1) O relatório descreve as condições hidrometeorológicas nas regiões do Brasil e prevê chuvas fracas em algumas bacias na semana de 15 a 21 de fevereiro; 2) As previsões indicam que fevereiro de 2014 terá afluências muito baixas nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e no Nordeste; 3) O relatório apresenta os cenários gerados para acompanhamento com o Programa Mensal de Operação de março de 2014.

1. Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação
Revisão 2 do PMO de Fevereiro
Semana Operativa de15/02a 21/02/2014
1.
APRESENTAÇÃO
Desde a segunda quinzena do mês de dezembro há a
atuação de uma massa de ar seco e quente nas regiões
Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, impedindo o avanço
de frentes frias por essas regiões ocasionando uma
estiagem prolongada e temperaturas elevadas. Essa
situação de bloqueio só foi interrompida no período de
16 a 18 de janeiro, quando uma frente fria avançou pela
região Sudeste e ocasionou chuva fraca nas bacias dos
rios Grande, São Francisco e Paranaíba.
Na semana de 08 a 14 de fevereiro, predominou a
estiagem nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e
Nordeste. A partir do dia 12 uma frente fria avançou
pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca à
moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e
Paranapanema.
Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, a previsão indica
chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva
nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba.
No fim da semana, pode ocorrer chuva fraca nas bacias
dos rios Uruguai e Jacuí.
Com relação às afluências médias mensais cabe destacar
que a previsão para fechamento do mês de fevereiro na
Revisão 2 do PMO indica que o subsistema SE/CO deve
apresentar o 2º pior mês de fevereiro do histórico de 84
anos, e que no subsistema Nordeste deverá ser
observado o pior mês de fevereiro desde 1931.
R$ 1.777,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de
R$ 736,59/MWh para R$ 717,79/MWh na região
Nordeste e de R$ 205,95/MWh para R$ 574,31/MWh na
região Norte.
2.
NOTÍCIAS
Em 27 e 28/02/2014: reunião de elaboração do PMO
Março de 2014 no prédio sede da CEDAE – Companhia
Estadual de Águas e Esgoto do RJ – na
Av. Presidente Vargas, 2.655 – Cidade Nova.
3.
INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO
DO PMO
3.1. 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 aprimeirasemana operativa,
na qual há uma significativa presença dos modelos
chuva/vazão.
No dia 06/02/2014, ocorreram recordes de demanda
instantânea, nos subsistemas Sul e Sudeste/ C. Oeste,
onde as demandas máximas instantâneas atingiram,
respectivamente, 17.971 MW às 14h29min e 51.261 MW
às 15h47min.
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.
Na elaboração deste PMO, o armazenamento nos
reservatórios previstos para o início do estudo foi o
parâmetro de maior impacto na variação do Custo
Marginal de Operação – CMO na região SE/CO. O CMO
médio semanal passou de R$ 1.691,39/MWh para
3.1.1.
Condições Antecedentes
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 utiliza ção
total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
1

2. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
Na semana de 08 a 14/02/2014, predominou a estiagem
nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste devido
a atuação da massa de ar quente e seco; a partir do dia
12 uma frente fria avançou pelos estados da região Sul
ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios
Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema. Na bacia do rio
Tocantins observou-se chuva fraca à moderada (Figura
1).
Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, prevê-se que a
atuação de uma frente fria no estado de São Paulo no
início da semana ocasione chuva fraca na bacia do rio
Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande,
Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, uma nova
frente fria deverá avançar pelo Rio Grande do Sul,
ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e
Jacuí. A bacia do rio Tocantins permanece apresentando
chuva fraca à moderada durante toda semana(Figura 2).
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.
2
Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 08a
13/02/2014
A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na
semana de 01 a 07/02/2014 e a estimada para a semana
de 08a 14/02/2014nos Subsistemas do SIN.
Tabela 1 – ENAs passadas consideradas na REV2 do PMO de
Fevereiro/2014
Rev.2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs
1/2 a 7/2/2014
8/2 a 14/2/2014
Subsistema
MWmed
%MLT
MWmed
%MLT
SE/CO
21.099
36
16.510
28
S
4.672
56
4.001
48
NE
5.752
38
4.410
30
N
11.570
89
10.621
81
3.1.2.
Revisão das previsões– Fevereiro/2014
Figura 2- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 15 a 21/02/2014
Em comparação com as afluências da semana anterior,
prevê-se para a semana operativa de 15 a 21/02/2014,
aumento das afluências em todos os subsistemas do SIN,
à exceção do subsistema Nordeste. A revisão das
previsões para fechamento do mês de fevereiro indicam
queda das afluências em relação à Revisão 1 nos
subsistemas Sudeste e Norte, um aumento expressivo
nas afluências do subsistema Sul e a permanência das
afluências no mesmo patamar previsto na Revisão 1 para
o subsistema Nordeste. A Tabela 2 apresenta os
resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e
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. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
a revisão da previsão para fechamento do mês de
fevereiro.
REGIÃO NORDESTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2
16.000
14.564
14.000
Tabela 2 – Previsão de ENA na REV1 do PMO de Fevereiro/2014
14.565
12.000
As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO
de Fevereiro/2014.
