Operador Nacional do Sistema Elétrico
PLANEJAMENTO ANUAL DA
OPERAÇÃO ENERGÉTICA
ANO 2002
Abril de 2002
Sumário
 CAPÍTULO 1 - Introdução
 CAPÍTULO 2 - Síntese dos Principais Resultados
 CAPÍTULO 3 - Premissas dos Estudos
3.1 - Evolução da Potência Instalada
3.2 - Definição da Configuração Futura
3.3 - Evolução da Carga Própria
3.4 - Geração Térmica da Oferta Emergencial
3.5 - Limites de Intercâmbios Regionais
3.6 - Custo de Déficit
3.7 - Níveis Iniciais
3.8 - Projetos de Importação de Energia
3.9 - Demais Premissas
2
Sumário
 CAPÍTULO 4 - Estudos Energéticos
4.1- Análise das Condições de Atendimento
4.1.1 - Casos Estudados (Oferta & Demanda)
4.1.2 - Análise com Séries Sintéticas
4.1.3 - Análise com Séries do Histórico
4.2 - Custo Marginal de Operação
4.3 - Curvas de Permanência de Intercâmbio
4.4 - Curvas de Permanência de Geração Térmica
4.5 - Balanço de Energia Assegurada
4.6 - Sensibilidade ao Mercado Alto
 ANEXOS
3
Capítulo 1 - Introdução
 O Planejamento Anual da Operação Energética se constitui no elo inicial da
cadeia dos procedimentos do planejamento da operação e tem como objetivo
maior estabelecer as estratégias de médio prazo para a operação energética
do Sistema Interligado Nacional – SIN.
 Seus estudos abrangem um horizonte de 5 anos (2002 a 2006). Neles, são
apresentados resultados com detalhamento mensal para o primeiro ano, e
resultados anuais para os anos subseqüentes.
 Deve-se ressaltar ainda que o presente relatório, de fevereiro de 2002, foi
elaborado tomando-se como referência os pontos de partida dos reservatórios
ao final de janeiro de 2002.
 Com relação às projeções de mercado, nas avaliações das condições de
atendimento considerou-se a carga com racionamento em fevereiro de 2002.
Após, considerou-se o efeito da substituição/racionalização no consumo de
energia elétrica, decorrentes do racionamento.
4
Capítulo 1 - Introdução
 Deve-se ressaltar que o presente trabalho está em consonância com as
premissas e diretrizes estabelecidas pela Resolução No 109 da Câmara de
Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE e com os Procedimentos de Rede,
Módulo 7.
 É importante observar que os resultados relativos a riscos de déficit e custos
marginais de operação para o período 2002/2006 são fortemente influenciados
pelos seguintes aspectos: afluências passadas, níveis atuais de
armazenamento, cronograma de obras previsto para entrar em operação neste
período e, finalmente, pelas projeções de carga para o período, tendo em vista
o efeito residual do programa de racionamento.
 Este relatório deve ser considerado como uma primeira referência para a
avaliação das condições de atendimento para o período em questão. Nova
atualização do presente documento deverá estar concluída no próximo mês de
maio (1a Revisão Quadrimestral).
5
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.1 - Evolução da Potência Instalada
Evolução da Potência Instalada em MW
REGIÃO
SUDESTE
+
C.OESTE
SUL
NORDESTE
NORTE
BRASIL
ITAIPU/BRASIL
BRASIL
Argentina.
BRASIL
TIPO
Hidráulica
Térmica
Nuclear
Total
Hidráulica
Térmica
Total
Hidráulica
Térmica
Total
Hidráulica
Térmica
Total
Hidráulica
Térmica
Nuclear
Total
(50% Total)
Rec. Próprio
Importação
Total
2001
30.468
2.705
1.966
35.139
9.862
2.105
11.967
10.134
320
10.454
4.281
0
4.281
54.744
5.130
1.966
61.840
6.300
68.140
1.018
69.158
2002
32.094
4.199
1.966
38.259
11.002
2.745
13.747
10.284
739
11.023
4.281
0
4.281
57.661
7.683
1.966
67.310
6.300
73.610
2.018
75.628
2003
32.836
5.750
1.966
40.552
11.122
2.745
13.867
10.584
739
11.323
5.406
0
5.406
59.948
9.234
1.966
71.148
6.300
77.448
2.018
79.466
2004
33.342
5.750
1.966
41.057
11.822
2.745
14.567
10.584
739
11.323
6.531
0
6.531
62.279
9.234
1.966
73.479
7.000
80.479
2.018
82.497
2005
33.406
5.750
1.966
41.122
12.052
2.745
14.797
10.584
739
11.323
7.656
0
7.656
63.697
9.234
1.966
74.897
7.000
81.897
2.018
83.915
2006
33.406
5.750
1.966
41.122
13.392
2.745
16.137
10.584
739
11.323
8.406
0
8.406
65.787
9.234
1.966
76.987
7.000
83.987
2.018
86.005
6
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.1 - Evolução da Potência Instalada
S is te m a In te rlig a d o N a c io n a l
E v o lu ç ã o d a P o tê n c ia In s ta la d a (M W ) * - E m 3 1 /1 2
80000
70000
P o tên cia (M W )
60000
50000
Im portaç ão
40000
Térm ic a +
Nuc lear
Hidráulic a
30000
Total
20000
10000
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
* N ã o in clu i 5 0 % d e Ita ip u (6 3 0 0 MW )
7
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.2 - Definição da Configuração Futura
 Para estudos de definição da Configuração Futura do SIN no período
2002/2006, consideram-se todas as usinas hidroelétricas com outorga de
concessão e que não apresentem impedimentos para entrada em geração, que
atendam aos requisitos constantes da Resolução no 109 da GCE
 Para os anos de 2002/2003, são considerados os projetos de importação de
energia e as usinas termoelétricas que atendam aos requisitos constantes da
Resolução no 109 da GCE
8
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.2 - Definição da Configuração Futura
(Continuação)
 A determinação da oferta termoelétrica para o período 2004-2006 é feita
utilizando-se blocos térmicos padronizados a gás natural em ciclo combinado,
com o objetivo de igualar o valor médio anual do Custo Marginal da Operação
(CMO) ao Valor Normativo Competitivo (VN), correspondente à estimativa do
preço de longo prazo, a partir do 3o ano de estudo.
