PMO de Janeiro | Semana Operativa de 20/01/2018 a 26/01/2018€¦ · 1. APRESENTAÇÃO Na semana de 13/01 a 19/01/2018 ocorreram pancadas de chuva nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,

PMO de Janeiro | Semana Operativa de 20/01/2018 a 26/01/2018

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 13/01 a 19/01/2018 ocorreram pancadas de chuva nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,

Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande e no trecho incremental a UHE Itaipu.

Para a semana de 20/01 a 26/01/2018 há previsão de permanência das pancadas de chuva no Jacuí,

Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Tietê e no trecho incremental a UHE Itaipu.

Nesta revisão 3 do PMO Janeiro/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de

importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 20/01 a 26/01/2018,

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).

O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN sofreram as

seguintes alterações:

SE/CO passou de R$ 142,22/MWh para R$ 172,05/MWh

Sul passou de R$ 144,72/MWh para R$ 171,03/MWh

NE passou de R$ 169,92/MWh para R$ 182,99/MWh

Norte passou de R$ 128,23/MWh para R$ 124,77/MWh

2. NOTÍCIAS

Em 25/01 e 26/01/2018 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2018 no

auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

A atuação de um sistema de baixa pressão no norte da Argentina e no Paraguai no início da

próxima semana e o avanço de uma frente fria pela região Sul e pelo litoral de São Paulo no final

ocasionam pancadas de chuva no Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, no Tietê e no trecho

incremental a UHE Itaipu (Figura 1).

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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 Janeiro | Semana Operativa de 20/01/2018 a 26/01/2018

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

para o período de 20/01/2018 a 26/01/2018

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 Nordeste e Norte, recessão nas

afluências do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e estabilidade para o subsistema Sul.

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

subsistemas Nordeste e Norte, próxima da média histórica para o subsistema Sudeste/Centro-

Oeste e acima desta média para o subsistema Sul.

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

4. 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 janeiro/2018

contemplam a perspectiva de continuidade desse comportamento.

Por sua vez, o desempenho da carga dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul nos meses de

verão é muito sensível às variações de temperatura. Nas duas primeiras semanas do mês de

janeiro, a temperatura máxima diária nas principais capitais das regiões Sudeste, Centro-Oeste e

Sul, registrou, em geral, valores inferiores aos observados no mesmo período do ano anterior.

Contudo, esse comportamento vem se invertendo ao longo da terceira semana, com a elevação das

temperaturas, principalmente nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, e a expectativa é que elas

continuem altas no restante do mês.

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

mês do ano anterior, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, de, respectivamente, 1,9% e

0,5%, refletem os fatores anteriormente mencionados.

No subsistema Nordeste, o crescimento previsto da carga, de 0,6%, está influenciado pela redução

do consumo, na terceira semana do mês de janeiro, de dois consumidores industriais conectados

na Rede Básica. A taxa de crescimento da carga prevista para o subsistema Norte é de 2,3%.

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

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 59.415 92 63.839 99

S 13.671 181 12.454 165

NE 5.275 38 5.028 36

N 8.338 81 7.257 71

Revisão 3 do PMO de JANEIRO/2018 - ENAs previstas

Subsistema20/1 a 26/1/2018 Mês de JANEIRO

Var. (%)

jan/18->jan/18

SE/ CO 37.089 38.877 41.530 42.500 42.650 40.614 1,9%

SUL 10.586 11.957 12.471 12.618 12.722 12.125 0,5%

NE 11.002 10.919 10.872 11.097 11.179 11.004 0,6%

NORTE 5.345 5.309 5.255 5.373 5.407 5.333 2,3%

SIN 64.022 67.062 70.128 71.588 71.958 69.076 1,5%

jan/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 20/01 a

26/01/2018.

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 janeiro/2018.

Figura 2 – Evolução do CMO em janeiro/2018

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa 20/01 a 26/01/2018, 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 177,06 173,99 183,45 129,29

Média 177,06 173,99 183,45 124,25

Leve 163,27 165,85 182,17 124,20

Média Semanal 172,05 171,03 182,99 124,77

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.

6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

A Figura 7 visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram o CMO desta

semana operativa, em comparação com o valor obtido na semana anterior.

