Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação de Dezembro Revisão 0 Semana Operativa de 26/11 a 02/12/2011 (Revisão) 1. EDITORIAL No Processo de consistência dos Resultados do para o mês de dezembro/2011, primeira semana operativa, foram identificadas questões envolvendo a representação das usinas hidrelétricas na região amazônica (UHEs Santo Antônio, Jirau e Belo Monte). Um estudo conjunto realizado pelo ONS, CEPEL e CCEE diagnosticou a necessidade de aprimoramentos na representação dessas usinas. Estes aprimoramentos conduziram à necessidade do reprocessamento dos modelos Newave e Decomp, com reflexos nos resultados publicados no dia 25/11/11. Assim sendo, estamos retificando o relatório Executivo do Programa Mensal de Operação emitido no dia 25/11, no qual, para pronta referência de V.sas, destacamos em vermelho os itens que foram alterados. Considerando-se a relevância do assunto, colocamo-nos à disposição de V.sas, para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels.: 2203-9518 / 9307 e pelo email pmo@ons.org.br Gerencia Executiva de Programação da Operação 2. JUSTIFICATIVA TÉCNICA PARA ESTA REVISÃO Para que uma usina hidroelétrica seja considerada como parte de um subsistema equivalente, para fins de otimização, sua capacidade de geração tem que ser compatível com a sua energia firme. A unidade geradora que, no cronograma de expansão, corresponde ao atingimento desta condição, é denominada unidade de base. Até atingir sua unidade de base, a usina hidroelétrica é considerada submotorizada, e não é tratada explicitamente no processo de otimização, tendo, no entanto, sua geração considerada como abatimento direto da carga, pois se considera que terá sempre condição de gerar sua plena capacidade. Utiliza-se um fator de 9. Entretanto, para uma usina hidroelétrica a fio d água incorporada ao regime hidrológico amazônico, com característica de acentuada vazão não turbinável a cada estação chuvosa e baixa disponibilidade hídrica a cada estação seca, esta consideração mostrou-se insuficiente, pois na estação seca as vazões podem ser, em média, inferiores à capacidade de geração efetiva da usina, mesmo estando esta submotorizada. De forma a lidar com esta questão, procedeu-se, no horizonte de médio prazo, a alteração da unidade de base destas usinas para um, ou seja, esta usina passou a ser simulada desde o início de sua motorização, evitando-se abater da carga uma parcela superestimada de submotorização a cada estação seca, até a entrada da última unidade de base. Como usinas a fio d água, sem reservatório a montante, sua geração na simulação com o Modelo Newave fica sempre limitada à sua efetiva capacidade de geração. Quando, no de dezembro de 2011, a usina de Santo Antônio foi considerada no horizonte de curto prazo, simulado pelo Modelo Decomp, evidenciou-se um efeito colateral desta alteração na unidade de base das usinas: a energia natural afluente (ENA) do segundo mês, que é utilizada no acoplamento com a função de custo futuro calculada pelo Modelo Newave, considera toda a vazão da usina, multiplicada por sua produtibilidade. A ENA calculada desta forma para a usina de Santo Antônio mostrou-se superior à geração efetivamente considerada pelo modelo (uma unidade de 69,59 MW em janeiro de 2012), o que induz a uma expectativa otimista dos recursos disponíveis. Esta questão foi analisada pelo CEPEL, que indicou como melhor alternativa técnica de solução, ratificada pelo ONS e a CCEE, o retorno da unidade base destas usinas a seu valor nominal e, acrescentando-se à carga, o valor esperado do excesso de energia submotorizada, calculado em função das ENAs médias históricas das respectivas usinas, no período correspondente. Isso foi feito, e os resultados do de dezembro de 2011 foram revistos. Esta lógica será automatizada oportunamente pelo CEPEL no modelo Newave, que será, como de praxe, submetida ao processo normal de validação. 1
