PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 03/02/2018 a 09/02/2018 · 2018-02-02 · PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 03/02/2018 a 09/02/2018 O conteúdo desta publicação foi

PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 03/02/2018 a 09/02/2018

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

No início da semana de 27/01 a 02/02/2018 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,

Iguaçu e Paranapanema e no trecho incremental à UHE Itaipu. No decorrer da semana ocorreu

chuva fraca nas bacias dos rios Tietê e Grande e precipitação de intensidade fraca a moderada nas

bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocantins.

Para a semana de 03 a 09/02/2018 prevê-se chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranaíba,

São Francisco e Tocantins e em pontos isolados do Grande.

Em 31/01/2018, foi liberada para operação comercial a unidade geradora nº 8 da UHE Belo Monte,

de acordo com o despacho SFG/ANEEL nº 269/2018. O cronograma de expansão definido pelo

DMSE para o PMO Fevereiro/18 previa que essa unidade estaria em operação comercial apenas em

março/18, de forma que os modelos de planejamento de médio prazo e programação de curto

prazo consideraram essa previsão na elaboração do PMO. Assim sendo, por se tratar da unidade de

base da usina, e de acordo com o que já foi apresentado na reunião do PMO Fevereiro/2018, o

modelo de curto prazo permanecerá representando, na elaboração das revisões do PMO ao longo

do mês de fevereiro, a operação da UG8 da UHE Belo Monte apenas em março/18, de forma que o

correto acoplamento entre os modelos NEWAVE e DECOMP, no que tange as Energias Naturais

Afluentes - ENA passadas, seja preservado.

Nesta Revisão 1 do PMO Fevereiro/2018, houve estabelecimento de montante semanal de

importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 03/02 a 09/02/2018,

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$ 157,33/MWh para R$ 163,20/MWh

Sul: de R$ 136,48/MWh para R$ 162,35/MWh

NE: de R$ 169,50/MWh para R$ 172,30/MWh

Norte: de R$ 76,20/MWh para R$ 30,41/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.

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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 03/02/2018 a 09/02/2018

3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

A atuação de um sistema de baixa pressão nas regiões Sudeste e Centro-Oeste permanece

ocasionando chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocantins e em

pontos isolados do Grande na próxima semana (Figura 1).

Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 03/02/2018 a 09/02/2018

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.

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

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

recessão nas afluências dos subsistemas Nordeste e Sul.

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 da média histórica para o

subsistema Sul.

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Tabela 1 – Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/2018

4. PREVISÃO DE CARGA

O desempenho 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.

As temperaturas, amenas para a época do ano, registradas na primeira semana operativa de

fevereiro nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul contribuíram para o desempenho da carga

desses subsistemas. Vale observar que, durante o mês de fevereiro/2017, foram registradas altas

temperaturas no subsistema Sul, contribuindo para a forte elevação da carga desse subsistema

naquele período. A expectativa é que as temperaturas se elevem ao longo do mês, aproximando-se

da média histórica dos últimos anos.

No subsistema Nordeste, a redução temporária da carga de um consumidor livre conectado na

Rede Básica, cujo retorno está previsto somente para março, está impactando negativamente a

carga desse subsistema.

As taxas de crescimento da carga previstas para o mês de fevereiro/2018, relativamente ao mesmo

mês do ano anterior, de 2,4% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, de 0,7% no Sul, de 1,5% no

Nordeste e de 2,7% no Norte, refletem os fatores anteriormente mencionados.

Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/2018

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 56.209 82 58.927 85

S 10.657 126 10.506 124

NE 3.268 22 5.309 36

N 8.316 60 10.079 72

PMO de FEVEREIRO/2018 - ENAs previstas

Subsistema3/2 a 9/2/2018 Mês de FEVEREIRO

Var. (%)

fev/18->fev/17

SE/ CO 40.610 41.861 41.133 42.751 42.602 41.945 2,4%

SUL 12.386 12.919 12.475 13.150 13.085 12.857 0,7%

NE 11.075 11.162 10.649 11.012 11.010 10.963 1,5%

NORTE 5.564 5.530 5.348 5.514 5.550 5.487 2,7%

SIN 69.635 71.472 69.605 72.427 72.247 71.251 2,0%

fev/18Subsistema

Carga Semanal (MWmed) Carga Mensal (MWmed)

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem

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5. PRINCIPAIS RESULTADOS

5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A Tabela 3 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 03/02 a

09/02/2018.

Tabela 3 – CMO por patamar de carga para a próxima semana

Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de fevereiro/2018.

Figura 2 – Evolução do CMO em fevereiro/2018

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa 03/02 a 09/02/2018, 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;

Região Sul Exploração da geração nas bacias da região Sul prioritariamente nos patamares de

carga pesada e média;

SE/CO S NE N

Pesada 167,69 164,79 183,45 30,75

Média 167,69 164,79 183,45 30,75

Leve 155,33 158,06 152,73 29,80

Média Semanal 163,20 162,35 172,30 30,41

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)

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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.

6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

As Figura 3 a Figura 6 visam identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os

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

Com relação à semana anterior, no subsistema SE/CO, houve redução da previsão de carga para

fevereiro, impactando o CMO no sentido de reduzi-lo. Em sentido contrário, a atualização das

previsões de vazões reduziu as disponibilidades energéticas do SIN, elevando os CMO. A

combinação dos dois fatores conduziu à elevação observada nos CMO.

