Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 2 do PMO de Julho Semana Operativa de 14/7 a 2/7/212 1. APRESENTAÇÃO A dinâmica dos processos conduzidos pelo ONS tem como premissa a consistência, transparência e a reprodutividade, bem como a agilidade na comunicação com os Agentes Setoriais e a Sociedade. Neste contexto, às 15: horas de hoje foi disponibilizada a primeira versão do Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação e suas Revisões com uma formatação ágil, para prover os principais resultados deste processo. Este documento terá como meta sua divulgação até as 15: horas das sextas-feiras. Por sua vez, a versão completa deste documento, o Relatório do Programa Mensal de Operação e suas Revisões, onde se busca um maior detalhamento das informações que impactam os resultados do PMO, continuará sendo emitido em sua sistemática atual. Por oportuno, informamos que em 12/7/212 (quintafeira) foi realizada no Escritório Central do ONS, com videoconferência para Recife, Brasília e Florianópolis, uma reunião com os Agentes Setoriais, ANEEL, MME e CEPEL, na qual o ONS efetuou uma análise do processo de cálculo dos CMOs dos meses de junho e julho, face às variações verificadas neste parâmetro no referido período. Na reunião foram abordadas análises a respeito da Função de Custo Futuro dos meses de junho e julho, da evolução semanal dos CMOs, das previsões de vazões e geração de cenários, além do acoplamento NEWAVE/DECOMP e sensibilidades paramétricas associadas a estas análises. Outrossim, esperamos ter atendido as expectativas dos Agentes com a emissão de mais este instrumento de comunicação dos resultados dos processos conduzidos pelo ONS. Não obstante, estamos à disposição para a incorporação de aprimoramentos que venham a se fazer necessários ao longo do tempo. 2. NOTÍCIAS Em 3/6: Entrada em operação do 4º transformador da SE Bandeirantes 345/23 kv. Com isso, não haverá a necessidade de despacho das UTE s Goiania II e Xavantes, com impactos diretos na redução dos Encargos de Serviço do Sistema. Em 17/7: Apresentação do Plano de Operação Energética do SIN PEN. Em 18/7: Apresentação do Plano de Operação Elétrica do SIN PEL. Em 26 e 27/7: Reunião de elaboração do PMO de Agosto e apresentação da Metodologia CVAR. Em encaminhamento à ANEEL a NT RESTRIÇÕES ELÉTRICAS INTRASUBSISTEMAS COM IMPACTO NOS LIMITES DE INTERCÂMBIO, em atendimento a REN nº477 da ANEEL. Em 1/7 foram enviados à ANEEL os últimos estudos de revisão das séries de vazões naturais para autorização de seu uso pelo ONS nos processos de planejamento e programação da operação. Com isto, foi concluída a última etapa do processo de revisão das séries de vazões naturais nas bacias do SIN (processo iniciado em 22). Estes últimos estudos contemplaram as bacias dos rios Araguari, Curuá-Una, Madeira, Uatumã, Itabapoana, Mucuri, Paraguaçu, Paraguai, Ribeira do Iguape, Paraíba do Sul e do Ribeirão das Lajes. Entrada em operação comercial da UG2 da UHE Passo São João, completando o total de UGs dessa UHE. 3. AVALIAÇÃO DOS IMPACTOS DAS PRINCIPAIS PREMISSAS NA CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO Para avaliação dos impactos das principais premissas para a elaboração do deck de julho/212 foi feita uma análise de sensibilidade. A partir do deck PMO Junho/212, estas premissas foram sendo atualizadas de forma incremental na seguinte ordem: tendência hidrológica e armazenamentos iniciais (Caso 1) e oferta hidrotérmica (Caso 2). Os CMOs médios anuais para cada um destes casos e para o PMO de junho e julho de 212 1
