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  1. 1. O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO deMaio Semana Operativa de26/04/2014a 02/05/2014 1. APRESENTAÇÃO O mês de abril vem apresentando relativa melhora no comportamento das afluências nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, em relação ao que se verificou nos meses anteriores. Neste sentido, enquanto que a ENA média verificada em fevereiro e março foi de 50 %MLT e 27 %MLT nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, para o mês de abril, a ENA será de 80 %MLT e 40 %MLT. Na semana de 19 a 25/04/2014, ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Paraíba do Sul, Grande e Paranaíba, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca. Na semana de 26/04 a 02/05/2014 deverá ocorrer chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrerão pancadas de chuva. Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a atualização da FCF foram os parâmetros cuja atualização causou maior impacto na variação dos Custos Marginais de Operação – CMO nas regiões SE/CO e Sul. Para as regiões Nordeste e Norte, a alteração da disponibilidade de geração foi o parâmetro de maior impacto nos CMO. O CMO médio semanal passou de R$ 996,67/MWh para R$ 915,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 670,07/MWh para R$ 628,19/MWh na região Nordeste e de R$ 664,43/MWh para R$ 217,66/MWh na região Norte. Também, deve-se destacar o retorno à operação da UHE Santo Antônio, que iniciou-se hoje, dia 25/04/2014, com perspectiva de acionamento do bipolo do sistema de transmissão do Rio Madeira, amanhã, dia 26/04/2014. Com isso, ao longo desta semana operativa, deverá haver um incremento de cerca de 800 MW na geração do SIN. 2. NOTÍCIAS Em 26 e 27/05/2014: Workshop EletroMET, Inovações no Monitoramento e na Previsão do Tempo e Clima aplicados ao Setor Elétrico, em Curitiba – PR; Em 29 e 30/05/2014: reunião de elaboração do PMO Junho de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Julio do Carmo, nº 251 – Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. Armazenamentos Iniciais Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, utilizados no modelo DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de maio/2014. Estes valores apresentados na Figura 1, a seguir, determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN. Figura 1 – Energia armazenada inicial em abril/14 e maio/14 36,9% 46,2% 41,7% 83,8% 38,5% 44,6% 43,2% 89,0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Sudeste Sul Nordeste Norte %EARmáx Energia armazenada inicial abr/14 mai/14 1,6 p.p. -1,5 p.p. 1,6 p.p. 5,3 p.p. 1
  2. 2. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 2 3.2. Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas para o PMO de maio/2014. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de maio/2014 – NEWAVE [%MLT] PMO abril/2014 PMO maio/2014 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Out/13 111 103 60 78 Nov/13 83 71 46 85 83 71 46 85 Dez/13 96 89 85 97 96 89 85 97 Jan/14 52 145 76 103 52 145 76 103 Fev/14 39 62 27 99 39 62 27 99 Mar/14 64 166 26 116 63 165 26 115 Abr/14 80 125 40 103 PAR(p) 2 2 1 1 3 1 3 2 No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um modelo autorregressivo de geração estocástica mensal (GEVAZP “energia”) interno ao modelo, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses. Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para a construção da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO. 3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2014/2018 As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 16/04/2014, são apresentadas nas Tabelas 2 e 3, a seguir. Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UTE Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UHE Adicionalmente, conforme procedimento adotado desde o PMO de fevereiro/2013, os cronogramas de entrada em operação comercial das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau tem sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da configuração de transmissão necessária para o pleno escoamento da geração do Madeira. Esta modelagem do cronograma contempla um aumento gradual da capacidade de escoamento de energia, conforme apresentando na Tabela 4, a seguir, função da configuração no sistema de escoamento. Tabela 4 – Limites de escoamento de energia Desta forma, para o PMO de maio/2014 o cronograma equivalente, modelado no NEWAVE, é o apresentado nas Tabelas 5 e 6, a seguir. UTE Subsistema Combustível Potência Total (MW) UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior Gás Natural 1 187,5 JAN/2015 +5 meses Gás Natural 2 187,5 JAN/2015 +5 meses Vapor 3 208 OUT/2015 +7 meses Erb Candeias (BA) (13) NE Cavaco de Madeira 16,79 1 16,79 JUN/2014 +1 mês EC - Usina em fase de construção (13) 18º LEN (A-5/2013) 583Mauá 3 (AM) N UHE Subsistema Potência Total (MW) UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior UG 1 26,25 MAI/2014 +1 mês UG 2 26,25 MAI/2014 +1 mês UG 7 (UG03) 75,00 MAI/2014 +1 mês UG 8 (UG04) 75,00 JUN/2014 +1 mês EC - Usina em fase de construção (1) 1º LEN (A-5/2005) (4) LEN Jirau/2007 (9) Leilão A - 3 de 17/08/2011 Jirau (RO) (4) (9) SE/CO 3750 Batalha (GO/MG) (1) SE/CO 52,5 Cronograma Limite de escoamento [MW] mai/14 dez/17 out/14 a dez/14 5.100 jun/14 3.550 5.200 7.000 6.200jul/15 a nov/17 1.500 jan/15 a jun/15 jul/14 a set/14 3.750
