Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ...368B4AF7-CF7D... · Revisão 0 – Semana Operativa de 1. EDITORIAL Nesta edição estamos apresentando um estudo sobre

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e deminteressados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É ptotal ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

PMO de Janeiro Revisão 0 – Semana Operativa de

1. EDITORIAL

Nesta edição estamos apresentando um estudo sobre a

obtenção de séries hidrológicas semelhantes,

considerando-se os fenômenos climáticos que tem se

observado.

O objetivo deste estudo consiste em se definir afluências

associadas à cenários climáticos, a fim de se obter as

políticas de operação para o SIN, em horizonte anual,

associadas a essas afluências. Com isso, além

esperado das afluências, obtidos através dos modelos

estatísticos de previsão, obtêm-se afluências associadas

a cenários climáticos.

Esta análise complementa aquela efetuada como valor

esperado da previsão de afluências, ampliando os

cenários hidrológicos futuros que definirão as

efetivas de operação do SIN.

Neste contexto, quando da emissão do Relatório da

Revisão 1 do PMO do mês de Janeiro/2012

atualização do estudo prospectivo com o valor esperado

da previsão de afluências, considerando

custo futuro definitiva para o mês de Janeiro

será apresentado um estudo prospectivo com as séries

de vazões semelhantes.

Finalizando, reiteramos nosso reconhecimento quanto

às contribuições encaminhadas para o aprimoramento

deste relatório, desejando a todos um 20

realizações.

Gerencia Executiva de Programação da Operação

produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e deminteressados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É p

nte.


Semana Operativa de 31/12 a 06/01/2012

Nesta edição estamos apresentando um estudo sobre a

obtenção de séries hidrológicas semelhantes,

se os fenômenos climáticos que tem se

O objetivo deste estudo consiste em se definir afluências

associadas à cenários climáticos, a fim de se obter as

de operação para o SIN, em horizonte anual,

associadas a essas afluências. Com isso, além do valor

través dos modelos

se afluências associadas

Esta análise complementa aquela efetuada como valor

esperado da previsão de afluências, ampliando os

futuros que definirão as políticas

Neste contexto, quando da emissão do Relatório da

Revisão 1 do PMO do mês de Janeiro/2012, além da

atualização do estudo prospectivo com o valor esperado

de afluências, considerando-se a função de

de Janeiro, também

será apresentado um estudo prospectivo com as séries

Finalizando, reiteramos nosso reconhecimento quanto

às contribuições encaminhadas para o aprimoramento

deste relatório, desejando a todos um 2012 repleto de

Gerencia Executiva de Programação da Operação

2. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO

DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.

2.1 Armazenamentos Iniciais

Figura 1 – Armazenamento Inicial

Estimados para o início de

(% da energia armazenável máxima)

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no Newave, são obtidos a

partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios

individualizados, considerados no Dec

pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO

janeiro/2012.

Estes valores determinam a condição inicial de energia

armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos

modelos de otimização, sendo utilizada como recurso

energético quando da definição da política de operação

do SIN.

2.2 Tendência Hidrológica

No Newave os cenários são gerados por um modelo

autorregressivo de geração estocástica de energias

afluentes mensais (GEVAZP “energia”) interno ao

programa, cuja ordem máxima está limitada

Logo, as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores

constituem-se em uma informação relevante, uma vez

que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de

cenários que será utilizada para geração da Função de

Custo Futuro, com influência direta

PMO.

52,4%

59,5

58,8

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

1


INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO

DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.

Estimados para o início de janeiro

(% da energia armazenável máxima)

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no Newave, são obtidos a

partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios

individualizados, considerados no Decomp, informados

pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO

Estes valores determinam a condição inicial de energia

armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos

modelos de otimização, sendo utilizada como recurso

a definição da política de operação

No Newave os cenários são gerados por um modelo

autorregressivo de geração estocástica de energias

afluentes mensais (GEVAZP “energia”) interno ao

programa, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses.

Logo, as ENAs verificadas nos 6 meses anteriores

se em uma informação relevante, uma vez

que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de

cenários que será utilizada para geração da Função de

Custo Futuro, com influência direta nos resultados do

57,0%

59,5%

58,8%

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidadinteressados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliaçatuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É ptotal ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

Tabela 1 – Energias Naturais Afluentes Anteriores

MÊS SE/CO SUL

Julho/2011 117 217

Agosto/2011 137 311

Setembro/2011 94 220

Outubro/2011 118 87

Novembro/2011 100 76

Dezembro/2011 108 53

PAR(p) 1 1

Janeiro/2012 102 77

2.3 Destaques da Expansão da Oferta 201

Principais alterações no cronograma conforme reunião

do DMSE de 19/12/2011:

Tabela 2 – Alterações na Expansão da oferta

Tabela 3– Alterações na Expansão da oferta

O cronograma das usinas não simuladas individualmente

foi atualizado sem alteração significativa de montantes,

com exceção dos montantes relativos às PCHs das usinas

acompanhadas pela ANEEL (verdes nos 2 primeiros

anos), que neste PMO de janeiro/2012 passam a

contemplar as usinas com entrada prevista para o ano de

2013, aumentando a oferta para este ano, conforme

Figura 2:

1 69,6 JAN/20127 69,6 DEZ/20128 69,6 DEZ/20129 69,6 DEZ/20121 116,7 JUN/20152 116,7 JUN/20153 116,7 JUN/2015

(4) Leilão A - 5 de 10/12/2007 (6) Leilão A - 5 de 30/09/2008

Santo Antônio Rio Madeira (RO) (4)

N 3.150,4

Baixo Iguaçu (PR) (6) S 350,2

Usina Hidrelétrica SubsistemaPotência

Total (MW)

Máquina ( MW )Data da Entrada em Operação -

DMSE

UTE SubsistemaPotência

Total (MW)

(MW)Data de entrada em operação -

DMSE

MC2 Camaçari 1 (BA) (8)

NE 176,5 20 x 8,825 176,5 JUN/2012

MC2 Dias Dávila 1 (BA) (8)

NE 176,5 20 x 8,825 176,5 JUN/2012

MC2 Senhor do Bonfim (BA) (8)

NE 176,5 20 x 8,825 176,5 JUN/2012

Porto do Pecém II (CE) (9)

NE 360,0 1 360,0 DEZ/2012

5 63,8 JAN/2012

6 63,8 JAN/2012

(1) 1º LEN (A-5//2005) (8) 6º LEN (A-3/2008) (9) 7º LEN (A-5/2008)

Máquina

Luiz Carlos Prestes (Três Lagoas) (MS)

(1)SE/CO 127,5

onteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidadinteressados 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 p

m a identificação da fonte.

Energias Naturais Afluentes Anteriores [% MLT]

NE NORTE

79 93

71 83

65 72

80 98

68 128

108 128

5 1

143 126

Destaques da Expansão da Oferta 2012/2016

Principais alterações no cronograma conforme reunião

Expansão da oferta das UHEs

Expansão da oferta das UTEs

das usinas não simuladas individualmente

foi atualizado sem alteração significativa de montantes,

às PCHs das usinas

acompanhadas pela ANEEL (verdes nos 2 primeiros

que neste PMO de janeiro/2012 passam a

contemplar as usinas com entrada prevista para o ano de

2013, aumentando a oferta para este ano, conforme

Figura 2– Expansão da oferta das PCHs

2.4 Fatos Relevantes

Neste PMO, conforme preconizado no Módulo 7 dos

Procedimentos de Rede, ocorreu a atualização

quadrimestral da base de dados para os estudos

energéticos de médio prazo.

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 r

confiabilidade elétrica;

• Restrições Operativas Hidráulicas;

• Taxa de Desconto e Função de Custo de Déficit.

2.4.1 Previsão de Carga 201

Os valores foram atualizados pela EPE e ONS em função

da revisão de premissas de crescimento econômico que

nesta revisão, considera a estimativa de 4,4% no

crescimento do PIB no período 2012/2016

dos 4,9% da revisão anterior no período 2012/2015.

JAN/2012 +1 mêsDEZ/2012 +1 mêsDEZ/2012 +1 mêsDEZ/2012 +1 mêsJUN/2015 +6 mesesJUN/2015 +6 mesesJUN/2015 +6 meses

(6) Leilão A - 5 de 30/09/2008

Data da Entrada em Operação -

DMSE

Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior

Data de entrada em operação -

DMSE

Atraso (+) /Antecipação (-) em relação ao PMO anterior

JUN/2012 +1 mês

JUN/2012 +1 mês

JUN/2012 +1 mês

DEZ/2012 +1 mês

JAN/2012 +1 mês

JAN/2012 +1 mês

(9) 7º LEN (A-5/2008)

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

[MW

me

d]

Não simuladas individualmente

PMO dez/11

PMO jan/12

onteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais ões 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

2

Expansão da oferta das PCHs

Neste PMO, conforme preconizado no Módulo 7 dos

Procedimentos de Rede, ocorreu a atualização

quadrimestral da base de dados para os estudos

Esta atualização tem por

base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE,

CEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.

para os seguintes itens:

quinquenal (incluindo ANDE);

UTEs por razões de

Restrições Operativas Hidráulicas;

Função de Custo de Déficit.