 Este ajuste é feito de maneira iterativa, a partir de simulações com o Modelo
NEWAVE, sob o enfoque estrutural.
 Na prática, resultou que não foi necessária a agregação de blocos térmicos do
3o e o 5o ano, já que o CMO é menor do que o VN.
9
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.2 - Definição da Configuração Futura
Sim
FIM
Não
CMO VN ?
Sim
Balanço
do SIN
Positivo?
Não
Acréscimo
de Blocos
Térmicos
Simulação
com Newave
Consulta
ao CMO
10
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.3 - Evolução da Carga Própria de Energia (MWmed)
SUBSISTEMA SUDESTE / CENTRO-OESTE *
Mês
2002
2003
2004
1
Jan
21543
26293
27320
Fev
23590
27406
28476
Mar
26816
27228
28292
Abr
26232
27089
28148
Mai
25674
27130
28190
Jun
25597
27065
28122
Jul
25865
26664
27705
Ago
26300
27434
28506
Set
26546
27467
28540
Out
26505
28575
29692
Nov
26321
27726
28810
Dez
25910
27494
28568
SUBSISTEMA NORDESTE
Mês
2002
2003
1
Jan
4900
6022
Fev
5191
6050
Mar
5896
6048
Abr
5690
6072
Mai
5819
6183
Jun
5771
6247
Jul
5840
6132
Ago
5910
6441
Set
6073
6496
Out
6224
6443
Nov
6237
6435
Dez
6245
6380
*Não inclui Ande+Bomb.
1
Valores Verificados
2004
6307
6337
6334
6359
6476
6543
6423
6746
6804
6748
6740
6682
2005
28422
29625
29433
29283
29326
29256
28822
29655
29690
30889
29972
29721
2006
30134
31409
31206
31046
31092
31018
30558
31442
31479
32750
31777
31511
SUBSISTEMA SUL
2002
2003
1
6683
7521
6981
7786
7373
7697
6809
7516
6883
7446
6883
7502
6940
7385
6904
7505
6922
7345
6923
7525
7060
7587
7299
7689
2005
6581
6612
6609
6636
6757
6827
6702
7039
7100
7041
7033
6972
2006
7085
7119
7116
7144
7275
7350
7216
7579
7644
7581
7572
7507
SUBSISTEMA NORTE
2002
2003
1
2235
2616
2367
2673
2412
2688
2431
2658
2607
2684
2615
2609
2635
2580
2676
2649
2697
2694
2704
2816
2693
2849
2690
2790
2004
7926
8206
8111
7921
7847
7906
7782
7910
7741
7930
7996
8103
2005
8337
8632
8533
8332
8254
8317
8187
8320
8143
8342
8412
8524
2006
8874
9188
9082
8869
8786
8852
8714
8856
8668
8879
8953
9072
Mês
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2004
2730
2790
2806
2774
2802
2724
2693
2765
2812
2939
2974
2913
2005
2832
2894
2910
2877
2906
2825
2793
2867
2916
3048
3084
3021
2006
3039
3105
3122
3088
3118
3031
2997
3077
3129
3271
3310
3242
Mês
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
11
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.3 - Evolução da Carga Própria de Energia (MWmed)
(Continuação)
Carga Própria do SIN (MWmed)
Subsistema
SE/CO interligado
2002
2003
2004
2005
2006
26.164 27.297 28.364 29.508 31.285
S interligado
6.998
7.542
7.948
8.361
8.899
NE interligado
5.956
6.246
6.541
6.826
7.349
N interligado
2.581
2.692
2.810
2.914
3.127
Total
Crescimento %
41.699 43.777 45.664 47.609 50.661
-
5,0%
4,3%
4,3%
6,4%
12
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.4 - Geração Térmica da Oferta Emergencial
 Com a meta de viabilizar o aumento de geração de energia em curto prazo, a
GCE lançou o Programa Emergencial de Contratação de Energia.
 Adotou-se uma filosofia de seguro, com pagamento firme por capacidade, com
cobertura de custos variáveis de operação somente quando houvesse geração
efetiva comandada pelo ONS.
 A operação das térmicas emergenciais será feita por ordem de mérito,
compondo a pilha de recursos térmicos do SIN.
 De acordo com os critérios de atualização e expansão do parque gerador,
somente a planta GIASA, de 25 MW de potência instalada, foi considerada até
o momento da elaboração deste documento, como recurso emergencial com
geração já autorizada pela ANEEL.
13
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.4 - Geração Térmica da Oferta Emergencial
(Continuação)
Programa Emergencial de Contratação de Energia (CBEE)
Evolução da Potência Instalada (MW)
NE
SE
2002
1554,5
599,1
2003
1554,5
599,1
2004
1554,5
599,1
2005
677,6
445,1
2006
0,0
0,0
14
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.5 - Limites de Intercâmbios Regionais
N
Imperatriz
NE
SE/CO
ITAIPU
Importação
S
15
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.5 - Limites de Intercâmbios Regionais
 Para fins de simulação energética a subsistemas equivalentes, os intercâmbios
entre subsistemas no SIN são representados no modelo NEWAVE conforme a
figura anterior.