  3. 3. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 3 Tabela 5 - Alterações Cronograma da UHE Santo Antônio Tabela 6 - Alterações Cronograma da UHE Jirau Nas Figuras 2 a 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica, respectivamente, em comparação ao PMO de abril/2014. Figura 2- Evolução da potência instalada das UHE Figura 3- Evolução da potência instalada das UTE 3.4. Fatos Relevantes Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Destaque para os seguintes itens: previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE); limites de transmissão; geração mínima de UTEs por razões de confiabilidade elétrica; UHE UG Potência unitária [MW] Data de entrada em operação - DMSE * Cronograma modelado * UG 5 69,59 SET/2012 1 ABR/2014 UG 6 69,59 OUT/2012 2 ABR/2014 UG 7 69,59 NOV/2012 3 ABR/2014 UG 8 69,59 DEZ/2012 4 ABR/2014 UG 9 69,59 DEZ/2012 5 ABR/2014 UG 11 69,59 JAN/2013 6 ABR/2014 UG 10 69,59 MAR/2013 7 ABR/2014 UG 12 69,59 ABR/2013 8 ABR/2014 UG 13 73,29 JUN/2013 9 ABR/2014 UG 14 73,29 JUN/2013 10 ABR/2014 UG 17 73,29 AGO/2013 11 ABR/2014 UG 15 73,29 AGO/2013 11 ABR/2014 UG 23 73,29 JAN/2014 12 ABR/2014 UG 24 73,29 FEV/2014 13 MAI/2014 UG 22 69,59 FEV/2014 13 MAI/2014 UG 21 69,59 FEV/2014 13 MAI/2014 UG 16 73,29 MAR/2014 14 MAI/2014 UG 26 73,29 MAR/2014 15 MAI/2014 UG 25 73,29 MAR/2014 15 MAI/2014 UG 18 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014 UG 19 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014 UG 20 73,29 ABR/2014 16 MAI/2014 UG 41 73,29 MAI/2016 NOV/2017 UG 42 73,29 JUN/2016 NOV/2017 UG 43 73,29 JUN/2016 NOV/2017 UG 44 73,29 JUL/2016 NOV/2017 1 - Entrou em operação em 22/09/2012 conforme o despacho ANEEL nº 2.941/2012 2 - Entrou em operação em 15/10/2012 conforme o despacho ANEEL nº 3.217/2012 3 - Entrou em operação em 27/11/2012 conforme o despacho ANEEL nº 3.767/2012 4 - Entrou em operação em 18/12/2012 conforme o despacho ANEEL nº 4.015/2012 5 - Entrou em operação em 28/12/2012 conforme o despacho ANEEL nº 4.140/2012 6 - Entrou em operação em 18/01/2013 conforme o despacho ANEEL nº 105/2013 7 - Entrou em operação em 12/03/2013 conforme o despacho ANEEL nº 686/2013 8 - Entrou em operação em 10/04/2013 conforme o despacho ANEEL nº 1.036/2013 9 - Entrou em operação em 05/06/2013 conforme o despacho ANEEL nº 1.748/2013 10 - Entrou em operação em 28/06/2013 conforme o despacho ANEEL nº 2.012/2013 11 - Entrou em operação em 03/08/2013 conforme o despacho ANEEL nº 3.057/2013 12 - Entrou em operação em 09/01/2014 conforme o despacho ANEEL nº 034/2014 13 - Entrou em operação em 22/02/2014 conforme o despacho ANEEL nº 411/2014 14 - Entrou em operação em 25/03/2014 conforme o despacho ANEEL nº 721/2014 15 - Entrou em operação em 26/03/2014 conforme o despacho ANEEL nº 753/2014 16 - Entrou em operação em 08/04/2014 conforme o despacho ANEEL nº 1129/2014 * adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE Santo Antônio Rio Madeira ( RO ) UHE UG Potência unitária [MW] Data de entrada em operação - DMSE* Cronograma modelado * 1 (UG29) 75,00 SET/2013 1 ABR/2014 2 (UG30) 75,00 FEV/2014 ² ABR/2014 5 (UG40) 75,00 FEV/2014 ³ ABR/2014 3 (UG01) 75,00 FEV/2014 4 MAI/2014 4 (UG02) 75,00 MAR/2014 5 MAI/2014 6 (UG39) 75,00 MAR/2014 5 MAI/2014 45 (UG45) 75,00 JUN/2016 NOV/2017 46 (UG46) 75,00 JUL/2016 NOV/2017 47 (UG47) 75,00 AGO/2016 NOV/2017 48 (UG49) 75,00 SET/2016 NOV/2017 49 (UG48) 75,00 OUT/2016 NOV/2017 50 (UG50) 75,00 OUT/2016 NOV/2017 1 - Entrou em operação em 06/09/2013 conforme o despacho nº 3.087/2013 SFG/ANEEL 2 - Entrou em operação em 19/02/2014 conforme o despacho nº 374/2014 SFG/ANEEL 3 - Entrou em operação em 12/02/2014 conforme o despacho nº 349/2014 SFG/ANEEL 4 - Entrou em operação em 22/02/2014 conforme o despacho nº 410/2014 SFG/ANEEL 5 - Entrou em operação em 08/03/2014 conforme o despacho nº 514/2014 SFG/ANEEL * adotado 1º dia do mês subsequente no NEWAVE Jirau ( RO ) 85.000 90.000 95.000 100.000 105.000 110.000 MW PMO abr/2014 PMO mai/2014 Maior diferença de 39 MW 20.000 21.000 22.000 23.000 24.000 25.000 26.000 MW PMO abr/2014 PMO mai/2014 Maior diferença de 208 MW. Atraso da UTE Mauá 3
  4. 4. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 4 atualização anual das taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada - TEIF/IP de UHEs e UTEs existentes; e estimativa de montante de energia de usinas não simuladas individualmente. Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Entrada em operação comercial da UG 01 (127,42 MW) da UTE Suzano Maranhão, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 917/2014. Entrada em operação comercial da UG 16 (73,29 MW) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 721/2014. Entrada em operação comercial das UGs 25 e 26 (73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 753/2014. Entrada em operação comercial das UGs 18, 19 e 20 (73,29 MW cada) da UHE Santo Antônio, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.129/2014. Alteração da data de tendência da interligação Macapá de 01/07/2014 para 01/09/2014, conforme informação da GPO-1 e do agente responsável. Alteração da potência da UHE Irapé (e demais dados físico-operativos associados), conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.582/2014. Alteração de disponibilidade da UTE Uruguaiana para o horizonte de curto prazo (maio e junho/2014) e consideração da UTE Mauá B3 com operação a óleo combustível após a entrada em operação da UTE Mauá 3, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 099/2014. 3.4.1. Previsão de carga 2014/2018 Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão Quadrimestral (período maio/2014 a dezembro/2018) não sofreram alteração em relação à previsão de janeiro/2014 realizada pela EPE e ONS, e adotada até então. Destaca-se que a carga do subsistema Norte sofreu alteração devido somente à postergação da interligação de Macapá para 01/09/2014 e à postergação da interligação de Boa Vista para 01/06/2016. Tabela 7 - Evolução da Carga Própria de Energia 2014/2018 3.4.2. Limites de transmissão Os cronogramas das obras de transmissão das interligações regionais são definidos em reunião específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são atualizadas a partir de informações obtidas junto aos Agentes e a ANEEL. Nesta revisão, não foram observadas alterações relevantes nos limites. Destaca-se apenas a postergação do 2º circuito 230 kV Banabuiú – Mossoró 2 e de obras internas nas Regiões Norte e Nordeste, de dezembro/2014 para fevereiro/2015. Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. O Sistema Isolado Macapá, quando integrado ao SIN em 01/09/2014 e a capital Boa Vista, quando integrada em 01/06/2016, farão parte do subsistema Norte, assim como a UHE Belo Monte. Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 0053/2014. Cenário de Referência - janeiro/2014 SIN MWmed Crescimento (%) 2014 65.830 4,8% 2015 68.420 3,9% 2016 71.217 4,1% 2017 74.119 4,1% 2018 77.207 4,2% 2014-2018 4,1% Cenário de Referência - maio/2014 SIN MWmed Crescimento (%) 2014 65.917 5,0% 2015 68.420 3,8% 2016 71.201 4,1% 2017 74.119 4,1% 2018 77.207 4,2% 2014-2018 4,0%