2012/2016

pela EPE e ONS em função

da revisão de premissas de crescimento econômico que,

considera a estimativa de 4,4% no

crescimento do PIB no período 2012/2016, ao contrário

dos 4,9% da revisão anterior no período 2012/2015.

Não simuladas individualmente - Expansão - PCHs - SIN


Figura 3– Carga média anual 2012/2016 - SIN

Essa carga é inferior aos valores previstos na última

revisão de setembro/2011, com estimativa de

crescimento de 4,7% a.a. para a carga do SIN, evoluindo

de 60.729 MWmed em 2012 para 72.925

2016.

2.4.2 Limites de Transmissão

Os limites de transmissão considerados nas interligações

regionais são definidos de acordo com as datas

constantes no Relatório de Acompanhamento das Usinas

em Construção e de Obras de Linhas de Transmissão e

Subestações elaborado pelo DMSE/MME. As datas são

atualizadas a partir de informações obtidas junto aos

Agentes e a ANEEL.

Critério N-2. Desde junho/2010 foi adotado pelo ONS

nos estudos de Planejamento da Operação o critério N

para o tronco de 765kV, desta forma os limites de

transmissão entre as áreas do SIN consideram a atuação

dos ECEs de perda dupla do tronco de 765 kV, que

desligam de forma instantânea e simultânea 3 e/ou 4

máquinas na UHE Itaipu 60 Hz. Devido a esta atuação

considerada uma limitação no fluxo FNS para garantir o

sincronismo entre as regiões Norte/Nordeste e

Sudeste/Centro Oeste.

A partir de janeiro/2012, com a entrada da LT 525kV Foz

do Iguaçu/Cascavel do Oeste, os limites de transferência

entre os subsistemas Sudeste/Centro-

consideração do critério N-2, passaram a não ser

representados nos estudos de planejamen

então, a partir da data supracitada, os limites N

caso mais restritivos, referentes à perda da LT 525kV

Ibiúna-Bateias.

50.000

52.000

54.000

56.000

58.000

60.000

62.000

64.000

66.000

68.000

70.000

72.000

74.000

76.000

2012 2013 2014

Car

ga

(MW

mé

dio

)

Carga média anual de energia no período 2012/2016 no SIN (MWmédios)

Cenário de Referência - Planejamento Anual de 2012

Cenário de Referência - Planejamento Anual de 2011 - 2ª Rev. Quadrimestral

-283

-191

-240

Taxa de crescimento 2012 -2016: 4,7 %

Taxa de crescimento 2011 -2015: 4,9 %



SIN

ores previstos na última

revisão de setembro/2011, com estimativa de

crescimento de 4,7% a.a. para a carga do SIN, evoluindo

MWmed em 2012 para 72.925 MWmed em

Os limites de transmissão considerados nas interligações

regionais são definidos de acordo com as datas

constantes no Relatório de Acompanhamento das Usinas

em Construção e de Obras de Linhas de Transmissão e

Subestações elaborado pelo DMSE/MME. As datas são

atualizadas a partir de informações obtidas junto aos

Desde junho/2010 foi adotado pelo ONS

nos estudos de Planejamento da Operação o critério N-2

para o tronco de 765kV, desta forma os limites de

transmissão entre as áreas do SIN consideram a atuação

do tronco de 765 kV, que

desligam de forma instantânea e simultânea 3 e/ou 4

máquinas na UHE Itaipu 60 Hz. Devido a esta atuação, é

considerada uma limitação no fluxo FNS para garantir o

sincronismo entre as regiões Norte/Nordeste e

A partir de janeiro/2012, com a entrada da LT 525kV Foz

do Iguaçu/Cascavel do Oeste, os limites de transferência

-Oeste e Sul, pela

2, passaram a não ser

representados nos estudos de planejamento, vigorando

então, a partir da data supracitada, os limites N-1, neste

referentes à perda da LT 525kV

Adicionalmente, para o mês de janeiro/2012, em vista do

atraso da implantação do barramento definitivo da SE

525kV de Foz do Iguaçu, está sendo necessário limitar a

geração de Itaipu 60 Hz a 5.700 MW e o Recebimento

pelo Sul a 5.000 MW, em todas as condições de carga.

A UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHEs do Rio

Madeira são considerados integrantes do sub

SE/CO. Os Sistemas Isolados Manaus e Macapá, quando

integrados ao SIN em julho/2013,

subsistema Norte, assim como a UHE Belo Monte.

A integração do Sistema Boa Vista

representado neste PMO, uma vez que não foi assina

o contrato de concessão da interligação Manaus/Boa

Vista.

2.4.3 Geração Térmica Mínima por Razões Elétricas

Na tabela a seguir são apresentadas as usinas

termelétricas que necessitam ser despachadas para

eliminar restrições elétricas para atendimento aos

critérios e padrões definidos nos Procedimentos de

Rede. Estes valores consideram o ciclo de operação

diário da usina, ou seja, mesmo que o montante indicado

pudesse ser menor do que o necessário considerou

em algumas usinas a impossibilidade de modulaç

geração devido a restrições operativas.

Tabela 4– Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]

Maiores detalhes relativos à definição de limites de

transmissão e geração térmica por razões elétricas

disponíveis na Nota Técnica ONS n° 178/2011.

2015 2016

Carga média anual de energia no período 2012/2016 no SIN (MWmédios)

2ª Rev. Quadrimestral

-378

USINA 2012 2013J. Lacerda A1 25 (fev) -

J. Lacerda A266 (fev e mar; nov

e dez)33 (abr a nov)

66 (jan a mar; nov e dez)

33 (abr a nov)

66 (jan a mar; nov

33 (abr a nov)

J. Lacerda B80 (fev; abr; nov e dez)160 (mar)


80 (jan a mar)160 (nov e dez)

J. Lacerda C 180 (jan) -

P. Médici A25 (jan a mar;

mai a out)50 (nov) 55 (dez)

55 (jan a mar) 25 (abr a out)

50 (nov e dez)

P. Médici B55 (jan e fev)

100 (dez)100 (jan a mar)

Candiota 3210 (jan e fev)175 (mar e abr)


Termonorte 2

120 (jan) 110 (fev a jul)

129 (ago) 137 (set) 143 (out) 141 (nov)

-



3

Adicionalmente, para o mês de janeiro/2012, em vista do

atraso da implantação do barramento definitivo da SE

kV de Foz do Iguaçu, está sendo necessário limitar a

geração de Itaipu 60 Hz a 5.700 MW e o Recebimento

pelo Sul a 5.000 MW, em todas as condições de carga.

A UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHEs do Rio

Madeira são considerados integrantes do subsistema

SE/CO. Os Sistemas Isolados Manaus e Macapá, quando

integrados ao SIN em julho/2013, farão parte do

e, assim como a UHE Belo Monte.

Sistema Boa Vista ao SIN não será

, uma vez que não foi assinado

o contrato de concessão da interligação Manaus/Boa

Geração Térmica Mínima por Razões Elétricas

são apresentadas as usinas

as que necessitam ser despachadas para

eliminar restrições elétricas para atendimento aos

critérios e padrões definidos nos Procedimentos de

stes valores consideram o ciclo de operação

diário da usina, ou seja, mesmo que o montante indicado

pudesse ser menor do que o necessário considerou-se

em algumas usinas a impossibilidade de modulação na

geração devido a restrições operativas.

Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]

Maiores detalhes relativos à definição de limites de

transmissão e geração térmica por razões elétricas estão

Técnica ONS n° 178/2011.

2014 2015 2016- - -


33 (abr a nov)66 66


160 160

- - -

- - -

155 155 155

- - -

- - -


2.4.4 Restrições Operativas Hidráulicas

As restrições operativas hidráulicas foram atualizadas

neste PMO segundo informações constantes no

Inventário das Restrições Operativas Hidráulicas dos

Aproveitamentos Hidrelétricos – rev.

conforme ONS RE 3/039/2011.

Os valores de volume de espera para controle de cheias

foram atualizados conforme Plano Anual de Prevenção

de Cheias – Ciclo 2011/2012 (ONS RE 3/1

2.4.5 Taxa de Desconto e Função de Custo de Déf

A partir deste PMO de janeiro/2012, conforme Ofício

SRG/ANEEL nº 308/2011 e Resolução Homologatória

ANEEL nº 1.247/2011, foi mantida a taxa de desconto de

12% no modelo NEWAVE e passou a ser considerada

uma nova curva de custo de déficit em quatro

para todos os subsistemas, indicada a seguir.

Tabela 5– Função de Custo de Déficit

Patamares

(% redução de carga)

VALORES (R$/MWh)

2012/2016

0% a 5% 1.206,38

5% a 10% 2.602,56

10% a 20% 5.439,12

Superior a 20% 6.180,26



Restrições Operativas Hidráulicas

As restrições operativas hidráulicas foram atualizadas

neste PMO segundo informações constantes no

Inventário das Restrições Operativas Hidráulicas dos

rev. 2 de 2011,

Os valores de volume de espera para controle de cheias

foram atualizados conforme Plano Anual de Prevenção

(ONS RE 3/186/2011).

Taxa de Desconto e Função de Custo de Déficit

, conforme Ofício

Resolução Homologatória

foi mantida a taxa de desconto de

passou a ser considerada

uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares

para todos os subsistemas, indicada a seguir.

