PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 27/01/2018 a …...Figura 4 - Energia armazenada inicial em janeiro /18 e fevereiro/18 – [% EARmáx] 3.1.3. Tendência Hidrológica Na Tabela

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.

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 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


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

20



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]


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.

20



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.

20



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

20



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)

20



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

20



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



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

20



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

20



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

20



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



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



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 %

20



Figura 14 - Relações entre os CMO Nordeste e Norte

Figura 15 – Relações entre os CMO SE/CO e Norte

20



Figura 16 – Relações entre os CMO SE/CO e Nordeste

20



Figura 17 – Relações entre os CMO SE/CO e Sul

20



14. 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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