  5. 5. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 5 3.4.3. Geração térmica mínima por razões elétricas Na Tabela 8, a seguir, são apresentadas as usinas termoelétricas que necessitam ser despachadas por restrições elétricas para atendimento aos critérios e padrões definidos nos Procedimentos de Rede. Tabela 8 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed] Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões elétricas estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 0053/2014. 3.4.4. Estimativa de montante de energia de usinas não simuladas individualmente Conforme preconizado na Resolução Normativa ANEEL nº 440/2011, neste PMO de maio/2014 foi encaminhada pela CCEE a base de dados para composição do montante de energia das usinas existentes não simuladas individualmente. Este montante é utilizado para o cálculo por parte do ONS dos fatores a serem aplicados nas usinas em expansão. Conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012, neste PMO de maio/2014 os fatores, que já eram aplicados sobre as PCHs e BIOs em expansão, passaram a ser aplicados também sobre as UEEs em expansão (exceto no Norte, que por não ter histórico completo permaneceu com a consideração de garantia física sazonalizada). O impacto desta atualização nos montantes estimados de energia pode ser verificado nas Tabelas 9, 10 e 11, apresentadas a seguir: Tabela 9 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e 2009/2013 – Existentes Tabela 10 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e 2009/2013 – Expansão Tabela 11 – Diferença entre a base de dados 2008/2012 e 2009/2013 – Total Na Figura 4, a seguir, é apresentada a evolução da disponibilidade das usinas não simuladas USINA 2014 2015 2016 2017 2018 Araucária 107,67 (jun) 482 (dez) 482 (jan a mar; dez) 482 (jan a mar; dez) 482 (jan a mar) 241 (dez) 241 (jan a mar; dez) Candiota 3 210 (nov e dez) 280 (jan a mar) 210 (abr; mai; nov e dez) 350 (jan a mar) 210 (nov e dez) 350 - Canoas 54,75 (jun) - - 160 (jan a mar) - Cidade Nova 18,99 (mai a jul) - - - - Cuiabá 135 (jun a out) 135 (jul a out) - - - Distrito A 18,99 (mai a jul) - - - - Distrito B 17,99 (mai a jul) - - - - Eletrobolt 212,91 (jun) 225,33 (jul) - - - - Flores 1 19,99 (mai a jul) - - - - Flores 2 19,99 (mai a jul) - - - - Flores 3 19,99 (mai a jul) - - - - Flores 4 17,99 (mai a jul) - - - - Ibiritermo 248 (jun e jul) - - - - Igarapé 131 (jun e jul) - - - - Iranduba 44,99 (mai a jul) - - - - J. Lacerda A1 25 (ago; nov e dez) 25 (jan a mar) - 88 (nov e dez) 88 (jan a mar; nov e dez) J. Lacerda A2 66 (mai; jun; ago; nov e dez) 33 (jul; set e out) 66 (jan a mar) 33 (abr a dez) 33 (jan a out) 66 (nov e dez) 66 (jan a out) 116 (nov e dez) 116 (jan a mar; nov e dez) 66 (abr a out) J. Lacerda B 80 (jul; set e out) 194 (nov e dez) 194 (jan a mar) 160 (abr e out) 88 (nov e dez) 88 (jan a mar) 160 (abr e out) 208 (nov e dez) 208 (jan a mar) 220 (abr e out) 233 (nov e dez) 233 (jan a mar; nov e dez) 283 (abr a out) J. Lacerda C - 242 (nov e dez) 242 (jan a mar) 311 (nov e dez) 311 (jan a mar) 312 (nov e dez) 312 (jan a mar; nov e dez) Juiz de Fora 86 (jun e jul) - - - - Mauá B4 134,99 (mai a jul) - - - - Maua B5A 27,99 (mai a jul) - - - - Maua B5B 27,99 (mai a jul) - - - - Maua B6 62,19 (mai) 47,29 (jun) 5,08 (jul) - - - - NorteFlu-1 400 (jun e jul) - - - - NorteFlu-2 100 (jun e jul) - - - - NorteFlu-3 172,58 (jun) 175,07 (jul) - - - - P. Médici A - 43 (jan a mar) - - - P. Médici B 90 (mai) 100 (jan a mar) 260 (jan a mar) 260 - Santana LM 3,46 (set) 13,61 (out) - - - - Santana W 56,95 (set e out) 35,76 (nov) 3,14 (dez) - - - - Sta Cruz Nova 212,91 (jun) 225,33 (jul) - - - - Termomacaé 60,83 (jun) 64,38 (jul) - - - - Termonorte 2 120 - - - - Termorio 871,50 (jun) 885,59 (jul) 200 (ago a dez) 200 (jan a mar) - - - Viana 175 - - - - 2014 2015 2016 2017 2018 EXISTENTES - MWmed 826 744 744 744 744 Ressalta-se que os valores médios de 2014 são de mai-dez, o que prejudica a média em função da sazonalidade. PCHs 84 96 96 96 96 Biomassas 382 270 270 270 270 UEEs -1 -1 -1 -1 -1 PCHs 121 120 120 120 120 Biomassas 13 39 39 39 39 UEEs 8 7 7 7 7 PCHs -38 -43 -43 -43 -43 Biomassas 29 29 29 29 29 UEEs 147 143 143 143 143 PCHs 73 79 79 79 79 Biomassas 7 5 5 5 5 UEEs - - - - - SE/CO Sul NE Norte 2014 2015 2016 2017 2018 PLANEJADAS - MWmed -1.078 -1.469 -1.992 -2.005 -2.312 Ressalta-se que os valores médios de 2014 são de mai-dez, o que prejudica a média em função da sazonalidade. PCHs -57 -60 -60 -60 -55 Biomassas -279 -206 -205 -204 -199 UEEs 0 0 0 0 0 PCHs -102 -98 -97 -97 -95 Biomassas -14 -13 -13 -13 -13 UEEs -57 -155 -241 -245 -264 PCHs 0 0 0 0 0 Biomassas -9 -9 -9 -9 -9 UEEs -556 -925 -1.364 -1.373 -1.673 PCHs 0 0 0 0 0 Biomassas -4 -4 -4 -3 -3 UEEs 0 0 0 0 0 SE/CO Sul NE Norte 2014 2015 2016 2017 2018 TOTAL - MWmed -252 -726 -1.248 -1.261 -1.568 Ressalta-se que os valores médios de 2014 são de mai-dez, o que prejudica a média em função da sazonalidade. PCHs 27 36 36 36 40 Biomassas 103 65 66 66 71 UEEs -1 -1 -1 -1 -1 PCHs 19 22 23 23 25 Biomassas -1 26 26 26 26 UEEs -49 -148 -234 -239 -257 PCHs -38 -43 -43 -43 -43 Biomassas 20 20 20 20 20 UEEs -409 -782 -1.221 -1.230 -1.530 PCHs 73 79 79 79 79 Biomassas 2 1 2 2 2 UEEs 0 0 0 0 0 SE/CO Sul NE Norte
  6. 6. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 6 individualmente, em comparação ao PMO de abril/2014, considerando a aplicação dos fatores, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 476/2012. Figura 4- Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas 3.4.5. Despacho antecipado de GNL Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos Fax ONS nº 0018/330/2012 e 0052/340/2012, na elaboração do PMO de maio/2014 foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de maio/2014 e junho/2014, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente. As usinas são representadas no modelo NEWAVE no arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE Linhares com o valor igual a 166,7 MWmed para maio/2014 e 200,5 MWmed para junho/2014 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 350,0 MWmed em maio/2014 e 350,0 MWmed em junho/2014, em todos os patamares de carga. Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de maio/2014 irão compor a Nota Técnica ONS n° 0075/2014, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no próximo dia 28/04/2014. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO em 24/04/2014. 4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 4.1. Condições Hidrometeorológicas 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 primeirasemana 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, é de fundamental importância a análises de clima e tempo no contexto do SIN. 4.1.1. Condições Antecedentes Na semana entre 19 e 25 de abril, a passagem de uma frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Paraíba do Sul, Grande e Paranaíba, e chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca(Figura 5). Figura 5–Mapa de anomalia da precipitação acumulada de 19/04/2014 a25/04/2014 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 [MWmed] Usinas não simuladas individualmente - Totais - SIN PMO abr/14 PMO mai/14 Maior diferença de 2826 MWmed em set/18. Aplicação dos fatores para as UEEs