Nos subsistemas Sul e Nordeste a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização mais

impactou na elevação observada nos CMO.

Já para o subsistema Norte, as atualizações da previsão de vazões e dos níveis estimados para o

início da próxima semana operativa foram os parâmetros que mais impactaram a redução do CMO.

Figura 3 - Análise da variação do CMO no subsistema Sudeste

CMO Médio Semanal

03/02 a 09/02/2018

CMO Médio Semanal

27/01 a 02/02/2018

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Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul

Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste

CMO Médio Semanal

27/01 a 02/02/2018

CMO Médio Semanal

03/02 a 09/02/2018

CMO Médio Semanal

03/02 a 09/02/2018

CMO Médio Semanal

27/01 a 02/02/2018

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Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte

7. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 7 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 03/02 a 09/02/2018.

Figura 7 - Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês fevereiro/2018

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

geração de 515 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

CMO Médio Semanal

27/01 a 02/02/2018

CMO Médio Semanal

03/02 a 09/02/2018

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Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 07/04 a

13/04/2018:

Tabela 4 – 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 07/04 a 13/04/2018. 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.

8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 03/02 a 09/02/2018, 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 5 – Energia Ofertada para Importação

Tabela 6 – Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO

Nome CodCVU

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

SANTA CRUZ 86 117,54 162,53 (1) 162,53 (1) 158,53 (1)

LUIZORMELO 15 174,36 162,53 (2) 162,53 (2) 158,53 (2)

Benefício (R$/MWh)UTE

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9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a

semana operativa de 03/02 a 09/02/2018.

Tabela 7 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE

10. 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 8 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

GLBRIZ_L1 (770) R$ 222,02 128 26 0 R$ 250.895,94

BLSOBR_L1 (321) R$ 282,17 43 21 7 R$ 356.731,32

NORTEFLU 4 (127) R$ 305,97 1 0 0 R$ 2.489,04

M.LAGO (929) R$ 511,63 62 13 0 R$ 781.775,62

R$ 1.391.891,92TOTAL SE/CO

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

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

11. 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, da Revisão 1 do PMO de fevereiro/2018.

Tabela 10 – Previsão de ENA por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 6.277 60 6.573 63

Madeira 10.475 106 10.791 109

Teles Pires 1.410 66 1.650 78

Itaipu 6.627 167 6.376 160

Paraná 27.123 70 29.181 76

Paranapanema 4.300 111 4.357 113

Sul 4.611 115 4.788 120

Iguaçu 6.046 135 5.718 128

Nordeste 3.268 22 5.309 36

Norte 7.300 57 8.914 70

Belo Monte 212 67 217 69

Manaus 803 94 935 110

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

03/02/2018 a

09/02/2018fev/18

Previsão Semanal Previsão Mensal

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Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE

12. ANÁLISE DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 03/02 a

09/02/2018, bem como os custos marginais de operação dos subsistemas do SIN, estão

representados na Figura 8.

Figura 8 – Política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana de 03 a 09/02/2018

Previsão Semanal Previsão Mensal

9-fev 28-fev

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 21,6 24,4

Madeira 63,6 64,8

Teles Pires - -

Itaipu 100,0 100,0

Paraná 33,9 41,0

Paranapanema 79,6 87,7

Sul 74,1 72,5

Iguaçu 89,4 84,5

Nordeste 18,7 23,7

Norte 35,8 51,0

Belo Monte 23,3 30,3

Manaus 13,7 14,5

% Energia Armazenável Máxima

REE

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12.1. DESTAQUES

12.1.1. Limites de intercâmbio ativos

Em todos os patamares de carga:

o Recebimento Nordeste (RNE)

o Fluxo Norte – Sul (FNS)

o Bipolo Xingú – Estreito (XNGEST)

12.1.2. 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)

No patamar de carga média:

o Sul – Ivaiporã / Ivaiporã – Sul (FSul/RSul)

Houve o esgotamento do limite de recebimento de energia pela região NE (RNE) e do limite de

exportação de energia da região Norte (FNE, XNGEST e FNS). Dessa forma, só existe “folga” para

troca de energia entre os subsistemas SE/CO e Nordeste, pela interligação Nordeste-Sudeste (NESE)

(apenas no sentido NE SE), e entre os subsistemas SE/CO e Sul (em ambos sentidos). Contudo,

mesmo com as referidas folgas, os custos marginais de operação dos subsistemas SE/CO, NE e Sul

são diferentes entre si em todos os patamares de carga, devido à representação explícita das

perdas nos intercâmbios (Figura 9).

Figura 9 – Fatores de perdas nos intercâmbios

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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As relações entre os CMO dos subsistemas estão analisadas nos esquemas a seguir.

Tabela 12 - Relações entre os CMO dos subsistemas do SIN

Figura 10 - Relações entre os CMO Nordeste e Norte

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Figura 11 – Relações entre os CMO SE/CO e Norte

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Figura 12 – Relações entre os CMO SE/CO e Nordeste

Figura 13 – Relações entre os CMO SE/CO e Sul

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Figura 14 – Relações entre os CMO Sul e Nordeste

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13. 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: [email protected]

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