VALORES (R$/MWh) – ciclo anual

2012/2016

1.206,38

2.602,56

5.439,12

6.180,26

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes

fatos relevantes:

Tabela 6– Fatos relevantes – PMO

ALTERAÇÃO DE

Entrada em operação comercial

Representação da submotorização de

usinas hidroelétricas no modelo NEWAVE

Usinas incluídas na configuração em

2016

Potência da UTE Maracanaú II 70,00 MW

Revisão de CVU da UTE Figueira

315,22 R$/MWh

2.5 Valor da Penalidade da CAR

Em função da atualização mensal rotineira realizada pela

CCEE dos CVUs das usinas vendedoras nos leilões, houve

alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo

Newave (aumentando de 930,00 para 9

Tabela 7– Penalidade da CAR

As UTEs Carioba e Brasília apesar de terem custo inferior

ao primeiro patamar de déficit estão indisponíveis e

portanto não contribuem na determinação da

penalidade.

POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST.

(MW)

XAVANTES 66,00 Diesel SE/CO

PAU FERRO I 350,00 Diesel

TERMOMANAUS 170,85 Diesel

CARIOBA 36,00 Oleo SE/CO

UTE BRASILIA 196,52 Diesel SE/CO

Penalidade



4

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes

PMO janeiro/2012

PARA UG4 da UHE Estreito TOC em 23/12/2011, conforme despacho

SFG/ANEEL nº 3.932/2011

Santo Antônio, Jirau, Belo Monte Complementar, Belo Monte - Casa de

Força Principal, Colíder, Garibaldi, Passo São

João, Teles Pires e Santo Antônio do Jari

Angra 3 (1405 MW - 19,46 R$/MWh), Belo

Monte - Casa de Força Principal (UG 1 a 5 - 3056 MW), Santo Antônio (UG

43 e 44 - 146,6 MW), Jirau (UG 31 a 44 – 1050

MW), Belo Monte Complementar (UG 6 -

38,9 MW)

MW 73,71 MW conforme Portaria MME nº 96/2008

341,89 R$/MWh - conforme Despacho

SRG/ANEEL nº 4.819/2011

Penalidade da CAR

mensal rotineira realizada pela

das usinas vendedoras nos leilões, houve

alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo

0,00 para 940,00 R$/MWh).

As UTEs Carioba e Brasília apesar de terem custo inferior

de déficit estão indisponíveis e

portanto não contribuem na determinação da

SUBSIST. CUSTO (R$/MWh)

2011

SE/CO 844,84

NE 926,43

NE 926,43

SE/CO 937,00

SE/CO 1.047,38

Penalidade 940,00

ONS:Este é o custo mais

alto abaixo do

primeiro patamar

de déficit da térmica disponível


Informações mais detalhadas sobre os estudos

energéticos de médio prazo para o PMO

estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 189/

disponível na área dos agentes no site do ONS

(www.ons.org.br/agentes).

3. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A

ELABORAÇÃO DO PMO

3.1 Análise das Condições Hidrometereológicas

As previsões de afluências são determinantes para a

definição das políticas de operação e dos custos

marginais. Assim, faz-se necessário o pleno

entendimento dos conceitos associados aos modelos de

previsão, notadamente para a 1º Semana

qual há uma significativa presença dos modelos

chuva/vazão. A Abordagem conceitual destes modelos

foi apresentada aos Agentes em reunião no dia

27/dezembro/2011.

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 o início do período chuvoso

e a variabilidade natural da precipitação. Assim,

entendemos ser de fundamental importância as análises

de clima e tempo no contexto do SIN.

3.1.1 Condições Antecedentes

No mês de dezembro a precipitação nas bacias do

subsistema Sul e nas bacias dos rios Paraná (cascata

principal), Paranapanema e Tietê vem apresentando

anomalias negativas significativas de precipitação. Nas

bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e

Tocantins a precipitação deverá superar a média

histórica até o final do mês, sendo que as anomalias

positivas mais significativas deverão ocorrer na bacia

rio São Francisco. A Figura 4 mostra a anomalia da

precipitação acumulada em todo o país no mês de

dezembro até o dia 27.



Informações mais detalhadas sobre os estudos

de médio prazo para o PMO de janeiro/2012

estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 189/2011,

disponível na área dos agentes no site do ONS

INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A

Hidrometereológicas

As previsões de afluências são determinantes para a

definição das políticas de operação e dos custos

se necessário o pleno

entendimento dos conceitos associados aos modelos de

previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na

qual há uma significativa presença dos modelos

chuva/vazão. A Abordagem conceitual destes modelos

foi apresentada aos Agentes em reunião no dia

se em um instrumento de

lise das condições

climáticas, notadamente visando a identificação de

fenômenos climáticos como o “El Niño” e “La Niña”, os

quais podem ter efeito sobre o início do período chuvoso

e a variabilidade natural da precipitação. Assim,

ental importância as análises

No mês de dezembro a precipitação nas bacias do

subsistema Sul e nas bacias dos rios Paraná (cascata

principal), Paranapanema e Tietê vem apresentando

tivas significativas de precipitação. Nas

bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e

Tocantins a precipitação deverá superar a média

histórica até o final do mês, sendo que as anomalias

positivas mais significativas deverão ocorrer na bacia do

mostra a anomalia da

precipitação acumulada em todo o país no mês de

Figura 4 – Mapa de anomalia da precipitação acumulada em dezembro/2011 (até dia 27) no Brasil.

Estas condições hidrometeorológicas nos subsistemas do

SIN em dezembro refletiram em um aumento esperado

da ENA para esta época do ano nos subsistemas SE/CO,

NE e N, principalmente no NE, onde

68% em novembro para 108% em dezembro. No

subsistema SE/CO estes percentuais tiveram um

aumento de 100% para 108% e no subsistema Norte a

ENA permaneceu em dezembro com os mesmos 128% da

MLT verificados em novembro. Já no subsistema Sul,

devido à anomalia negativa significativa de precipitação,

houve nova queda da ENA em relação aos valores do mês

anterior, conforme pode ser visto na figura 5

de agosto/2011, com 311% da

sucessivas reduções, atingindo em dezembro o valor de

53% da MLT.

Figura 5 – Evolução da Energia Natural Afluente nos últimos meses no subsistema Sul

3.1.2 Análise Climática

Nos meses de novembro e dezembro observamos a

consolidação do episódio do fenômeno La Niña, ainda

em sua fase de intensificação. No oceano Pacífico

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

jul/11 ago/11 set/11

EN

A (

Mw

med

)



5

Mapa de anomalia da precipitação acumulada em dezembro/2011 (até dia 27) no Brasil.

Estas condições hidrometeorológicas nos subsistemas do

SIN em dezembro refletiram em um aumento esperado

da ENA para esta época do ano nos subsistemas SE/CO,

NE e N, principalmente no NE, onde a mesma passou de

68% em novembro para 108% em dezembro. No

sistema SE/CO estes percentuais tiveram um

aumento de 100% para 108% e no subsistema Norte a

ENA permaneceu em dezembro com os mesmos 128% da

MLT verificados em novembro. Já no subsistema Sul,

devido à anomalia negativa significativa de precipitação,

nova queda da ENA em relação aos valores do mês

forme pode ser visto na figura 5. Após o mês

MLT, as afluências tiveram

sucessivas reduções, atingindo em dezembro o valor de

Evolução da Energia Natural Afluente nos últimos

Nos meses de novembro e dezembro observamos a

consolidação do episódio do fenômeno La Niña, ainda

em sua fase de intensificação. No oceano Pacífico

0

50

100

150

200

250

300

350

out/11 nov/11 dez/11

EN

A (

%M

LT)

MWmed

%MLT


Equatorial, a Temperatura da Superfície do Mar

nesses meses apresentou anomalias negativas de até 1,5

ºC. Além destas anomalias, também estão sendo

observadas intensas anomalias positivas na TSM do

oceano Atlântico Sul extratropical, próximo a costa

Argentina (figura 6).

Estes dois fenômenos associados devem permanecer

ocasionando precipitação abaixo da média na região Sul

do Brasil, podendo se estender também para as bacias

dos rios Paranapanema e Tietê, e precipitação acima da

média histórica nas bacias dos rios Tocantins e São

Francisco.

Figura 6– Anomalia da TSM observada no período de 20 a 27 de dezembro de 2011. Fonte: CPTEC/INPE.

A maior parte dos modelos dinâmicos e estatísticos

indica que a TSM do Pacífico Equatorial permanecerá se

resfriando até o mês de março de 2012, quando o La

Niña deverá atingir o seu ápice. A partir de maio de 2012

este fenômeno começará se desintensificar

permanecendo atuante até o mês de junho ou julho de

2012. (figura 7).

Figura 7- Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental Prediction – NCEP até julho de 2012.