O principal fator que contribuiu para o aumento do CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte foi a

previsão de vazões. A Energia Natural Afluente (ENA) mensal prevista nesta revisão para a região

Sul passou de 10.249 MWmed para 12.454 MWmed (+ 2.205 MWmed). A elevação da carga

prevista impactou os CMOs de todos subsistemas no sentido de aumentá-los.

Figura 3 - Análise da variação do CMO no subsistema Sudeste

CMO Médio Semanal

20/01 a 26/01/2018

CMO Médio Semanal

13/01 a 19/01/2018

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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

13/01 a 19/01/2018

CMO Médio Semanal

20/01 a 26/01/2018

CMO Médio Semanal

20/01 a 26/01/2018

CMO Médio Semanal

13/01 a 19/01/2018

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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 20/01 a 26/01/2018.

Figura 7 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês janeiro/2018

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

geração de 516 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

CMO Médio Semanal

13/01 a 19/01/2018

CMO Médio Semanal

20/01 a 26/01/2018

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Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 24/03 a

30/03/2018:

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, no patamar de carga leve não há previsão de despacho antecipado, por ordem de

mérito de custo, para a UTE Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 24/03 a 30/03/2018.

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,

no patamar de carga leve.

8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 20/01 a 26/01/2018, o agente Eletrobras declarou disponibilidade nula

para 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).

9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

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

semana operativa de 20/01 a 26/01/2018.

Tabela 5 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE

Nome CodCVU

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

SANTA CRUZ 86 117,54 177,55 (1) 177,55 (1) 169,83 (1)

LUIZORMELO 15 174,36 177,55 (1) 177,55 (1) 169,83 (2)

Benefício (R$/MWh)UTE

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

GLBRIZ_L1 (770) R$ 216,85 0 0 63 R$ 205.907,94

BLSOBR_L1 (321) R$ 283,00 87 82 47 R$ 1.282.318,07

VIANA (175) R$ 497,39 25 7 0 R$ 343.714,09

R$ 1.831.940,09

C.FURTADO (186) R$ 279,04 0 3 47 R$ 303.248,81

JS_PEREIRA (368) R$ 314,63 0 3 47 R$ 414.787,87

SUAPE II (381) R$ 495,41 0 7 97 R$ 2.047.792,21

TERMONE (171) R$ 497,09 0 3 47 R$ 986.617,51

R$ 3.752.446,39

TOTAL SE/CO

TOTAL NE

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

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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 6 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 7 – 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 janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 3 do PMO de janeiro/2018.

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Tabela 8 – Previsão de ENA por REE

Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 5.928 57 5.527 53

Madeira 9.804 128 9.345 122

Teles Pires 1.966 108 1.714 94

Itaipu 9.800 298 9.585 291

Paraná 24.866 66 30.346 81

Paranapanema 7.052 190 7.323 198

Sul 5.219 154 4.424 131

Iguaçu 8.452 204 8.031 194

Nordeste 5.275 38 5.028 36

Norte 7.738 81 6.737 70

Belo Monte 157 97 155 96

Manaus 648 132 542 110

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

20/01/2018 a

26/01/2018jan-18

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

26-jan 31-jan

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 20,4 21,2

Madeira 51,9 49,8

Teles Pires - -

Itaipu 100,0 100,0

Paraná 31,6 33,2

Paranapanema 76,1 77,5

Sul 60,3 60,3

Iguaçu 76,1 77,4

Nordeste 17,1 17,5

Norte 32,2 35,7

Belo Monte 31,7 37,6

Manaus 13,3 12,7

% Energia Armazenável Máxima

REE

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12. ANÁLISE DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 20/01 a

26/01/2018, 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 20 a 26/01/2018

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)

No patamar de carga pesada:

o Recebimento do Sudeste (RSE)

12.1.2. Interligações com fluxo zero:

Em todos os patamares de carga:

o Sudeste – Nordeste / Nordeste – Sudeste

No patamar de carga leve:

o Sul – Ivaiporã / Ivaiporã – Sul

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

exportação de energia da região Norte. Os demais limites de transferência de energia entre os

subsistemas não foram atingidos, de forma que há “folga” para troca de energia entre os

subsistemas SE/CO e Sul. Contudo, além do esgotamento dos limites RNE, FNS e XNGEST, os custos

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marginais de operação dos subsistemas do SIN 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

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

Figura 10 - Relações entre os CMO Nordeste e Norte

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 11 – Relações entre os CMO SE/CO e Norte

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Figura 12 – 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: [email protected]

mailto:[email protected]

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