ENA (MWmed)
10.000
Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs previstas
15/2 a 21/2/2014
Mês de Fevereiro
Subsistema
MWmed
%MLT
MWmed
%MLT
SE/CO
20.535
35
21.830
37
S
7.825
93
6.485
77
NE
2.710
18
3.904
26
N
12.126
93
11.548
88
8.000
7.685
6.000
5.336
5.752
4.410
4.000
ENA semanal prevista na REV1
3.835
ENA semanal prevista
2.000
2.743
2.710
2.792
ENA semanal estimada
ENA semanal verificada
0
04/01-10/01
11/01-17/01
18/01-24/01
25/01-31/01
01/02-07/02
08/02-14/02
15/02-21/02
22/02-28/02
01/03-07/03
Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no
Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2014
REGIÃO NORTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2
16.000
REGIÃO SUDESTE - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2
14.000
12.317
40.000
12.819
12.000
12.126
32.342
10.000
33.078
30.000
29.228
27.129
ENA (MWmed)
25.000
27.350
28.492
19.490
20.000
20.535
21.099
ENA (MWmed)
35.000
11.570
10.887
9.033
8.999
8.000
6.000
4.000
ENA semanal prevista na REV1
16.510
15.000
11.875
10.621
10.510
ENA semanal prevista
2.000
ENA semanal estimada
10.000
ENA semanal verificada
ENA semanal prevista na REV1
0
04/01-10/01
ENA semanal prevista
5.000
11/01-17/01
18/01-24/01
25/01-31/01
01/02-07/02
08/02-14/02
15/02-21/02
22/02-28/02
01/03-07/03
ENA semanal estimada
ENA semanal verificada
0
04/01-10/01
11/01-17/01
18/01-24/01
25/01-31/01
01/02-07/02
08/02-14/02
15/02-21/02
22/02-28/02
01/03-07/03
Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no
Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2014
Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Fevereiro/2014
REGIÃO SUL - ENAs - FEVEREIRO/2014 - RV2
16000
3.2. Cenários gerados na Revisão 2 do PMO de
Fevereiro/2014
15084
14000
12000
10877
9.440
ENA (MWmed)
10000
9804
8.239
7.825
8000
7309
6000
4.001
4.672
4000
3.945
ENA semanal prevista na REV1
ENA semanal prevista
2000
ENA semanal estimada
ENA semanal verificada
0
04/01-10/01
11/01-17/01
18/01-24/01
25/01-31/01
01/02-07/02
08/02-14/02
15/02-21/02
22/02-28/02
01/03-07/03
As figuras a seguir apresentam as características dos
cenários gerados na Revisão 2 do PMO de
Fevereiro/2014 para acoplamento com a FCF do mês de
Março/2014. São mostradas, para os quatro subsistemas,
as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada
dos cenários de ENA.
Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no
Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2014
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
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3

4. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE
ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014
SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014
160%
100%
90%
Probabilidade acumulada
Energia Natural Afluente (%MLT)
140%
120%
100%
80%
60%
40%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
20%
0%
0%
0%
Sem_01
Sem_02
Sem_03
REVISÃO 0
REVISÃO 1
Sem_04
50%
100%
150%
200%
250%
Energia Natural Afluente (%MLT)
VE(MAR)
PMO
REVISÃO 2
RV1
RV2
Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Sudeste, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro
Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Sul na Rev2 do PMO de Fevereiro
SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014
SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS
DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014
140%
100%
120%
Energia Natural Afluente (%MLT)
Probabilidade acumulada
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
0%
Sem_01
Energia Natural Afluente (%MLT)
PMO
RV1
Sem_02
Sem_03
REVISÃO 0
RV2
Sem_04
REVISÃO 1
VE(MAR)
REVISÃO 2
Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para
o Subsistema Sudeste na Rev2 do PMO de Fevereiro
Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Nordeste, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro
SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs
GERADOS PARA O PMO FEV/2014
SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014
100%
250%
Probabilidade acumulada
Energia Natural Afluente (%MLT)
90%
200%
150%
100%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
50%
0%
0%
0%
Sem_01
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
Energia Natural Afluente (%MLT)
Sem_02
Sem_03
REVISÃO 0
REVISÃO 1
Sem_04
VE(MAR)
REVISÃO 2
Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Sul, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro
PMO
RV1
RV2
Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Nordeste na Rev2 do PMO de Fevereiro
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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
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5. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências
possuem coeficientes significativos em todos os meses.
No mês de acoplamento, Março/2014, a ordem das ENAs
passadas significativas para a formação da FCF para cada
um dos subsistemas foram: SE/CO-2, S-3, NE-2, e N-1.
SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE
ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/2014
180%
Energia Natural Afluente (%MLT)
160%
140%
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Sem_01
Sem_02
Sem_03
REVISÃO 0
Sem_04
REVISÃO 1
VE(MAR)
REVISÃO 2
Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema
Norte, em %MLT, na Rev2 do PMO de Fevereiro
Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x
ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada
subsistema, dos 143 cenários gerados para o
acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de
Março/2014no PMO de Fevereiro/2014.
REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO
ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/2014
3500,00
100%
3000,00
2500,00
80%
CMO (R$/MWh)
Probabilidade acumulada
90%
70%
60%
50%
40%
2000,00
1500,00
1000,00
30%
20%
500,00
10%
0,00
0%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
0%
180%
20%
40%
Energia Natural Afluente (%MLT)
PMO
RV1
RV2
Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários
para o Subsistema Norte na Rev2 do PMO de Fevereiro
Março
55.117
6.934
14.944
15.146
100%
120%
140%
160%
REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA SUL: CMO x ENA e CMO x EAR
3000,00
2500,00
CMO (R$/MWh)
Tabela 3 – MLT da ENA nos meses de Fevereiroe Março
80%
EAR (%EARmax)
Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março
– Subsistema SE/CO – PMO de Fevereiro/2014
Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias
naturais afluentes para os meses de Fevereiroe
Marçosão apresentados na tabela a seguir.
MLT das ENAs (MWmed)
Subsistema
Fevereiro
SE/CO
58.982
S
8.375
NE
14.947
N
13.071
60%
ENA (%MLT)
2000,00
1500,00
1000,00
500,00
0,00
0%
50%
100%
ENA (%MLT)
150%
200%
250%
EAR (%EARmax)
Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de
Março– Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/2014
3.3. Análise dos resultados no acoplamento com a FCF
A otimização do Planejamento da Operação tem por
função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo
Total de Operação do Sistema no período de
planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,
a cada mês, em função de até 52 variáveis de estado do
sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes
passadas para cada subsistema e 24 associadas
àantecipação do despacho térmico. Em função da ordem
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
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6. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
3.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas
REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR
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.
800,00
700,00
CMO (R$/MWh)
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
0%
20%
40%
60%
ENA (%MLT)
80%
100%
120%
EAR (%EARmax)
Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março
– Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/2014
O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os
limites destes utilizados na Revisão 2 do PMO de
Fevereiro.