3. INTRODUÇÃO O Planejamento da Operação de sistemas hidrotérmicos caracteriza-se por apresentar acoplamentos temporais e espaciais em suas decisões. Com isso, ações presentes afetam o estado futuro do sistema e a operação de uma usina afeta as demais de sua cascata. Com base neste contexto, foi feita a estruturação deste relatório, na qual inicialmente apresentam-se os parâmetros utilizados pelo planejamento de médio prazo para a elaboração da Função de Custo Futuro-FCF (acoplamento temporal das decisões) e, sequencialmente, aqueles utilizados no planejamento de curto prazo a usinas individualizadas, os quais apresentam significativo acoplamento espacial. Com esta estruturação, objetiva-se estabelecer uma linha temporal lógica e sequencial de apresentação de dados e parâmetros, visando prover as condições necessárias para que, ao longo do tempo, adquira-se sensibilidade dos mesmos em relação aos resultados do. 4. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO. 4.1 Armazenamentos Iniciais Figura 1 Armazenamento Inicial energético quando da definição da política de operação do SIN. 4.2 Tendência Hidrológica No Newave os cenários são gerados por um modelo de geração estocástica de energias afluentes (GEVAZP energia ) interno ao programa, cuja ordem máxima está limitada em 6. 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. Tabela 1 Energias Naturais Afluentes Anteriores MÊS SE/CO SUL NE NORTE jun/11 112 87 76 96 jul/11 117 217 78 93 ago/11 137 311 71 82 set/11 94 218 65 72 out/11 119 86 79 98 nov/11 97 80 70 122 4.3 Destaques da Expansão da Oferta 2011/2015 Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 17/11/2011: Tabela 2 Expansão da oferta 2 Estimados para o início de dezembro (% da energia armazenável máxima) 75,4% 52,3% 75,4% 57,2% 79,7% 46,2% Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no Newave, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais por reservatórios individualizados, considerados no Decomp, informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do Dezembro/11. LEN 1º LEN Usina Hidrelétrica Passo São João (RS) (1) Subsistema Situação Potência Total (MW) S EC 77,0 3º LEN Mauá (PR) (2) S EC 350,0 Máquina ( MW ) Data da Entrada em Operação - DMSE UG 1 38,5 FEV/2012 +2 meses UG 2 38,5 MAR/2012 +1 mês UG 1 116,7 MAI/2012 +2 meses UG 2 116,7 JUL/2012 +3 meses UG 3 116,6 AGO/2012 +3 meses EC - Usina em fase de construção (1) 1º LEN (A-5/2005) (2) 3º LEN (A-5/2006) NI - Usina com obra não iniciada Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao anterior Data de Atraso (+) / Potência entrada em Antecipação (-) LEN UTE Subsistema Situação Combustível Total UG (MW) operação - em relação ao (MW) DMSE anterior 7º LEN Cacimbaes (ES) (9) SE/CO NI GNL 126,6 15X8,439 126,6 JUN/2013 +5 meses 7º LEN Escolha (ES) (9) SE/CO NI GNL 337,6 40X8,439 337,6 JUN/2013 +5 meses 7º LEN Iconha (ES) (9) SE/CO NI OCB1 184,0 10 X 18,4 184,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN Nova Venécia (ES) SE/CO NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses MC2 (9) 7º LEN Cauhyra I (ES) (9) SE/CO NI OCB1 148,0 8 X 18,5 148,0 JUN/2013 +6 meses 4º LEN Itapebi (BA) (5) NE NI óleo combustível 145,8 20 x 7,29 145,8 JUN/2013 +5 meses 6 X 11,35 68,10 JUN/2013 +5 meses 4º LEN Monte Pascoal (BA) (5) NE NI óleo combustível 144,7 11 x 6,97 76,67 JUN/2013 +5 meses 3 x 22,5 67,5 JUN/2013 +5 meses 5º LEN Maracanaú II (CE) (6) NE NI óleo combustível 70,0 1 x 2,50 2,5 JUN/2013 +5 meses 5º LEN SUAPE II (PE) (6) NE EC óleo combustível 381,25 19 x 20,07 381,25 ABR/2012 +1 mês 6º LEN MC2 Catu (BA) (8) NE EC OCB1 176,5 20 x 8,825 176,5 AGO/2012 +3 meses 6º LEN MC2 Dias Dávila 2 (BA) (8) NE EC OCB1 176,5 20 x 8,825 176,5 AGO/2012 +3 meses 6º LEN MC2 Feira de Santana (BA) NE EC OCB1 176,5 20 x 8,825 176,5 AGO/2012 +3 meses (8) 6º LEN Pernambuco IV (PE) (8) NE NI OCB1 206,3 18 x 11,46 206,3 JAN/2013 +6 meses 6º LEN Santa Rita de Cássia (PB) (8) NE NI OCB1 174,6 20 X 8,73 174,6 JUN/2013 +5 meses 7º LEN MC2 Camaçari 2 (BA) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN MC2 Camaçari 3 (BA) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses EC - Usina em fase de construção NI - Usina com obra não iniciada (5) 4º LEN (A-3/2007) (6) 5º LEN (A-5/2007) (8) 6º LEN (A-3/2008) (9) 7º LEN (A-5/2008) Estes valores determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN, considerada nos modelos de otimização, sendo utilizada como recurso
