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PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 27/01/2018 a 02/02/2018
O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para f ins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
1. APRESENTAÇÃO
Na semana de 20 a 26/01/2018 as bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e o trecho incremental à
UHE Itaipu apresentaram chuva fraca a moderada. Adicionalmente, ocorreu precipitação de
intensidade fraca na bacia do rio Paranapanema e em pontos isolados do Tietê e do Grande.
Para a semana de 27/01 a 02/02/2018 prevê-se chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,
Iguaçu e Paranapanema, além de precipitação de intensidade fraca a moderada no Tietê, no
Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins.
Neste PMO Fevereiro/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de
energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 27/01 a 02/02/2018, através das
conversoras de Rivera e Melo, em consonância com oferta de energia declarada pela Eletrobras
(agente responsável pela importação) de acordo com as Portarias MME nº 556/2015 e nº 164/2016
(item 8).
Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN
sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior:
SE/CO: de R$ 172,05/MWh para R$ 157,33/MWh
Sul: de R$ 171,03/MWh para R$ 136,48/MWh
NE: de R$ 182,99/MWh para R$ 169,50/MWh
Norte: de R$ 124,77/MWh para R$ 76,20/MWh
2. NOTÍCIAS
Em 22/02 e 23/02/2018 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 2018 no
auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.
3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE
CUSTO FUTURO
3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS
3.1.1. Oferta
Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e
termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em
comparação ao PMO de janeiro/2018, identificando eventuais atrasos ou antecipações de
cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor
Elétrico – DMSE/MME, realizada em 18/01/18.
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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 27/01/2018 a 02/02/2018
Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs
Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs
95.000
97.500
100.000
102.500
105.000
107.500
110.000
MW
PMO jan/2018 PMO fev/2018
Maior diferença de 1.854 MW
UHE Belo Monte:UG 13 - jan/20 (+8 mês)UG 14 - jan/20 (+5 mês)UG 15 - jan/20 (+2 mês)UG 16 - jan/20 (-1mês)UG 17 - jan/20 (-4 mês)UG 18 - jan/20 (-7 mês)
22.000
23.000
24.000
25.000
26.000
27.000
MW
PMO jan/2018 PMO fev/2018
Antecipação da UTE Pampa SulUG 1 - jul/19 (-20 mês)
Consideração da UTE Novo TempoUG 1 a 3 - jan/21UG 4 - jan/21
Maior diferença de 1644,0 MW
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Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
3.1.2. Armazenamentos Iniciais
Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema,
considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de fevereiro/2018,
comparados com os do PMO de janeiro/2018.
Figura 4 - Energia armazenada inicial em janeiro /18 e fevereiro/18 – [% EARmáx]
3.1.3. Tendência Hidrológica
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo
NEWAVE para o PMO de fevereiro/2018, comparadas com o PMO de janeiro/2018.
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
15.000
16.000
[MW
me
d]
PMO jan/18 PMO fev/18
Maior diferença de 251 MWmed
21,8%
53,5%
12,4%
22,1%
30,3%
74,0%
17,3%
29,8%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Sudeste Sul Nordeste Norte
% E
AR
máx
Energia armazenada inicial
jan/18 fev/18
8,6 p.p. 20,4 p.p. 4,9 p.p. 7,7 p.p.
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Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/2018 – NEWAVE [%MLT]
PMO janeiro/2018 PMO fevereiro /2018
MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N
Jul/17 79 38 31 60
Ago/17 85 51 32 58 85 51 32 58
Set/17 65 23 29 58 65 23 29 59
Out/17 68 81 21 50 68 81 21 50
Nov/17 103 128 24 58 103 128 24 58
Dez/17 95 83 53 76 95 87 55 74
Jan/18 97 189 36 62
(1) * ≥100% MLT < 100% MLT
DEMAIS ATUALIZAÇÕES
Além das informações de carga, limites, oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas,
destacamos, as seguintes atualizações:
Atualização de dados cadastrais da UHE Sinop, conforme Despacho ANEEL nº 828/2017 e NT EPE
Nº EPE-DEE_RE099/2017;
Alteração das características técnicas da UTE Novo Tempo conforme Despacho SCG/ANEEL nº
3.949/2017;
Inclusão parcial da oferta vendedora (3 PCHs totalizando 72,5 MW) do 26º LEN A-7/2017
(3.841,6 MW e 2.930,93 MWmed), constituída de 2 UTEs, 6 PCHs, 6 BIOs e 49 UEEs, totalizando
36 usinas, com entrega a partir de janeiro/2023;
Entrada em operação comercial da UG 2 da UHE São Manoel (175 MW), conforme Despacho
SFG/ANEEL nº 120/2018;
Alteração dos CVUs das UTEs Aur. Chaves, R. Almeida, Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4 e
Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 4.388/2017, 34/2018 e 87/2018;
Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí => 1.394 MWmed (fev/2018), 1.448 MWmed
(mar/2018) e 2.250 MWmed a partir de abr/2018;
Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os
meses de fevereiro /2018 e março/2018, em consonância com os valores utilizados no curto
prazo;
Defluências das usinas do Rio São Francisco:
a) UHE Três Marias - Vazão defluente fixa de 80 m³/s em fevereiro/2018 e março/2018. Em
abril/2018 defluência mínima de 80 m³/s. A partir de maio/2018 mantida defluência mínima
de 420 m³/s, conforme regra vigente;
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b) UHE Sobradinho e demais usinas - Vazão defluente mínima de 600 m³/s de fev/2018 até
abr/2018, 900 m³/s de mai/2018 até dez/2019 e 1.300 m³/s a partir de jan/2020. As vazões
são fixas nos dois primeiros meses de simulação (fev e mar/2018), exceto na UHE
Sobradinho.
4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
O avanço de uma frente fria, associado a um sistema de baixa pressão, pelas regiões Sul e Sudeste
ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema e precipitação de
intensidade fraca a moderada no Tietê, no Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins
(Figura 5).
Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 27/01/2018 a 02/02/2018
Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São
Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-
vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.
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Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima
semana operativa, aumento nas afluências do subsistema Norte e recessão nas afluências dos
subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste.
A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para
os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte e acima desta média para o subsistema
Sul.
Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/2018
5. PREVISÃO DE CARGA
O comportamento da carga do SIN ao longo dos últimos meses vem refletindo sinais da retomada
de crescimento em vários setores da economia. As projeções da carga para o mês de
fevereiro/2018 contemplam a perspectiva de continuidade desse comportamento.
Ressalta-se que o comportamento da carga dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul nos meses
de verão, nomeadamente no mês de fevereiro, é muito sensível à temperatura, e a expectativa é
que ela ocorra em torno da média histórica. Adicionalmente, a ocorrência do carnaval na 3ª
semana operativa de fevereiro/2018 tem impacto na carga dessa semana, contudo de forma
diferenciada nas várias regiões.
As taxas de crescimento da carga prevista para o mês de fevereiro/2018, relativamente ao mesmo
mês do ano anterior, de 3,1% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, de 1,0% no Sul, de 3,1% no
Nordeste e de 1,5% no Norte, refletem os fatores anteriormente mencionados. Vale observar que o
subsistema Sul registrou altas temperaturas em fevereiro/2017, o que contribuiu para a forte
elevação da carga desse subsistema naquele período do ano passado.
Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/2018
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 53.914 82 59.843 87
S 15.957 205 13.013 154
NE 4.371 31 4.164 28
N 7.078 63 9.563 68
27/1 a 2/2/2018 Mês de FEVEREIROSubsistema
PMO de FEVEREIRO/2018 - ENAs previstas
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6. PRINCIPAIS RESULTADOS
6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)
A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 27/01 a
02/02/2018.
Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de fevereiro/2018.
Figura 6 – Evolução do CMO em fevereiro/2018
6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA
Para a semana operativa 27/01 a 02/02/2018, está prevista a seguinte política de intercâmbio de
energia entre regiões:
Região SE/CO Exploração da geração prioritariamente nos patamares de carga pesada e média
para fechamento do balanço energético do SIN;
SE/CO S NE N
Pesada 162,93 135,72 183,45 76,94
Média 162,93 140,24 183,45 76,94
Leve 147,51 131,23 145,04 74,89
Média Semanal 157,33 136,48 169,50 76,20
Patamares de CargaCMO (R$/MWh)
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Região Sul Exploração da geração nas bacias da região Sul prioritariamente nos patamares de
carga pesada e média;
Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da
região;
Região Norte A geração da UHE Belo Monte deverá ser maximizada e a geração da UHE Tucuruí
será utilizada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média.
7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO
As Figura 7 a Figura 10 visam identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os
CMO desta semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior.
O principal fator que contribuiu para a redução do CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Nordeste foi
a atualização da função de custo futuro. Já para o subsistema Norte, a perspectiva de uma maior
ocorrência de excedentes energéticos no segundo mês do estudo foi fator preponderante para a
redução de CMO indicada.
Figura 7 - Análise da variação do CMO no subsistema Sudeste
CMO Médio Semanal
27/01 a 02/02/2018
CMO Médio Semanal
20/01 a 26/01/2018
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Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul
Figura 9 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste
CMO Médio Semanal
20/01 a 26/01/2018
CMO Médio Semanal
27/01 a 02/02/2018
CMO Médio Semanal
27/01 a 02/02/2018
CMO Médio Semanal
20/01 a 26/01/2018
20
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Figura 10 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte
8. GERAÇÃO TÉRMICA
A Figura 11 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 27/01 a 02/02/2018.
Figura 11 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês fevereiro/2018
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a
geração de 513 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 31/03 a
06/04/2018:
CMO Médio Semanal
20/01 a 26/01/2018
CMO Médio Semanal
27/01 a 02/02/2018
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Tabela 5 – UTEs com contrato de combustível GNL
(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar
(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar
Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para a UTE
Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 31/03 a 06/04/2018. Porém, visando a segurança
elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo
menos, 150 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R.
Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 150 MW.
9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI
Para a semana operativa de 27/01 a 02/02/2018, o agente Eletrobras declarou que poderá ser
realizada importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado
Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW).
Tabela 6 – Energia Ofertada para Importação
Tabela 7 – Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO
Nome CodCVU
(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve
SANTA CRUZ 86 117,54 152,89 (1) 152,89 (1) 146,34 (1)
LUIZORMELO 15 174,36 152,89 (2) 152,89 (2) 146,34 (2)
Benefício (R$/MWh)UTE
Bloco 1 Total
Carga Pesada - -
Carga Média - -
Carga Leve 50 50
CVU (R$/MWh) 299,75
Oferta de Energia para a
Semana de 27/1 a 2/2
(MWmed)
Bloco 1 Total
Carga Pesada - -
Carga Média - -
Carga Leve - -
Comando de Importação de
Energia (MWmed)
RV0 do PMO Fev/2018
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10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a
semana operativa de 27/01 a 02/02/2018.
Tabela 8 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE
11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS
Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de
curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados
desta revisão do PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência
de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos.
Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações
operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências.
Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência.
Tabela 9 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Carga
Pesada
Carga
MédiaCarga Leve
VIANA (175) R$ 497,39 25 7 0 R$ 358.875,58
R$ 358.875,58
C.FURTADO (186) R$ 279,04 0 3 47 R$ 409.700,53
JS_PEREIRA (368) R$ 314,63 0 3 47 R$ 521.239,59
SUAPE II (381) R$ 495,41 0 7 97 R$ 2.267.490,33
TERMONE (171) R$ 497,09 0 3 47 R$ 1.093.069,26
R$ 4.291.499,71
TOTAL SE/CO
TOTAL NE
UTE
Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)
Geração (MWmed)
ESS ELÉTRICO
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Tabela 10 – Previsão de %EARmáx para o final do mês
12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA
A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana
operativa e para o mês de fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos
Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, do PMO de fevereiro/2018.
Tabela 11 – Previsão de ENA por REE
% EARmáx 26/1
VE LI VE LS VE
Sudeste 39,8 33,6 39,8 43,3 30,5
Sul 81,8 68,6 81,8 94,6 74,0
Nordeste 20,9 17,9 20,9 24,6 17,3
Norte 41,1 38,7 41,1 57,2 29,8
SubsistemaNÍVEL OPERATIVO
% EARmáx - 28/2
NÍVEL
PMONÍVEL INICIAL
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 4.259 41 5.754 55
Madeira 11.070 112 12.002 121
Teles Pires 1.859 88 1.993 94
Itaipu 7.447 187 6.919 174
Paraná 24.103 62 28.681 74
Paranapanema 5.177 134 4.497 116
Sul 8.634 216 6.924 173
Iguaçu 7.323 164 6.089 136
Nordeste 4.371 30 4.164 28
Norte 6.254 49 8.503 66
Belo Monte 209 66 216 69
Manaus 656 77 830 98
REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes
27/01/2018 a
02/02/2018fev/18
Previsão Semanal Previsão Mensal
20
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Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE
13. ANÁLISE DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO
A política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 27/01 a
02/02/2018, bem como os custos marginais de operação dos subsistemas do SIN, estão
representados na
Figura 12.
Figura 12 – Política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana de 27/01 a 02/02/2018
Previsão Semanal Previsão Mensal
2-fev 28-fev
(%EARmáx) (%EARmáx)
Sudeste 19,9 22,4
Madeira 58,3 59,3
Teles Pires - -
Itaipu 100,0 100,0
Paraná 32,1 41,4
Paranapanema 78,1 91,0
Sul 73,8 79,6
Iguaçu 81,6 83,8
Nordeste 17,7 20,9
Norte 30,0 42,1
Belo Monte 24,0 25,1
Manaus 16,7 23,7
% Energia Armazenável Máxima
REE
20
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13.1. DESTAQUES
13.1.1. Limites de intercâmbio ativos
Em todos os patamares de carga:
o Recebimento Nordeste (RNE)
o Fluxo Norte – Sul (FNS)
o Bipolo Xingú – Estreito (XNGEST)
o Recebimento do Sudeste (pela região Sul e Itaipu 60 Hz) (RSE)
13.1.2. Interligações com fluxo zero:
Nos patamares de carga pesada e média:
o Sudeste – Nordeste / Nordeste – Sudeste (SENE/NESE)
No patamar de carga leve:
o Imperatriz – Sudeste / Sudeste – Imperatriz (FCOMC/FMCCO)
Houve o esgotamento do limite de recebimento de energia pela região NE (RNE), do limite de
exportação de energia da região Norte (FNE, XINGEST e FNS) e do limite de recebimento de energia
da região Sudeste (recebimento de energia proveniente do Sul e da usina de Itaipu) (RSE). Dessa
forma, a única “folga” para troca de energia entre os subsistemas é entre SE/CO e Nordeste, pela
interligação Sudeste-Nordeste (SENE/NESE). Contudo, mesmo com a folga na SENE/NESE, os custos
marginais de operação dos subsistemas SE/CO e NE são diferentes entre si em todos os patamares
de carga, devido à representação explícita das perdas nos intercâmbios (Figura 13).
Figura 13 – Fatores de perdas nos intercâmbios
As relações entre os CMO dos subsistemas estão analisadas nos esquemas a seguir.
50 Hz
60 Hz
Itaipu
FCN NE
SE/CO
S
IV
1,73 %
4,94 %
1,67 %
6,30 %
3,68 % 3,96 %
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Figura 14 - Relações entre os CMO Nordeste e Norte
Figura 15 – Relações entre os CMO SE/CO e Norte
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Figura 16 – Relações entre os CMO SE/CO e Nordeste
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Figura 17 – Relações entre os CMO SE/CO e Sul
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14. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
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Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação
poderão ser encaminhadas para o e-mail: pmo@ons.org.br
mailto:pmo@ons.org.brRecommended