REV.2 DO PMO DE Fevereiro/2014 CENÁRIOS SUBSISTEMA NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR
400,00
350,00
CMO (R$/MWh)
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
0%
20%
40%
60%
80%
ENA (%MLT)
100%
120%
140%
160%
180%
EAR (%EARmax)
Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de
Março– Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/2014
A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão
correlacionando os custos marginais de operação dos
cenários no final do mês de Março/2014 do subsistema
SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO
de Fevereiro/2014.
Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 2 do PMO do
mês de Fevereiro para acoplamento em Março/2014
3.000
2.500
CMO (R$/MWh)
2.000
CMO - SUL
1.500
CMO - NORDESTE
CMO - NORTE
1.000
500
000
000
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
CMO - SUDESTE (R$/MWh)
Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de
Março/2014
A análise dos gráficos acima mostra que, em função dos
cenários de afluências gerados, os CMOs dossubsistemas
Sul/Sudeste, Nordeste e Norte devem permanecer
descolados.
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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
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7. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
Tabela 4 -Limites de intercâmbio de energia considerados na
Revisão 2do PMO de Fevereiro/14
LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)
Fluxo
Patamar
Pesada
RNE
Média
Leve
Pesada
FNS
Média
Leve
Pesada
FSENE+FMCCO
Média
Leve
Pesada
FNE
Média
Leve
Pesada
EXPORT. NE
Média
Leve
Pesada
FMCCO
Média
Leve
Pesada
FCOMC
Média
Leve
Pesada
FSENE
Média
FSM
Pesada
Média
Leve
Leve
Pesada
RSE
Média
Leve
Pesada
FORNEC. SUL
Média
Leve
Pesada
RECEB. SUL
Média
Leve
Pesada
ITAIPU 50 Hz
Média
Leve
Pesada
ITAIPU 60 Hz
Média
Leve
(A)
(B)
(C)
(D)
15/02 a
21/02/2014
3.950
4.018
4.189
4.100
4.043
3.696
4.700
4.700
4.700
3.300
3.300
3.300
3.000
3.322
3.648
4.000
4.000
4.000
4.000
4.000
4.000
1.100
1.100
1.100
5.100
5.100
4.956
9.100
9.100
8.689
5.700
5.700
5.700
7.800
7.800
7.500
6.300
6.300
6.202
6.300
6.300
6.172
(A)
(B)
(C)
(D)
(D)
(D)
Demais
Semanas
4.100
4.201
4.287
4.100
4.043
3.839
4.700
4.700
4.700
3.300
3.300
3.300
3.000
3.322
3.648
4.000
4.000
4.000
4.000
4.000
4.000
1.100
1.100
1.100
5.100
5.100
5.100
9.100
9.100
9.200
5.700
5.700
5.700
7.800
7.800
7.500
6.300
6.300
6.300
6.300
6.300
6.300
DJ-07 Imperatriz 500 kV / DJ 500 kV U.SOBRADINHO C2
DJ 9474 Gurupi 500 kV
BCS-2 Samambaia 500 kV
C2 Ivaiporã / Itaberá
No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento
prevista de 28,5% decorre, principalmente, da
interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa
interligação no subsistema, a carga prevista para
fevereiro/14 apresenta um acréscimo de 5,2% em
relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado pelo
aumento de carga das distribuidoras e entrada de um
consumidor industrial do setor de celulose na Rede
Básica.
Nos subsistemas SE/CO e Sul, os acréscimos previstos de
12,3% e 21,5%, respectivamente, devem-se ao intenso
uso de aparelhos de refrigeração em decorrência das
elevadas temperaturas registradas no primeiro decêndio
do mês em curso.
O maior nº de dias úteis em relação a fevereiro/13
contribuiu para as taxas de crescimento de carga de
todos os subsistemas.
Tabela 5- Previsão da evolução da carga para a Revisão 2do
PMO deFevereiro/2014
CARGA SEMANAL (MWmed)
CARGA MENSAL (MWmed)
Subsistema
1ª Sem
SUL
NE
NORTE
SIN
3ª Sem
4ª Sem
fev/14
Var. (% )
fev/14->fev/13
44.483
13.876
10.113
5.282
73.754
SE/ CO
2ª Sem
44.558
13.819
10.168
5.321
73.866
43.890
13.486
10.178
5.311
72.865
43.450
13.577
10.219
5.350
72.596
44.095
13.690
10.170
5.316
73.271
12,3%
21,5%
4,5%
28,5%
13,8%
3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN
O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica
total do SIN, para o mês de fevereiro, de acordo com o
cronograma de manutenção informado pelos agentes
para a Revisão 2 do PMO de Fevereiro.
Potência Instalada
Disponibilidade Hidráulica
100.000
86.941
86.941
79.927
80.264
Sem 1
Sem 2
3.5. Previsões de Carga
No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,5% é
explicado, principalmente, pelo comportamento da carga
demandada pelas classes residencial e comercial, reflexo
da incorporação de aparelhos elétricos para refrigeração
às residências e ao comércio, influenciado pelo aumento
da renda familiar.
MW
75.000
50.000
25.000
0
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3.7. Armazenamentos Iniciais por Subsistema
Tabela 6 -Armazenamentos iniciais, por subsistema,
considerados nas Revisões 1 e 2 do PMO Fevereiro/2014
Região SE/COImportadora de energia da região Norte
em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis
na região.
Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 15/02/2014
Subsistema
Nível previsto na
Revisão 1 do PMO
fev/2014
Partida informada pelos
Agentes para a Revisão 2
do PMO fev/2014
SE/CO
S
NE
N
37,0
45,5
42,6
73,4
36,1
43,6
42,3
71,3
4.2. Custos Marginais de Operação – CMO
A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de
Operação, em valores médios semanais, para as semanas
operativas que compõem o mês de Fevereiro.
2000
4.
PRINCIPAIS RESULTADOS
1500
R$/MWh
A primeira coluna da tabela acima corresponde ao
armazenamento previsto na Revisão 1 do PMO de
Fevereiro com a consideração do pleno atendimento aos
requisitos de carga, para a 0:00 h do dia 15/02/2014. A
segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a
partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de
Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.