R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh são apresentados a seguir, onde se observa alta influência da tendência hidrológica na redução dos montantes de CMO. Estes gráficos foram obtidos adotando-se os resultados da simulação final com 2 séries sintéticas de energia natural afluente. Figura 3 FDA para o CMO do mês de julho de 212 Figura 1 CMO médio anual para os casos de sensibilidade 25 CMO Médio Anual - SUDESTE 25 CMO Médio Anual - SUL 2 2 15 15 1 1 5 5 212 213 214 215 216 PMO jun/12 Caso 1 Caso 2 PMO jul/12 CMO Médio Anual - NORDESTE 25 2 15 1 5 212 213 214 215 216 PMO jun/12 Caso 1 Caso 2 PMO jul/12 212 213 214 215 216 PMO jun/12 Caso 1 Caso 2 PMO jul/12 CMO Médio Anual - NORTE 25 2 15 1 5 212 213 214 215 216 PMO jun/12 Caso 1 Caso 2 PMO jul/12 Figura 4 FDA para o CMO do mês de agosto de 212 A seguir são apresentados os gráficos contendo o valor esperado do CMO médio mensal, para o segundo semestre do ano de 212. Observa-se o mesmo comportamento visto nos CMOs médios anuais. Figura 2 CMO médio anual para os casos de sensibilidade Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o PMO de Julho/212 estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 19/212, disponível na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes). 4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DO PMO 2 Para complementar esta análise, são apresentadas a seguir as distribuições acumuladas para os custos marginais de operação oriundos da simulação final do Newave, considerando 2 séries sintéticas de ENA, para os meses de julho e agosto de 212, onde há o acoplamento entre os modelos Newave e Decomp. Através destes gráficos, observa-se a clara redução do CMO, em todos os subsistemas, em função da atualização da tendência hidrológica e armazenamentos iniciais (Caso1). As demais alterações não causaram alterações significativas nos resultados de CMO. 4.1 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. 4.1.1 Condições Antecedentes Nesta semana a atuação de duas frentes frias ocasionou chuva moderada nas bacias dos rios Uruguai e Paranapanema e chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Iguaçu, Tietê e Paraná (calha principal). Nas demais bacias do SIN não ocorreu precipitação ou os totais observados foram muito baixos (Figura 5). Figura 5 - Chuva observada no período de 7 a 13 de julho de 212 4.1.2 Previsão para Julho Para a próxima semana a previsão é de que a atuação de uma frente fria e de áreas de instabilidade ocasione chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Grande, Paraíba do Sul e chuva moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Paraná (calha principal) e Tietê. Nas demais bacias a previsão é de ausência de precipitação ou de totais muito baixos ao longo da semana (Figura 6). Vale ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Figura 6 - Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a período de 15 a 21 de julho de 212 3 Com a continuidade da estiagem na maior parte das bacias do SIN, as ENAs estimadas para a 2ª semana operativa de julho apresentam uma redução em relação à primeira semana operativa em todos os subsistemas, exceto o NE, aonde as afluências se mantiveram estáveis. No SE/CO esta queda deve ser de 32.98 MWmed (153% MLT) para 26.571 MWmed (127% MLT). No Sul, aonde houve uma significativa recuperação das afluências na bacia do rio Uruguai nesta semana operativa, o decaimento deve ser pequeno, de 9.68 MWmed (9% da MLT) para 8.458 MWmed (83% MLT). No Norte, a redução da primeira para a segunda semana operativa deve ser de 2.415 MWmed (82% MLT) para 2.158 MWmed (8% MLT). No Nordeste, houve um ligeiro crescimento de 2.697 MWmed (65% MLT) na primeira semana para 2.738 MWmed (68% MLT) na segunda. Prevê-se que na próxima semana operativa, de 14 a 2/7/212, as afluências continuem em recessão em todos os subsistemas, com valores previstos para as ENAs de 23.212 MWmed (111% da MLT) no SE/CO, de 7.223 MWmed (71% da MLT) no Sul, de 2.534 MWmed (63% da MLT) no NE e de 1.977 MWmed (74% da MLT) no Norte. A previsão de ENAs para o fechamento do mês de julho foi revista no subsistema SE/CO de 26.86 MWmed (122% MLT) para 25.437 (121% MLT), no Sul de 9.63 MWmed (89% MLT) para 8.34 MWmed (81% MLT), no NE de 2.653 MWmed (66% MLT) para 2.555 MWmed (64% MLT) e no Norte de 2.176 MWmed (81% MLT) para 2.37 MWmed (76% MLT). As Figuras a seguir ilustram as alterações nas afluências previstas nesta revisão em relação ao PMO.
ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - Revisão 2 do PMO de Julho/212 6. 5. 4. 3. REGIÃO SUDESTE - ENAs - JULHO/212 - RV2 32.24 37.488 38.643 47.694 33.397 26.412 Figura 1 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - Revisão 2 do PMO de Julho/212 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 3.74 REGIÃO NORTE - ENAs - JULHO/212 - RV2 3.282 2.861 2.683 2.415 2.36 2.158 1.977 1.82 1.741 2. 26.571 23.212 21.592 ENA semanal prevista na REV1 22.229 1. 5 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 1. ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 2/6-8/6 9/6-15/6 16/6-22/6 23/6-29/6 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 2/6-8/6 9/6-15/6 16/6-22/6 23/6-29/6 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - Revisão 2 do PMO de Julho/212 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 REGIÃO SUL - ENAs - JULHO/212 - RV2 11221 13926 1761 1517 Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - Revisão 2 do PMO de Julho/212 9.68 8.541 8.458 7.223 8.56 8.33 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 2/6-8/6 9/6-15/6 16/6-22/6 23/6-29/6 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8 4.2 Cenários gerados para a Revisão 2 do PMO Julho/212 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados na Revisão 2 do PMO do mês de julho para acoplamento com a FCF do mês de agosto/212. São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENAs. Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/212 2% 18% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/212 4 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 1. 5 REGIÃO NORDESTE - ENAs - JULHO/212 - RV2 3.388 3.194 3.265 3.177 2.778 2.697 2.738 2.534 2.381 2.361 ENA semanal prevista na REV1 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 2/6-8/6 9/6-15/6 16/6-22/6 23/6-29/6 3/6-6/7 7/7-13/7 14/7-2/7 21/7-27/7 28/7-3/8
Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sudeste na Revisão-2 do PMO de Julho/212 para o mês de agosto Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/212 1% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/212 12% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/212 9% 8% 1% 7% 6% 8% 5% 4% 6% 3% 2% 4% 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% 2% PMO RV1 RV2 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO REVISÃO 1 2 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/212 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/212 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sul na Revisão-2 do PMO de Julho/212 para o mês de agosto 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/212 % % 1% 2% 3% 4% 5% 6% PMO RV1 RV2 Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Nordeste na Revisão-2 do PMO de Julho/212 para o mês de agosto 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/212 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% PMO RV1 RV2 Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, na Revisão-2 do PMO de Julho/212 12% 1% 8% 6% 4% 2% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/212 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Mes_2 REVISÃO REVISÃO 1 REVISÃO 2 5
Probabilidade acumulada Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Norte na Revisão-2 do PMO de Julho/212 para o mês de agosto 1% 9% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/212 Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/212 Subsistema SE/CO 25, 2, REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/212 CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% PMO RV1 RV2 15, 1, 5,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de julho e agosto são apresentados na tabela a seguir. Subsistema MLT (MWmed) Julho Agosto Sudeste 2.994 17.637 Sul 1.232 9.576 Nordeste 4.15 3.52 Norte 2.688 1.916 4.3 