Sumário executivo pmo_201301_rev3

Sumário Executivo do
Programa Mensal de Operação

Revisão 3 do PMO de Janeiro| Semana Operativa de 19/01 a 25/01/2013

1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS
A perspectiva para a próxima semana é de que os totais  Em 24 e 25/01: Reunião de elaboração do PMO
mais significativos de precipitação ocorram nas bacias dos Fevereiro/2013.
rios Paranaíba, São Francisco, Tocantins, Doce,
Jequitinhonha, Paraguaçu e Parnaíba. Nas bacias dos rios 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
Paraíba do Sul, Tietê e Grande, também ocorre precipitação, 3.1. Condições Antecedentes
porém de forma mais isolada e com menor intensidade. Nas
bacias do subsistema Sul e na bacia do rio Paranapanema a A previsão de precipitação para a semana anterior indicava
previsão é de ausência de precipitação ou totais muito a configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul –
baixos. ZCAS sobre as regiões SE/CO, ocasionando precipitação
também nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco. Para
A previsão de vazões, cuja atualização para esta Revisão
as bacias da região Sul a previsão era de ausência de
representou uma redução, em relação à previsão da semana
precipitação ou de totais muito baixos (Figura 1).
anterior, na energia natural afluente – ENA de todos os
subsistemas, foi o parâmetro de maior impacto na elevação Figura 1 –Precipitação (mm) prevista no período de 13 a 19 de
dos CMOs observada na Revisão 3 do PMO Janeiro/13. janeiro

Desta forma, esta Revisão representou um aumento nos
custos marginais de operação - CMOs, cujo valor médio 1
semanal para a região SE/CO passou de R$ 336,29/MWh
para R$ 477,81/MWh.

Esta Revisão indicou o despacho de geração térmica de
cerca de 10.200 MWmed por ordem de mérito de custo,
para a semana de 19 a 25/01/2013.

Sendo assim, e tendo por base as condições atuais de
atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o atual
valor de geração térmica da ordem de 13.800 MWmed.
Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca
de 3.600 MWmed por garantia energética para a próxima
semana.

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 reproduç ão ou utilização
total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

Durante este período realmente foi observada a Tabela 2 – ENAs passadas consideradas no PMO de
Janeiro/2013
configuração da ZCAS, ocorrendo totais significativos de
precipitação, e bastante próximos dos previstos pelo Rev.3 do PMO de Janeiro/2013 - ENAs
modelo ETA, nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba, 5/1 a 11/1/2013 12/1 a 18/1/2013
Subsistema
Tocantins e São Francisco. Nas bacias da região Sul e na MWmed %MLT MWmed %MLT
bacia do rio Paranapanema os totais observados foram mais SE/CO 30.425 54 49.333 88
baixos, também conforme o previsto (Figura 2). S 16.169 225 9.087 127
NE 3.201 22 2.858 20
Figura 2 - Precipitação (mm) observada no período de 12 a 18 N 4.255 44 5.179 53
de janeiro

3.2. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

Com o posicionamento mais ao norte da ZCAS, a perspectiva
para a próxima semana é de que os totais mais significativos
de precipitação ocorram nas bacias dos rios Paranaíba, São
Francisco, Tocantins, Doce, Jequitinhonha, Paraguaçu e
Parnaíba. Nas bacias dos rios Paraíba do Sul, Tietê e Grande,
também ocorre precipitação, porém de forma mais isolada
e com menor intensidade. Nas bacias do subsistema Sul e na
bacia do rio Paranapanema a previsão é de ausência de
precipitação ou totais muito baixos (Figura 3). 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
2
afluências para a próxima semana.

Figura 3 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA
A Tabela 1 mostra a comparação entre a ENA semanal (CPTEC/INPE) para o período de 20 a 26 de janeiro de 2013
prevista para a semana de 12/01/2013 a 18/01/2013 e a
verificada até o dia 16/01/2013.