A previsão de consenso para o trimestre janeiro

fevereiro-março, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que



Equatorial, a Temperatura da Superfície do Mar – TSM

nesses meses apresentou anomalias negativas de até 1,5

ºC. Além destas anomalias, também estão sendo

observadas intensas anomalias positivas na TSM do

oceano Atlântico Sul extratropical, próximo a costa da

Estes dois fenômenos associados devem permanecer

ocasionando precipitação abaixo da média na região Sul

do Brasil, podendo se estender também para as bacias

dos rios Paranapanema e Tietê, e precipitação acima da

bacias dos rios Tocantins e São

Anomalia da TSM observada no período de 20 a 27 de

A maior parte dos modelos dinâmicos e estatísticos

indica que a TSM do Pacífico Equatorial permanecerá se

resfriando até o mês de março de 2012, quando o La

Niña deverá atingir o seu ápice. A partir de maio de 2012

este fenômeno começará se desintensificar,

permanecendo atuante até o mês de junho ou julho de

Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelos diversos modelos do National Center for Environmental

A previsão de consenso para o trimestre janeiro-

março, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que

nas bacias da região Sul do Brasil a precipitação deverá

variar entre a média e abaixo da média histórica. Nas

demais bacias hidrográficas do SIN são pr

pluviométricos em torno da média climatológica.

3.1.3 Previsão para Janeiro

A previsão meteorológica para a primeira semana

operativa de janeiro (31/12/11

permanência do mesmo padrão que já vem ocorrendo ao

longo das últimas semanas, o que significa a passagem

rápida de frentes frias pelas bacias do subsistema Sul e

pelas bacias dos rios Paranapanema e Tietê, com

ocorrência somente de pancadas de chuva isoladas

nestas regiões, e a permanência de zonas de

convergência e de frentes frias semiestacionárias nos

estados de Minas Gerais e Goiás, favorecendo a

ocorrência de totais elevados de precipitação nas bacias

dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco, Tocantins

Doce e Jequitinhonha (figura 8

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 o horizonte de uma

semana à frente. Na bacia do rio São Francisco, a

previsão de elevação das afluências na próxima semana

resulta da propagação das vazões já observadas no

trecho a jusante da usina de Três Marias, conforme pode

ser visto na figura 9.

Figura 8– Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE)horizonte de 10 dias



6

nas bacias da região Sul do Brasil a precipitação deverá

variar entre a média e abaixo da média histórica. Nas

demais bacias hidrográficas do SIN são previstos totais

pluviométricos em torno da média climatológica.

A previsão meteorológica para a primeira semana

/11 a 06/01/12) indica a

permanência do mesmo padrão que já vem ocorrendo ao

semanas, o que significa a passagem

rápida de frentes frias pelas bacias do subsistema Sul e

pelas bacias dos rios Paranapanema e Tietê, com

ocorrência somente de pancadas de chuva isoladas

nestas regiões, e a permanência de zonas de

ntes frias semiestacionárias nos

estados de Minas Gerais e Goiás, favorecendo a

ocorrência de totais elevados de precipitação nas bacias

dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco, Tocantins,

Doce e Jequitinhonha (figura 8). Destaca-se que nas

os Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e

Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e

Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos

vazão, para o horizonte de uma

semana à frente. Na bacia do rio São Francisco, a

ão de elevação das afluências na próxima semana

resulta da propagação das vazões já observadas no

trecho a jusante da usina de Três Marias, conforme pode

Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) no


Figura 9- Vazões Observadas e Previstas na Bacia do Rio São Francisco

Para o mês de janeiro, conforme pode ser visto nas

figuras 10 a 13, a previsão é de aumento das afluências

nos quatro subsistemas, passando no Nordeste de

11.112 MWmed (108% da MLT de dezembro) para

20.429 MWmed (143% da MLT de janeiro). Nos

subsistemas SE/CO e N, embora haja previsão de

aumento nos valores de energia, os percentuais

devem sofrer pequenas reduções, respectivame

108% para 102% e de 128% para 126%. No subsistema

Sul, a expectativa é de permanência das afluências

abaixo da média, sendo prevista a ENA de 77% da MLT.

Figura 10- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em janeiro/2012

54.28256.313

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01

EN

A (

MW

med

)

ENA PREVISTA - JANEIRO



Vazões Observadas e Previstas na Bacia do Rio São

rme pode ser visto nas

, a previsão é de aumento das afluências

passando no Nordeste de

11.112 MWmed (108% da MLT de dezembro) para

20.429 MWmed (143% da MLT de janeiro). Nos

subsistemas SE/CO e N, embora haja previsão de

aumento nos valores de energia, os percentuais da MLT

devem sofrer pequenas reduções, respectivamente, de

108% para 102% e de 128% para 126%. No subsistema

Sul, a expectativa é de permanência das afluências

abaixo da média, sendo prevista a ENA de 77% da MLT.

Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema

Figura 11- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em janeiro/2012

Figura 12- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em janeiro/2012

Figura 13- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em janeiro/2012

58.081 57.801 58.212

14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02

VE LI LS Mensal

56900 MWmed

102 %MLT

3.996

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01

EN

A (

MW

med

)


17.767

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01

EN

A (

MW

med

)


9.469

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01

EN

A (

MW

med

)

ENA PREVISTA -



7




3.996

5.023

5.545 5.6286.245

31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02

JANEIRO VE LI LS Mensal

5236 MWmed

77 %MLT

17.76719.576

23.006

20.277

21.670

31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02

JANEIRO VE LI LS Mensal

20429 MWmed

143 %MLT

9.469

10.954 10.592 10.62411.135

31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02

- JANEIRO VE LI LS Mensal

10534 MWmed

126 %MLT


3.1.4 Cenários de Vazões para Dezembro para

Acoplamento com a Função de Custo Futuro

As figuras 14 a 21 apresentam as características dos

cenários gerados no PMO do mês de janeiro para

acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2012.

São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes

e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de

ENAs.

Figura 14 – Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de

Figura 15 – Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de mês de Fevereiro.



Cenários de Vazões para Dezembro para

Acoplamento com a Função de Custo Futuro

apresentam as características dos

cenários gerados no PMO do mês de janeiro para

acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2012.

São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes

e as Funções Densidade de Probabilidade dos cenários de

Cenários de ENAs gerados para o o PMO de Janeiro/2012.

Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Janeiro/2012 para o

Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de

Figura 17 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de de Fevereiro.

Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de



8


Função Densidade de Probabilidade dos Cenários no PMO de Janeiro/2012 para o mês

Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Janeiro/2012.


Figura 19 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Janeiro/2012 para o mês de Fevereiro.

Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de

Figura 21 - Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Janeiro/2012 para Fevereiro.

Os valores da MLT das energias naturais afluentes para

os meses de janeiro e fevereiro são mostrados na tabela

1 a seguir.



Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Janeiro/2012 para


Função Densidade de Probabilidade dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Janeiro/2012 para

MLT das energias naturais afluentes para

os meses de janeiro e fevereiro são mostrados na tabela

Tabela 8 – MLT dos subsistemas nos meses de dezembrojaneiro

Subsistema MLT (MWmed)

Janeiro

Sudeste 55.742

Sul 6.765

Nordeste 14.252

Norte 8.330

3.2 Análise dos resultados no

A otimização do Planejamento da Operação tem por

função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo

Total de Operação do Sistema no período de

planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,

a cada mês, em função de até 28 v

sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema. Em função da ordem do

modelo gerador de cenários, nem todas as afluências

possuem coeficientes significativos em todos os meses,

No mês de acoplamento, fevereiro/2012, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

subsistemas foram: SE/CO-1, S-

Nas figuras 21 a 24 estão plotados os valores de CMO x

ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada

subsistema, dos 116 cenários

acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de

fevereiro no PMO de janeiro/2012.

Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema SE/CO



9

MLT dos subsistemas nos meses de dezembro e

MLT (MWmed)

Fevereiro

58.852

7.793

15.011

11.251

Análise dos resultados no acoplamento com a FCF

A otimização do Planejamento da Operação tem por

função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo

Total de Operação do Sistema no período de

planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima,

a cada mês, em função de até 28 variáveis de estado do

Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

passadas para cada subsistema. Em função da ordem do

modelo gerador de cenários, nem todas as afluências

possuem coeficientes significativos em todos os meses,

to, fevereiro/2012, a ordem das

ENAs passadas significativas para cada um dos

-4, NE-1, e N-1.

Nas figuras 21 a 24 estão plotados os valores de CMO x

ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada

subsistema, dos 116 cenários gerados para o

acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de

fevereiro no PMO de janeiro/2012.

Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de


Figura 23 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema S

Figura 24 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de janeiro/2012 – Subsistema NE

Figura 25 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ajaneiro/2012 – Subsistema N

Observa-se que, na região consultada, há um

descolamento entre os CMOs das regiões formado dois

blocos: SUL/SUDESTE e NORTE/NORDESTE. É clara a

influencia maior das variáveis de estado do Sudeste na

definição do CMO das regiões Sul e Sudeste. Nas outras

duas regiões as grandes afluências esperadas elevam o

armazenamento e levam o CMO para valores próximos a

zero.






se que, na região consultada, há um

descolamento entre os CMOs das regiões formado dois

blocos: SUL/SUDESTE e NORTE/NORDESTE. É clara a

influencia maior das variáveis de estado do Sudeste na

das regiões Sul e Sudeste. Nas outras

duas regiões as grandes afluências esperadas elevam o

armazenamento e levam o CMO para valores próximos a

3.3 Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre

subsistemas são de fundamental importância para o

processo de otimização energética, sendo determinante

para a definição das políticas de operação e o CMO para

cada subsistema. Estes limites são influenciados por

intervenções na malha de transmissão, notadamente na

1º Semana Operativa.

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os

limites destes, utilizados na Revisão

Janeiro.



10

Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre

s são de fundamental importância para o

processo de otimização energética, sendo determinante

para a definição das políticas de operação e o CMO para

cada subsistema. Estes limites são influenciados por

intervenções na malha de transmissão, notadamente na

O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os

na Revisão 0 do PMO de


Tabela 9 - Limites de intercâmbio de energia considerados Revisão 0 do PMO Janeiro/12

(1) Não houve desligamentos na semana operativa de

06/01/12.

LIMITE DE INTERCÂMBIO

(MWmed)

PMO Jan/12 - Revisão 0

FLUXO PATAMAR Semanas

Pesada 4.200

Média 4.200

Leve 4.200

Pesada 3.600

Média 3.466

Leve 2.992

Pesada 4.200

Média 4.200

Leve 4.200

Pesada 3.300

Média 3.300

Leve 3.300

Pesada 3.000

Média 3.113

Leve 3.107

Pesada 4.000

Média 4.000

Leve 4.000

Pesada 3.850

Média 3.850

Leve 3.850

Pesada 1.000

Média 1.000

Leve 1.000

Pesada 5.100

Média 4.909

Leve 4.231

Pesada 9.000

Média 9.000

Leve 9.200

Pesada 5.650

Média 5.650

Leve 5.200

Pesada 5.100

Média 5.100

Leve 6.100

Pesada 6.300

Média 6.300

Leve 6.300

Pesada 5.700

Média 5.700

Leve 5.600

RNE

FMCCO

FCOMC

FSENE

FNS

FSENE+FMCCO

FNE

EXPORT. NE

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

ITAIPU 60 Hz

FSM

RSE

FORNEC. SUL



Limites de intercâmbio de energia considerados na

Não houve desligamentos na semana operativa de 31/12 a

3.4 Previsões de Carga

Tabela 10 – Previsão da Evolução da carga para mês de Janeiro/2012

3.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas

Tabela 11 - Fatores de disponibilidade de usincom base no cronograma consolidado de manutenção de UGs.

LIMITE DE INTERCÂMBIO

(MWmed)

PMO Jan/12 - Revisão 0

Semanas

4.200

4.200

4.200

3.600

3.466

2.992

4.200

4.200

4.200

3.300

3.300

3.300

3.000

3.113

3.107

4.000

4.000

4.000

3.850

3.850

3.850

1.000

1.000

1.000

5.100

4.909

4.231

9.000

9.000

9.200

5.650

5.650

5.200

5.100

5.100

6.100

6.300

6.300

6.300

5.700

5.700

5.600

1ª 2ª

NE 8.887

SIN 60.565 59.355 61.047

N / NE 13.019 12.979 13.124

S / SE / CO 47.546

8.846 8.985

NORTE 4.132 4.133 4.139

SE/ CO 37.171

46.376 47.923

SUL 10.375 10.162 10.456

36.214 37.467

SISTEMAS MENSAL

31/12 a

06/01

07/01 a

13/01

1 CAMARGOS 0,500 0,500

156 TRES MARIAS 0,833 0,833

9 JAGUARA 0,857 1,000

11 VOLTA GRANDE 1,000 0,714

10 IGARAPAVA 1,000 0,857

217 ROSAL 0,500 0,500

14 CACONDE 0,488 0,488

42 NAVANHANDAVA 0,905 0,667

45 JUPIA 0,929 0,878

44 I. SOLT. EQV 0,914 0,880

120 JAGUARI 0,500 0,500

6 FURNAS 0,786 0,768

7 M. DE MORAES 0,893 0,893

8 ESTREITO 0,929 0,833

12 P. COLOMBIA 0,750 0,750

31 ITUMBIARA 0,833 0,833

257 PEIXE ANGIC 1,000 1,000

144 MASCARENHAS 0,762 0,762

66 ITAIPU 0,900 0,900

253 SAO SALVADOR 1,000 1,000

74 G.B. MUNHOZ 1,000 0,964

76 SEGREDO 1,000 0,821

82 SALTO CAXIAS 0,929 1,000

115 G.P. SOUZA 0,964 1,000

77 SLT.SANTIAGO 1,000 1,000

78 SALTO OSORIO 1,000 1,000

93 PASSO FUNDO 1,000 1,000

98 MONTE CLARO 0,571 0,500

103 FOZ CHAPECO 1,000 1,000

172 ITAPARICA 0,714 0,667

173 MOXOTO 0,750 0,750

174 P.AFONSO 123 0,744 0,744

175 P.AFONSO 4 0,833 0,833

267 ESTREITO TOC 1,000 1,000

275 TUCURUI 0,955 0,955

USINA HIDROELÉTRICA

FATOR DE DISPONIBILIDADE



11

Previsão da Evolução da carga para a Revisão 0 do

Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas

Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs.

2ª 3ª 4ª 5ª

13.063

61.67961.047 61.164 61.381

13.124 13.155 13.038

4.109

8.985 9.022 8.923 8.954

4.139 4.133 4.115

10.570

47.923 48.009 48.343 48.616

10.456 10.509 10.489

37.467 37.500 37.854

SEMANAS

38.046

07/01 a

13/01

14/01 a

20/01

21/01 a

27/01

28/01 a

03/02

0,500 1,000 1,000 1,000

0,833 0,833 0,833 0,929

1,000 1,000 1,000 0,857

0,714 1,000 1,000 0,857

0,857 0,800 0,800 0,800

0,500 0,500 0,500 0,500

0,488 0,488 0,488 0,488

0,667 0,667 0,667 0,667

0,878 0,857 0,857 0,857

0,880 0,891 0,920 0,920

0,500 0,500 0,500 0,500

0,768 0,750 0,768 0,750

0,893 0,893 0,939 1,000

0,833 0,833 0,714 0,690

0,750 0,750 0,750 0,750

0,833 0,833 0,833 0,833

1,000 0,905 0,905 0,905

0,762 0,762 0,762 0,762

0,900 0,900 0,900 0,900

1,000 1,000 0,786 1,000

0,964 0,964 0,964 1,000

0,821 0,964 1,000 1,000

1,000 1,000 1,000 1,000

1,000 1,000 1,000 1,000

1,000 1,000 0,964 0,786

1,000 1,000 1,000 0,879

1,000 1,000 0,857 0,714

0,500 0,500 0,500 0,714

1,000 0,821 0,821 1,000

0,667 0,667 0,667 0,667

0,750 0,750 0,750 0,750

0,744 0,714 0,702 0,702

0,833 0,833 0,833 0,833

1,000 0,821 0,893 1,000

0,955 0,925 0,925 0,923

FATOR DE DISPONIBILIDADE


3.6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 12 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.4 PMO Dezembro/11 e na Rev.Janeiro/12.

A primeira coluna da tabela acima correspo

armazenamento previsto na Revisão

dezembro, para a 0:00 h do dia 31/12. A segunda

apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis

de partida informados pelos Agentes de Geração para

seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS

4.1 Políticas de Intercâmbio

Figura 26 – Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 31/12/2011 a 06/01/2012

Rev.4 PMO Dez/11

Armazenamento Final

Semana 5

(0:00 hs 31/dez)

SUDESTE/C.OESTE 61,0

SUL 61,3

NORDESTE 54,5

NORTE 52,4

Armazenamento Subsistema (%EARmáx)

ITAIP50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE1606 403

4813

5664

2009

1087

4577

R$ 0,00/MWh

R$ 50,42/MWh

R$ 50,42/MWh

1019

N

S



Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Armazenamentos iniciais por subsistema, PMO Dezembro/11 e na Rev.0 PMO

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

a Revisão 4 do PMO de

. A segunda coluna

apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis

de partida informados pelos Agentes de Geração para

seus aproveitamentos com reservatórios.

Políticas de Intercâmbio para a semana operativa

4.2 Custos Marginais de Operação

As figuras 27 a 29 a seguir, apresentam os custos

marginais de operação por patamar de carga, para as

semanas operativas que compõe o mês de

Cabe destacar que os Custos Margina

Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em

função do limite de intercâmbio F

Angical e Limite FC_SE) ter atingido o seu limite nos

patamares de carga pesada, média e leve

Figura 27 – CMOs do mês de janeiro



Rev.0 PMO Jan/12

Partida Informada pelos

Agentes

(0:00 hs 31/dez)

59,5

58,8

57,0

52,4

Armazenamento Subsistema (%EARmáx)

NE

0

R$ 0,00/MWh

R$ 50,42/MWh

R$ 50,42/MWh

SEMANA 1

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: JAN12_RV0_N-2_V

Caso 2



12

Custos Marginais de Operação

a seguir, apresentam os custos

marginais de operação por patamar de carga, para as

semanas operativas que compõe o mês de janeiro.

Marginais de Operação dos

não foram equalizados em

função do limite de intercâmbio FNS (GH Lajeado, GH P.

) ter atingido o seu limite nos

s de carga pesada, média e leve.

janeiro, carga pesada

janeiro, carga média

janeiro, carga leve


4.3 Energias Armazenadas

O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP, indicou os armazenamentos que são

mostrados na figura 30, a seguir.

Figura 30 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de janeiro.

Os armazenamentos da figura 30 estão expressos em

% da Energia Armazenável Máxima de cada

subsistema, cujos valores são mostrados na tabela

Tabela 13 – Energia Armazenável Máxima por subsistema

Janeiro

Sudeste 200.734

Sul 19.618

Nordeste 51.808

Norte 12.680

Subsistema

Energia Armazenável Máxima

(MWmed)

4.4 Tabela de geração térmica

Tabela 14 – Tabela de Geração Térmica

ANGRA 2 1.350 1.350ANGRA 1 635 635N. FLUMINENSE 400 400TOTAL 2.385 2.385

T. NORTE I 22 22T. NORTE II 190 190TERMOPERNAM 56 15B.SOBR.LEILÃO 40 11JS PEREIRA 33GLOBAL I E II 33CAMAC PI E MI 7R. ALMEIDA 9BAHIA I 3CAMACARI 14TOTAL 407 266

DESPACHO POR ORDEM DE MERITO

DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS

Pesada Media



O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP, indicou os armazenamentos que são

Energias Armazenadas nas semanas operativas do

estão expressos em

% da Energia Armazenável Máxima de cada

subsistema, cujos valores são mostrados na tabela 13.

Energia Armazenável Máxima por subsistema

Fevereiro

200.734

19.618

51.808

12.392

Energia Armazenável Máxima

(MWmed)

1.350 1.350635 635400 400

2.385 2.385

22 0190 19015 2311 169 149 132 33 41 14 6

266 270

DESPACHO POR ORDEM DE MERITO

DESPACHO POR RAZÕES ELÉTRICAS

Media Leve

4.5 Resumo dos resultados do PMO

As figuras 31 a 34 mostram um resumo do resultado

do PMO para o mês de janeiro, relacionando, ENA, EAR

e CMO, para os quatro subsistemas.

Figura 31 – Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Figura 32 - – Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Figura 33 - – Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste



13

Resumo dos resultados do PMO

mostram um resumo do resultado

do PMO para o mês de janeiro, relacionando, ENA, EAR

e CMO, para os quatro subsistemas.

Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste

Resumo do PMO para o Subsistema Sul

Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste


Figura 34 – Resumo do PMO para o Subsistema Norte

5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

MARGINAIS DE OPERAÇÃO

Com o objetivo de estimar o impacto das principais

atualizações feitas na elaboração do PMO de

Janeiro/2012, realizou-se um estudo de sensibilidade do

impacto nos CMOs em função das atualizaç

de planejamento informados pelos Agentes.

Considerando as premissas acima, a função de custo

futuro do PMO de Dezembro/2011 e o estado inicial dos

reservatórios segundo a estimativa da Revisão

elaborou-se um conjunto de estudos para avaliação

incremental do impacto dos seguintes parâmetr

previsão das vazões, atualização da função de custo

futuro, atualização da expansão para o segundo mês,

partida dos reservatórios, e intervenções em

equipamentos de transmissão com impacto na definição

dos limites de fluxos e intercâmbios de energia en

subsistemas.

Os valores de CMOs publicados nos resultados de cada

estudo estão reproduzidos graficamente a seguir.



Resumo do PMO para o Subsistema Norte

ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

Com o objetivo de estimar o impacto das principais

atualizações feitas na elaboração do PMO de

m estudo de sensibilidade do

atualizações dos dados

de planejamento informados pelos Agentes.

Considerando as premissas acima, a função de custo

futuro do PMO de Dezembro/2011 e o estado inicial dos

reservatórios segundo a estimativa da Revisão anterior,

um conjunto de estudos para avaliação

incremental do impacto dos seguintes parâmetros:

previsão das vazões, atualização da função de custo

futuro, atualização da expansão para o segundo mês,

partida dos reservatórios, e intervenções em

equipamentos de transmissão com impacto na definição

dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os

Os valores de CMOs publicados nos resultados de cada

estudo estão reproduzidos graficamente a seguir.

Figura 35 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO

Figura 36 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistema S

1,87 6,42

-0,13

38,5340,40

46,82 46,69

Rev. Anterior

Vazões FCF JAN2012

Expansão

SE/CO - CMO (R$/MWh)

1,33 6,11

-0,06

38,71 40,7146,82 46,76

Rev. Anterior

Vazões FCF JAN2012

Expansão

Sul - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 5ª semana operativa

24 a 30/12/2011

CCMO Médio Semanal 5ª semana operativa

24 a 30/12/2011



14

Análise da Variação do CMO Médio Semanal –


0,13

3,39

-0,01 -0,35

46,6950,08

50,07 50,42

Expansão Armaz.Iniciais

Desligam. DemaisAtualiz.

CMO (R$/MWh)

0,06

3,40

-0,01 0,35

50,08 50,07 50,42



CMO (R$/MWh)


31 a 06/01/2012


31 a 06/01/2012


Figura 37 – Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas NE e N

Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos

resultados de cada caso estudo são dependentes da

ordem em que as atualizações nos dados

estão sendo consideradas. Porém, realizadas todas as

atualizações nos dados, os resultados do PMO

dependem da ordem em que estes foram inseridos.

A análise dos resultados dos estudos com atualizações

incrementais mostrou que o maior impacto no CMO do

N/NE ocorreu em função do aumento na

vazões, onde se observa um decréscimo de 25,2

R$/MWh em relação a estimativa da

Nos demais estudos o CMO se manteve próximo de zero.

Já nos subsistemas SE/CO e Sul, o maior impacto no

CMO foi observado no estudo de atualização da

de custo futuro, cujos resultados indicaram,

respectivamente, acréscimos de 6,42

R$/MWh em cada subsistema. Nos demais estudos se

observam aumentos graduais de CMO.

A tabela 15, a seguir, apresenta os valores médios do

CMO projetados no estudo da revisão anterior e os

valores médios de CMO observados para esta revisão em

cada subsistema.

-25,21

-0,72 -0,01 -0,05

26,16

0,95 0,23 0,22 0,17

Rev. Anterior

Vazões FCF JAN2012


NE e N - CMO (R$/MWh)


24 a 30/12/2011

CMO Médio Semanal1ª semana operativa

31 a




Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos

resultados de cada caso estudo são dependentes da

ordem em que as atualizações nos dados de entrada

Porém, realizadas todas as

ações nos dados, os resultados do PMO não

estes foram inseridos.

A análise dos resultados dos estudos com atualizações

incrementais mostrou que o maior impacto no CMO do

do aumento na previsão das

se observa um decréscimo de 25,21

relação a estimativa da revisão anterior.

Nos demais estudos o CMO se manteve próximo de zero.

E/CO e Sul, o maior impacto no

CMO foi observado no estudo de atualização da função

, cujos resultados indicaram,

s de 6,42 R$/MWh e 6,11

em cada subsistema. Nos demais estudos se

, a seguir, apresenta os valores médios do

são anterior e os

valores médios de CMO observados para esta revisão em

Tabela 15 – Variação do CMO Médio Semanal

6. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO

ELÉTRICA

Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa

do custo de despacho térmico

a 1º semana operativa do mês de janeiro

calculada pelo produto da geração térmica prevista e a

diferença entre o CVU e o CMO.

0,02

-0,19

0,19 0,00

Armaz.Iniciais


CMO (R$/MWh)

Rev.4 PMO

Dez/11

Sem. 5

Rev.0 PMO

JAN/2012

Sem. 1

SE/CO 38,53 50,42S 38,71 50,42

NE 26,16 0,00N 26,16 0,00

CMO Médio Semanal (R$/MWh)

TÉRMICAS CVU PAT CMO

PESADA 51,71MÉDIA 51,22LEVE 48,89



TOTAL SE/CO

TNORTE 2 487,56

BL SOBRINHO 165,46

TNORTE 1 610,33


a 06/01/2012

TÉRMICAS CVU PAT CMO








BAHIA I 647,16

CAMACARI 401,67

TOTAL NE

CAMACARI PI MI 709,15

ROMULO ALMEIDA 188,15

J S PEREIRA 215,00

GLOBAL I e II 481,55

TERMOPERNAMBUCO 70,16



15

Variação do CMO Médio Semanal

CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO

a seguir representam a estimativa

por restrição elétrica para

1º semana operativa do mês de janeiro, sendo

calculada pelo produto da geração térmica prevista e a

diferença entre o CVU e o CMO.

Rev.0 PMO

JAN/2012

Sem. 1

Variação

50,42 11,89

50,42 11,71

0,00 -26,16

0,00 -26,16

CMO Médio Semanal (R$/MWh)

CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

51,71 22 221.213,52R$

51,22 22 1.094.737,38R$

48,89 - -R$

51,71 190 1.490.607,00R$

51,22 190 7.378.509,40R$

48,89 190 5.084.185,30R$

51,71 40 81.900,00R$

51,22 11 111.840,96R$

48,89 16 165.995,68R$

15.628.989,24R$

SEMANA 1

CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO

0,00 56 70.721,28R$

0,00 15 93.663,60R$

0,00 23 98.434,48R$

0,00 33 127.710,00R$

0,00 9 172.215,00R$

0,00 14 183.610,00R$

0,00 33 286.040,70R$

0,00 9 385.721,55R$

0,00 13 381.869,15R$

0,00 7 89.352,90R$

0,00 2 126.228,70R$

0,00 3 129.774,45R$

0,00 9 30.480,30R$

0,00 3 50.236,05R$

0,00 4 45.908,60R$

0,00 3 34.946,64R$

0,00 1 57.597,24R$

0,00 1 39.476,76R$

0,00 14 101.220,84R$

0,00 4 142.994,52R$

0,00 6 147.011,22R$

2.795.213,98R$

SEMANA 1


7. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperad

da previsão de vazões para a 1ª semana ope

31/dez a 06/jan, foram feitos estudos de sensibilidade

para os custos marginais de operação, considerando os

cenários limite inferior e limite superior da previsão de

vazões para as demais semanas operativas do mês de

janeiro/12.

A consideração do limite inferior para a 2

operativa resulta em uma ENA média mensal de

MWmed (80%MLT) para o SE/CO,

(51 %MLT) para o Sul, 16.279 MWmed (11

o NE e 9.374 MWmed (113 %MLT) para o Norte.

Já a consideração do limite superior para a 2ª semana

operativa resulta em uma ENA média mensal de

MWmed (126%MLT) para o SE/CO, 7.587

%MLT) para o Sul, 25.551 MWmed (179

e 12.163 MWmed (146 %MLT) para o Norte.

Figura 38 – Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE

A DEZEMBRO/12

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 é aquela obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Dezembro, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

50,42

18,17

94,20

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

CMO 1º SEMANA SENSIBILIDADE

Região SE/CO

50,42

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

CMO 1º SEMANA

Região SUL

0,00 0,00

4,64

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00


Região NE

0,000,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

CMO 1º SEMANA

Região N



partir da consideração da ocorrência do valor esperado

ª semana operativa, de

, foram feitos estudos de sensibilidade

para os custos marginais de operação, considerando os

ior da previsão de

vazões para as demais semanas operativas do mês de

para a 2ª semana

média mensal de 44.637

T) para o SE/CO, 3.418MWmed

MWmed (114 %MLT) para

%MLT) para o Norte.

para a 2ª semana

édia mensal de 70.229

7.587 MWmed (112

79 %MLT) para o NE

%MLT) para o Norte.

Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior

ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS

ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE

COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE JANEIRO/12

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

As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo.

A Função de Custo Futuro utilizada é aquela obtida pelo modelo Newave elaborada para o PMO de Dezembro,

longo do período de estudo, sendo consultados seus “cortes” a cada mês.

Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 1000 MWmed, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta etapa da Programação Diária da Operação.

Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custos marginais de operação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas MenOperação e suas Revisões.

8.1. Premissas

8.1.1. Carga

Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga

própria considerada no Planejamento Anual Energético

2012-2016.

8.1.2. Níveis de Partida

Os níveis de partida adotados para 01/01

obtidos a partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de

Dezembro/11.

8.1.3. Energia Natural Afluente

Figura 39 – ENA – SE/CO

18,17

94,20


Região SUL

0,00

4,64


Região N



16

Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de

MWmed, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação.

Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custos marginais de operação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de

Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga

o Planejamento Anual Energético

is de partida adotados para 01/01/2012 foram

partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de

Energia Natural Afluente


Figura 40 – ENA – SUL

Figura 41 – ENA – NE

Figura 42 – ENA – N



8.2. Resultados

8.2.1. Evolução dos Armazenamentos

Figura 43 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Figura 44 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL

Figura 45 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE



17

Evolução dos Armazenamentos

Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO

Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL

Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE


Figura 46 – Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

8.2.2. Custos Marginais Prospectivos

8.3. Identificação de anos semelhantes considerando

os atuais cenários climáticos

Para este tipo de estudo são avaliados biênios com padrões climáticos semelhantes aos que vem ocorrendo no ano corrente e no ano anterior.

Este estudo é realizado em duas etapas:

1. Definição dos indicadores climáticos mais influentes nas ENAS de cada região através de técnicas de mineração de dados;

2. Busca de anos em que estes indicadores apresentaram os valores (módulo, variabilidade e fase) mais próximos com o biênio atual.

Os indicadores climáticos avaliados neste estudo foram:

• Índice de Oscilação do Atlântico Norte (NAO);

• Índice Atlântico Leste (EA);

• Padrão de oscilação do Pacífico Oeste (WP);

• Padrão de oscilação do Leste Atlântico/Oeste da Rússia (EA-WR);

• Anomalias da Temperatura da Superfície do Mar – TSM do Atlântico Norte (NATL), Ana região de confluência Brasil(ATLSUL), Atlântico Sul entre 0° e 20° sul e 30° oeste e 10° leste (SATL), em toda a região



Evolução dos Armazenamentos Subsistema N

Custos Marginais Prospectivos

Identificação de anos semelhantes considerando-se

Para este tipo de estudo são avaliados biênios com padrões climáticos semelhantes aos que vem ocorrendo

etapas:

Definição dos indicadores climáticos mais s ENAS de cada região através de

técnicas de mineração de dados; Busca de anos em que estes indicadores apresentaram os valores (módulo, variabilidade e fase) mais próximos com o biênio atual.

Os indicadores climáticos avaliados neste estudo foram:

de Oscilação do Atlântico Norte (NAO);

Padrão de oscilação do Pacífico Oeste (WP);

Padrão de oscilação do Leste Atlântico/Oeste da

Anomalias da Temperatura da Superfície do Mar TSM do Atlântico Norte (NATL), Atlântico Sul

na região de confluência Brasil-Malvinas (ATLSUL), Atlântico Sul entre 0° e 20° sul e 30° oeste e 10° leste (SATL), em toda a região

equatorial (EQUAT) e nas regiões do NINO1+2, NINO3, NINO3.4, NINO4;

• Índice de El Niño (ONI);

• Índice de Oscilação Sul (SOI);

• Índice de Oscilação Sul Equatorial (SOI Equat)

• Índice de Oscilação Sul na Indonésia (SOI Indonésia);

• Índice de Oscilação Sul Equatorial Leste (SOI Equatorial Leste);

• Padrão de teleconexão Pacífico/Norte América (PNA);

• Padrão Scandinava (SCA);

• Anomalia de Pressão ao Nível do Mar na região de Darwin (PNM Darwin) e

• Anomalia de Pressão ao Nível do Mar na região do Tahiti (PNM Tahiti).

Estes dados estão disponíveis no sítio do National Center for Environmental Prediction (NCEP), sendo que o ATLSUL foi calculado pelo próprio ONS com base nos dados de anomalia da TSM disponibilizado também pelo NCEP.

Na técnica de mineração de dados são elaborados, por exemplo, dendogramas que mostram o grau de similaridade entre as séries de ENAS e osclimáticos. Um exemplo de dendograma destes índices com a ENA do subsistema SE pode ser encontrado na figura 47. Nesta figura observamrelacionam com as ENAs do Sudeste, sendo que no grupo dos indicadores tipo SOI ou IOS,variabilidade mais próxima com as ENAS do SE. Este mesmo padrão pode ser observado quando analisamos o grupo das anomalias do Atlântico, onde o Atlsul possui a variabilidade mais próxima das ENAs do SE. Alguns outros índices também apresentaram dissimilaridades próximas a do SE, mas acabaram não tendo o mesmo desempenho em outras análises.

Figura 47 - Dendograma dos indicadores com as ENAs do subsistema SE no período de 1951 a 2011.



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equatorial (EQUAT) e nas regiões do NINO1+2, NINO3, NINO3.4, NINO4;

Índice de El Niño (ONI);

Oscilação Sul (SOI);

Índice de Oscilação Sul Equatorial (SOI Equat)

Índice de Oscilação Sul na Indonésia (SOI

Índice de Oscilação Sul Equatorial Leste (SOI

Padrão de teleconexão Pacífico/Norte América

(SCA);

Anomalia de Pressão ao Nível do Mar na região de Darwin (PNM Darwin) e

Anomalia de Pressão ao Nível do Mar na região do Tahiti (PNM Tahiti).

Estes dados estão disponíveis no sítio do National Center for Environmental Prediction (NCEP), sendo que o índice ATLSUL foi calculado pelo próprio ONS com base nos dados de anomalia da TSM disponibilizado também pelo

Na técnica de mineração de dados são elaborados, por exemplo, dendogramas que mostram o grau de similaridade entre as séries de ENAS e os indicadores climáticos. Um exemplo de dendograma destes índices com a ENA do subsistema SE pode ser encontrado na

. Nesta figura observam-se dois grupos que se relacionam com as ENAs do Sudeste, sendo que no grupo dos indicadores tipo SOI ou IOS, o SOI é o que possui a variabilidade mais próxima com as ENAS do SE. Este mesmo padrão pode ser observado quando analisamos o grupo das anomalias do Atlântico, onde o Atlsul possui a variabilidade mais próxima das ENAs do SE. Alguns

apresentaram dissimilaridades próximas a do SE, mas acabaram não tendo o mesmo desempenho em outras análises.

Dendograma dos indicadores com as ENAs do subsistema SE no período de 1951 a 2011.


A técnica de componentes principais também foi utilizada para ver o grau de influência que cada índice climático pode exercer na variabilidade das ENAS. Na Figura 48 observa-se um exemplo desta análise, onde podemos verificar que a maioria dos índices explica pouco a variabilidade do NE, possuindo um grau de resíduo muito grande, como é o caso do AtlSul. Nesta figura as cores vermelho, azul e rosa indicam as componentes principais de variação dos dados, enquanto o verde claro indica a quantidade de resíduo (parcela da variabilidade onde mesmo a combinação linear destes índices climáticos não consegue explicar a variabilidade das ENAS).