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, Agosto/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 353 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de agosto, na Revisão-2 do PMO de Julho/212. Figura 2 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/212 Subsistema Sul 25, 2, 15, 1, 5,, % 1% 2% 3% 4% 5% 6% Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/212 Subsistema NE 25, 2, 15, 1, 5,, REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/212 CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/212 CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % 1% 2% 3% 4% 5% 6% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 6
Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de agosto/212 Subsistema Norte 25, 2, 15, 1, 5,, A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de agosto/212 do subsistema Sudeste com os CMOs dos demais subsistemas para a Revisão 2 do PMO de Julho/212. Figura 23 - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de agosto/212 3, 25, 2, 15, 1, 5, REVISÃO 2 DO PMO DE JULHO/212 CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR % 5% 1% 15% 2% 25% 3% 35% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Rev-2 do PMO do mês de Julho para acoplamento em Agosto/212,, 5, 1, 15, 2, 25, 3, CMO - SUDESTE (R$/MWh) CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE A análise o dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam os CMOs de todos os subsistemas, ao final de agosto, são as Energias Armazenada e Natural Afluente do subsistema Sudeste. Vale ainda destacar que, a partir da análise dos gráficos acima, observa-se a possibilidade de descolamento dos CMOs da Região Sul em relação às demais quando da ocorrência de vazões altas. A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave possui atualmente 28 dimensões. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes mensais. Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica cortes da FCF em três dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo vertical) obtido a partir de um par de estados compostos pela Energia Armazenada e pela Energia Natural Afluente, relativas ao mês posterior ao estágio estocástico do Decomp. Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por subsistema, objetiva simplesmente a sua visualização. A estimativa dos armazenamentos iniciais nos mostra que, com exceção do Nordeste, iniciaremos a 3ª semana operativa abaixo do previsto na revisão 1, como mostra a tabela a seguir. No balanço geral do SIN esta queda no ponto de partida do armazenamento indica um aumento nos CMOs. Tabela 1 Armazenamentos iniciais da 3ª semana operativa do PMO Julho/212 volume inicial Armazenamento (MW mês) Início da 3a Semana Operativa Diferença Previsto na RV1 Estimado na RV2 Sudeste 141919 14915-14 Sul 13517 13439-78 Nordeste 32432 3329 777 Norte 13353 13174-179 SIN -484 As previsões das ENAs também indicam aumento nos CMOs, à medida que estão menos otimistas do que as previsões da revisão 1. Na tabela a seguir, estão descritas as diferenças entre ENAs de acoplamento das revisões 1 e 2, provocadas pelas previsões destas duas revisões. Com exceção das ENAs médias do Sul em agosto, todas as outras estão mais baixas. 7
Custo (R$) Custo (R$) Custo (R$) Custo (R$) Tabela 2 Diferenças nas ENAS de acoplamento entre as revisões 1 e 2 Figura 25 Acoplamento na 2ª revisão do PMO de julho - Nordeste Diferenças na ENAs Médias Mensais Mwmed Mai Jun Jul Ago Sudeste -663-696 Sul -691 73 Nordeste -14-69 Norte -165-12 6 5.8 5.6 5.4 5.2 5 4.8 4.6 4.4 x 1 7 Acoplamento 6.17e+7 da RV2 do PMO de Julho - NORDESTE 5.18e+7 4.8e+7 5.17e+7 Através da tabela a seguir, podemos inferir a influência das ENAs mensais nos valores da água. Vemos por exemplo, que à medida que os cenários de ENAs do SE, no segundo mês, se tornam mais úmidos, os CMOs são pressionados para baixo. Para