 São necessárias algumas considerações adicionais na interligação SulSudeste para representação da UHE Itaipu (60 Hz), que compete pelo mesmo
sistema de transmissão.
 Para uma modelagem adequada, é necessário abater dos limites elétricos de
recebimento do Sudeste/Centro-Oeste uma estimativa para essa geração
(utilizou-se o despacho médio do período 1996/2000, à razão de 55% no elo de
50Hz e 45% no elo de 60Hz).
16
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.5 - Limites de Intercâmbios Regionais
(Continuação)
 O mesmo ocorre na interligação Norte-Sul, para representação de Lajeado,
cuja geração compete com o intercâmbio Imperatriz/Sudeste pelo mesmo
sistema de transmissão.
 Assim, para uma modelagem adequada, uma estimativa da geração de
Lajeado deve ser abatida dos limites Imperatriz/Sudeste (sua energia
assegurada foi utilizada).
17
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.6 - Custo de Déficit
(Resolução GCE no 109)
PATAMARES
VALORES
(% de redução de carga)
(R$/MWh)
0 a 5%
553
5% a 10%
1.193
10% a 20%
2.493
superior a 20%
2.833
- Política de operação considera racionamentos preventivos.
- A taxa de desconto considerada nos estudos foi de 10% a.a., consoante ofício
SRG / ANEEL nº 02/2001, de 15/01/2001.
18
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.7 - Níveis Iniciais
ENERGIA ARMAZENADA
Sul
Sudeste/Centro-Oeste
Norte
Nordeste
Tucuruí
31/01/2002
88,4% EAMAX
47,7% EAMAX
76,3% EAMAX
40,0% EAMAX
100,0% EAMAX
3.8 - Projetos de Importação de Energia
Projeto
Região de
Interconexão
Potência (MW)
Data
Agente
Argentina II – 1/2
Sul
500
01/04/02
CIEN
Argentina II – 2/2
Sul
500
01/09/02
CIEN
19
Capítulo 3 - Premissas dos Estudos
3.8 - Demais Premissas
• Volumes de espera para controle de cheias
• Restrições Operativas Hidráulicas
• Afluências Passadas (par(6))
• Curvas Bianuais de Aversão ao Risco
20
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.1 - Casos Estudados
Quanto ao mercado:
 C1 - Cenário de Referência
 C2 - Cenário de Mercado Alto (CTEM/CCPE)
Quanto à expansão da oferta
 C3 - Sensibilidade à Oferta Emergencial
 C4 - Sensibilidade ao PPT (inclui O.E.)
21
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
C1 - Cenário de Referência
 As premissas do cenário de referência são as premissas apresentadas
anteriormente nos itens 3.1 a 3.9 do Capítulo 3 do Plano 2002, dentre elas a
potência instalada, evolução da carga própria, geração térmica emergencial,
intercâmbios, etc.
 Com o objetivo de fazer uma análise de sensibilidade em relação ao caso de
referência, foram feitas variações de mercado e oferta, baseadas no caso de
referência, de forma a mostrar o impacto causado por tais variações.
22
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
C2 - Cenário de Mercado Alto
Mercado
A análise de sensibilidade ao mercado tem por objetivo mostrar o impacto nos
índices de avaliação energética, tais como riscos de déficit e custo marginal de
operação, ocasionado por um crescimento maior da carga. As premissas para
configuração do cenário de mercado alto tiveram como base os seguintes
pontos principais, definidos pelo CTEM/CCPE:
Crise da economia restrita a 2001;
Racionamento acaba em fev/2002;
Retorno aos fundamentos positivos da economia em 2002 até 2006.
Oferta
A oferta de energia utilizada é a mesma do caso de referência, em
consonância com a Resolução GCE no 109.
23
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
Cenário Mercado Alto - C2
Carga Própria do SIN (MWmed)
Subsistema
SE/CO interligado
2002
2003
2004
2005
2006
25.782 27.218 28.441 30.120 32.095
S interligado
7.173
7.632
8.119
8.599
9.220
NE interligado
5.918
6.214
6.543
6.895
7.495
N interligado
2.662
2.855
2.972
3.170
3.434
Total
Crescimento %
41.536 43.920 46.075 48.784 52.244
-
5,7%
4,9%
5,9%
7,1%
24
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
C2 - Cenário de Mercado Alto
Crescimento Percentual em Relação ao Mercado de Referência (Cenário C1)
SUBSISTEMA / ANO
2002
2003
Sul
Sudeste/Centro-Oeste
Nordeste
Norte
2,7%
-0,2%
0,4%
3,2%
1,2%
-0,3%
-0,5%
6,1%
2004
2,2%
0,3%
0,0%
5,8%
2005
2,8%
2,0%
1,0%
8,9%
2
3
2
2
9
25
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
C2 - Cenário de Mercado Alto
Carga Própria de Energia 2002/2006 (MWmédios)
SUBSISTEMA SUDESTE
Mês
2002
Jan
21543 1
Fev
26815
Mar
27100
Abr
26644
Mai
26481
Jun
26407
Jul
26701
Ago
27147
Set
27439
Out
27386
Nov
27196
Dez
26814
/ CENTRO-OESTE *
2003
2004
2005
27135
28384
29948
28306
29415
31645
28113
29424
31100
27956
29418
31077
27866
29029
30676
27747
28788
30415
27397
29059
30711
28167
29393
31062
28257
29614
31301
29331
30224
31918
28490
29812
31495
28297
29441
31075
SUBSISTEMA NORDESTE
Mês
2002
2003
Jan
4900 1
5992
Fev
5860
6020
Mar
5926
6017
Abr
5912
6041
Mai
5857
6152
Jun
5808
6216
Jul
5878
6102
Ago
5947
6408
Set
6112
6464
Out
6264
6411
Nov
6277
6403
Dez
6285
6348
2004
6379
6503
6408
6534
6352
6409
6364
6462
6687
6756
6921
6738
2005
6791
7096
6789
6886
6706
6728
6660
6761
6991
7057
7239
7036
2006
31909
33684
33087
33078
32651
32369
32712
33066
33328
33956
33541
33023
2006
7379
7704
7377
7482
7286
7313
7238
7352
7603
7676
7877
7651
SUBSISTEMA SUL
2002
2003
6683 1
7597
7225
7820
7371
7749
7163
7550
7080
7489
7102
7627
7161
7484
7141
7634
7137
7438
7166
7666
7301
7712
7563
7821
2004
8084
8163
8374
8186
8051
8101
8061
8043
7977
8020
8177
8195
2005
8536
8928
8842
8646
8499
8553
8510
8491
8423
8468
8637
8654
2006
9152
9578
9477
9273
9111
9171
9123
9104
9034
9080
9264
9276
SUBSISTEMA NORTE
2002
2003
2235 1
2774
2587
2835
2613
2851
2615
2819
2664
2847
2673
2767
2693
2736
2735
2809
2757
2857
2764
2987
2753
3022
2750
2959
2004
2921
2917
2928
2921
2955
2969
2960
3000
3035
3017
3048
2989
2005
3070
3094
3076
3075
3166
3188
3166
3221
3250
3245
3252
3240
2006
3319
3354
3345
3355
3389
3423
3410
3478
3519
3521
3551
3538
*Não inclui Ande+Bomb.
