26.795 25.481 24.133 21.71 19.335 19.815 18.188 17.949 17.751 2. 1.5 2.143 1.936 1.723 1.571 1.544 1.496 1.44 1.374 1.275 1. ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista 5. ENA semanal prevista ENA semanal estimada 5 ENA semanal estimada ENA semanal verificada ENA semanal verificada 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - Revisão 2 do PMO de Agosto/212 25 2 15 1 5 976 REGIÃO SUL - ENAs - AGOSTO/212 - RV2 8552 6931 8611 2.15 12.59 13.819 7.159 9.884 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista 8.937 Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - Revisão 2 do PMO de Agosto /212 3.2. Cenários gerados para o PMO de Agosto/212 As figuras a seguir, apresentam as características dos cenários gerados para a Revisão 2 do PMO de Agosto para acoplamento com a FCF do mês de setembro/212. São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. ENA semanal estimada ENA semanal verificada 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 2% Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - Revisão 2 do PMO de Agosto /212 3. REGIÃO NORDESTE - ENAs - AGOSTO/212 - RV2 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 3 2.5 2.74 2.721 2.688 2% 2. 2.38 2.27 2.177 2.24 2.162 2.123 2.16 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 1.5 5 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Revisão 2 do PMO de Agosto 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4/8-1/8 11/8-17/8 18/8-24/8 25/8-31/8 SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 1% Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - Revisão 2 do PMO de Agosto /212 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% PMO RV1 RV2 Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Sudeste na Revisão 2 do PMO de Agosto para o mês de setembro
Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada 5% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 1% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 45% 4% 35% 3% 25% 2% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 15% 2% 1% 1% 5% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% PMO RV1 RV2 Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, na Revisão 2 do PMO de Agosto 1% 9% 8% 7% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Nordeste na Revisão 2 do PMO de Agosto para o mês de setembro 16% 14% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 5% 1% 15% 2% 25% 3% 35% 4% 45% 5% PMO RV1 RV2 Figura 1 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Sul na Revisão 2 do PMO de Agosto para o mês de setembro 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, na Revisão 2 do PMO de Agosto 4 SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO AGO/212 SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA SET/212 14% 1% 12% 9% 8% 1% 7% 8% 6% 5% 6% 4% 3% 4% 2% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% PMO RV1 RV2 Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Revisão 2 do PMO de Agosto Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para a Região Norte na Revisão 2 do PMO de Agosto para o mês de setembro Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de agosto e setembro são apresentados na tabela a seguir.
Tabela 3 Energia Natural Afluente nos meses de Agosto e Setembro 2, REVISÃO 2 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Agosto SE/CO 17.637 S 9.651 NE 3.52 N 1.916 Setembro 17.661 11.433 3.135 1.543 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, 3.3. Análise dos resultados no acoplamento com a FCF A otimização do Planejamento da Operação tem por função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo Total de Operação do Sistema no período de planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima, a cada mês, em função de até 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, Setembro/212, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-4, NE-2, e N-3. Nas figuras a seguir, estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 33 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de setembro na Revisão 2 do PMO de Agosto/212., % 5% 1% 15% 2% 25% 3% 35% 4% Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro /212 Subsistema Sul 2, 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, EAR (%EARmax) Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro /212 Subsistema Nordeste 2, 18, REVISÃO 2 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % 2% 4% 6% 8% 1% 12% EAR (%EARmax) REVISÃO 2 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 5 2, 18, 16, 14, REVISÃO 2 DO PMO DE AGOSTO/212 CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 16, 14, 12, 1, 8, 6, 12, 1, 8, 6, 4, 4, 2,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% EAR (%EARmax) 2,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% EAR (%EARmax) Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro/212 Subsistema SE/CO Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de setembro /212 Subsistema Norte A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de setembro do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Agosto/212.