Tabela 1 – ENAs previstas e observadas para a semana em
curso

Rev.3 do PMO de Janeiro/2013 - ENAs
Previsto Verificado
Subsistema 12/1 a 18/1/2013 12/01 a 16/1/2013
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 58.488 105 46.583 83
S 13.742 191 9.894 138
NE 2.850 20 2.788 20
N 5.680 59 5.106 53

A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na
semana de 05/01/2013 a 11/01/2013 e a estimada para a
semana de 12/01/2013 a 18/01/2013 nos Subsistemas do
SIN.

atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização


A partir da previsão meteorológica, prevê-se que na elevados índices de precipitação e registro de temperaturas
próxima semana operativa, de 19/01/2013 a 25/01/2013, as amenas.
afluências aumentem nos subsistemas Sudeste, Norte e
Nordeste e apresentem redução no subsistema Sul. A Tabela 4 - Evolução da carga para a Revisão 3 do PMO de
Janeiro/2013
Tabela 3 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a
próxima semana e para o mês de Janeiro. CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)
Subsistema
Var. (%)
1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jan/13
jan/13 -> jan/12
Tabela 3 – Previsão de Energia Natural Afluente SE/ CO 35.703 39.198 36.989 37.707 38.009 37.682 4,2%
SUL 8.528 10.636 11.189 10.984 10.958 10.630 3,0%
Revisão 3 do PMO de Janeiro/2013 - ENAs previstas NE 9.097 9.865 9.732 9.789 9.778 9.702 8,6%
19/1 a 25/1/2013 Mês de Janeiro NORTE 3.851 3.992 3.959 3.996 4.002 3.969 -2,9%
Subsistema
MWmed %MLT MWmed %MLT SIN 57.179 63.691 61.869 62.476 62.747 61.983 4,1%
SE/CO 51.931 93 43.699 78
S 5.981 83 9.476 132 5. PRINCIPAIS RESULTADOS
NE 4.573 32 4.582 32
N 6.321 65 5.552 57 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e
4. PREVISÕES DE CARGA patamar de carga, na semana operativa de 19 a 25/01/2013.
Com a incorporação dos equipamentos de refrigeração de
Tabela 5 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
uma maneira geral, as variações de carga tem se
apresentado muito mais sensíveis às variações de CMO (R$/MWh)
Patamares de Carga
SE/CO S NE N
temperatura.
Pesada 478,86 478,86 478,86 478,86
Média 478,86 478,86 478,86 478,86
No subsistema NE, o crescimento previsto de 8,6% reflete a
Leve 475,96 475,96 475,96 475,96

3
continuidade do bom desempenho que vem sendo
Média Semanal 477,81 477,81 477,81 477,81
observado na atividade econômica da região voltada para o
mercado interno. Além disso, destaca-se o aumento no
consumo de energia elétrica das classes residencial e
comercial (incluindo o setor de serviços). 5.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO

No subsistema Norte, o principal efeito que provoca o A figura a seguir apresenta a política de operação
decréscimo previsto de 2,9% decorre da permanência da determinada pelo modelo DECOMP para a semana
carga reduzida de dois consumidores industriais da Rede operativa de 19 a 25/01/2013.
Básica, dos setores de alumínio e níquel, cuja redução
Figura 4 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana
temporária é de cerca de 180 MWmed.
FICT.
1806 NORTE 0
R$ 477,81/MWh R$ 477,81/MWh
No subsistema Sul, a taxa de crescimento de 3,0% está N NE
refletindo, basicamente, o comportamento das
temperaturas observadas que, embora no início do ano 1806
119

tenham sido amenas, a partir da segunda semana voltaram R$ 477,81/MWh
3509
a subir, assumindo o comportamento esperado para essa SE/CO
época do ano (temperatura elevadas). 50 Hz Caso 1: JAN13_RV3_N-2_V
ITAIP Caso 2
60 Hz 2030

No subsistema SE/CO, a atual taxa de crescimento prevista 1208 4177 SEMANA 4

FICT. SUL
MÉDIA DO ESTÁGIO
de 4,2% está associada à recuperação da carga do setor
2147
industrial, que representa cerca de 60% da carga de energia
R$ 477,81/MWh
desse setor do país. Além disso, destaca-se a ocorrência de
S
temperaturas muito elevadas nas duas primeiras semanas
do mês. A semana em curso foi marcada por dias de



6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS
7. GERAÇÃO TÉRMICA
MARGINAIS DE OPERAÇÃO
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o
A análise da variação semanal dos custos marginais de despacho térmico por modalidade, para a semana operativa
operação, em função da atualização dos dados de de 19 a 25/01/2013.
planejamento desta revisão do PMO, foi realizada a partir
de cinco estudos. Figura 6 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês
Janeiro/2013
O caso inicial foi construído com base nos dados de
planejamento da Revisão 2 do PMO, excluindo a semana 14000 13.881
operativa de 12/01/2013 a 18/01/2013. Nos estudos 12000
seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: a 10000