1000
500
0
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Sem1
1065,74
1065,74
836,47
836,47
Sem2
1691,39
1691,39
736,59
205,95
Sem3
1777,54
1777,54
717,49
574,31
Sem4
1764,11
1764,11
723,60
574,08
4.1. Políticas de Intercâmbio
Figura 21 - CMO do mês de Fevereiro em valores médios
semanais
A figura a seguir apresenta a política de operação
determinada pelo modelo DECOMP para a semana
operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014.
Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por
patamar de carga, para a semana operativa de
15/02/2014 a 21/02/2014.
R$ 574,31/MWh
N
5300
FICT.
NORTE
2489
NE
2811
R$ 717,49/MWh
600
R$ 1777,54/MWh
3635
SE/CO
Caso 1: FEV14_RV2_N-2_V
50 Hz
ITAIP
1323
Caso 2
3531
60 Hz
Tabela 7- CMO por patamar de carga para a próxima semana
Patamares de
Carga
Pesada
Média
Leve
Média Semanal
SE/CO
1784,18
1784,18
1765,78
1777,54
CMO (R$/MWh)
S
NE
1784,18 732,99
1784,18 732,99
1765,78 690,04
1777,54 717,49
N
612,71
612,71
506,33
574,31
SEMANA 3
5575
FICT. SUL
MÉDIA DO ESTÁGIO
2044
R$ 1777,54/MWh
A diferença entre esses custos marginais foi devido aos
limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem
sido atingidos neste período de planejamento.
S
Figura 20 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana
4.3. Energias Armazenadas
Região SulIntercâmbio dimensionado em função das
condições hidroenergéticas da região;
Região NEImportadora dos excedentes energéticos da
região Norte;
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 Fevereiro/2014.
Região NorteExportadora de energia para as regiões
Nordeste e SE/CO;
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Melo², A. Chaves, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34¹,
F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12 O¹, R. Silveira¹,
Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia,
Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e Xavantes;
ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.2 DO PMO Fevereiro/2014
90,0
80,0
EAR (%EARmax)
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
Inic
Sem_1
Sem_2
Sem_3
Sem_4
VE[MAR]
SUDESTE
40,1
37,8
36,0
34,8
34,6
37,4
SUL
56,7
49,4
44,0
43,1
44,7
42,9
NORDESTE
42,7
42,8
42,0
41,5
41,0
42,7
NORTE
61,8
68,5
71,0
77,8
78,9
83,3
Figura 22 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do
mês de Fevereiro/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 8 – Energia Armazenável Máxima por subsistema
ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)
Subsistema
Fevereiro
Março
SE/CO
203.840
204.008
S
19.930
19.930
NE
51.808
51.808
N
15.100
14.269
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do
SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014.
MWmed
Figura 23 - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês
Fevereiro/2014
GARANTIA ENERGÉTICA
RESTRIÇÃO ELÉTRICA
INFLEXIBILIDADE
ORDEM DE MÉRITO
16.026
8.140
1.910
SE/CO
0
0
83
8056
SUL
0
0
0
1910
3.983
NE
0
24
0
3958
Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P.
Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado¹, Termoceará, R.
Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú,
Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina
Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³,
Baturite³, C. Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro
N³, Marambaia³, Nazaria³, Pecém³ e Camaçari Gás³;
Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V,
Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá
B4, Mauá B5B³, Distrito A³, Geramar 1³ e Geramar 2³.
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.
4.4. Geração Térmica
17500
15000
12500
10000
7500
5000
2500
0
Região Sul: Candiota3, P. Médici A¹, P. Médici B, J.
Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1,
S. Jerônimo¹, Figueira¹, S. Tiaraju, Araucária,
Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹;
Adicionalmente, 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 19/04/2014 a 25/04/2014.
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.
1.994
NORTE
0
60
322
1611
SIN
0
85
405
15536
Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:
Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte
Fluminense 1, 2 e 3, Atlântico, L. C. Prestes, Sta. Cruz
Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-Rp¹, Juiz de Fora,
W. Arjona, B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, Luiz O. R.
4.5. Estimativa de Encargos
Os valores na tabela a seguir representam a estimativa
do custo de despacho térmico por restrição elétrica para
a semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014, sendo
calculada pelo produto da geração térmica prevista e a
diferença entre o CVU e o CMO.
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POTIGUAR_3
POTIGUAR
Geração (MWmed)
Carga
Carga
Carga
Pesada
Média
Leve
R$ 1.021,69
R$ 1.021,71
11
9
18
14
120,0
8
6
TOTAL NE
REVISÃO 2 DO PMO - N - Fevereiro/2014
ESS ELÉTRICO
R$ 686.701,80
R$ 531.951,06
900,0
800,0
100,0
R$ 1.218.652,86
4.6. Resumo dos resultados do PMO
700,0
80,0
600,0
500,0
60,0
400,0
40,0
300,0
200,0
20,0
As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados
do PMO para as semanas do mês Fevereiro/2014 e os
valores esperados para o mês de Março/2014,
relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia
Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO)
nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional
(SIN).
REVISÃO 2 DO PMO - SE/CO - Fevereiro/2014
70,0
2000,0
1800,0
1600,0
50,0
1400,0
40,0
1200,0
1000,0
30,0
800,0
20,0
600,0
400,0
10,0
0,0
200,0
Inic
Sem_2
Sem_3
Sem_4
VE[MAR]
1.691,39
1.777,54
1.764,11
37,8
36,0
34,8
34,6
35,0
49,8
65,8
Figura 24 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste
REVISÃO 2 DO PMO - S - Fevereiro/2014
120,0
2000,0
1800,0
1600,0
1400,0
80,0
1200,0
60,0
1000,0
800,0
40,0
600,0
CMO (R$/MWh)
EAR ou ENA (%)
100,0
400,0
20,0
200,0
0,0
Inic
56,7
ENA(%mlt)
Sem_2
Sem_3
Sem_4
VE[MAR]
1.691,39
1.777,54
1.764,11
Inic
61,8
ENA(%mlt)
Sem_3
Sem_4
VE[MAR]
205,95
574,31
574,08
68,5
71,0
77,8
78,9
83,3
81,0
93,2
91,3
0,0
153,38
89,0
EAR(%EARmax)
Sem_2
836,47
CMO (R$/MWh)
Sem_1
96,0
Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte
5.