ENA (Mwmed) MLT (Mwmed) 3, 25, 2, 15, 1, Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Rev-2 do PMO do mês de Agosto para acoplamento em Setembro/212 CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE 16,41/MWh, e, nos demais subsistemas, este aumento ficou em torno dos R$9,4/MWh. Como observado na figura 29, no item 5, a redução das ENAs foi o principal fator na variação dos CMOs. O impacto neste insumo, resultante desta revisão, é mostrado na tabela abaixo. 5,,, 5, 1, 15, 2, 25, 3, CMO - SUDESTE (R$/MWh) Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de setembro /212 A análise dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam no CMO de todos os subsistemas, ao final de setembro, são a Energia Armazenada e a Energia Natural Afluente do subsistema Sudeste. Vale ainda destacar que, a partir da análise dos gráficos acima, observa-se a possibilidade de descolamento do CMO da Região Sul em relação às demais quando da ocorrência de vazões altas. Após um junho atípico e lenta volta à normalidade hidrológica durante o mês de julho, a ENA do subsistema Sudeste vem se aproximado da média de longo termo (MLT). Esse passado recente está ilustrado na figura a seguir. Tabela 4 Diferenças entre as ENAs de acoplamento das 1ª e 2ª revisões Diferenças nas ENAs Médias Mensais (RV2 Ago - RV1 Ago) MWmed Abr Mai Jun Jul Ago Set Sudeste -381-35 Sul -2264-1272 Nordeste 4 22 Norte -45-32 É importante ressaltar que para o Sul, o 1º mês não impacta diretamente no acoplamento, como visto através da tabela a seguir. Tabela 5 Variação entre os Valores da Água das 1ª e 2ª revisões do PMO de agosto Influência das ENAs mensais no Acoplamento MWmed Mai Jun Jul Ago Set Sudeste % % 24% 44% 32% Sul % % % % 1% Nordeste % % 4% 29% 67% Norte 2% 2% 16% 6% 2% Quanto maior a ENA mensal, menor o valor da água Quanto maior a ENA mensal, maior o valor da água 6 6 5 Sudeste 6 5 As variações nos valores da Água entre as 1ª e 2ª revisões de agosto estão dispostas na tabela a seguir. 4 4 Tabela 6 Valores da Água das 1ª e 2ª revisões 3 3 Valor da Água (R$/MWh) 2 1 2 1 Acoplamento da RV1 do PMO de agosto ao final de setembro Acoplamento da RV2 do PMO de agosto ao final de setembro mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 Figura 2 - ENA diária do subsistema Sudeste para maio a agosto/212 Dentro desta configuração hidrológica, a segunda revisão do PMO de agosto apresentou um armazenamento inicial menor do que o previsto na revisão 1, além de previsões de afluências mais pessimistas. Desta forma, o acoplamento com a FCF resultou em Valores da Água que subiram em média R$ 11,/MWh no SIN, sendo que o maior aumento aconteceu no Sul, em cerca de R$ Cenários da RV1 Cenários da RV2 SE 119.72 129.31 S 99.84 116.25 NE 117.7 126.83 N 124.16 133.64 3.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes
para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1º Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 2 do PMO de Agosto. Tabela 7 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2 do PMO de Agosto/12 Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 5 Hz ITAIPU 6 Hz LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Patamar 11/8 a 17/8/212 Demais Semanas Pesada 4.1 4.1 Média 4.21 4.21 Leve 4.74 (A) 4.287 Pesada 4. 4. Média 4. 4. Leve 3.72 (B) 4. Pesada 4.7 4.7 Média 4.7 4.7 Leve 4.464 (C) 4.7 Pesada 3. 3. Média 2.94 2.94 Leve 2.566 2.566 Pesada 2.6 2.6 Média 2.581 2.581 Leve 2.513 2.513 Pesada 4. 4. Média 4. 4. Leve 4. 4. Pesada 4. 4. Média 4. 4. Leve 4. 4. Pesada 95 95 Média 947 947 Leve 937 937 Pesada 5.1 5.1 Média 5.1 5.1 Leve 4.211 (B) 4.51 Pesada 9.2 9.2 Média 9.2 9.2 Leve 8.625 (D) 9.2 Pesada 5.8 5.8 Média 5.8 5.8 Leve 5.65 5.65 Pesada 7.3 7.3 Média 7.3 7.3 Leve 7. 7. Pesada 4.883 6.3 Média 4.792 (E) 6.3 Leve 4.611 6.3 Pesada 6.3 6.3 Média 6.3 6.3 Leve 6.3 6.3 7 (A) (B) (C) (D) (E) Sobradinho - L.Gonzaga C1 5 KV ANDE Segregada Miracema - Colinas C1 LT 5 kv Assis Araraquara LT 5kV Ibiúna Campinas/C2 Itaipu / M. Direita/ANDE Segregada/CV 6 Ibiuna e CV8 Foz