Data de Atraso (+) / Potência entrada em Antecipação (-) LEN UEE Subsistema Situação Total UG (MW) operação - em relação ao (MW) DMSE anterior ARATUA 1 (RN) (1) NE EC 14,4 9 x 1,655 14,4 FEV/2012-5 meses ARARAS (CE) (1) NE NI 30,0 BURITI (CE) (1) NE NI 30,0 CAJUCOCO (CE) (1) NE NI 30,0 9 x 1,5 13,5 ABR/2013 +5 meses COQUEIROS CE) (1) NE NI 27,0 9 x 1,5 13,5 ABR/2013 +5 meses GARÇAS (CE) (1) NE NI 30,0 6 x 1,5 9,0 ABR/2013 +5 meses LAGOA SECA (CE) (1) NE NI 19,5 7 x 1,5 10,5 ABR/2013 +5 meses VENTO DO OESTE (CE) (1) NE NI 19,5 13 x 1,5 19,5 ABR/2013 +5 meses MORRO DOS VENTOS I (RN) NE EC 28,8 18 X 1,6 28,8 FEV/2013 2º LER (1) +6 meses MORRO DOS VENTOS III NE EC 28,8 18 X 1,6 28,8 FEV/2013 (RN) (1) +6 meses MORRO DOS VENTOS IV NE EC 28,8 18 x 1,6 28,8 FEV/2013 +6 meses (RN) (1) MORRO DOS VENTOS IX 15 x 1,6 24,0 FEV/2013 +6 meses EC NE 30,0 (RN) (1) 4 x 1,5 6,0 FEV/2013 +6 meses MORRO DOS VENTOS VI NE EC 28,8 18 x 1,6 28,8 FEV/2013 (RN) (1) +6 meses MACAÚBAS (BA) (1) NE EC 35,1 21 x 1,67 35,1 JAN/2012 +1 mês NOVO HORIZONTE (BA) (1) NE EC 30,1 18 x 1,67 30,1 JAN/2012 +1 mês SEABRA (BA) (1) NE EC 30,1 18 x 1,67 30,1 JAN/2012 +1 mês COLÔNIA (CE) (1) NE NI 18,9 9 x 2,1 18,9 DEZ/2012 +5 meses ICARAÍ I (CE) (1) NE NI 27,3 13 x 2,1 27,3 DEZ/2012 +5 meses ICARAÍ II (CE) (1) NE NI 37,8 18 x 2,1 37,8 DEZ/2012 +5 meses TAÍBA ÁGUIA (CE) (1) NE NI 23,1 11 x 2,1 23,1 DEZ/2012 +5 meses EC - Usina em fase de construção Usina obra não iniciada NI - com (2) 2º LFA (2010) (1) 2º LER (2009) (3) 3º LER (2010) Adicionalmente, em função da atualização dos CVUS das usinas vendedoras nos leilões, houve alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo Newave (aumentando de 850,00 para 930,00 R$/MWh). 4.5 Valor da Penalidade da CAR Tabela 4 Penalidade da CAR POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh) (MW) 2011 XAVANTES 53,70 Diesel SE/CO 844,84 PAU FERRO I 102,60 Diesel NE 916,73 TERMOMANAUS 156,15 Diesel NE 916,73 CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO 937,00 UTE BRASILIA 10,00 Diesel SE/CO 1.047,38 ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível Penalidade 930,00 Data de Atraso (+) / Potência entrada em Antecipação (-) LEN UTE Subsistema Situação Combustível Total UG (MW) operação - em relação ao (MW) DMSE anterior MC2 Governador Mangabeira 7º LEN NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses (BA) (9) MC2 Santo Antônio de Jesus 7º LEN NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses (BA) (9) 7º LEN MC2 Sapeaçu (BA) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN MC2 Suape II B (PE) (9) NE NI OCB1 350,0 20X 17,5 350,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN MC2 Messias (AL) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN MC2 Nossa Senhora do NE NI OCB1 176,0 1 176,0 JUN/2013 +6 meses Socorro (SE) (9) 7º LEN MC2 Rio Largo (AL) (9) NE NI OCB1 176,0 10 X 17,6 176,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN MC2 Pecém 2(CE) (9) NE NI OCB1 350,0 20 X 17,5 350,0 JUN/2013 +6 meses 7º LEN MC2 Macaíba (RN) (9) NE NI OCB1 400,0 22 X 400,0 JUN/2013 +6 meses 18,182 7º LEN Pernambuco III (PE) (9) NE NI OCB1 200,8 1 200,8 JUN/2013 +5 meses 7º LEN Termopower V (PE) (9) NE NI OCB1 200,8 23 X 8,73 200,8 JUN/2013 +5 meses 7º LEN Termopower VI (PE) (9) NE NI OCB1 200,8 23 X 8,73 200,8 JUN/2013 +5 meses 6º LEN José de Alencar (CE) (8) NE NI GNL 308,5 33 x 9,349 308,52 JUN/2013 +12 meses Luiz Carlos Prestes (Três 1º LEN SE/CO EC Vapor 127,5 5 63,75 DEZ/2011 +1 mês Lagoas) (MS) (1) 1 168,8 JAN/2013 +1 mês 7º LEN Maranhão IV (MA) (9) N NI GNP 337,6 2 168,8 JAN/2013 +1 mês 1 168,8 JAN/2013 +1 mês 7º LEN N GNP Maranhão V (MA) (9) NI 337,6 2 168,8 JAN/2013 +1 mês EC - Usina em fase de construção NI - Usina com obra não iniciada (5) 4º LEN (A-3/2007) (6) 5º LEN (A-5/2007) (8) 6º LEN (A-3/2008) (9) 7º LEN (A-5/2008) Os cronogramas de algumas usinas eólicas vendedoras no 2º LER foram atrasados neste, entre 1 a 6 meses, conforme atraso em suas ICGs - Instalação Compartilhada de Geração. 