  7. 7. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 7 4.1.2. Previsões – Maio/2014 Para a semana de 26 de abril a 2 de maio, s previsão é de que a atuação de uma frente fria pelas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasionará chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco ocorrem pancadas de chuva (Figura 6). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Figura 6- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 26/04/2014 a 02/05/2014 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, diminuição nas afluências de todos os subsistemas. Para o mês de Maio, são previstas afluências inferiores às verificadas até o momento no mês de Abril para todos os subsistemas. Cabe destacar, que as médias de afluências verificadas no trimestre Janeiro/14 a Março/14 para os subsistemas SE/CO e Nordeste, situam-se na posição de 3º pior do histórico de 82 anos. Neste contexto, o subsistema Nordeste apresentou as piores médias do histórico para os meses de Fevereiro e Março de 2014. A Tabela 12 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média para o mês de Maio. Tabela 12 – Previsão de ENA do PMO de Maio/2014 As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas no PMO de Maio/2014. Figura 7 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste –PMO de Maio/2014 Figura 8 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Maio/2014 PMO de Maio/2014 - ENAs previstas MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 31.009 81 26.138 87 S 5.777 81 7.316 85 NE 4.067 38 3.889 53 N 13.774 103 10.297 106 26/4 a 2/5/2014 Mês de Maio Subsistema
  8. 8. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 8 Figura 9 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Maio/2014 Figura 10 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Maio/2014 4.2. Cenários gerados para o PMO de Maio/2014 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados para o PMO de Maio/2014 para acoplamento com a FCF do mês de Junho/2014. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para oSubsistema Sudeste, em %MLT,para o PMO de Maio Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO de Maio Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT,para o PMO de Maio Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO de Maio 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) EnergiaNaturalAfluente(%MLT) SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014 REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200% Probabilidadeacumulada Energia Natural Afluente (%MLT) SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014 PMO 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) EnergiaNaturalAfluente(%MLT) SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014 REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% Probabilidadeacumulada Energia Natural Afluente (%MLT) SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014 PMO
  9. 9. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 9 Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT,para o PMO de Maio Figura 16 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO de Maio Figura 17 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Maio Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO de Maio Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de Maio e Junhosão apresentados na tabela a seguir. Tabela 13 – MLT da ENA nos meses de Maio e Junho 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 52 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas para cada subsistema e 24 associadas ao despacho térmico antecipado. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Junho/2014, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-4, NE-1, e N-1. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 267 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Junho/2014no PMO de Maio/2014. 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) EnergiaNaturalAfluente(%MLT) SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014 REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% Probabilidadeacumulada Energia Natural Afluente (%MLT) SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014 PMO 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(JUN) EnergiaNaturalAfluente(%MLT) SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAI/2014 REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% Probabilidadeacumulada Energia Natural Afluente (%MLT) SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUN/2014 PMO MLT das ENAs (MWmed) Subsistema SE/CO S NE N 7.346 9.672 25.580 9.828 4.841 4.737 30.143 8.612 Maio Junho
  10. 10. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 10 Figura 19 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema SE/CO – PMO de Maio/2014 Figura 20 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema S – PMO de Maio/2014 Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema NE – PMO de Maio/2014 Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Junho/2014 – Subsistema N – PMO de Maio/2014 A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Junho/2014 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas no PMO de Maio/2014. Figura 23 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Junho/2014 A análise dos gráficos acima mostra que, em função das baixas afluências e armazenamento no subsistema Sudeste e das afluências próximas da média para o subsistema Norte, os resultados da política de operação indicaram descolamento entre os CMOsdossubsistemas Sul/Sudeste dos CMOs dos subsistemas Norte/Nordeste. 0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00 1400,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% CMO(R$/MWh) PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00 1400,00 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% CMO(R$/MWh) PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema SUL: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% CMO(R$/MWh) PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% CMO(R$/MWh) PMO DE Maio/2014 CENÁRIOS - Subsistema NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 000 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 000 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 CMO(R$/MWh) CMO - SUDESTE (R$/MWh) Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Maio para acoplamento em Junho/2014 CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE
  11. 11. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 11 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 1ª Semana Operativa.O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados no PMO de Maio. Tabela 14 -Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO de Maio/14 (A) DJ 5 500kV Imperatriz / Pecém II - Sobral III 500 kV C2 / Pecém II - Fortaleza II 500 kV C2 (B) C1 Foz – Ivaiporã / DJ 03 S. Mesa 2 / DJ 08 S. Mesa 2 / SB A Foz 765 (C) RT 500 kV 100 Mvar TERESINA II RT5 + DJS (D) C1 Foz – Ivaiporã / SB A Foz 765 (E) CV1 Ibiuna / BR-B 345kV Ibiúna (F) C1 Foz – Ivaiporã / C1 Itaipu - Foz 60Hz / SB A Foz 765 Fluxo Patamar Demais Semanas Pesada 4.100 4.100 Média 3.906 4.199 Leve 3.885 4.288 Pesada 4.000 4.100 Média 3.919 4.100 Leve 3.922 4.100 Pesada 4.700 4.700 Média 4.700 4.700 Leve 4.700 4.700 Pesada 3.300 3.300 Média 3.250 (C) 3.300 Leve 3.300 3.300 Pesada 3.000 3.000 Média 3.318 3.318 Leve 3.651 3.651 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 1.100 1.100 Média 866 866 Leve 136 136 Pesada 4.800 5.100 Média 4.538 5.036 Leve 4.393 4.837 Pesada 8.840 9.100 Média 8.629 9.100 Leve 8.701 9.200 Pesada 5.700 5.700 Média 5.700 5.700 Leve 5.900 5.900 Pesada 6.700 7.800 Média 5.806 7.800 Leve 5.648 7.500 Pesada 5.820 6.300 Média 5.730 6.300 Leve 5.657 6.300 Pesada 5.800 6.300 Média 5.394 6.300 Leve 5.334 6.300 FNE (B) LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) 26/04 a 02/05/2014 RNE FNS FSENE+FMCCO (A) EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM (D) (E) ITAIPU 60 Hz RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz (D) (D) (F)
  12. 12. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 12 4.5. Previsões de Carga No subsistema NE, a carga prevista para o mês de maio, cuja taxa de crescimento é de 4,6%, reflete a sazonalidade histórica, com redução em relação ao mês imediatamente anterior. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 23,3% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação, a carga prevista para maio apresenta um acréscimo de apenas 0,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, comportamento influenciado pela redução de carga de um consumidor livre da rede básica do ramo de metalurgia. No subsistema Sul, a taxa de crescimento prevista de 5,0% reflete a continuidade do bom desempenho das atividades econômicas da região. No subsistema SE/CO, a taxa de crescimento prevista de 3,9% deve-se, dentre outros fatores, à expectativa de que o desempenho da carga do setor industrial seja superior ao verificado nesse mesmo mês do ano anterior. Tabela 15 - Evolução da carga para o PMO de Maio/2014 4.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de Maio, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO de Maio. 4.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 16 -Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão3 do PMO Abril/2014 e no PMO Maio/2014 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de Abril, para a 0:00 h do dia 26/04/2014. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SulExportadora de energia em função da melhoria nas condições hidroenergéticas da região; Região NEImportadora dos excedentes energéticos da região Norte; Região NorteExportadora dos excedentes energéticos para as regiões SE/CO e Nordeste; Região SE/COImportadora de energia das regiões Sul e Norte em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. 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 demaio. Var. (%) mai/14->mai/13 SE/ CO 38.041 38.585 38.653 38.589 38.566 38.617 38.442 3,9% SUL 10.403 10.804 10.656 10.633 10.584 10.622 10.624 5,0% NE 9.747 9.824 9.875 9.886 9.895 9.884 9.833 4,6% NORTE 5.164 5.304 5.264 5.291 5.314 5.326 5.277 23,3% SIN 63.355 64.517 64.448 64.399 64.359 64.449 64.176 5,5% Subsistema CARGA SEMANAL (MWmed) 5ª Sem 6ª Sem1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem CARGAMENSAL (MWmed) mai/14 88.082 88.082 88.082 88.082 88.082 88.082 80.089 79.440 78.894 79.255 80.457 82.091 0 25.000 50.000 75.000 100.000 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6 MW Potência Instalada Disponibilidade Subsistema Nível previsto na Revisão 3 do PMO abr/2014 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0 do PMO mai/2014 SE/CO 38,2 38,5 S 43,6 44,6 NE 43,5 43,2 N 89,2 89,0 Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 26/04/2014
  13. 13. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 13 Figura 24 - CMO do mês de Maioem valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 26/04 a 02/05/2014. Tabela 17- CMO por patamar de carga para a próxima semana 5.3. 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 Maio/2014. Figura 25 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Maio/2014 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. Tabela 18 – Energia Armazenável Máxima por subsistema 5.4. Geração Térmica O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 26/04 a 02/05/2014. Figura 26 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês Maio/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 783 MW de UTEs do Sistema Manaus. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Atlântico CSA¹, Sol, Angra 2, Angra 1¹, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Baixada Fluminense, Sta. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes, G. L. Brizola, Cocal, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, Luiz O. R. Melo ² , B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá¹, Pirat.12 O¹, Norte Fluminense 4, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia¹ e Goiânia 2; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana e Nutepa¹; Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém 1, Fortaleza, P. Pecém 2, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5 Sudeste 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 Sul 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 Nordeste 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52 Norte 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52 0 400 800 1.200 R$/MWh SE/CO S NE N Pesada 932,64 932,64 646,14 619,64 Média 918,18 918,18 632,61 194,35 Leve 909,14 909,14 619,66 160,61 Média Semanal 915,54 915,54 628,19 217,66 Patamares de Carga CMO (R$/MWh) Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] SUDESTE 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3 SUL 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8 NORDESTE 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0 NORTE 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 EAR(%EARmax) ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - Maio/2014 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema SE/CO S NE N 19.930 51.808 14.046 19.930 51.808 14.665 Maio Junho 203.840 203.840 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 244 244 INFLEXIBILIDADE 0 0 0 182 182 ORDEM DE MÉRITO 7735 2004 3531 1738 15009 7.735 2.004 3.531 15.435 2.164 0 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 MWmed
  14. 14. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 14 Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande e Suape II³; Região Norte: Suzano Maranhão, Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Geramar 1 4 e Geramar 2 4 ; o Sistema Manaus: C. Rocha, Jaraqui, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui, Aparecida4 , Mauá B34 , Mauá B44 , Mauá B5B4 , Distrito A4 , Mauá B5A4 eFlores 14 . ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 28/06/2014 a 04/07/2014. No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por patamar de carga, os valores e a razão do despacho. Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante as etapas de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real. 5.5. Resumo dos resultados do PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Maio/2014 e os valores esperados para o mês de Junho/2014, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste Figura 28 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul Figura 29 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste Figura 30 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 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 do PMO de Maio de 2014, foi realizada a partir de seis estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da Revisão 3 do PMO de Abril, considerando-se as previsões Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] CMO (R$/MWh) 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 882,16 EAR(%EARmax) 39,0 39,0 39,2 39,2 39,1 39,2 38,3 ENA(%mlt) 81,4 95,0 84,1 79,5 86,5 83,3 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 900,0 1000,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 CMO(R$/MWh) EARouENA(%) PMO - SE/CO - Maio/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] CMO (R$/MWh) 915,54 913,80 920,97 923,46 907,30 881,62 EAR(%EARmax) 45,0 44,5 45,1 46,2 48,0 48,9 56,8 ENA(%mlt) 79,2 73,5 83,3 98,0 84,5 89,9 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 900,0 1000,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 CMO(R$/MWh) EARouENA(%) PMO - S - Maio/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] CMO (R$/MWh) 628,19 703,39 764,58 772,24 843,52 793,68 EAR(%EARmax) 43,0 43,3 43,3 43,2 42,9 42,5 38,0 ENA(%mlt) 38,7 54,4 54,8 51,6 48,8 61,7 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 900,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 CMO(R$/MWh) EARouENA(%) PMO - NE - Maio/2014 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[JUN] CMO (R$/MWh) 217,66 226,71 632,84 573,84 843,52 793,68 EAR(%EARmax) 89,0 90,6 91,7 92,5 93,4 93,7 90,9 ENA(%mlt) 102,2 131,0 114,2 96,5 77,8 110,2 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 900,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 110,0 120,0 130,0 140,0 CMO(R$/MWh) EARouENA(%) PMO - N - Maio/2014
  15. 15. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 15 de vazão e carga do PMO de maio. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: Função de Custo Futuro, nível de partida dos reservatórios, expansão da geração, dados de desligamentos das linhas e finalmente, dados de disponibilidades. Os valores dos CMOs publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemasSE/CO e Sul Figura 32 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Figura 33 - Análise da variação do CMO no subsistemaNorte Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões e a FCF tiveram um maior impacto nos subsistemas Sul e Sudeste. Ao observarmos a evolução dosCMOs previstos na última revisão nos subsistemas Norte e Nordeste, percebemos que uma redução significativa ocorreu nesta revisão por conta das novas disponibilidades influenciadas pelas voltas de Santo Antônio e Angra I, atualização do cronograma de manutenção e fatores de disponibilidade, montantes de geração das usinas não despachadas individualmente, dados de Itaipu e despachos das usinas a GNL.Tais atualizações ocorridas nas disponibilidadesredistribuíram os fluxos dos intercâmbios com consequente desacoplamento do Nordeste. Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior. 7. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de maio, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de maio. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de maio com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 19– ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/04 a 25/04/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/04 a 02/05/2014 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/04 a 25/04/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/04 a 02/05/2014 CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/04 a 25/04/2014 44/0/2014 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/04 a 02/05/2014