1
Valores Verificados
26
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
Cenário C3 - Sensibilidade à Oferta Emergencial
Oferta
Baseado na oferta emergencial contratada pela CBEE para as regiões
Sudeste/Centro Oeste e Nordeste (neste caso, levou-se em conta na análise das
condições de atendimento ao SIN o fato de que a contratação desta oferta tem
prazo de vigência pré-determinado)
Programa Emergencial de Contratação de Energia (CBEE) - MW
NE
SE
2002
1554,5
599,1
2003
1554,5
599,1
2004
1554,5
599,1
2005
677,6
445,1
2006
0,0
0,0
Mercado
O mercado utilizado é o mesmo do caso de referência.
27
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
Cenário C4 - Sensibilidade ao PPT
Baseado na concretização plena de todas as fases das usinas termoelétricas do
PPT consideradas nos dois primeiros anos do período (2002 e 2003), já levando-se
em conta a expansão do cenário C3.
As fases assinaladas em vermelho não foram consideradas nos cenários precedentes.
28
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.2 - Análise com Séries Sintéticas
• O Quadro a seguir apresenta um resumo das condições de atendimento ao
mercado do SIN para os quatro cenários estudados, utilizando simulações com
2000 séries sintéticas de energias afluentes, que indicam para o período 2002-2006
os riscos de déficit conjunturais, assim denominados porque levam em conta os
níveis de partida dos reservatórios e as afluências do passado recente à época da
elaboração do trabalho.
Com relação ao Mercado:
• Constata-se que os riscos de déficit são relativamente baixos para o Cenário de
Referência.
• Mesmo para o cenário de mercado alto, de uma maneira geral, os riscos encontramse em patamares aceitáveis pelos critérios de avaliação e planejamento energético
em vigor no SIN até 2005.
29
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.2 - Análise com Séries Sintéticas (Continuação)
• No final do período (ano 2006), os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste
continuam dentro dos patamares de riscos de déficit aceitáveis. Os subsistemas
Norte e Nordeste apresentaram riscos de qualquer déficit mais severos em 2006,
com 7,8% e 7,9%, respectivamente.
• Para o cenário de mercado alto, ocorre um aumento significativo dos riscos
somente em 2006, onde, com exceção do Nordeste, todos os subsistemas
tiveram seus riscos mais que dobrados em relação àqueles que resultaram da
carga de referência.
Com relação à Oferta de Energia:
• A consideração da oferta de energia emergencial contratada pela CBEE
proporciona uma redução relativa nos riscos de déficit, de forma mais expressiva
na região Nordeste (região onde estará localizada a maior parcela desta energia).
30
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.2 - Análise com Séries Sintéticas (Continuação)
• Os riscos de déficit da região Norte, principal exportador de energia para a região
Nordeste, são reduzidos como conseqüência da expansão da oferta na região
Nordeste.
• A consideração adicional dos recursos do PPT devidos às fases destes projetos
previstas para entrar em operação do 3o ao 5o ano possibilita uma ligeira redução
adicional nos níveis de riscos de déficit, mais notadamente na região Nordeste.
Comentário Final:
De uma maneira geral, os riscos de déficit para profundidade superior a 5% da
carga são bastante baixos, independente do cenário de mercado e da expansão
da oferta considerado.