4.4 Fatos Relevantes Neste, 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 por diversas áreas do ONS. Neste ocorreram os seguintes destaques: Tabela 3 Fatos relevantes NOV/2011 ALT ER A ÇÃ O D E PA R A IN FOR M A N TE Alteração do agente das UTEs M aranhão IV e V Ampliação da Potência Instalada da UTE Palmeiras de Goiás M PX 174,3 MW UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. - conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.175 e nº 3.174, respectivamente 175,56 M W - conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.197 ANEEL ANEEL Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o de dezembro/2011 estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 172/2011, disponível na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes). 5. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DO 5.1 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. A Abordagem conceitual destes modelos será apresentada no relatório para o de Janeiro e sua apresentação será feita quando da Reunião para a elaboração deste. 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 ao influenciarem o clima também podem ter efeito sobre o início do período chuvoso e a precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN. 3 Disponibilidade de empreendimentos termelétricos Alteração de CVU da UTE Angra I Conforme Oficio SRG/ANEEL nº 1.036/2011a UTE Roberto Silveira foi modelada como indisponível em todo o horizonte R$24,27/M Wh - conforme R$21,49/M Wh Despacho ANEEL nº 4517/2011 ANEEL ANEEL
5.1.1 Condições Antecedentes De uma forma geral, a precipitação nas bacias do SIN em novembro está abaixo das médias históricas. Nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul as condições hidrometeorológicas foram diferenciadas nas duas quinzenas do mês de novembro. Na primeira quinzena foi observado um quadro recessivo das afluências em razão da ausência de chuva significativa entre o final do mês de outubro e o início do mês de novembro, enquanto na segunda quinzena, em razão da ocorrência de precipitação de intensidade fraca/moderada em praticamente todas as bacias destas regiões, observou-se uma reversão do quadro hidrológico, com uma elevação das afluências. Na região Nordeste, apesar de um quadro meteorológico similar, em razão do tempo de propagação das vazões, a elevação das afluências só deve ser observada no decorrer da semana operativa vigente e, mais notadamente, na próxima semana operativa. Na região Norte a precipitação ocorreu durante praticamente todo o mês, devendo o seu valor acumulado no mês se aproximar da média histórica. No trecho incremental entre as usinas de Lajeado e Tucuruí, o número de dias com ocorrência de chuva, até o dia 24, foi de 20 dias. A Figura 2 mostra a anomalia da precipitação acumulada em todo o país no mês de novembro até o dia 24. Estas condições hidrometeorológicas nos subsistemas do SIN em novembro refletiram num aumento esperado das ENAs para esta época do ano nos subsistemas SE/CO e NE. No entanto, em termos de % da MLT, houve redução das ENAs destes subsistemas, que variou dos 119% e 79%, respectivamente observados no mês de outubro para 97%, e 7 neste mês de novembro. No subsistema Sul foi verificada a redução da ENA de 86% para 8 da MLT. No subsistema Norte, observou-se a elevação da ENA, inclusive em % da MLT, com a elevação de 98% em outubro para 122% neste último mês. Na última semana operativa do mês de novembro (19 a 25/11), as afluências se mantiveram acima da média histórica nos subsistemas SE/CO e N, com 113%, 131% da MLT, respectivamente. Nas regiões S e NE, as afluências estimadas para esta semana são de 78% e 57% da MLT nesta última semana. Figura 2 Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction NCEP até julho de 2012. 