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 Fevereiro de
2014, foi realizada a partir de cinco estudos.
O caso inicial foi construído com base nos dados da
revisão 1do PMO, excluindo a semana operativa de
15/02/2014 a 21/02/2014.
49,4
44,0
43,1
44,7
91,7
111,5
CMO Médio Semanal
2ª semana operativa
08/02/2014 a 14/02/2014
42,9
48,0
0,0
Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes
blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos
reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de
intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores
dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão
reproduzidos, graficamente, a seguir.
82,3
CMO Médio Semanal
3ª semana operativa
15/02/2014 a 21/02/2014
1.633,01
56,0
EAR(%EARmax)
Sem_1
1.065,74
CMO (R$/MWh)
100,0
0,0
37,4
28,0
0,0
1.633,01
36,0
40,1
ENA(%mlt)
Sem_1
1.065,74
CMO (R$/MWh)
EAR(%EARmax)
CMO (R$/MWh)
EAR ou ENA (%)
60,0
CMO (R$/MWh)
CVU
(R$/MWh)
EAR ou ENA (%)
UTE
SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh)
Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul
1691,39 1688,03 1663,24
1794,24 1804,52 1811,91
1777,54
REVISÃO 2 DO PMO - NE - Fevereiro/2014
900,0
800,0
35,0
700,0
30,0
600,0
25,0
500,0
20,0
400,0
15,0
300,0
10,0
200,0
5,0
100,0
0,0
0,0
EAR(%EARmax)
ENA(%mlt)
42,7
Sem_1
Sem_2
Sem_3
Sem_4
VE[MAR
]
836,47
Inic
CMO (R$/MWh)
736,59
717,49
723,60
529,39
42,8
42,0
41,5
41,0
42,7
38,0
30,0
20,0
18,6
38,0
-3,36
-24,79
131,00
10,28
7,39
-34,37
Sem.2
Carga
Armaz.
Iniciais
Vazões
Desligam.
(1º Est.)
Demais
Atualiz.
CMO (R$/MWh)
40,0
EAR ou ENA (%)
45,0
Sem.1
Figura 28 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO
e Sul
Figura 26 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste
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11. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
CMO Médio Semanal
2ª semana operativa
08/02/2014 a 14/02/2014
CMO Médio Semanal
3ª semana operativa
15/02/2014 a 21/02/2014
Nordeste - CMO (R$/MWh)
736,59
711,60
Sem.1
Sem.2
731,74
717,49
717,49
1,75
18,39
-14,25
0,00
Carga
-68,12
713,35
43,13
668,47
Armaz.
Iniciais
Vazões
Desligam.
(1º Est.)
Demais
Atualiz.
Figura 29- Análise da variação do CMO no subsistema NE
CMO Médio Semanal
3ª semana operativa
15/02/2014 a 21/02/2014
CMO Médio Semanal
2ª semana operativa
08/02/2014 a 14/02/2014
Norte - CMO (R$/MWh)
574,31
157,53
157,53
-48,42
205,95
0,00
157,53
182,17
182,17
0,00
24,64
0,00
6.
EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS
Observa-se que os armazenamentos desta revisão do
PMO, contemplando a aplicação da metodologia vigente,
também conduziram ao atingimento de Custos Marginais
de Operação superiores ao 1º patamar de déficit
determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da
ANEEL.
Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em
pleno período úmido, o que conduz à expectativa de
reversão do atual cenário hidrológico.
Assim sendo, a operação do SIN continuará sendo
realizada considerando o pleno atendimento aos
requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido
na Resolução GCE nº 109/2002 em seu artigo 6º,
parágrafo 1º que prevê: “os valores obtidos para a
função Custo do Déficit não implicam acionamento de
medidas de redução compulsória de consumo”.
Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados
ao final das semanas operativas 3 e 4 do PMO de
Fevereiro/2014 são apresentados na tabela a seguir:
392,14
Tabela 9 - Evolução dos Armazenamentos – Fevereiro/2014
Armazenamento (%EARmax) - 24 hs
Subsistema
Sem.1
Sem.2
Carga
Armaz.
Iniciais
Vazões
Desligam.
(1º Est.)
SE/CO
S
NE
N
Figura 30 - Análise da variação do CMO no subsistema N
Aatualização da partida dos reservatórios foi o
parâmetro cuja atualização significou um maior impacto
na variação do CMO das regiões SE/CO e Sul.
Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos
resultados destes casos são consequência da atualização
parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior.
Partida
Previsão
31-jan
Demais
Atualiz.
Nesta revisão foi mantida a política de máxima
exploração do limite de transferências dos subsistemas
NE e N para a região SE/CO, em todos os patamares de
carga, o que resultou no desacoplamento dos valores de
custos marginais de operação entre estas regiões.O
aumento do CMO nos patamares de carga média e leve
da região Norte foi resultante da atualizaçãodo
cronograma de manutenção e do fator de
disponibilidade da UHE Tucuruí, associada à redução na
previsão de afluências a esta usina.
Verificado
7.
7-fev
14-fev
21-fev
28-fev
40,2
57,5
42,6
60,9
38,1
50,1
42,7
67,5
36,1
43,6
42,3
71,3
34,6
41,6
41,5
77,8
34,2
41,6
41,0
78,9
SENSIBILIDADE
A partir da consideração da ocorrência do valor esperado
da previsão de vazões para a 3ª semana operativa de
Fevereiro, 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 Fevereiro. A
tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro
com a consideração da ocorrência dos cenários de
sensibilidade a partir da próxima semana operativa.