Potência (MW) 3.5. Previsões de Carga No subsistema Nordeste, a taxa apresentada no mês em curso está associada ao crescimento da carga residencial e comercial, além dos efeitos ocasionados pelas chuvas intensas ocorridas em agosto de 211, que resultaram em uma carga mais baixa naquele período. A variação apresentada no subsistema Norte reflete, dentre outros fatores, a redução de carga de dois consumidores livres da rede básica, dos setores de alumínio e níquel, cujo decréscimo é de cerca de 18 MWmed. Por fim, as pequenas variações observadas nos subsistemas SE/CO e Sul são explicadas, principalmente, pelo menor dinamismo que vem se verificando nas atividades industriais em 212. Tabela 8- Previsão da evolução da carga para a Revisão 2 do PMO do mês de Agosto/212 CARGA SEMANAL (MWmed) Subsistema 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem AGO/12 CARGA MENSAL (MWmed) 3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN Variação ago/12 => ago/11 SE/CO 36.245 36.196 36.538 36.431 36.834 36.475,6% SUL 9.522 9.729 9.85 9.878 9.917 9.815,9% NE 8.573 8.762 8.793 8.79 8.814 8.769 5,2% NORTE 4.24 4.66 4.39 4.51 4.42 4.47-1,9% SIN 58.364 58.753 59.22 59.15 59.67 59.16 1,1% O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de agosto, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 2 do PMO de Agosto. 3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 9 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 1 e 2 do PMO Agosto/212 Subsistema Armazenamento (%EARmáx) A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de Agosto, para a : h do dia 11/8/212. 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 Rev. 1 PMO ago/12 Armazenamento Final Semana 2 (: hs 11/ago) Rev. 2 PMO ago/12 Partida Informada pelos Agentes (: hs 11/ago) SE/CO 65,1 64,3 SUL 75,4 75,7 NE 56,6 57,5 NORTE 75,7 74,6 A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 11/8 a 17/8/212. FICT. 188 NORTE 558 R$ 117,48/MWh R$ 117,48/MWh N 3752 53 SE/CO R$ 117,48/MWh NE 8 9. 85. Total Disponível Potência Total 84.817 84.817 84.817 915 5 Hz ITAIP 6 Hz 429 7559 3531 FICT. SUL Caso 1: AGO12_RV2_N-2_V Caso 2 SEMANA 3 MÉDIA DO ESTÁGIO 8. 75. 77.58 76.882 76.516 S R$ 117,48/MWh 7. 65. 11/8 a 17/8 18/8 a 24/8 25/8 a 31/8 Figura 21 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana 4.2. Custos Marginais de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de agosto.
EAR (%EARmax) MWmed R$/MWh 12 1 8 6 4 2 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sudeste 89,22 17,61 117,48 116,66 117,83 Sul 89,22 17,61 117,48 116,54 117,83 Nordeste 89,22 17,61 117,48 116,66 117,83 Norte 89,22 17,61 117,48 116,66 117,83 Figura 22 - CMO do mês de agosto em valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 11/8 a 17/8/212. Tabela 1- CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 11/8 a 17/8/212 Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 119,3 119,3 119,3 119,3 Média 117,62 117,62 117,62 117,62 Leve 116,73 116,73 116,73 116,73 Média Semanal 117,48 117,48 117,48 117,48 4.3. Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir para as semanas operativas do mês de agosto/212. 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV2 DO PMO AGO/212, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] SUDESTE 67,5 65,9 64, 63,1 62, 6,6 55,1 SUL 69,5 75,8 76, 69,9 66,4 62,5 61,4 NORDESTE 61,1 59,3 57, 54,3 51,2 48,1 35,4 NORTE 81,3 77,7 75, 72,8 71,3 69,5 62,7 Figura 23 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de agosto/212 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. Tabela 11 Energia Armazenável Máxima por subsistema ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Agosto Setembro SE/CO 2.734 2.734 S 19.618 19.618 NE 51.88 51.88 N 14.98 14.953 4.4. Geração Térmica O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 11/8 a 17/8/212. 6 5 4 3 2 1 3956 SE/CO SUL NE NORTE SIN POCP RESTRIÇÃO ELÉTRICA 16 16 INFLEXIBILIDADE 517 94 611 ORDEM DE MÉRITO 328 475 34 495 Figura 24 - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês agosto/212 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1 e Angra 2, Norte Fluminense 1, 2 e 3 e L. C. Prestes. Região Sul: Candiota III e P. Medici A e B. Região Nordeste: Termopernambuco e Fortaleza. 4.5. Estimativa de Encargos 569 34 4865 Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 11/8 a 17/8/212, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO T. NORTE 2 487,56 VIANA 59,75 PESADA 119,3 18 R$ 1.193.162,4 MÉDIA 117,62 15 R$ 4.938.699, LEVE 116,73 12 R$ 2.714.475,6 PESADA 119,3 R$ - MÉDIA 117,62 16 R$ 558.393,12 LEVE 116,73 24 R$ 575.381,28 TOTAL SE/CO R$ 9.98.111,4 9
EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) 4.6. Resumo dos resultados do PMO Revisão 2 do PMO - N - AGO/212 As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados da Revisão 2 do PMO para as semanas do mês Agosto/212 e os valores esperados para o mês de Setembro/212, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] 89,22 17,61 117,48 116,66 117,83 12,74 EAR(%EARmax) 81,3 77,7 75, 72,8 71,3 69,5 62,7 ENA(%mlt) 68, 78, 77,5 73,9 68,6 79,9 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Revisão 2 do PMO - SE/CO - AGO/212 Figura 28 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 14, 12, 1, 8, 14, 12, 1, 8, 5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO 6, 4, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] 89,22 17,61 117,48 116,66 117,83 12,71 EAR(%EARmax) 67,5 65,9 64, 63,1 62, 6,6 55,1 ENA(%mlt) 11, 11, 13,8 12,4 11,3 114,3 6, 4, 2,, A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Agosto de 212 foi realizada a partir de cinco casos estudo. Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste Revisão 2 do PMO - S - AGO/212 25, 14, 12, 2, 1, 15, 8, 1, 6, 4, 5, 2,,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] 89,22 17,61 117,48 116,54 117,83 119,59 EAR(%EARmax) 69,5 75,8 76, 69,9 66,4 62,5 61,4 ENA(%mlt) 199, 125, 73,3 11,5 91,7 11, Figura 26 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul O estudo inicial foi elaborado a partir da Revisão 1 do PMO excluindo a semana operativa de 4 a 1/8/212 do período de planejamento. A partir deste deck de dados foram elaborados os demais estudos, onde foram atualizados, de forma incremental, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de afluências e intervenções em equipamentos de transmissão com impacto na definição dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos estão reproduzidos graficamente, a seguir. 1 Revisão 2 do PMO - NE - AGO/212 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 14, 12, 1, 8, 6, 4, CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 4/8 a 1/8/212 CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 11/8 a 17/8/212 1, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[SET] 89,22 17,61 117,48 116,66 117,83 12,74, EAR(%EARmax) 61,1 59,3 57, 54,3 51,2 48,1 35,4 ENA(%mlt) 59, 63, 66,8 66,9 6,7 63,3 Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste Figura 29 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO, Sul, Nordeste e Norte
A análise dos resultados dos estudos mostrou que o maior impacto no CMO dos subsistemas do SIN ocorreu em função da atualização das vazões, indicando um acréscimo de 6,96 R$/MWh. Os demais estudos apresentaram pequenas variações de CMO. Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados de cada caso de estudo são consequência da atualização parcial dos seus dados de entrada, conforme explicitado anteriormente. 6. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT Em virtude da redução da carga, em função das temperaturas mais baixas, típicas para esta época do ano, e do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito na semana de 11/8 a 17/8/212, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária. 7. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 3ª semana operativa de agosto, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de agosto. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de agosto com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. ENA MENSAL SE/CO S NE N MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 1954 111 1231 127 2223 64 1389 73 LI 15649 89 453 42 226 58 128 67 8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE SETEMBRO/12 A JULHO/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 a FCF elaborada para o PMO de Agosto, 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 2.5 MWmed entre setembro e novembro/212 e MWmed para os meses restantes do estudo, 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 35% da 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. 