5.1.2 Análise Climática No oceano Pacífico Equatorial a Temperatura da Superfície do Mar TSM no mês de outubro apresentou valores abaixo da média histórica em até 1,5 ºC, indicando a configuração do novo episódio do fenômeno La Niña, conforme previsto pelos modelos dinâmicos desde o mês de julho. A previsão é de que este fenômeno La Niña atinja sua fase mais intensa entre os meses de fevereiro e março, iniciando sua fase de desintensificação a seguir (figura 3). Figura 3 Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction NCEP até julho de 2012. Conforme comentado no mês anterior, este fenômeno La Niña possui diversas particularidades em relação aos já registrados até então, o que tem dificultado as análises de semelhança climática. 4
No entanto, A análise das previsões dos modelos dinâmicos e a perspectiva de manutenção do aquecimento da TSM do oceano Atlântico Sul extratropical e da La Niña (figura 4), nos indicam uma maior probabilidade de observamos no próximo trimestre anomalias negativas de precipitação nas bacias da região Sul e precipitação próxima da média nas demais bacias do SIN. Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em dezembro/2011 Figura 4 Anomalia da TSM observada na semana de 17 a 24 de novembro de 2011. Fonte CPTEC/NCEP. Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul em dezembro/2011 5.1.3 Previsão Hidrometeorológica para Dezembro Para o mês de dezembro, a previsão é de significativo aumento das afluências nos subsistemas SE/CO, N e NE. Entretanto, em termos de % da MLT, o valor esperado da previsão aponta para valores de ENA abaixo da média nos subsistema SE/CO e NE, com 92% e 73%, respectivamente. Na região Norte a previsão é de 105% da MLT no mês de dezembro. No subsistema S, a expectativa é de permanência das afluências abaixo da média, sendo prevista a ENA de 89% da MLT. Para a primeira semana operativa (26/11 a 02/12), a previsão meteorológica aponta chuva para a maioria das bacias do SIN. No caso das bacias da região S e da bacia do rio Paranapanema, a chuva deve ocorrer apenas no final da semana. Esta previsão de chuva, além de influenciar na previsão de aumento das afluências em quase todas as bacias do SE/CO e NE que dispõem de modelagem chuva vazão, corrobora o aumento das afluências previstas através da modelagem estocástica nas demais bacias. Na bacia do rio São Francisco, a previsão de elevação das afluências na próxima semana resulta da propagação das vazões já observadas no trecho a jusante da usina de Três Marias. Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste em dezembro/2011 5
Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte em dezembro/2011 Figura 10 Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012. Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o de Dezembro/2011. Subsistema MWmed (%MLT ) LS VE LI SE/CO 37.169 (119) 30.518 (98) 23.566 (76) S 8.194 (97) 6.122 (72) 4.039 (48) NE 6.520 (94) 5.011 (72) 3.482 (50) N 3.800 (124) 3.400 (111) 3.001 (98) 35 30 25 20 15 10 5 SUBSISTEMA SUL -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O DEZ/2011 5.1.4 Cenários de Vazões para Dezembro para Acoplamento com a Função de Custo Futuro As figuras 9 a 16 apresentam as características dos cenários gerados no mês de dezembro para acoplamento com a FCF do mês de janeiro/2012. São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de ENAs. Figura 9 Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste/Centro Oeste, em %MLT, para o de Dezembro/2011 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02 Figura 12 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012 12 10 8 6 4 2 SUBSISTEMA SUL -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA JAN/2012 5 10 15 20 25 30 35 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o de Dezembro/2011. 6 20 SUBSISTEMA NORDESTE -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O DEZ/2011 18 16 14 12 10 8 6 4 2 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02