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

12. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
Tabela 10 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade
ENA
MENSAL
SE/CO
S
NE
Tabela 11 – Limites de transmissão das usinas do rio Madeira
N
MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT
23.878
21.830
19.814
LS
VE
LI
40%
37%
34%
7.355
6.485
5.597
88%
77%
67%
4.069
3.904
3.737
27%
26%
25%
11.922
11.548
11.174
91%
88%
85%
A seguir estão esquematizados os valores de CMO
obtidos nos resultados dos estudos.
1.777,54
1.766,13
1.600
1.487,12
VE
LI
815,51
750
700
717,49
VE
LS
717,40
712,45
LI
LS
650
1.200
15/02 a 21/02/2014
630
Região Nordeste
800
2.006,99
2.000
R$/MWh
850
Regiões SE/CO e Sul
R$/MWh
2.400
CASOS DE SENSIBILIDADE
15/02 a 21/02/2014
R$/MWh
de
de
do
de
CASOS DE SENSIBILIDADE
Região Norte
612,71
580
Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas
operação e, consequentemente, custos marginais
operação somente poderão ser conhecidos ao longo
ano, quando da elaboração dos Programas Mensais
Operação e suas Revisões.
574,31
VE
8.1. Premissas
574,08
574,08
LI
8.1.1.
LS
Carga
530
15/02 a 21/02/2014
CASOS DE SENSIBILIDADE
Foi considerada a carga do PMO de fevereiro de 2014
Figura 31 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade
8.
12
ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS
ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE
COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE MARÇO/14
A FEVEREIRO/15
O estudo prospectivo apresentado neste documento tem
por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos
níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe
o SIN, através de simulações a usinas individualizadas
utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas
correspondem ao valor esperado da previsão de
afluências mensais para o período de estudo.
A Função de Custo Futuro utilizada foi elaborada a partir
do deck do Newave do PMO de fevereiro, mantendo-se a
mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo
consultados seus “cortes” a cada mês.
Adicionalmente, foram inseridas restrições de geração
máxima em Santo Antônio e Jirau, modelando a
capacidade de escoamento de energia dessas usinas.
Figura 32 – Carga por subsistema
8.1.2.
Níveis de Partida
Os níveis de partida adotados para 01/03/2014 são os
valores previstos, pelo modelo DECOMP na 1ª revisão do
PMO de fevereiro/2014.
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
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13. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
Figura 37 – ENA Norte
Figura 33 – Níveis de partida por subsistema
8.2. Resultados
8.1.3.
8.2.1.
Energia Natural Afluente
Evolução dos Armazenamentos
Figura 34-ENA Sudeste/Centro-Oeste
Figura 38 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/
Centro-Oeste
Figura 35 - ENA Sul
Figura 39 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul
Subsistema NORDESTE
14000
140%
77%
77%
82%
6437
6395
74%
58%
65%
4200
4000
53%
4294
3141
29%
0
Figura 36 – ENA Nordeste
2950
3078
2677
80%
89%
71%
84%
6000
2000
100%
90%
8583
8000
120%
10795
124%
10716
10961
10000
72%
% MLT
ENA (Mwmed)
12742 12645
114%
12000
60%
40%
2554
20%
0%
Figura 40 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema
Nordeste
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13

14. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
Tabela 12 – Custos Marginais de Operação por patamar de
carga
Figura 41 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte
8.2.2.
Geração termelétrica
Na base do histograma, em azul, está a geração mínima,
imposta pelas inflexibilidades e restrições, enquanto que
a geração máxima pode ser vista na parte superior em
vermelho.
Os decks deste
encontrados no
estudo prospectivo podem ser
linkhttp://aplicre.ons.org.br/PMO/ESTUDO
PROSPECTIVO/2014/ , sob o título “Estudo Prospectivo(MAR14-FEV15)PMO-fevereiro-2014-rev1-14022014”
9.
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
Figura 42 - Geração mínima x geração por ordem de mérito
8.2.3.
As contribuições referentes ao Relatório do Programa
Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o
email: pmo-ouv@ons.org.br
Custos Marginais Prospectivos
Os CMOs apresentados na figura a seguir são os CMOs
médios de cada subsistema e os valores lidos nos rótulos
são maiores CMOs médios mensais do SIN.
Figura 43 – Custos Marginais de Operação
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
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14

15. Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação
PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013
Anexo I – DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA
GERACÃO TÉRMICA PMO FEVEREIRO (MWmed) - SEMANA 15/02/2014 a 21/02/2014
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
ATLAN_CSA
0,01
SOL
0,01
ANGRA 2
19,59
ANGRA 1
23,29
NORTEFLU 1