MWmed
7.886
8000
previsão de carga dos subsistemas, partida dos
6000
reservatórios, previsão de afluências e os limites nos fluxos 4000 3.777
intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do 2000 1.900
318
CMO publicados nos resultados de cada um destes estudos 0
SE/CO SUL NE NORTE SIN
estão reproduzidos graficamente, a seguir. GARANTIA ENERGÉTICA 1192 178 1937 318 3625
RESTRIÇÃO ELÉTRICA 120 0 0 0 120
INFLEXIBILIDADE 55 0 0 0 55
ORDEM DE MÉRITO 6519 1722 1840 0 10081
Figura 5 - Análise da variação do CMO nos Subsistemas do SIN

CMO Médio Semanal CMO Médio Semanal
3ª semana operativa 4ª semana operativa Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

4
12/01 a 18/01/2013 19/01 a 25/01/2013
 Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1¹ e Angra 2, Norte
SE/CO, Sul, NE e Norte - CMO (R$/MWh) Fluminense 1, 2, 3 e 4, St. Cruz Nova², Linhares²,
L.C. Prestes, Atlantico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal¹,
475,87 475,88 477,81
Pie-RP, B. L. Sobrinho, A. Chaves, W.Arjona1,
336,29 147,67 Euzebio Rocha, F. Gasparian, St. Cruz 34¹, M. Lago e
333,81 331,88 328,20
0,01 Piratininga 12¹;
1,93
-2,48 -1,93 -3,68  Região Sul: Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda C, B,
A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo, Araucária e
Figueira;
 Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P.
Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Vazões Desligam. Demais
Pecem I, R. Almeida, Termoceará, C. Furtado e J. S.
Iniciais (1º Est.) Atualiz. Pereira;

¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do
Agente.

² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de
despacho GNL.

Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por
ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga,
das UTEs St. Cruz Nova e Linhares para a semana operativa
de 23/03 a 29/03/2013.



8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO
Figura 10 - Subsistema Norte
As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados da
Revisão-3 do PMO de Janeiro/2013, relacionando, Energia REVISÃO 3 DO PMO - N - Janeiro/2013
Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo 90,0 600,0
80,0
Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do 70,0
500,0

CMO (R$/MWh)
EAR ou ENA (%)
Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os 60,0 400,0
50,0
valores semanais observados e previstos e o valor esperado 40,0
300,0

dos cenários gerados para o mês de Fevereiro. 30,0 200,0
20,0
100,0
10,0
Figura 7 – Subsistema Sudeste 0,0
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]
0,0

CMO (R$/MWh) 341,01 551,77 336,29 477,81 476,06 466,18
EAR(%EARmax) 40,9 40,6 41,5 43,0 42,9 43,1 58,7
REVISÃO 3 DO PMO - SE/CO - Janeiro/2013 ENA(%mlt) 47,0 44,0 53,0 66,8 78,8 78,4

120,0 600,0

100,0 500,0
CMO (R$/MWh)
EAR ou ENA (%)

80,0 400,0

60,0 300,0

40,0 200,0 Observação: As contribuições referentes ao Sumário
20,0 100,0 Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser
0,0
0,0 encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br
CMO (R$/MWh) 341,01 554,95 336,29 477,81 476,06 487,59
EAR(%EARmax) 28,8 28,6 29,3 32,0 34,5 36,9 44,7
ENA(%mlt) 55,0 54,0 88,0 96,3 97,4 86,5

5
Figura 8 - Subsistema Sul

REVISÃO 3 DO PMO - S - Janeiro/2013
250,0 600,0

500,0
200,0
CMO (R$/MWh)
EAR ou ENA (%)

400,0
150,0
300,0
100,0
200,0

50,0
100,0

0,0 0,0
CMO (R$/MWh) 341,01 554,95 336,29 477,81 476,06 486,92
EAR(%EARmax) 34,8 39,4 48,3 49,0 48,6 47,9 54,0
ENA(%mlt) 123,0 225,0 127,0 81,8 87,6 118,3

Figura 9 – Subsistema Nordeste

REVISÃO 3 DO PMO - NE - Janeiro/2013
70,0 600,0

60,0 500,0
50,0
CMO (R$/MWh)
EAR ou ENA (%)

400,0
40,0
300,0
30,0
200,0
20,0

10,0 100,0

0,0 0,0
CMO (R$/MWh) 341,01 551,77 336,29 477,81 476,06 466,24
EAR(%EARmax) 32,3 31,0 29,3 28,0 26,9 27,3 29,8
ENA(%mlt) 34,0 22,0 20,0 29,1 58,7 56,5


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