Figura 14 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012. 12 10 8 6 4 2 SUBSISTEMA NORDESTE -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA JAN/2012 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o de Dezembro/2011 5.2 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF A otimização do Planejamento da Operação tem por função objetivo minimizar o Valor Espero 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, janeiro/2012, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-3, NE-2, e N-4. 25 20 15 10 5 SUBSISTEMA NORTE -AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O DEZ/2011 Nas figuras que seguem estão plotados os valores de CMO x ENA e CMO x EAR, para cada subsistema, dos 136 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do Newave ao final do mês de janeiro/2012. Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 Subsistema SE/CO Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Mes_02 Figura 16 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no de Dezembro/2011 para o mês de Janeiro/2012. 7 SUBSISTEMA NORTE -FUNÇÃO DENSIDADE DE PROBABILIDADES DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA JAN/2012 12 10 8 6 4 2 Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 Subsistema S 5 10 15 20 25 Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de novembro e dezembro são mostrados na tabela 5 a seguir. Tabela 5 MLT dos subsistemas nos meses de novembro e dezembro Subsistema Novembro MLT (MWmed) Dezembro Sudeste 41.147 55.549 Sul 6.968 6.654 Nordeste 10.282 14.302 Norte 4.723 8.310
Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 Subsistema NE Figura 20 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 Subsistema N Tabela 6 - Limites de intercâmbio de energia considerados no Novembro/11 Observa-se que, na região consultada da Função de Custo Futuro, a ENA e a EAR do Sudeste são as variáveis de maior influência no CMO do subsistema SE/CO e, por consequência, dos demais. 5.3 Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinante para a definição das políticas de operação e o CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1º Semana Operativa. A sistemática de atualização dos limites elétricos será apresentada em detalhes, quando da elaboração do de Dezembro. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes, utilizados no de Dezembro. Semana FLUXO PATAMAR Demais Semanas 26/nov a 02/dez Pesada 3.467 4.200 RNE Média 3.247 4.200 (A) Leve 3.498 4.200 Pesada 3.500 3.600 FNS Média 3.446 3.466 (B) Leve 2.926 2.992 Pesada 4.200 4.200 FSENE+FMCCO Média 4.200 4.200 Leve 4.200 4.200 Pesada 3.300 3.300 FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz LIMITE DE INTERCÂMBIO (MWmed) Dez/11 Média 3.300 3.300 Leve 3.300 3.300 Pesada 3.000 3.000 Média 3.113 3.113 Leve 3.107 3.107 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 3.308 3.850 Média 3.302 3.850 (C) Leve 3.068 3.850 Pesada 1.000 1.000 Média 1.000 1.000 Leve 1.000 1.000 Pesada 5.100 5.100 Média 4.909 4.909 Leve 3.985 (D) 4.231 Pesada 8.800 9.000 Média 8.794 9.000 (E) Leve 8.735 9.200 Pesada 5.650 5.650 Média 5.650 5.650 Leve 5.200 5.200 Pesada 5.100 5.100 Média 5.100 5.100 Leve 6.100 6.100 Pesada 5.633 6.300 Média 5.436 6.300 (F) Leve 5.371 6.300 Pesada 4.200 5.700 Média 4.097 (G) 5.700 Leve 4.217 5.600 (A) Dj 500 kv U.Sobradinho V2 / Proteção diferencial de barras 500 kv Rib. Gonçalves; (B) Barra 1 I.Solteira 440kV / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shedc3 Foz - Ivaiporã / C2 Ibiuna Bateias / CS-1 de Tijuco Preto / C1 Itaipu - Foz 60Hz; (C) Miracema-Colinas C2 / BCS-4 Colinas; (D) C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shed; (E) C3 Foz / Ivaiporã / reforço torres / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shed; (F) CV3 Foz / CV 8 Ibiuna / Ibiúna - T.Preto C1 / Bloqueio da Proteção diferencial de anhanguera 345 kv e 88 kv / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shed; (G) C3 Foz / Ivaiporã / reforço torres / C1 Itaipu / Foz 60Hz / C1 Itaberá / Ivaiporã / LFA (PMIS) + booster shed 8
5.4 Previsões de Carga Tabela 7 Previsão da Evolução da carga para o mês de Dezembro/2011 SISTEMAS Sudeste / C.Oeste S / SE / CO MENSAL 36.450 Sul 9.779 Norte 4.084 Nordeste 8.541 SEMANAS 1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª 37.858 4.120 8.777 37.583 10.087 10.075 46.229 47.945 47.658 4.131 8.705 4.107 8.658 N / NE 12.625 12.897 12.836 12.765 12.683 12.267 SIN 58.854 60.842 60.494 37.292 9.951 47.243 60.008 36.905 34.344 9.846 46.751 4.071 8.612 59.434 8.975 43.319 4.022 8.245 55.586 35.197 9.292 44.489 4.015 8.223 12.238 56.727 A quinta e a sexta semana operativa, destacadas em vermelho, apresentam valores inferiores as demais semanas, em função dos feriados de Natal (dia 25) e Ano Novo (dia 01/01/2012). 5.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas Tabela 8 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas consideradas na semana operativa de 26/nov a 02/dez, com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs. USINA HIDROELÉTRICA 26/11 a 02/12 FATOR DE DISPONIBILIDADE 03/12 10/12 17/12 24/12 a a a a 09/12 16/12 23/12 30/12 31/12 a 06/01 6 FURNAS 0,768 0,750 0,750 0,839 0,875 0,821 7 M. DE MORAES 1,000 1,000 0,924 0,893 0,893 0,893 8 L. C. BARRETO 0,833 0,833 0,833 0,738 0,905 1,000 9 JAGUARA 1,000 1,000 1,000 0,786 1,000 1,000 10 IGARAPAVA 0,800 0,943 1,000 1,000 1,000 1,000 12 PORTO COLÔMBIA 1,000 0,821 0,750 0,750 0,750 0,750 14 CACONDE 0,488 0,488 0,488 0,488 0,488 0,488 17 MARIMBONDO 1,000 1,000 0,929 1,000 1,000 1,000 31 ITUMBIARA 1,000 1,000 0,881 0,881 0,881 0,833 33 SÃO SIMÃO 0,857 0,833 0,833 0,881 1,000 1,000 37 BARRA BONITA 1,000 0,964 0,893 0,964 1,000 1,000 42 N. AVANHANDAVA 0,952 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 44 I. SOLTEIRA / T. IRMÃOS 0,954 0,960 0,936 0,960 0,960 0,960 45 JUPIÁ 0,857 0,929 0,929 0,918 0,929 0,929 46 P. PRIMAVERA 0,949 0,929 0,939 0,939 1,000 1,000 52 CANOAS 1 0,667 0,667 0,667 0,810 1,000 1,000 62 TAQUARUÇU 0,857 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 66 ITAIPU 0,900 0,900 0,900 0,900 0,900 0,900 74 SALTO SANTIAGO 1,000 0,964 1,000 1,000 1,000 1,000 76 SEGREDO 1,000 0,571 0,571 1,000 1,000 1,000 78 SALTO OSÓRIO 0,879 0,879 1,000 1,000 1,000 1,000 82 SALTO CAXIAS 1,000 0,964 1,000 1,000 1,000 1,000 90 MACHADINHO 0,762 0,714 0,714 0,429 1,000 1,000 91 CAMPOS NOVOS 1,000 1,000 0,714 1,000 1,000 1,000 95 QUEBRA-QUEIXO 0,952 0,762 0,810 1,000 1,000 1,000 97 CASTRO ALVES 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 1,000 98 MONTE CLARO 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 115 G. P. SOUZA 0,929 0,964 0,964 1,000 1,000 1,000 119 HENRY BORDEN 0,869 0,848 0,848 0,848 0,848 0,848 120 JAGUARI 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 123 FUNIL 0,952 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 144 MASCARENHAS 0,500 0,687 0,762 0,762 0,762 0,762 156 TRÊS MARIAS 0,833 0,833 0,857 1,000 1,000 1,000 162 QUEIMADO 0,667 0,667 0,667 0,857 1,000 1,000 172 ITAPARICA 0,857 0,833 0,833 0,833 1,000 1,000 173 MOXOTÓ 0,750 0,750 0,750 0,750 0,750 0,750 174 PAULO AFONSO 123 0,568 0,554 0,512 0,744 0,762 0,786 175 PAULO AFONSO 4 0,714 0,667 0,667 0,667 0,667 0,833 184 FONTES BC 0,643 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 193 SÁ CARVALHO 1,000 1,000 0,918 1,000 1,000 1,000 217 ROSAL 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 0,500 261 LAJEADO 1,000 1,000 0,943 0,943 1,000 1,000 275 TUCURUÍ 0,937 0,913 0,956 0,981 0,955 0,955 Tabela 9 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.3 Novembro/11 e no Dezembro/11 Armazenamento Subsistema (%EARmáx) REV. 3 Nov/11 Dez/11 Armazenamento Final Semana 4 (0:00 hs 26/nov) Partida Informada pelos Agentes (0:00 hs 26/nov) SE/CO 57,9 57,2 S 79,9 79,7 NE 45,5 46,2 N 51,3 52,3 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na última revisão do mês de novembro, para a 0:00 h do dia 26/11, primeiro dia do de Novembro. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1 Políticas de Intercâmbio Figura 21 Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 26/11 a 02/12/11 6.2 Custos Marginais de Operação As figuras 21 a 23 a seguir, apresentam os custos marginais de operação por patamar de carga, para as semanas operativas que compõe o mês de dezembro. 9 5.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Figura 22 CMOs do mês de novembro, carga pesada CMO (R$/MWh) 62,00 60,00 58,00 56,00 54,00 52,00 50,00 48,00 CMOs DO -CARGA PESADA DEZ/2011 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Sudeste 61,19 59,29 58,67 58,08 57,36 57,85 Sul 61,19 59,29 58,67 58,08 57,36 57,85 Nordeste 61,19 59,29 58,67 57,32 53,49 53,26 Norte 61,19 59,29 58,67 57,32 53,49 53,26 Figura 23 CMOs do mês de novembro, carga média CMO (R$/MWh) 62,00 60,00 58,00 56,00 54,00 52,00 CMOs DO -CARGA MEDIA DEZ/2011 Despacho (MWmed) Pesada Media Leve DESPACHO POR ORDEM DE MERITO ANGRA 2 1.350 1.350 1.350 ANGRA 1 635 635 635 NORTEFLU 1 400 400 400 CANDIOTA III 350 350 350 NORTEFLU 2 100 100 0 TOTAL 2.835 2.835 2.735 DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS T. NORTE I 40 20 0 T. NORTE II 280 280 240 TOTAL 320 300 240 6.5 Resumo dos resultados do As figuras 25 a 28 mostram um resumo do resultado do para o mês de dezembro, relacionando ENA, EAR e CMO médio, para os quatro subsistemas. Figura 26 Resumo do para o Sudeste 50,00 48,00 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Sudeste 61,03 59,29 58,67 58,08 57,09 57,59 Sul 61,03 59,29 58,67 58,08 57,09 57,59 Nordeste 61,03 59,29 58,36 54,53 53,37 52,59 Norte 61,03 59,29 58,36 54,53 53,37 52,59 Figura 24 CMOs do mês de novembro, carga leve CMO (R$/MWh) 59,00 58,00 57,00 56,00 55,00 54,00 53,00 52,00 51,00 50,00 49,00 CMOs DO -CARGA LEVE DEZ/2011 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 Sudeste 58,37 57,46 56,77 56,62 56,07 56,21 Sul 58,37 57,46 56,77 56,62 56,07 56,21 Nordeste 58,37 57,46 56,77 54,20 53,26 52,26 Norte 58,37 57,46 56,77 54,20 53,26 52,26 Figura 27 - Resumo do para o Sul 10 6.3 Energias Armazenadas As politicas de operação definidas para as semanas operativas do conduziram o armazenamento semanal dos subsistemas para os valores apresentados na figura 24. Figura 25 Energias Armazenadas no mês de dezembro. Figura 28 - Resumo do para o Nordeste 6.4 Tabela de geração térmica
Figura 29 - Resumo do para o Norte 7. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de 26/nov a 02/dez, foram feitos estudos de sensibilidade para os custos marginais de operação, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de dezembro/11. A consideração do limite inferior para as semanas operativas de 2 a 6 resulta em uma ENA média mensal de 29.257 MWmed (71 %MLT) para o SE/CO, 3.906 MWmed (56 %MLT) para o Sul, 5.379 MWmed (52 %MLT) para o NE e 4.238 MWmed (99 %MLT) para o Norte. Já a consideração do limite superior para as semanas operativas de 2 a 6 resulta em uma ENA média mensal de 45.856 MWmed (111 %MLT) para o SE/CO, 8.592 MWmed (123 %MLT) para o Sul, 9.665 MWmed (94 %MLT) para o NE e 5.728 MWmed (134 %MLT) para o Norte. Tabela 10 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (R$/MWh) SUBSISTEMA PATAMAR Dez/11 Sensibilidade 26/nov a 02/dez Cen. 03 a 09/dez SE/CO Pesada Média 61,19 61,03 LI LI 102,70 102,70 LS LS 32,83 32,83 LI 99,17 Leve 58,37 LS 31,72 Pesada 61,19 S Média 61,03 LI 99,17 Leve 58,37 LS 31,72 Pesada 61,19 NE Média 61,03 LI 99,17 Leve 58,37 LS 31,72 Pesada 61,19 N Média 61,03 LI 99,17 Leve 58,37 LS 31,72 8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE DEZEMBRO/11 A ABRIL/12 Em função das alterações na FCF, o estudo prospectivo será revisto e publicado no decorrer desta semana. 9. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes (http://www.ons.org.br/agentes). 11 As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação Dezembro/2011 poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br