37,80
NORTEFLU 2
58,89
NORTEFLU 3
102,84
ATLANTICO
134,26
LC.PRESTES
141,99
ST.CRUZ NO
165,35
L.BRIZOLA
166,01
COCAL
167,82
PIE-RP
177,58
JUIZ DE FO
188,54
W.ARJONA
197,85
BLSOBRINHO
218,69
EUZEBIO.RO
232,58
LINHARES
253,59
AUR.CHAVES
259,87
NORTEFLU 4
287,43
ST.CRUZ 34
310,41
FGASPARIAN
320,92
M.LAGO
385,40
CUIABA CC
463,79
PIRAT.12 O
470,34
R.SILVEIRA
523,35
TNORTE 2
551,09
VIANA
612,72
IGARAPE
645,30
PALMEIR_GO
777,36
DAIA
789,64
GOIANIA 2
859,44
CARIOBA
937,00
UTE BRASIL
1047,38
XAVANTES
1144,90
TOTAL SE/CO
TÉRMICAS
CANDIOTA_3
P.MEDICI A
P.MEDICI B
J.LACER. C
J.LACER. B
J.LAC. A2
CHARQUEADA
MADEIRA
J.LAC. A1
S.JERONIMO
FIGUEIRA
S.TIARAJU
ARAUCARIA
URUGUAIANA
ALEGRETE
NUTEPA
TOTAL SUL
TÉRMICAS
TERMOPE
FORTALEZA
P.PECEM1
P.PECEM2
C.FURTADO
TERMOCEARA
R.ALMEIDA
JS_PEREIRA
PERNAMBU_3
MARACANAU
TERMOCABO
TERMONE
TERMOPB
CAMPINA_GR
SUAPE II
GLOBAL I
GLOBAL II
ALTOS
ARACATI
BATURITE
C.MAIOR
CAUCAIA
CRATO
IGUATU
JUAZEIRO N
MARAMBAIA
NAZARIA
PECEM
CAMACARI G
BAHIA_1
CAMACAR_MI
CAMACAR_PI
CAMACARI
PETROLINA
POTIGUAR_3
POTIGUAR
PAU FERRO
TERMOMANAU
TOTAL NE
TÉRMICAS
CVU
(R$/MWh)
60,26
115,90
115,90
138,13
167,48
168,00
180,65
215,54
222,06
248,31
373,45
674,64
686,27
719,99
724,87
780,00
P
INFLEXIBILIDADE
M
33,3
50,0
1350,0
640,0
400,0
100,0
200,0
139,2
65,0
70,16
111,28
117,56
125,16
205,25
236,33
258,85
287,83
453,11
595,47
605,22
607,83
607,83
612,73
625,25
690,04
690,04
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
725,22
732,99
742,73
844,26
844,26
915,17
926,29
1021,69
1021,71
1132,73
1132,73
10,0
C. ROCHA
0,01
JARAQUI
0,01
MANAUARA
0,01
PONTA NEGR
0,01
TAMBAQUI
0,01
PARNAIB_IV
69,00
P. ITAQUI
119,80
MARANHAO V
152,08
MARANHAOIV
152,08
N.VENECIA2
160,61
APARECIDA
302,19
MAUA B3
411,92
MAUA B4
449,98
MAUA B5B
590,42
DISTRITO A
611,14
GERAMAR1
612,71
GERAMAR2
612,71
MAUA B5A
616,42
FLORES 1
618,81
DISTRITO B
622,60
FLORES 3
631,82
FLORES 2
636,82
FLORES 4
639,79
IRANDUBA
654,56
CIDADE NOV
654,63
MAUA B6
657,05
MAUA B7
659,10
SAO JOSE 1
660,35
SAO JOSE 2
660,35
MAUA B1
844,72
APAR B1TG6
926,82
ELECTRON
1165,12
TOTAL NORTE
35,0
10,0
3022,5
3022,5
10,0
3022,5
INFLEXIBILIDADE
M
L
350,0
350,0
350,0
100,0
335,0
240,0
120,0
9,0
100,0
335,0
240,0
120,0
9,0
100,0
335,0
240,0
120,0
9,0
70,0
70,0
P
1224,0
70,0
1224,0
INFLEXIBILIDADE
M
348,8
348,8
P
ORDEM DE MÉRITO
M
L
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
230,0
175,0
635,0
0,0
0,0
84,7
150,0
350,0
174,1
204,0
222,0
110,0
0,0
535,0
860,0
450,0
0,0
0,0
340,0
174,6
120,0
140,0
19,0
90,0
0,0
0,0
53,7
5117,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
230,0
175,0
635,0
0,0
0,0
84,7
150,0
350,0
174,1
204,0
222,0
110,0
0,0
535,0
860,0
450,0
0,0
0,0
340,0
174,6
120,0
140,0
19,0
90,0
0,0
0,0
53,7
5117,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
230,0
175,0
635,0
0,0
0,0
84,7
150,0
350,0
174,1
204,0
222,0
110,0
0,0
535,0
860,0
450,0
0,0
0,0
340,0
174,6
120,0
140,0
19,0
90,0
0,0
0,0
53,7
5117,1
ORDEM DE MÉRITO
P
M
L
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
45,0
1,6
0,0
0,0
0,0
159,4
480,0
0,0
0,0
0,0
686,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
45,0
1,6
0,0
0,0
0,0
159,4
480,0
0,0
0,0
0,0
686,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
45,0
1,6
0,0
0,0
0,0
159,4
480,0
0,0
0,0
0,0
686,0
ORDEM DE MÉRITO
M
L
L
P
348,8
151,2
326,6
720,0
365,0
0,0
200,0
110,0
310,1
188,0
101,0
43,9
100,0
100,0
164,0
336,0
148,8
148,8
13,1
9,8
11,5
13,1
13,1
11,5
9,8
14,8
6,6
9,8
14,8
130,0
151,2
326,6
720,0
365,0
0,0
200,0
110,0
310,1
188,0
101,0
43,0
100,0
100,0
164,0
336,0
148,8
148,8
13,1
9,8
11,5
13,1
13,1
11,5
9,8
14,8
6,6
9,8
14,8
10,9
151,2
326,6
720,0
365,0
0,0
200,0
110,0
310,1
188,0
101,0
40,5
100,0
100,0
164,0
336,0
148,8
139,0
REGIÃO SE/CO
TOTAL MÉRITO e INFL.
P
M
L
P
TOTAL UTE
M
L
33,3
33,3
33,3
50,0
50,0
50,0
1350,0
1350,0
1350,0
640,0
640,0
640,0
400,0
400,0
400,0
100,0
100,0
100,0
200,0
200,0
200,0
139,2
139,2
139,2
230,0
230,0
230,0
175,0
175,0
175,0
700,0
700,0
700,0
84,7
84,7
84,7
150,0
150,0
150,0
350,0
350,0
350,0
209,1
209,1
209,1
204,0
204,0
204,0
222,0
222,0
222,0
120,0
120,0
120,0
535,0
860,0
450,0
535,0
535,0
535,0
860,0
860,0
860,0
450,0
450,0
450,0
340,0
174,6
120,0
140,0
19,0
90,0
340,0
174,6
120,0
140,0
19,0
90,0
340,0
340,0
340,0
174,6
174,6
174,6
120,0
120,0
120,0
140,0
140,0
140,0
19,0
19,0
19,0
90,0
90,0
90,0
53,7
8139,6
53,7
8139,6
53,7
53,7
53,7
8139,6
8139,6
8139,6
P
350,0
TOTAL UTE
M
350,0
L
350,0
33,3
50,0
1350,0
640,0
400,0
100,0
200,0
139,2
230,0
175,0
700,0
33,3
50,0
1350,0
640,0
400,0
100,0
200,0
139,2
230,0
175,0
700,0
84,7
150,0
350,0
209,1
204,0
222,0
120,0
84,7
150,0
350,0
209,1
204,0
222,0
120,0
535,0
860,0
450,0
340,0
174,6
120,0
140,0
19,0
90,0
53,7
8139,6
P
RAZÃO ELÉTRICA
M
L
84,7
150,0
350,0
209,1
204,0
222,0
120,0
535,0
860,0
450,0
GARANTIA ENERGÉTICA
P
M
L
33,3
50,0
1350,0
640,0
400,0
100,0
200,0
139,2
230,0
175,0
700,0
REGIÃO SUL
TOTAL MÉRITO e INFL.
P
M
L
0
0
0
GARANTIA ENERGÉTICA
P
M
L
0,0
0,0
P
RAZÃO ELÉTRICA
M
0,0
L
350,0
350,0
350,0
100,0
335,0
240,0
120,0
54,0
1,6
70,0
100,0
335,0
240,0
120,0
54,0
1,6
70,0
100,0
335,0
240,0
120,0
54,0
1,6
70,0
100,0
100,0
100,0
335,0
335,0
335,0
240,0
240,0
240,0
120,0
120,0
120,0
54,0
54,0
54,0
1,6
1,6
1,6
70,0
70,0
70,0
159,4
480,0
159,4
480,0
159,4
480,0
159,4
159,4
159,4
480,0
480,0
480,0
1910,0
1910,0
1910,0
0,0
1910,0
1910,0
1910,0
L
P
500,0
TOTAL UTE
M
500,0
L
500,0
326,6
326,6
326,6
720,0
720,0
720,0
365,0
365,0
365,0
200,0
200,0
200,0
110,0
110,0
110,0
310,1
310,1
310,1
188,0
188,0
188,0
101,0
101,0
101,0
43,9
43,0
40,5
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
164,0
164,0
164,0
336,0
336,0
336,0
148,8
148,8
148,8
148,8
148,8
139,0
13,1
0,0
9,8
0,0
11,5
0,0
13,1
13,1
0,0
13,1
13,1
0,0
11,5
11,5
0,0
9,8
9,8
0,0
14,8
14,8
0,0
6,6
6,6
0,0
9,8
200,0
110,0
310,1
188,0
101,0
43,0
100,0
100,0
164,0
336,0
148,8
148,8
13,1
9,8
11,5
13,1
13,1
11,5
9,8
14,8
6,6
9,8
14,8
10,9
0,0
9,8
0,0
500,0
326,6
720,0
365,0
200,0
110,0
310,1
188,0
101,0
43,9
100,0
100,0
164,0
336,0
148,8
148,8
13,1
9,8
11,5
13,1
13,1
11,5
9,8
14,8
6,6
9,8
14,8
130,0
0
RAZÃO ELÉTRICA
M
11,5
500,0
326,6
720,0
365,0
0
P
9,8
500,0
326,6
720,0
365,0
0
GARANTIA ENERGÉTICA
P
M
L
0,0
13,1
REGIÃO NORDESTE
TOTAL MÉRITO e INFL.
P
M
L
200,0
110,0
310,1
188,0
101,0
40,5
100,0
100,0
164,0
336,0
148,8
139,0
14,8
14,8
0,0
130,0
10,9
0,0
11,0
9,0
348,8
CVU
(R$/MWh)
65,0
35,0
1224,0
CVU
(R$/MWh)
33,3
50,0
1350,0
640,0
400,0
100,0
200,0
139,2
65,0
35,0
P
33,3
50,0
1350,0
640,0
400,0
100,0
200,0
139,2
L
348,8
348,8
P
INFLEXIBILIDADE
M
L
67,0
63,0
64,9
64,0
63,0
67,0
63,0
64,9
64,0
63,0
3771,3
3651,3
3500,2
67,0
63,0
64,9
64,0
63,0
135,0
100,0
135,0
100,0
135,0
100,0
P
ORDEM DE MÉRITO
M
L
56,3
360,0
337,6
337,6
168,8
0,0
0,0
70,0
28,0
19,0
56,7
0,0
56,3
360,0
337,6
337,6
168,8
0,0
0,0
70,0
28,0
19,0
19,0
0,0
56,3
360,0
337,6
337,6
168,8
0,0
0,0
70,0
4120,1
4000,1
3849,0
REGIÃO NORTE
TOTAL MÉRITO e INFL.
P
M
L
67,0
63,0
64,9
64,0
63,0
56,3
360,0
337,6
337,6
168,8
135,0
100,0
70,0
28,0
19,0
56,7
67,0
63,0
64,9
64,0
63,0
56,3
360,0
337,6
337,6
168,8
135,0
100,0
70,0
28,0
19,0
19,0
18,0
8,0
9,0
14,0
6,0
20,0
32,0
14,0
4140,1
4032,1
3863,0
RAZÃO ELÉTRICA
M
L
P
67,0
TOTAL UTE
M
67,0
L
67,0
63,0
63,0
64,9
64,9
64,0
64,0
63,0
0
11,0
64,9
0
8,0
6,0
63,0
0
GARANTIA ENERGÉTICA
P
M
L
18,0
14,0
63,0
P
67,0
63,0
64,9
64,0
63,0
56,3
360,0
337,6
337,6
168,8
135,0
100,0
70,0
0,0
0,0
556,9
556,9
1434,0
1396,3
1330,3
1990,9
1953,2
63,0
0
100,0
70,0
70,0
28,0
28,0
28,0
19,0
19,0
19,0
19,0
0,0
28,0
28,0
28,0
20,0
13,1
6,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
81,1
135,0
100,0
20,0
41,1
168,8
135,0
18,0
86,1
168,8
70,0
0
337,6
100,0
0
337,6
56,7
1887,2
337,6
135,0
28,0
6,1
337,6
168,8
28,0
13,1
56,3
360,0
337,6
28,0
19,0
56,3
360,0
337,6
28,0
20,0
18,0
20,0
0,1
556,9
64,0
56,3
360,0
0,0
0,0
2077,0
1994,3
1968,3
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