este subsistema, os outros meses não causam qualquer influência direta. Já o subsistema Norte possui uma resposta inversa às ENAs previstas do primeiro mês, no sentido que, quanto maiores forem estas ENAs, maior será o aumento no valor da água. Tabela 3 Influência das ENAs mensais no acoplamento Influência das ENAs mensais no Acoplamento Mwmed Abr Mai Jun Jul Ago Sudeste % % % 19% 81% Sul % % % % 1% Nordeste % % 16% 24% 6% Norte 2% 2% % 23% 74% Quanto maior a ENA mensal, menor o valor da água Quanto maior a ENA mensal, maior o valor da água O impacto das variações das previsões, principalmente do Sul e Sudeste, estão ilustrados através das mudanças de acoplamento do Norte e do Nordeste. Figura 24 Acoplamento na 1ª revisão do PMO de julho - Nordeste 6 5.8 5.6 5.4 5.2 5 4.8 4.6 4.4 4.2 x 1 7 5.7e+7 4.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 x 1 4 Acoplamento da RV1 do PMO de julho - NORDESTE 5.99e+7 Energia Armazenada (MW mês) 4.74e+7 6 5 4 3 2 5.7e+7 1 Energia Natural Afluente (MW médio) 4.2 4.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 x 1 4 Figura 26 Acoplamento na 1ª revisão do PMO de julho - Norte 6 5.8 5.6 5.4 5.2 5 4.8 4.6 4.4 4.2 Figura 27 Acoplamento na 2ª revisão do PMO de julho - Norte A variação nos valores da água entre as Revisões 1 e 2 estão dispostas na tabela a seguir. Tabela 4 Valor da água Energia Armazenada (MW mês) 4.2.4.6.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 6 5.8 5.6 5.4 5.2 5 4.8 4.6 4.4 4.2 x 1 7 x 1 7 4.91e+7 x 1 4 4.99e+7 Acoplamento da RV1 do PMO de julho - NORTE 5.73e+7 Energia Armazenada (MW mês) 4.2.4.6.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 x 1 4 Acoplamento da RV2 do PMO de Julho - NORTE 5.88e+7 Energia Armazenada (MW mês) Acoplamento da RV1 na FCF gerada no PMO de julho ao final de agosto Valor da Água (R$/MWh) 6 4 5 3 4 4.77e+7 4.83e+7 4 3 3 2 2 2 1 Energia Natural Afluente (MW médio) 1 Energia Natural Afluente (MW médio) 1 5.27e+7 Energia Natural Afluente (MW médio) Acoplamento da RV2 na FCF gerada no PMO de julho ao final de agosto Cenários da RV1 Cenários da RV2 SE 99,53 112.53 S 91,18 14.83 NE 97,8 11.92 N 13,37 114.5 5.39e+7 8
4.4 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 Julho. Tabela 5 -Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 2 do PMO de Julho/12 LIMITE DE INTERCÂMBIO (MWmed) PMO jul/12 Revisão 2 FLUXO PATAMAR Semana Demais Semanas Pesada 3.967 4.2 RNE Média 3.964 (A) 4.2 Leve 3.85 4.2 Pesada 4. 4. FNS Média 4. 4. Leve 3.75 (B) 4. Pesada 4.2 4.2 FSENE+FMCCO Média 4.66 (C) 4.2 Leve 4.2 4.2 Pesada 3.3 3.3 FNE Média 3.3 3.3 Leve 3.3 3.3 Pesada 3. 3. EXPORT. NE Média 3.113 3.113 Leve 3.17 3.17 Pesada 4. 4. FMCCO Média 4. 4. Leve 4. 4. Pesada 3.85 3.85 FCOMC Média 3.85 3.85 Leve 3.85 3.85 Pesada 1. 1. FSENE Média 1. 1. Leve 1. 1. Pesada 5.1 5.1 FSM Média 5.1 5.1 Leve 4.116 (B) 4.51 Pesada 9.2 9.2 RSE Média 9.2 9.2 Leve 8.699 (D) 9.2 Pesada 5.65 5.65 FORNEC. SUL Média 5.65 5.65 Leve 5.2 5.2 Pesada 7. 7. RECEB. SUL Média 6.5 6.5 Leve 6.594 (E) 7. Pesada 6.133 6.3 ITAIPU 5 Hz Média 6.157 (F) 6.3 Leve 6.172 6.3 Pesada 7.2 7.2 ITAIPU 6 Hz Média 7.2 7.2 Leve 6.841 (G) 7.2 9 (A) (B) (C) (D) (E) (F) (G) DJ 5 kv US. L.GONZAGA C4/ CS-1 e CS-2 P.Dutra/ LT 5 kv TERESINA II /P.DUTRA C-2 SB A4 Itaipu 6Hz/ SB B Ivaiporã CS-1 e CS-2 P.Dutra SB B Ivaiporã/ Assis-Araraquara SB B Ivaiporã SB B Ivaiporã/ LT 5kV Ibiuna Campinas SB B Ivaiporã/ BlackStart Itaipu 6Hz/ SB A4 Itaipu 6Hz