  16. 16. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 16 A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 34 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 8. INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu - Jurupari – Oriximiná – Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 35, a seguir. Figura 35 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM) O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de setembro, pois apesar do sistema em 230 kV do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kV – 2x450 MVA e da LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá, em circuito duplo de mesma torre já estar disponível para a operação desde final de janeiro de 2014, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para o final do mês de junho de 2014, porém só poderão ser comissionadas a partir da segunda quinzena de julho, após o término da Copa do Mundo FIFA 2014. No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível. Entretanto, em virtude do atraso nas obras de 230 kV e 138 kV, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e em manter em operação todo o parque térmico existente. A Eletrobrás Amazonas Energia (EAME) planejou a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kV quanto no sistema de 138 kV, até sua configuração definitiva, a partir do qual o sistema receptor e o de 230 kV deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede. A Figura 36, a seguir, mostra o sistema atual de Manaus integrado ao SIN, em configuração provisória, através do MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 29.407 98% 11.311 131% 4.311 59% 11.311 117% VE 26.138 87% 7.316 85% 3.889 53% 10.297 106% LI 22.798 76% 3.558 41% 3.465 47% 9.283 96% ENA MENSAL NESE/CO NS 913,42 1.256,34 915,54 683,86 400 650 900 1.150 1.400 26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE R$/MWh Regiões SE/CO e Sul VE LI LS 703,39 784,19 628,19 665,75 600 650 700 750 800 26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE R$/MWh Região NE VE LI LS 226,71 632,84 217,66 196,67 100 300 500 700 26/04 a 02/05/2014 CASOS DE SENSIBILIDADE R$/MWh Região Norte VE LI LS
  17. 17. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 17 seccionamento em Lechuga do circuito existente 230 kV Manaus – Cristiano Rocha C1, mantendo a LT 230 kV Manaus – Balbina C2, nas condições atuais de operação, intacta. Em outubro de 2013 entrou em operação a SE Manaus 230/138 kV – 150MVA, a LT 138 kV Manaus – Cachoeira Grande C1 e a SE Cachoeira Grande 138/13,8 kV – 60 MVA. Figura 36 - Configuração Atual Para esta configuração, é necessário restringir o fluxo pela interligação TMM em até 100 MW, em razão da vulnerabilidade desse sistema e limitar o somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus em valores que variam de 250 a 350 MW em função da condição de carga. Dessa forma faz-se necessário manter em operação todo o parque térmico atual de Manaus. A Figura 37, a seguir, mostra a configuração prevista com a entrada em operação da SE Jorge Teixeira 230 / 138 kV – 2 X 150 MVA suprindo a SE Mutirão através da LT 138 kV Jorge Teixeira - Mutirão e a LT 138 kV Mutirão – Cachoeira Grande. Figura 37– Configuração prevista para maio/2014 Para esta configuração intermediária o sistema receptor continua vulnerável sendo necessário limitar o fluxo da interligação TMM e do somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus e manter em operação todo o parque térmico atual de Manaus. A Figura 38, a seguir, mostra a configuração com a entrada em operação do seccionamento completo na SE Lechuga, a LT 230 CD Jorge Teixeira – Mauá 3 e SE Mauá3 230/138 kV – 3 x 150 e 138/69 kV – 3 x 150 MVA, que elimina a restrição do somatório de fluxos de circuitos 230 kV que chegam em Manaus. Figura 38 – Configuração prevista a partir de junho/2014
  18. 18. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 18 A partir desta configuração, a contingência mais severa para atendimento a Manaus passa a ser a perda da própria interligação 500 kV, ficando o seu fluxo limitado a 50% da carga de Manaus. Essa operação implica numa redução da necessidade de geração térmica, que é dimensionada considerando que a mesma em conjunto com a geração hidráulica da UHE Balbina atenda pelo menos 50% da carga deste sistema, tendo como premissa que o ERAC cortará os outros 50% de carga, evitando o colapso de frequência quando da perda dupla da interligação TMM. Está prevista, a partir fevereiro de 2015, a expansão do parque gerador térmico de Manaus, com a entrada em operação da nova UTE Mauá 3, primeiramente em ciclo aberto de operação, com duas unidades a gás de 187,50 MW cada, totalizando uma geração de 375 MW. A partir de novembro de 2015, esta nova UTE operará em ciclo combinado pleno, com entrada em operação da terceira unidade a vapor de 208 MW, disponibilizando 570 MW. Ressalta-se que somente após a entrada em operação desta UTE poderão ser desativadas todas as usinas movidas a óleo combustível atualmente alugadas pela EAME. 9. INTEGRAÇÃO DO 1٥ BIPOLO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de 6.900 MW, sendo 3.150 MW em Santo Antônio (44 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 2016. A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV do Acre – Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 39. Figura 39 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de 2013. Nas primeiras semanas de fevereiro de 2014 as altas vazões verificadas na bacia do Rio Madeira provocaram elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio, com perda de altura de queda e consequentemente, redução de potência na UHE Santo Antônio. Dessa forma, foi mantido em operação o 1°Bipolo (configuração monopolar) em paralelo com o Transformador Provisório, com a estação Back-to-Back desligada. Na segunda quinzena do mês de fevereiro verificou-se nova elevação do nível a jusante da UHE Santo Antônio agravando a redução da queda levando ao desligamento de toda a usina. Assim, a contribuição do Complexo Madeira para o atendimento aos estados do Acre e Rondônia foi realizado através do Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA escoando a geração da UHE Jirau que já conta com seis unidades em operação comercial. A UTE Termonorte II foi despachada em função das condições energéticas vivenciadas pelo país neste início de ano.