31
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.2 - Análise com Séries Sintéticas
Probabilidade de Déficit - Qualquer Déficit
SUBSISTEMA / ANO
2002
SUL
C1 - Cenário de Referência
1
C2 - Cenário de Mercado Alto
2
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
0,7
C4 - Sensibilidade ao PPT
0,4
SUDESTE/CENTRO-OESTE
C1 - Cenário de Referência
0,4
C2 - Cenário de Mercado Alto
0,4
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
0,5
C4 - Sensibilidade ao PPT
0,5
NORTE
C1 - Cenário de Referência
1
C2 - Cenário de Mercado Alto
1,7
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
0,9
C4 - Sensibilidade ao PPT
0,8
NORDESTE
C1 - Cenário de Referência
0,4
C2 - Cenário de Mercado Alto
0,9
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
0,2
C4 - Sensibilidade ao PPT
0,2
2003
2004
2005
2006
0,9
1,1
0,7
0,9
0,5
0,7
0,4
0,5
0,9
1,3
0,9
0,5
1,5
3,8
1,5
0,5
1
1,1
1
1,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,9
1,3
0,9
0,6
1,6
4
1,5
0,7
8,2
11,3
6,4
6,1
1,1
1,6
1
0,6
1,5
2
1,2
0,8
3,7
7,8
3,8
1,5
2,2
2,6
1,7
1,7
4,2
4,7
3,6
2,4
4,4
4,5
4,5
2,8
5,2
7,9
5,1
4
32
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.2 - Análise com Séries Sintéticas
Probabilidade de Déficit superiores a 5% da carga
SUBSISTEMA / ANO
SUL
C1 - Cenário de Referência
C2 - Cenário de Mercado Alto
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
C4 - Sensibilidade ao PPT
SUDESTE/CENTRO-OESTE
C1 - Cenário de Referência
C2 - Cenário de Mercado Alto
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
C4 - Sensibilidade ao PPT
NORTE
C1 - Cenário de Referência
C2 - Cenário de Mercado Alto
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
C4 - Sensibilidade ao PPT
NORDESTE
C1 - Cenário de Referência
C2 - Cenário de Mercado Alto
C3 - Sensib. à Oferta Emergencial
C4 - Sensibilidade ao PPT
2002
2003
2004
2005
2006
0
0
0
0
0
0
0
0
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1
0,2
0,2
0,1
0,1
0,2
0,1
0,1
0
0
0
0
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,5
0,2
0,1
0
0
0
0
0,1
0,3
0,1
0,1
0,2
0,4
0,1
0,1
0,3
0,2
0,2
0,1
0,1
0,6
0,1
0,1
0
0,1
0
0
0,2
0,4
0
0
0,4
0,7
0,1
0,1
0,6
0,7
0,5
0,1
1,2
1,2
1,2
0,6
33
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.3 - Análise com Séries do Histórico
• A análise conjuntural foi efetuada somente para o Cenário C1.
• Foram efetuadas simulações tomando-se como base o histórico de afluências.
A análise com o histórico de afluências indica que, na hipótese de repetição de
qualquer série do histórico de vazões, nenhum subsistema apresentaria déficit
em 2002.
• Na região Sudeste/Centro-Oeste e Sul esta condição permanece até o ano de
2005 inclusive, apresentando déficit somente em 2006.
34
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.1 - Análise das Condições de Atendimento
4.1.3 - Análise com Séries do Histórico
• Para os subsistemas Norte e Nordeste, a análise com o histórico de afluências
não apresenta déficits em 2002.
• Para os demais anos do período de estudo, destaca-se a situação da região
Nordeste, com déficit máximo de 370 MWmed em 2004 e 505 MWmed em 2006,
representando 5,7% e 6,9% em relação à carga, respectivamente, com a série de
1955.
• No último ano do estudo, os demais subsistemas Sul, Sudeste/ Centro-Oeste e
Norte apresentam déficits pequenos em relação às suas respectivas cargas.
35
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
Análise Conjuntural
• Os Custos Marginais de Operação – CMO apresentados em base mensal,
para o ano de 2002, foram obtidos através de simulações a subsistemas
equivalentes interligados utilizando 2000 séries sintéticas de energias
afluentes.
• Cada um deles corresponde a uma trajetória possível, ou seja, a uma série
sintética de energia afluente.
• Os valores aqui apresentados foram fortemente afetados por uma condição
hidrológica favorável bem como pela situação de volume inicial dos
reservatórios.
36
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
(Continuação)
4.2 - Custo Marginal de Operação
Cenário C1 (Mercado de Referência)
Custos marginais médios mensais (R$/MWh) – Ano 2002 - Conjuntural
Subsistema
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
-
10,90
10,60
4,30
4,30
10,60
10,30
4,00
4,00
10,60
10,30
3,70
3,70
10,90
10,10
3,10
3,0
10,90
10,20
2,90
1,10
11,20
14,20
4,30
3,70
11,10
10,10
4,70
4,70
12,10
9,50
6,00
5,70
15,50
9,90
9,70
8,40
17,20
11,20
9,60
14,40
16,30
14,00
9,10
20,40
SE/CO
Sul
Nordeste
Norte
Cenário C2 (Mercado Alto)
Custos marginais médios mensais (R$/MWh) – Ano 2002 – Conjuntural
Subsistema
Jan
SE/CO
Sul
Nordeste
Norte
-
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
13,30 13,00 12,90 13,30 13,10 13,50 13,20 14,20 17,50 20,40 19,10
13,00 12,70 12,60 13,00 14,00 21,60 14,30 11,60 11,90 13,30 16,60
5,30 4,90 4,80 5,00 3,70 5,40 6,30 8,00 12,60 19,00 11,10
5,30 4,90 4,80 4,90 3,60 5,40 6,00 6,70 10,60 23,90 24,20
37
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
(Continuação)
Cenário C1 (Mercado de Referência)
Custo Marginal de Operação - CMO (R$/MWh)
(Análise Conjuntural - Cenário C1)
ANO 2002
25
CMO (R$/MWh)
20
15
SE/CO
Sul
Nordeste
Norte
10
5
0
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
38
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
(Continuação)
4.2 - Custo Marginal de Operação
Cenário C2 (Mercado Alto)
Custo Marginal de Operação - CMO (R$/MWh)
(Análise Conjuntural - Cenário C2)
ANO 2002
30
25
CMO (R$/MWh)
20
SE/CO
Sul
Nordeste
15
Norte
10
5
0
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
39
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
(Continuação)
• Observam-se valores relativamente baixos ao longo de 2002, basicamente
como reflexo do racionamento em 2001, e suas conseqüências nas novas
projeções de carga própria para 2002, bem como na recuperação dos volumes
iniciais de reservatórios, aliada a um período hidrológico favorável.
• Como conseqüência, o valor médio pode não representar adequadamente
aqueles que venham a realmente ocorrer em caso de uma situação hidrológica
desfavorável em 2002, a exemplo daquela verificada em 2001.
40
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
(Continuação)
Análise Estrutural
• A análise estrutural consiste na simulação energética com 2000 séries sintéticas
de energias afluentes, com a consideração de um período estático inicial de 10
anos, proporcionando assim resultados sem a interferência das condições iniciais
de reservatórios e também de vazões do passado mais recente.
• O Valor Normativo (VN), informado pela Resolução ANEEL Nº 22 de 1º de
fevereiro de 2001, é de 72,35 R$/MWh para a fonte competitiva. No período de
planejamento de operação energética, o VN dá o sinal para inclusão de blocos de
geração térmica a gás natural, até que o CMO do subsistema fique igual ou
menor ao VN.
41
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
(Continuação)
4.2 - Custo Marginal de Operação
Cenário C1
(Mercado de Referência)
C u s to M a rg in a l d e O p e ra ç ã o - C M O (R $ /M W h )
(An á lis e E s tru tu ra l - C e n á rio C 1 )
80,0
VN = 7 2 ,3 5 R $ /MW h
70,0
CM O (R$/M W h )
60,0
50,0
S E /C O
Sul
40,0
N o rd e s te
N o rte
30,0
20,0
10,0
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
42
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
Cenário C2
(Continuação)
(Mercado Alto)
Custo Marginal de Operação - CMO (R$/MWh)
(Análise Estrutural - Cenário C2)
100,0
90,0
VN = 72,35 R$/MWh
80,0
CMO (R$/MWh)
70,0
60,0
SE/CO
Sul
Nordeste
Norte
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
43
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
(Cenário 1)
• A análise dos resultados mostra que os valores obtidos para o CMO anual
encontram-se em patamares baixos, dentro dos limites definidos, ou seja,
sistematicamente menores que o VN.
• No final do período de estudo, verifica-se que todas as regiões do SIN têm um
valor de CMO próximo do VN. Pode-se concluir, preliminarmente, que
estruturalmente o SIN está com sobre-oferta de energia, pelo menos até 2005.
• Caso todo o programa de oferta de geração hidráulica e térmica considerado
neste estudo, bem como a demanda deste cenário de mercado, se mantenham
dentro do previsto, acréscimos de capacidade além daqueles já contemplados
neste plano provavelmente só se fariam necessários a partir de 2006.
44
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.2 - Custo Marginal de Operação
(Cenário 2)
• Pelos resultados apresentados, verifica-se que o CMO no final do período de
estudo encontra-se acima do VN competitivo em todas as regiões do SIN,
atualmente igual a 72,35 R$/MWh.
•
Diferentemente do caso com a carga de referência, para uma taxa de
crescimento maior da carga, a partir de 2006 ter-se-ia que incluir na configuração
do estudo fontes de geração competitivas, até que se obtivesse um valor de
CMO menor ou igual ao VN competitivo (Procedimentos de Rede, Submódulo
23.4, item 4.2.3 e Resolução GCE no 109).
45
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
(Cenário C1)
4.3 - Curva de Permanência de Intercâmbios
FREQUÊNCIA DOS FLUXOS NA INTERLIGAÇÃO SUDESTE-SUL (%)
ANO 2002 - MÉDIA DOS PATAMARES
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
2925
7%
15%
21%
30%
21%
28%
30%
24%
22%
19%
22%
(2000;2925)
4%
3%
10%
4%
6%
7%
9%
12%
12%
7%
12%
(1000;2000]
1%
4%
3%
1%
4%
3%
1%
3%
4%
16%
13%
(0;1000]
6%
1%
4%
4%
1%
9%
9%
4%
3%
12%
9%
0
1%
6%
3%
4%
3%
3%
1%
4%
6%
15%
15%
(-500;0)
0%
4%
0%
0%
1%
1%
4%
0%
1%
3%
0%
(-1500;-500]
79%
66%
58%
55%
7%
3%
3%
6%
7%
4%
12%
(-1916;-1500]
0%
0%
0%
0%
31%
15%
3%
3%
1%
1%
3%
-1916
0%
0%
0%
0%
24%
30%
39%
43%
42%
21%
13%
Sentido
SE-Sul
Sentido
Sul-SE
46
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.3 - Curva de Permanência de Intercâmbios
(Cenário C1)
FREQUÊNCIA DOS FLUXOS NA INTERLIGAÇÃO SUDESTE-IMPERATRIZ (%)
ANO 2002 - MÉDIA DOS PATAMARES
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
1000
0%
1%
1%
0%
0%
3%
7%
10%
15%
15%
10%
[500;1000)
1%
1%
1%
1%
3%
1%
1%
1%
3%
7%
13%
[200;500]
0%
3%
3%
3%
3%
0%
0%
3%
1%
7%
6%
(0;200]
0%
0%
0%
3%
3%
7%
1%
3%
0%
4%
6%
0
0%
3%
94%
93%
3%
88%
90%
82%
81%
66%
64%
[-50;0)
0%
0%
0%
0%
88%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
[-100;-50]
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
(-114;-100]
1%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
-114
97%
91%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
Sentido
SE-Imp
Sentido
Imp-SE
47
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
(Cenário C1)
4.3 - Curva de Permanência de Intercâmbios
FREQUÊNCIA DOS FLUXOS NA INTERLIGAÇÃO NORTE-IMPERATRIZ(%)
ANO 2002 - MÉDIA DOS PATAMARES
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
1283
0%
0%
0%
0%
1%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
(800;1283)
0%