4.5 Previsões de Carga Tabela 6- Previsão da Evolução da carga para a Revisão 2 do PMO do mês de Julho/212 SISTEMAS MENSAL SEMANAS 1ª 2ª 3ª 4ª 5ª SE/ CO 35.527 35.84 35.34 35.621 35.585 35.652 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1 Políticas de Intercâmbio Figura 28 - Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 14/7/212 a 2/7/212 SUL 9.71 9.74 9.636 9.719 9.752 9.689 S / SE / CO 45.228 45.544 44.67 45.34 NORTE 3.961 3.925 4.2 3.988 NE 8.64 8.51 8.676 8.665 45.337 3.934 8.696 45.341 3.942 8.64 FICT. 165 NORTE 454 R$ 17,4/MWh R$ 17,4/MWh N NE N / NE 12.61 12.426 SIN 57.829 57.97 57.348 12.678 12.653 12.63 57.993 57.967 12.582 57.923 289 41 4.6 Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de julho, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 2 do PMO de Julho. 915 5 Hz ITAIP 6 Hz 3648 4623 SE/CO R$ 17,4/MWh Caso 1: JUL12_RV2_N-2_V Caso 2 484 SEMANA 3 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 218 R$ 17,4/MWh S 5.2 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 julho. Figura 29 - CMO do mês de julho, valores médios semanais 1 4.7 Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 7 -Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas Revisões 1 e 2 do PMO Julho/12 Armazenamento Subsistema (%EARmáx) Rev. 1 PMO jul/12 Rev. 2 PMO jul/12 Armazenamento Final Partida Informada Semana 2 (: hs pelos Agentes (: 14/jul) hs 14/jul) SUDESTE/C.OESTE 7,7 7,2 SUL 68,9 68,5 NORDESTE 62,6 64,1 NORTE 89,3 88,1 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de Julho, para a : h do dia 14/7. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. Na tabela, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 14 a 2/7/212. Tabela 8- CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 14/7/212 a 2/7/212 SE/CO S NE N Pesada 19,8 19,8 19,8 19,8 Média 16,88 16,88 16,88 16,88 Leve 16,66 16,66 16,66 16,66
EAR (%EARmax) 5.3 Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir. Figura 3 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Julho/212 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV2 DO PMO JUL/212, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE(Mês_2) SUDESTE 72,5 71,2 7, 69,4 68,4 67,6 62,7 SUL 68,1 68,1 68, 66,6 64, 6,5 51,9 NORDESTE 66,3 64,8 64, 61,3 58,9 56,8 45,6 NORTE 94,4 91,2 88, 85,8 83,5 81,2 71,6 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. Figura 31 - Energia Armazenável Máxima por subsistema Subsistema Energia Armazenável Máxima (MWmed) Julho Agosto Sudeste 2.734 2.734 Sul 19.618 19.618 Nordeste 51.88 51.88 Norte 14.98 14.953 5.4 Tabela de geração térmica Tabela 9 - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sudeste Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Pesada Media Leve Custo (R$/MWh) R$/MWh 19,8 R$/MWh 16,88 R$/MWh 16,66 R$/MWh SE/CO CUIABA CC 492, (1) (1) (1) 6,27 ANGRA 2 1.35, 1.35, 1.35, 1.35, 19,28 ANGRA 1 64, 64, 64, 64, 24,27 NORTEFLU 1 4, 4, 4, 4, 37,8 NORTEFLU 2 1, 1, 1, 1, 58,89 NORTEFLU 3 2, 2, 2, 2, 12,84 ST.CRUZ NO 564, (2)(3) (2)(3) (2)(3) 74,75 LINHARES 24, 24 (2) 24 (2) 24 (2) 11,18 TOTAL 3.95 2.69 2.69 2.69 (1) Considerada indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 2/11/29. (2) Despacho instruído antecipadamente, tendo por base metodologia vigente para despacho GNL (3) Considerada indisponível, conforme declaração do agente. Tabela 1 - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sul Capacidade Despacho (MWmed) Custo Instalada Pesada Media Leve (R$/MWh) R$/MWh (MW) 19,8 R$/MWh 16,88 R$/MWh 16,66 R$/MWh SUL CANDIOTA_3 35, 35, 35, 35, 55,46 Tabela 11 - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Nordeste 5.5 Estimativa de Encargos Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a 3ª semana operativa do mês de julho, 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 Capacidade Instalada (MW) 487,56 Despacho (MWmed) Pesada Media Leve R$/MWh 19,8 R$/MWh 16,88 R$/MWh 16,66 R$/MWh NORDESTE TERMOPE 532,8 55, 55, 55, 7,16 FORTALEZA 346,7 339,7 339,7 339,7 11,47 TOTAL 879,5 844,7 844,7 844,7 R$/MWh Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Pesada Media Leve SEMANA 1 Custo (R$/MWh) Tabela 12 - Tabela de Geração Térmica por POCP na Região Sudeste Custo (R$/MWh) SE/CO L.C. PRESTES 386, 335,8 335,8 335,8 118,6 G.L. BRIZOLA 1.58,3 998, - - 14,45 TOTAL 1.444,3 1.333,8 335,8 335,8 Tabela 13 - Tabela de Geração Térmica por POCP na Região Sul Capacidade Despacho (MWmed) Custo Instalada Pesada Media Leve (R$/MWh) R$/MWh (MW) SUL J. LACERDA C 363, 35, 35, 35, 128,25 PESADA 19,8 18 R$ 1.226.275,2 MÉDIA 16,88 15 R$ 5.82.78, LEVE 16,66 12 R$ 2.788.188, 11
EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO VIANA 488,36 JUIZ DE FORA 15, 5.6 Resumo dos resultados do PMO SEMANA 1 PESADA 19,8 R$ - MÉDIA 16,88 16 R$ 542.88,32 LEVE 16,66 24 R$ 557.637,6 PESADA 19,8 R$ - MÉDIA 16,88 R$ - LEVE 16,66 8 R$ 185.879,2 TOTAL SE/CO R$ 1.382.146,32 As figuras a seguir mostram um resumo do resultado da Revisão-2 do PMO para o mês de Julho/212, relacionando, ENA, EAR e CMO, para os quatro subsistemas. Figura 32 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Sudeste Resultados da Rev.2 do PMO - SE - JUL/212 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[AGO] 56,58 95,52 17,4 18,6 16,87 19,96 EAR(%EARmax) 72,5 71,2 7, 69,4 68,4 67,6 62,7 ENA(%mlt) 152, 127, 111,2 13,5 114,3 113,6 Figura 33 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Sul 12, 1, 8, 6, 4, 2, Resultados da Rev.2 do PMO - S - JUL/212 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[AGO] 56,58 95,52 17,4 18,6 16,87 18,94 EAR(%EARmax) 68,1 68,1 68, 66,6 64, 6,5 51,9 ENA(%mlt) 9, 83, 7,2 83, 83,2 9,, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Figura 35 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Norte Resultados da Rev.2 do PMO - N - JUL/212 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[AGO] 56,58 95,52 17,4 18,6 16,87 19,96 EAR(%EARmax) 94,4 91,2 88, 85,8 83,5 81,2 71,6 ENA(%mlt) 82, 8, 76,6 7,5 76,9 8,3 6 ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Julho foi realizada a partir de cinco casos. O estudo inicial foi elaborado a partir da revisão anterior excluindo a semana operativa de 7/7/212 do período de planejamento. A partir deste deck de dados foram elaborados os demais estudos, onde os seguintes blocos de dados foram sendo atualizados de forma incremental: 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 estudo estão reproduzidos graficamente, a seguir. Figura 36 - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO, Sul, Nordeste e Norte CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 7/7 a 13/7/212 12, 1, 8, 6, 4, 2,, CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 14/7 a 2/7/212 12 Figura 34 - Resumo da Revisão-2 do PMO para o Subsistema Nordeste SE/CO, Sul, NE e Norte - Resultados da Rev.2 do PMO - NE - JUL/212 8, 12, 95,52 96,32 95,94 96,98 18,36 18,36 17,4 7, 6, 5, 4, 3, 1, 8, 6, 4,,8 -,38 1,4 11,38, -1,32 2, 1, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 E[AGO], 56,58 95,52 17,4 18,6 16,87 19,96 EAR(%EARmax) 66,3 64,8 64, 61,3 58,9 56,8 45,6 ENA(%mlt) 65, 68, 7,2 64,6 62,6 67,4 Sem.2 Sem.3 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz.
7 SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a terceira semana operativa, de 14 a 2/7/212, 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 julho/212. A consideração do limite inferior a partir da 4ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 24.436 MWmed (111 %MLT) para o SE/CO, 6.684 MWmed (65 %MLT) para o Sul, 2.495 MWmed (62 %MLT) para o NE e 2.14 MWmed (75 %MLT) para o 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 Já a consideração do limite superior a partir da 4ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 26.448 MWmed (126 %MLT) para o SE/CO, 9.843 MWmed (96 %MLT) para o Sul, 2.615 MWmed (66 %MLT) para o NE e 2.59 MWmed (77 %MLT) para o Norte. Figura 37 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior 13 8 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 14/7 a 2/7/212, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária.