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PMO de Agosto| Semana Operativa de 28/07/2018 a 03/08/2018

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

No mês de julho a precipitação ficou restrita à região Sul, principalmente ao Rio Grande do Sul. Na

região Sudeste ocorreu chuva apenas no litoral.

Na semana de 28/07 a 03/08/2018 deve ocorrer chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí e

precipitação de intensidade fraca no Uruguai.

Em referência ao processo de importação de energia da República Oriental do Uruguai, e conforme

determinação da ANEEL, através do Ofício nº 085/2018-SRG/ANEEL, a partir do PMO Agosto/2018

as ofertas cujos preços forem superiores ao PLD máximo não serão consideradas na elaboração do

PMO e Revisões.

Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, há previsão da importação de energia da

República Oriental do Uruguai, de 140MWmed e 450MWmed nos patamares de carga média e leve

respectivamente.

Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação – CMO de todos os subsistemas do SIN

passaram de R$ 603,83/MWh para R$ 763,77/MWh.

2. NOTÍCIAS

Nos dias 30 e 31/08/2018 será realizada a reunião de elaboração do PMO Setembro 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

A atualização de dados para os estudos energéticos de médio prazo é realizada mensalmente

quando da elaboração do PMO, tendo por base as informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE,

CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.

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,

termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em

comparação ao PMO de julho/2018, identificando eventuais atrasos ou antecipações de

cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor

Elétrico – DMSE/MME, realizada em 19/07/18.

20

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

Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Agosto | Semana Operativa de 28/07/2018 a 03/08/2018

Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs

Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs

Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

98.000

100.000

102.000

104.000

106.000

108.000

110.000

ago

/18

no

v/1

8

fev/

19

mai

/19

ago

/19

no

v/1

9

fev/

20

mai

/20

ago

/20

no

v/2

0

fev/

21

mai

/21

ago

/21

no

v/2

1

fev/

22

mai

/22

ago

/22

no

v/2

2

MW

PMO jul/2018 PMO ago/2018

Atraso de três UGs da UHE Belo Monte:UG10: dez/18 (+ 2 meses)UG11: fev/18 (+ 2 meses)UG12: mai/18 (+ 3 meses)

Maior diferença de 612 MW

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

27.000

28.000

ago

/18

no

v/1

8

fev/

19

mai

/19

ago

/19

no

v/1

9

fev/

20

mai

/20

ago

/20

no

v/2

0

fev/

21

mai

/21

ago

/21

no

v/2

1

fev/

22

mai

/22

ago

/22

no

v/2

2

MW


Inclusão UTE Cambara (50 MW): dez/2020

Inclusão UTE Vale Azul II (467 MW): jan/2022

Maior diferença de 517,0 MW

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

[MW

me

d]


Maior diferença de 110 MWmed

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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 agosto/2018, comparados

com os do PMO de julho/2018.

Figura 4 - Energia armazenada inicial em julho/18 e agosto/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 agosto/2018, comparadas com o PMO de julho/2018.

Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de agosto/2018 – NEWAVE [%MLT]

PMO julho /2018 PMO agosto/2018

MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N

Jan/18 97 191 36 64

Fev/18 84 87 44 101 84 87 44 105

Mar/18 89 94 54 99 89 94 54 102

Abr/18 90 91 48 104 90 91 48 107

Mai/18 78 36 36 81 78 36 36 83

Jun/18 77 48 38 72 76 49 38 73

Jul/18 68 56 36 75

* ≥100% MLT < 100% MLT

3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES

Além das informações de oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas, destacamos,

as seguintes atualizações:

39,9%

49,9%

37,7%

70,6%

35,0%

49,9%

35,3%

67,6%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

% E

AR

máx

Energia armazenada inicial

jul/18 ago/18

-4,9 p.p. -0,1 p.p. -2,5 p.p. -3 p.p.

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Alteração dos CVUs das UTEs Nortefluminense 1, 2, 3, 4 e Termopernambuco, conforme

Despachos SRG/ANEEL nº 1.542/2018 e 1.615/2018;

Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí → 1.614 MWmed em ago/2018 e 1.560 MWmed em

set/2018. A partir do 3º mês de simulação foram mantidos os valores sazonalizados, variando

entre 1.300 MWmed e 1.600 MWmed, conforme informação da Eletronorte no PMO de

junho/2018;

Representação da defluência mínima temporal das UHEs Jupia (3.700 m3/s), P. Primavera

(4.300 m3/s) e Caconde (10 m3/s), conforme informações dos agentes;

Representação da defluência mínima (52,50 m3/s), via vertedouro, da UHE Cachoeira Caldeirão,

conforme informação do agente;

Inclusão da defluência mínima da UHE Colíder (192 m3/s), conforme informação do agente;

Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os

meses de agosto/2018 e setembro/2018, em consonância com os valores utilizados no curto

prazo;

Inclusão na oferta considerada no PMO das UTEs Cambara e Vale Azul II, vencedoras do 26º LEN

(A-6 2017), conforme reunião DMSE-G de 19/07/18;

Defluências das usinas do Rio São Francisco, conforme exposto na Carta ONS 0107/DPL/2018,

anuída pelo Despacho ANEEL nº 687, de 27/03/2018, além das decisões tomadas na Reunião do

Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco de 23/07/2018.

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4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

Uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste na próxima semana ocasionando chuva

fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, no trecho incremental a UHE

Itaipu e em pontos isolados do Grande (Figura 5).

Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 28/07 a 03/08/2018

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.

Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima

semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte,

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pequeno aumento nas afluências do subsistema Sul e estabilidade nas afluências do subsistema

Nordeste.

A previsão mensal para agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para

todos os subsistemas.

Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Agosto/2018

5. PREVISÃO DE CARGA

O comportamento da carga do SIN vem sendo impactado pelo cenário do mercado externo e pelas

incertezas econômica e política no contexto nacional. Para o mês de agosto/2018, espera-se a ocorrência

de temperaturas dentro da normalidade para a época do ano, sinalizando o padrão sazonal histórico para

o período. As taxas de crescimento da carga dos subsistemas Sul e Nordeste em agosto/2018,

relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de, respectivamente, 2,1% e 1,6%, refletem esses fatores.

O crescimento da carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste em agosto/2018, de 4,6%, está influenciado

pelo valor relativamente baixo da carga no mesmo mês do ano passado, sendo, inclusive, a menor carga

do mês de agosto do período 2015-2017.

Para o subsistema Norte, o decréscimo previsto na carga de agosto, de 3,3%, está influenciado pela

expectativa de continuidade da redução parcial na carga de um consumidor livre conectado na Rede

Básica.

Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de Agosto/2018

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 14.738 63 13.824 68

S 5.172 48 7.040 68

NE 1.316 36 1.249 37

N 3.091 71 2.561 79

PMO de AGOSTO/2018 - ENAs previstas

28/7 a 3/8/2018 Mês de AGOSTOSubsistema

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem ago/18Var. (%)

ago/18 -> ago/17

Sudeste 37.900 38.167 38.200 38.345 38.430 38.248 4,6%Sul 11.065 11.094 11.062 11.090 11.100 11.084 2,1%

Nordeste 10.260 10.332 10.340 10.353 10.365 10.339 1,6%

Norte 5.310 5.394 5.539 5.525 5.457 5.462 -3,3%

SIN 64.535 64.987 65.141 65.313 65.352 65.133 3,0%

CARGA MENSAL (MWmed)

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed)

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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 28/07 a

03/08/2018.

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 agosto/2018.

Figura 6 – Evolução do CMO em agosto/2018

6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, está prevista a seguinte política de intercâmbio de

energia entre regiões:

Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN;

Região Sul Geração dimensionada em função das condições hidroenergéticas;

Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da

região;

SE/CO S NE N

Pesada 770,47 770,47 770,47 770,47

Média 770,47 770,47 770,47 770,47

Leve 752,03 752,03 752,03 752,03

Média Semanal 763,77 763,77 763,77 763,77

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)

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Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada em função da sua Curva Referencial de

Deplecionamento.

7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO desta

semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior.

O CMO de todos os subsistemas sofreu elevação devido à atualização da previsão de vazões e da

Função de Custo Futuro (FCF).

Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN

CMO Médio Semanal

21/07 a 27/07/2018

CMO Médio Semanal

28/07 a 03/08/2018

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8. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 8 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 28/07 a 03/08/2018.

Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de agosto/2018

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a

geração de 460 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 29/09 a

05/10/2018:

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

SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 0 0

INFLEXIBILIDADE 1976 212 304 1082 3574

ORDEM DE MÉRITO 4426 1141 3053 1586 10205

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

MW

me

d

1.353

6.402

13.779

2.6673.357

Nome CodCVU

(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve

SANTA CRUZ 86 144,77 735,21 (1) 735,21 (1) 734,13 (1)

LUIZORMELO 15 217,77 735,21 (1) 735,21 (1) 734,13 (1)

Benefício (R$/MWh)UTE

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9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, foi considerada a seguinte oferta de 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

10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018 não há expectativa de custo de despacho por

restrição elétrica.

Bloco 1 Total

Carga Pesada - -

Carga Média 140 140

Carga Leve 450 450

CVU (R$/MWh) 503,87

Oferta de Energia para a

Semana de 28/7 a 3/8

(MWmed)

Bloco 1 Total

Carga Pesada - -

Carga Média 140 140

Carga Leve 450 450

Comando de Importação de

Energia (MWmed)

RV0 do PMO Ago/2018

20



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

deste 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 8 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 9 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 11.926 58 13.824 68 15.801 77

Sul 3.016 29 7.040 68 11.967 116

Nordeste 1.149 34 1.249 37 1.350 40

Norte 2.357 73 2.561 79 2.764 86

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 27/7

VE LI VE LS VE

Sudeste 28,1 26,3 28,1 29,0 34,9

Sul 45,5 34,0 45,5 60,2 49,9

Nordeste 30,4 30,0 30,4 30,6 35,3

Norte 61,3 61,3 61,3 61,3 67,6

SubsistemaNÍVEL OPERATIVO

% EARmáx - 31/8

NÍVEL

PMONÍVEL INICIAL

20



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 agosto, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, do PMO de agosto/2018.

Tabela 10 – Previsão de ENA por REE

Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 1.726 63 1.583 64

Madeira 1.975 65 1.678 74

Teles Pires 514 76 473 82

Itaipu 2.693 93 2.559 98

Paraná 6.641 56 6.295 60

Paranapanema 1.183 55 1.234 65

Sul 3.486 57 4.361 71

Iguaçu 1.686 36 2.679 64

Nordeste 1.316 36 1.249 37

Norte 1.345 59 1.190 64

Belo Monte 946 79 648 95

Manaus 981 110 790 115

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

28/07/2018 a

03/08/2018ago/18

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

3-ago 31-ago

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 27,6 24,7

Madeira 72,2 55,2

Teles Pires - -

Itaipu 78,1 100,0

Paraná 33,8 27,2

Paranapanema 54,2 47,9

Sul 63,5 56,1

Iguaçu 34,8 35,9

Nordeste 34,3 30,4

Norte 67,0 61,7

Belo Monte 100,0 100,0

Manaus 55,2 51,8

% Energia Armazenável Máxima

REE

20



13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

20



Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação poderão ser

encaminhadas para o e-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

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