  19. 19. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 19 Em maio estão previstos os testes da operação bipolar. Desta forma, a configuração prevista para esse período será a configuração monopolar com retorno metálico com o transformador provisório escoando uma potência de 1.500 MW. Em junho são esperados os testes da operação com dois blocos do Back-to-Back, devendo ser utilizada a configuração bipolar com somente um bloco, escoando uma potência total de 3.550 MW. Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d’água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (período chuvoso), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (período seco), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores níveis de armazenamento. 10. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS (http://www.ons.org.br/operacao/apresentacoesPMO.aspx). Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelos tels: (21)3444-9518 / 9307 e pelo emailpmo@ons.org.br As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br
  20. 20. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 20 Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA P M L P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA 0,01 0,0 0,0 0,0 SOL 0,01 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 128,9 ANGRA2 19,59 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 ANGRA1 23,29 0,0 0,0 0,0 NORTEFLU1 37,80 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 NORTEFLU2 58,89 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 NORTEFLU3 102,84 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 BAIXADAFL 119,26 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 245,7 ST.CRUZNO 134,74 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 ATLANTICO 137,00 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 LC.PRESTES 142,62 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 263,0 L.BRIZOLA 166,96 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 900,0 COCAL 172,08 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 19,7 PIE-RP 177,58 0,0 0,0 0,0 JUIZDEFO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 W.ARJONA 197,85 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 LUIZORMELO 204,80 39,1 34,2 18,8 39,1 34,2 18,8 39,1 34,2 18,8 BLSOBRINHO 219,64 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 320,0 EUZEBIO.RO 238,34 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 209,1 AUR.CHAVES 259,87 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 222,1 ST.CRUZ34 310,41 0,0 0,0 0,0 FGASPARIAN 320,92 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 554,9 M.LAGO 386,39 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 866,4 CUIABACC 463,79 0,0 0,0 0,0 PIRAT.12 O 470,34 0,0 0,0 0,0 NORTEFLU4 509,58 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 R.SILVEIRA 523,35 0,0 0,0 0,0 TNORTE2 551,09 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 266,2 VIANA 619,65 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0 IGARAPE 645,30 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0 PALMEIR_GO 777,98 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 DAIA 790,66 0,0 0,0 0,0 GOIANIA2 860,66 66,0 68,0 72,0 66,0 68,0 72,0 66,0 68,0 72,0 CARIOBA 937,00 UTEBRASIL 1047,38 XAVANTES 1146,42 0,0 0,0 0,0 7491,0 7488,1 7476,7 7491,0 7488,1 7476,7 0 0 0 0,0 0,0 0,0 7491,0 7488,1 7476,7TOTALSE/CO REGIÃO SE/CO TÉRMICAS CVU (R$/MWh) INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE P M L P M L P M L P M L P M L P M L CANDIOTA_3 61,76 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 P.MEDICI A 115,90 0,0 0,0 0,0 P.MEDICI B 115,90 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 J.LACER. C 145,71 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 J.LACER. B 176,67 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 J.LAC. A2 176,85 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 CHARQUEADA 196,16 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 MADEIRA 221,52 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 J.LAC. A1 234,31 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 S.JERONIMO 248,31 0,0 0,0 0,0 FIGUEIRA 373,45 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 S.TIARAJU 674,64 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 120,9 ARAUCARIA 695,81 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 URUGUAIANA 740,00 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 244,0 NUTEPA 780,00 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 2004,4 0 0 0 0,0 0,0 0,0 2004,4 2004,4 2004,4TOTALSUL REGIÃO SUL TÉRMICAS CVU (R$/MWh) INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE
  21. 21. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 21 P M L P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE 70,16 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 485,0 P.PECEM1 105,11 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 P.PECEM2 113,38 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 C.FURTADO 205,25 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 158,9 TERMOCEARA 237,70 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 R.ALMEIDA 258,85 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 JS_PEREIRA 287,83 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 310,1 PERNAMBU_3 458,38 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 94,0 MARACANAU 602,33 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 142,0 TERMOCABO 612,07 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 TERMONE 614,62 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 TERMOPB 614,62 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 CAMPINA_GR 619,66 164,0 164,0 115,6 164,0 164,0 115,6 164,0 164,0 115,6 SUAPEII 632,61 358,0 274,5 358,0 274,5 358,0 274,5 0,0 GLOBALI 697,82 GLOBALII 697,82 ALTOS 726,16 ARACATI 726,16 BATURITE 726,16 C.MAIOR 726,16 CAUCAIA 726,16 CRATO 726,16 IGUATU 726,16 JUAZEIRON 726,16 MARAMBAIA 726,16 NAZARIA 726,16 PECEM 726,16 CAMACARI G 732,99 BAHIA_1 743,74 CAMACAR_MI 845,63 CAMACAR_PI 845,63 CAMACARI 915,17 PETROLINA 927,79 POTIGUAR_3 1022,71 POTIGUAR 1022,73 PAUFERRO 1133,86 TERMOMANAU 1133,86 0,0 0,0 0,0 3747,6 3664,1 3341,2 3747,6 3664,1 3341,2 0 0 0 0,0 0,0 0,0 3747,6 3664,1 3341,2TOTALNE REGIÃO NORDESTE TÉRMICAS CVU (R$/MWh) INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO eINFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE P M L P M L P M L P M L P M L P M L SUZANOMA 0,01 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 127,4 PARNAIB_IV 69,00 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 P.ITAQUI 108,23 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 360,0 MARANHAOV 124,48 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 MARANHAOIV 124,48 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 N.VENECIA2 160,61 176,2 176,2 119,0 176,2 176,2 119,0 176,2 176,2 119,0 GERAMAR1 619,64 0,0 GERAMAR2 619,64 121,1 121,1 121,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1516,2 1395,1 1337,9 1516,2 1395,1 1337,9 0 0 0 0,0 0,0 0,0 1516,2 1395,1 1337,9 RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TOTALNORTE REGIÃO NORTE TÉRMICAS CVU (R$/MWh) INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA
  22. 22. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013 O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte. 22 P M L P M L P M L P M L P M L P M L C.ROCHA 0,01 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 JARAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 MANAUARA 0,01 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 64,9 PONTANEGR 0,01 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 TAMBAQUI 0,01 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 APARECIDA 302,19 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 MAUAB3 411,92 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 MAUAB4 449,98 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 MAUAB5B 590,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 DISTRITOA 611,14 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 19,0 MAUAB5A 616,42 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 FLORES1 618,81 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 DISTRITOB 622,60 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 FLORES3 631,82 20,0 20,0 10,1 20,0 20,0 10,1 FLORES2 636,82 20,0 20,0 20,0 20,0 0,0 FLORES4 639,79 18,0 18,0 18,0 18,0 0,0 IRANDUBA 654,56 45,0 11,1 45,0 11,1 0,0 CIDADENOV 654,63 19,0 19,0 0,0 0,0 MAUAB6 657,05 1,1 1,1 0,0 0,0 MAUAB7 659,10 SAOJOSE1 660,35 SAOJOSE2 660,35 MAUAB1 844,72 APARB1TG6 926,82 ELECTRON 1165,12 0,0 200,0 200,0 716,9 321,9 321,9 716,9 521,9 521,9 0 0 0 141,1 282,1 223,1 858,0 804,0 745,0 RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TOTALMANAUS REGIÃO MANAUS TÉRMICAS CVU (R$/MWh) INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA

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