Observamos nesta figura que o SOI Eq. leste consegue explicar parte da variabilidade das ENAs deste subsistema, assim como o ONI e outrofenômenos El Niño e La Niña.

Figura 48: Análise de Componentes principais para o subsistema NE.

Outra técnica utilizada foi a de Regras de Associação, onde avaliamos a influência destes índices em vazões muito elevadas. Neste caso o estudo foi direcionado para as vazões acima de 16.000 m³/s na Uhe Jupiá. Na figura 49 observa-se um mapa contendo a probabilidade de cada faixa de valor dos índices climáticos, na ocorrência de vazões acima de 16.000 m³/s na Uhe Jupiá.

Figura 49 - Regras de associação no período de DJFM (19512010) entre classes de valores de cada índice climático e a ocorrência de vazões acima de 16.000 na Uhe Jupiá.



componentes principais também foi utilizada para ver o grau de influência que cada índice

dade das ENAS. Na se um exemplo desta análise, onde

podemos verificar que a maioria dos índices explica ariabilidade do NE, possuindo um grau de

resíduo muito grande, como é o caso do AtlSul. Nesta figura as cores vermelho, azul e rosa indicam as componentes principais de variação dos dados, enquanto o verde claro indica a quantidade de resíduo (parcela da ariabilidade onde mesmo a combinação linear destes

índices climáticos não consegue explicar a variabilidade

Observamos nesta figura que o SOI Eq. leste consegue explicar parte da variabilidade das ENAs deste subsistema, assim como o ONI e outros indicadores dos

: Análise de Componentes principais para o

Outra técnica utilizada foi a de Regras de Associação, onde avaliamos a influência destes índices em vazões

o estudo foi direcionado para as vazões acima de 16.000 m³/s na Uhe Jupiá. Na figura

se um mapa contendo a probabilidade de climáticos, na ocorrência

de vazões acima de 16.000 m³/s na Uhe Jupiá.

Regras de associação no período de DJFM (1951-2010) entre classes de valores de cada índice climático e a

Uhe Jupiá.

A semelhança entre os valores do SOI deste biênio com os outros anos de La Niña pode ser encontrada através da comparação dos índices do período que estamos estudando (nesse caso 2010 e 2011) com os valores deste índice em anos anteriores, e atuação do mesmo fenômeno climático, como é ilustrado na figura 50.

Figura 50. Variação do IOS ou SOI em todos os anos de ocorrência do fenômeno La Niña.

Por fim deve ser avaliado também, mesmo que de forma qualitativa, se os resultados estatísticos conseguem transcrever a verdade sobre a possível relação de causa e efeito entre os índices climáticos e as Nas figuras 51 e 52 observamos a sverão (dez-jan-fev-mar) do índice do AtlSul em relação as anomalias de ENAs do subsistema Sul e do índice do El Niño (ONI) em relação as anomalias de ENA do subsistema SE, respectivamente.

Na figura 51 observa-se na maior parte do tempo uma correlação negativa entre as anomalias do AtlSul e as anomalias de ENA do subsistema SUL, como era de se esperar, ou seja, existe uma tendência de que quando o oceano AtlSul se aquece, as anomalias de ENA do subsistema SUL sejam negativas, e vicepadrão não ocorre sempre, indicando que este índice explica parte da variabilidade das ENAs do subsistema SUL, mas não toda.

Já na figura 52 obervamos uma relação positiva entre o ONI e as ENAS do SE, ou sejaíndice ONI na maioria dos casos estão associadas com anomalias positivas da ENA do SE. Mas novamente isto não ocorreu em todo o histórico, o que mostra que para esses dois subsistemas, assim como também foi observado para os demais subsistemas, a combinação dos diversos índices climáticos é que consegue explicar a maior parte da variabilidade das ENAS. Mas ainda sim não conseguimos explicar todas as anomalias que ocorrem em cada subsistema, utilizando somente os indicadores climáticos conhecidos.



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A semelhança entre os valores do SOI deste biênio com os outros anos de La Niña pode ser encontrada através da comparação dos índices do período que estamos estudando (nesse caso 2010 e 2011) com os valores deste índice em anos anteriores, e que também tiveram atuação do mesmo fenômeno climático, como é

. Variação do IOS ou SOI em todos os anos de

Por fim deve ser avaliado também, mesmo que de forma qualitativa, se os resultados estatísticos conseguem transcrever a verdade sobre a possível relação de causa e efeito entre os índices climáticos e as anomalias de ENA.

observamos a série temporal do mar) do índice do AtlSul em relação as

anomalias de ENAs do subsistema Sul e do índice do El Niño (ONI) em relação as anomalias de ENA do subsistema SE, respectivamente.

se na maior parte do tempo uma correlação negativa entre as anomalias do AtlSul e as anomalias de ENA do subsistema SUL, como era de se esperar, ou seja, existe uma tendência de que quando o oceano AtlSul se aquece, as anomalias de ENA do

ma SUL sejam negativas, e vice-versa. Mas este padrão não ocorre sempre, indicando que este índice explica parte da variabilidade das ENAs do subsistema

obervamos uma relação positiva entre o ONI e as ENAS do SE, ou seja, anomalias positivas do índice ONI na maioria dos casos estão associadas com anomalias positivas da ENA do SE. Mas novamente isto não ocorreu em todo o histórico, o que mostra que para esses dois subsistemas, assim como também foi

subsistemas, a combinação dos diversos índices climáticos é que consegue explicar a maior parte da variabilidade das ENAS. Mas ainda sim não conseguimos explicar todas as anomalias que ocorrem em cada subsistema, utilizando somente os

os conhecidos.


Figura 51– Anomalias de ENA do subsistema Sul e anomalias da TSM do AtlSul nos verões de 1951 a 2011.

Figura 52– Anomalias de ENA do subsistema SEe anomalias de ONI nos verões de 1951 a 2011.

Após estas análises, que foram repetidas para todos os subsistemas, concluímos que os indicadores climáticos mais influentes nas ENAS dos subsistemas NE e NO foram os fenômenos ENSO (El Niño – Oscilação Sul) e as anomalias da TSM do Atlântico Tropisubsistemas Sul e Sudeste os fenômenos ENSO e as anomalias da TSM do Atlântico Sul Extratropical. Os parâmetros analisados para os fenômenos ENSO foram o Índice de Oscilação Sul (IOS) e o Índice do El Niño (ONI).

Com base nestas análises foi escolhido o verão de 2009 (Pacífico Equatorial pouco resfriado, mas com um Atlântico Sul muito Aquecido) como período semelhante para as ENAS do Sul e SE e o verão de 2000 (La Niña moderada antecedida por outra La Niña moderada/forte) para os subsistemas NE e NO.

Cabe-se destacar que este estudo de semelhança de ENAS deve ser encarado como um indicativo do que poderá acontecer, dentro de um cenário de incertezas muito grande, e não como uma previsão. Existem incertezas associadas ao cálculo dos índices, à suescolha em relação à ENA de cada subsistema e, principalmente, em relação ao curto período de histórico que temos disponível, o que diminui o suporte e a confiança estatística destas análises.



Anomalias de ENA do subsistema Sul e anomalias da

Anomalias de ENA do subsistema SEe anomalias de

Após estas análises, que foram repetidas para todos os subsistemas, concluímos que os indicadores climáticos mais influentes nas ENAS dos subsistemas NE e NO foram

Oscilação Sul) e as anomalias da TSM do Atlântico Tropical; e nos subsistemas Sul e Sudeste os fenômenos ENSO e as anomalias da TSM do Atlântico Sul Extratropical. Os parâmetros analisados para os fenômenos ENSO foram o Índice de Oscilação Sul (IOS) e o Índice do El Niño (ONI).

olhido o verão de 2009 (Pacífico Equatorial pouco resfriado, mas com um Atlântico Sul muito Aquecido) como período semelhante para as ENAS do Sul e SE e o verão de 2000 (La Niña moderada antecedida por outra La Niña moderada/forte)

se destacar que este estudo de semelhança de ENAS deve ser encarado como um indicativo do que poderá acontecer, dentro de um cenário de incertezas muito grande, e não como uma previsão. Existem incertezas associadas ao cálculo dos índices, à sua escolha em relação à ENA de cada subsistema e, principalmente, em relação ao curto período de histórico que temos disponível, o que diminui o suporte e a

8.4. Premissas

8.4.1. Energia Natural Afluente

Figura 53 – ENA – SE/CO

Figura 54 – ENA – SUL

Figura 55 – ENA – NE



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Energia Natural Afluente


Figura 56 – ENA – N

9. CONSIDERAÇÕES FINAIS

As apresentações feitas durante a reunião do

disponíveis no site do ONS, na área dos agentes

(http://www.ons.org.br/agentes).

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels: (21)2203-9518 / 9307 e pelo email [email protected]

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

Mensal de Operação – PMO Dezembro/2011 poderão ser

encaminhadas para o email: [email protected]



As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão

disponíveis no site do ONS, na área dos agentes

Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética –

9518 / 9307 e pelo email

As contribuições referentes ao Relatório do Programa

PMO Dezembro/2011 poderão ser

[email protected]



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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de ...368B4AF7-CF7D... · Revisão 0 – Semana Operativa de 1. EDITORIAL Nesta edição estamos apresentando um estudo sobre