76%
69%
69%
75%
82%
85%
69%
15%
1%
0%
100%
1%
3%
1%
6%
7%
3%
9%
39%
13%
9%
(0;400]
0%
18%
3%
1%
10%
7%
4%
6%
16%
27%
22%
0
0%
4%
25%
28%
7%
1%
0%
3%
7%
6%
16%
(-200;0)
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
1%
0%
15%
9%
(-500;-200]
0%
0%
0%
0%
0%
1%
1%
0%
3%
6%
13%
(-1293;-500]
0%
0%
0%
0%
0%
0%
6%
10%
16%
24%
22%
-1293
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
1%
3%
7%
7%
(400;800]
Sentido
N-Imp
Sentido
Imp-N
48
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
(Cenário C1)
4.3 - Curva de Permanência de Intercâmbios
FREQUÊNCIA DOS FLUXOS NA INTERLIGAÇÃO NORDESTE-IMPERATRIZ(%)
ANO 2002 - MÉDIA DOS PATAMARES
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
825
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
6%
13%
22%
22%
(400;825)
0%
0%
0%
0%
0%
0%
4%
3%
0%
6%
9%
(200;400]
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
1%
3%
3%
6%
(0;200]
0%
15%
0%
0%
7%
1%
0%
0%
0%
12%
9%
0
0%
6%
25%
28%
4%
1%
0%
4%
9%
9%
16%
(-200;0)
0%
0%
1%
1%
3%
1%
0%
0%
4%
3%
6%
(-500;-200]
0%
0%
1%
0%
1%
1%
1%
0%
6%
22%
10%
(-1330;-500]
99%
73%
72%
70%
84%
94%
94%
79%
58%
19%
18%
-1330
1%
6%
0%
0%
0%
0%
0%
6%
6%
3%
3%
Sentido
NE-Imp
Sentido
Imp-NE
49
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.3 - Curva de Permanência de Intercâmbios
(Cenário C1)
• Os gráficos de permanência apresentam uma estimativa de intercâmbios de
energia entre subsistemas para o ano 2002. Estes valores representam as
freqüências relativas dos intercâmbios médios mensais de energia obtidos a partir
de simulações com séries históricas de energias afluentes.
• Para o ano 2002, as simulações indicaram uma tendência de equilíbrio nos
intercâmbios Sul<-> Sudeste.
• Para o ano 2002, as simulações realizadas indicaram o subsistema Norte
exportador durante praticamente todo o ano.
• Em termos de intercâmbio, o Nordeste apareceu como principal mercado
consumidor da produção do Norte.
50
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.3 - Curva de Permanência de Intercâmbios
(Cenário C1)
• Na interligação Norte-Sul, observa-se uma predominância de fluxos no
sentido Imperatriz -> Sudeste.
• A região Nordeste foi predominantemente importadora.
•
A interligação Sudeste-Nordeste, com data de entrada prevista para 2003,
está fora do horizonte de estudo dos gráficos analisados, somente para
2002.
51
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.4 - Curvas de Permanência de Geração Térmica
(Cenário C1)
Permanência de Geração Térmica para 2002 – (MWmed) - Parte I
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
Média
IGARAPÉ
107
96
69
56
46
45
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
CAMPOS
28
25
17
13
12
12
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
S.CRUZ
508
426
317
235
207
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
PIRATININGA B
218
179
113
73
73
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
PIRATININGA A O/G
41
41
27
20
7
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
CARIOBA
30
22
14
7
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
CAMAÇARI
90
65
49
19
6,5
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
48
12
218
77
7
8
11
52
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.4 - Curvas de Permanência de Geração Térmica
(Cenário C1)
Permanência de Geração Térmica para 2002 – (MWmed) - Parte II
P. MÉDICI
339
322
287
252
235
206
187
178
165
147
147
147
130
130
130
130
130
130
130
130
130
J. LACERDA C
329
292
255
230
213
205
192
192
190
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
180
J. LACERDA B
219
173
138
115
103
92
92
92
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
J. LACERDA A
154
122
98
82
74
66
66
63
58
58
58
58
58
58
58
58
58
58
58
58
58
CHARQUEADAS
52
43
36
32
30
27
27
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
S. JERÔNIMO
14
10
8
7
6
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
FIGUEIRA
13
10
7
6
6
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
ALEGRETE
46
23
12
8
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
NUTEPA
14
7
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Média
180
203
98
70
28
6
6
7
4
Risco 30%
187
192
92
66
27
5
5
4
3
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
53
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.4 - Curvas de Permanência de Geração Térmica
(Cenário C1)
Conclusão:
• As curvas de permanência apresentadas fornecem as estimativas de geração
térmica indicadas pelo ONS para fins de composição das Contas de Consumo de
Combustíveis - CCC do SIN para 2002, de acordo com a resolução ANEEL nº
350, de 22 de dezembro de 1999.
• As curvas foram obtidas a partir de simulações com o modelo Newave,
considerando quatro subsistemas interligados e empregando 2000 séries
sintéticas.
• A partir destes resultados, pode-se observar que o despacho térmico na base
teria pouca permanência em 2002.
54
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.5 - Balanço de Energia Assegurada
(Cenário C1)
O cenário de oferta de energia assegurada levou em consideração, para efeito de
balanço, além do sistema existente, o cronograma de expansão hidrotérmica na
configuração do PMO de fevereiro de 2002. Não foram consideradas as
manutenções programadas para as usinas térmicas existentes, devido ao seu
caráter conjuntural. O montante total de oferta contempla:
•a
energia assegurada das usinas hidráulicas existentes (conforme
Contratos
Iniciais e Energias Asseguradas após 2002);
•a
energia assegurada das usinas hidráulicas em expansão (pró-rata, com a
energia contabilizada por máquina, baseada nas energias asseguradas dos
Contratos Iniciais e das Energias Asseguradas após 2002);
55
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.5 - Balanço de Energia Assegurada
(Continuação)
 a energia das usinas não despachadas centralizadamente;
 a energia das usinas térmicas existentes (Potência x Fator de Capacidade
Máximo);
 a energia das usinas térmicas em expansão, conforme cronograma fornecido
pelas resoluções da ANEEL (Potência x Fator de Capacidade Máximo, pró-rata).
56
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.5 - Balanço de Energia Assegurada
(Cenário C1)
Balanço de Energia - Sudeste /C.Oeste
Oferta
Mercado
Balanço
2002
30259
27013
3246
2003
31861
28168
3693
2004
32768
29257
3511
2005
32927
30423
2504
2006
31806
32224
-418
2003
9511
7542
1969
2004
9546
7948
1598
2005
9581
8361
1220
2006
10231
8899
1332
Balanço de Energia - Sul
Oferta
Mercado
Balanço
2002
8684
6999
1685
Balanço de Energia - Nordeste
Oferta
Mercado
Balanço
2002
6063
5956
107
2003
6697
6246
451
2004
6697
6542
155
2005
6697
6826
-129
2006
6675
7349
-674
2003
3710
2692
1018
2004
4070
2810
1260
2005
4070
2914
1156
2006
4070
3127
943
Balanço de Energia - SIN
Oferta
Mercado
Balanço
2002
48010
42549
5461
2003
51780
44648
7132
2004
53081
46557
6524
2005
53275
48524
4751
2006
52782
51599
1183
Balanço de Energia - Norte
Oferta
Mercado
Balanço
2002
3004
2581
423
57
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.5 - Balanço de Energia Assegurada
(Continuação)
Conclusões:
O quadro de balanço de energia ilustra para o SIN, em todos os anos, que a oferta
de energia assegurada (de contratação) excede o mercado projetado para o
período, principalmente no período 2002-2003, onde se concretiza a maioria dos
projetos termoelétricos, tendendo ao equilíbrio Oferta x Demanda somente em
2006.
58
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.6 - Sensibilidade ao Mercado Alto
Balanço de Energia
(Cenário C2)
2002 2003 2004 2005 2006
30221 31776 32645 32841 31726
Oferta Sudeste
26632 28089 29333 31035 33034
Mercado Sudeste
Balanço em (MW Médio) 3589 3687 3312 1806 -1308
8735
Oferta Sul
7173
Mercado Sul
Balanço em (MW Médio) 1562
9367
7632
1735
9403
8119
1284
9437
8599
838
10087
9220
867
5931
Oferta Nordeste
5919
Mercado Nordeste
Balanço em (MW Médio) 12
6543
6215
328
6543
6543
0
6543
6895
-352
6521
7495
-974
3004
Oferta Norte
2661
Mercado Norte
Balanço em (MW Médio) 343
3710
2855
855
4070
2972
1098
4070
3170
900
4070
3434
636
47891 51397 52660 52891 52404
Oferta Brasil
42385 44791 46967 49699 53182
Mercado Brasil
-778
Balanço em (MW Médio) 5506 6606 5693 3192
59
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.6 - Sensibilidade ao Mercado Alto
 Pelos resultados apresentados anteriormente, verifica-se que o CMO no final do
período de estudo encontra-se acima do VN competitivo, atualmente igual a 72,35
R$/MWh, em todas as regiões do SIN.
 Diferentemente do caso com a carga de referência, para uma taxa de crescimento
maior da carga, a partir de 2006 ter-se-ia que incluir na configuração do estudo
fontes de geração competitivas, até que se obtivesse um valor de CMO menor ou
igual ao VN competitivo (Procedimentos de Rede, Submódulo 23.4, item 4.2.3 e
Resolução GCE no 109).
 Valores aproximados do montante de energia necessário à obtenção do equilíbrio
entre o VN e o CMO, calculados de maneira expedita (sem simulação), através de
um balanço de energia assegurada são apresentados no Quadro a seguir.
60
Capítulo 4 - Estudos Energéticos
4.6 - Sensibilidade ao Mercado Alto
Bloco de Energia para ajuste aproximado da configuração em 2006
Subsistema
Sudeste/Centro-Oeste
Sul
Nordeste
Norte
MWmédios
1230
0
820
0
61
Anexos
 ANEXO I - Usinas despachadas centralizadamente
 ANEXO II - Usinas não despachadas centralizadamente
 ANEXO III - Cronograma de Obras de Geração
 ANEXO IV - Características das usinas hidráulicas
 ANEXO V - Características dos reservatórios
 ANEXO VI - Características das usinas térmicas
 ANEXO VII - Índices estatísticos de confiabilidade
 ANEXO VIII - Manutenção Programada para 2002
 ANEXO IX - Classes térmicas e custos de operação
 ANEXO X - Disponibilidades de Itaipu para o ano 2002
 ANEXO XI - Sistema de transmissão – principais obras
 ANEXO XII - Limites de intercâmbio em MWmed
 ANEXO XIII
- Carga Própria de Energia e Demanda
 ANEXO XIV
- Frequência de Fluxos de Intercâmbio em 2002
 ANEXO XV - Atendimento à ponta em 2002
 ANEXO XVI
- Volumes de Espera
 ANEXO XVII - Restrições operativas
 ANEXO XVIII - Curvas Bianuais de Segurança de Aversão a Risco
62