8.1. Premissas 8.1.1. Carga 11 Para o estudo prospectivo foi utilizada a carga da 2ª Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual Energético 212-216. Figura 3 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior SE/CO S NE N set/12 37.365 9.831 9.271 4.117 out/12 36.912 9.957 9.33 4.115 nov/12 36.234 1.83 9.253 4.8 dez/12 38.142 1.827 9.581 4.188 jan/13 39.125 11.5 9.468 4.184 fev/13 39.594 11.117 9.57 4.174 mar/13 38.962 1.629 9.385 4.175 abr/13 38.234 1.32 9.28 4.241 mai/13 38.5 1.321 8.977 4.231 jun/13 38.13 1.237 9.2 5.284 jul/13 38.711 1.233 9.193 5.45
-65-949 -1.59-3.17-782 -2.449-2.36-458 579 19.946 1.972 1.658 MWmed 24.31 24.47 2.938 37.365 36.912 36.234 29.115 38.142 43.49 39.125 39.594 38.962 38.234 41.78 38.5 3.99 38.13 38.711 58.271 59.694 54.666 Armazenamento (%EARmax) 8.1.2. Níveis de Partida Região Norte Os níveis de partida adotados para 1/9/212 são os valores previstos na Revisão 1 do PMO de Agosto/212. 8.1.3. Energia Natural Afluente Região Sudeste/Centro-Oeste 69 57 5.356 3.136 74 2.1 13.429 13.991 9 95 87 87 77 81 8 82 11.297 9 8.758 4.95 1.477 1.252 1.47 2.399 97 95 91 9.29 4.132 2.545 153 126 58.271 59.694 54.666 116 113 113 43.49 41.78 17 1 38.53 16 15 11 1 12 14 1 97 29.783 29.115 3.99 26.447 24.31 24.47 19.946 2.457 2.938 Figura 34 ENA Norte 8.2. Resultados 8.2.1. Evolução dos Armazenamentos Região SE/CO Figura 31 -ENA Sudeste/Centro-Oeste 14.28 66 5.481 149 1.83 95 9.753 9.159 96 95 12.324 Região Sul 97 95 96 94 94 96 92 91 92 9.188 9 8.539 8.626 7.32 7.562 6.828 6.339 6.255 5.7 68,1 34, Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 Car 212/213 77,2 66,2 55,1 54,1 5,6 49,9 32, 27, 22, 18, 19, 15, 85,4 88,3 88,8 36, 37, 36, 86,2 33, 8,8 29, 12 Figura 35 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste Figura 32 - ENA Sul CARGA Região Sudeste/Centro-Oeste Região Nordeste ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO 67 64 65 68 71 77 85 93 94 14.9 13.218 88 87 87 83 12.497 1.696 93 8.759 49 6.437 3.627 3.257 2.57 4.358 4.231 3.721 2.285 2.13 2.453 Figura 36 - Balanço Energético da Região Sudeste/ Centro- Oeste Figura 33 ENA Nordeste
2.13 2.5 2.453 2.5 4.358 2.5 4.231 3.721 3.232 2.312 1.284 MWmed 6.437 9.271 9.33 9.253 9.581 8.759 9.468 9.57 9.385 9.28 1.696 8.977 9.2 9.193 13.218 12.497 14.9 Armazenamento (%EARmax) -4.23-4.358-4.55-4.19-3.412-3.8-1.944-1.311-1.252-1.945-261 -269-1.46 4.117 1.252 1.516 4.115 1.47 1.457 4.8 53 4.188 4.184 4.174 4.175 4.241 4.231 5.284 4.132 MWmed 2.43 763 6.828 6.339 7.32 3.85 6.255 3.575 5.7 7.562 MWmed 2.399 5.45 2.545 1.43 4.95 9.29 9.831 1.83 9.957 1.83 8.539 4.597 8.758 1.827 11.5 11.117 1.629 1.32 1.321 1.237 8.626 1.233 9.188 11.297 13.429 13.991 12.324 Armazenamento (%EARmax) Armazenamento (%EARmax) 62,5 71,4 66, 65,5 Região Sul 72,5 62,2 54,1 64,7 71,3 7,7 66,4 62,8 82,5 Região Norte 99,9 1, 1, 91,1 82,7 Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 Car 212/213 22, 18, 19, 13, 13, 13, 13, 17, 15, 13, 13, 13, 62,1 53,4 47,8 44,1 66,4 73,7 Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 Figura 37 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul Região SuL CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Figura 41 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Região Norte Figura 38 - Balanço Energético da Região Sul 58, 22, 4, 15, 33,3 31,6 11, 11, Região Nordeste Estudo Prospectivo Set/212 a Jul/213 Car 212/213 43,7 35, 35, 36, 24, Figura 39 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste 54,4 71,7 78,3 38, 37, 75,4 34, 69,9 3, 63,4 25, inicial set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 Região Nordeste CARGA ENERGIA NATURAL AFLUENTE RECEBIMENTO LIQUIDO Figura 42 - Balanço Energético da Região Norte 9. 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)223-9518 / 937 e pelo email pmo@ons.org.br As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br 13 Figura 4 - Balanço Energético da Região Nordeste