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PMO de Dezembro | Semana Operativa de 25/11/2017 a 01/12/2017
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
Nas três primeiras semanas de novembro ocorreram totais significativos de precipitação na bacia
do rio Iguaçu e no trecho incremental à UHE Itaipu. Em seguida, a configuração de um episódio de
Zona de Convergência do Atlântico Sul – ZCAS, na quarta semana do mês, ocasionou totais elevados
de precipitação nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco.
Para a semana de 25/11 a 01/12/2017 prevê-se precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,
Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins
deve apresentar pancadas de chuva no decorrer da semana.
No PMO de Dezembro não foi comandada importação de energia da República Oriental do Uruguai,
para a semana de 25/11 a 01/12/2017 (item 9). Para essa mesma semana, a Tradener não informou
disponibilidade proveniente de oferta de energia da Argentina.
O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN passou de
R$ 446,07/MWh para R$ 204,32/MWh.
2. NOTÍCIAS
Em 28 e 29/12/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Janeiro 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
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 novembro/2017, identificando eventuais atrasos ou antecipações de
cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor
Elétrico – DMSE/MME, realizada em 16/11/17.
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 Dezembro | Semana Operativa de 25/11/2017 a 01/12/2017
Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE
Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs
Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
95.000
97.500
100.000
102.500
105.000
107.500
110.000
MW
PMO nov/2017 PMO dez/2017
Maior diferença de 100 MW
Atraso na UHE Colíder:UG 2 - out/18 (+2 meses)UG 3 - dez/18 (+1 mês)
22.000
23.000
24.000
25.000
26.000
MW
PMO nov/2017 PMO dez/2017
Maior diferença de 8,0 MW
Atraso na UTE O. Canoas I:UGs 1 a 4 - fev/21 (+2 meses)
Atraso na UTE São Sepé:UG 1 - jul/18 (+1 mês)
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 nov/17 PMO dez/17
Maior diferença de 151 MWmed
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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 dezembro/2017,
comparados com os do PMO de novembro/2017.
Figura 4 - Energia armazenada inicial em novembro/17 e dezembro/17 – [% EARmáx]
Tendência Hidrológica
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo
NEWAVE para o PMO de dezembro/2017, comparadas com o PMO de novembro/2017.
Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de dezembro/2017 – NEWAVE [%MLT]
PMO novembro/2017 PMO dezembro/2017
MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N
Mai/17 100 169 22 58
Jun/17 107 273 33 57 107 273 33 57
Jul/17 79 38 31 58 79 38 31 58
Ago/17 85 51 31 56 85 51 31 56
Set/17 65 23 29 56 65 23 29 56
Out/17 63 80 21 45 69 81 21 62
Nov/17 102 132 24 60
(1) * ≥100% MLT < 100% MLT
17,5%
45,5%
6,3%
22,1%18,1%
60,4%
5,0%
17,4%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Sudeste Sul Nordeste Norte
% E
AR
máx
Energia armazenada inicial
nov/17 dez/17
0,6 p.p. 14,9 p.p.
-1,3 p.p.
-4,7 p.p.
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3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES
Além das informações de oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas, destacamos,
as seguintes atualizações:
Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí => 1.308 MWmed (dez/2017), 1.342 MWmed
(jan/2018) e 2.250 MWmed a partir de fev/2018;
Defluências das usinas do Rio São Francisco:
a) UHE Três Marias - Vazão defluente fixa de 80 m³/s em dezembro/2017 e janeiro/2018. De
fevereiro/2018 até abril/2018 defluência mínima de 80 m³/s. A partir de maio/2018 mantida
defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente;
b) UHE Sobradinho e demais usinas - Vazão defluente mínima de 600 m³/s de dez/2017 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 (nov e dez/2017), exceto na UHE
Sobradinho.
Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense (1, 2 e 3) e Termopernambuco, conforme
Despachos SRG/ANEEL nº 3.847/2017 e nº 3.914/2017, respectivamente;
Entrada em operação comercial da UG7 da UHE Belo Monte, a partir de 28 de outubro de 2017,
conforme Despacho SFG/ANEEL n° 3.619/2017;
Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os
meses de dezembro/2017 e janeiro/2018, em consonância com os valores utilizados no curto
prazo.
4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, associada ao avanço
de uma frente fria, ocasiona precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema,
Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de
chuva no decorrer da semana (Figura 5).
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Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 25/11 a 01/12/2017
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, Nordeste e
Norte e pequena recessão nas afluências do subsistema Sul.
A previsão mensal para dezembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para
os subsistemas Nordeste e Norte, acima da média histórica para o subsistema Sul e próxima desta
média para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Dezembro/2017
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 36.603 111 47.202 101
S 11.614 126 9.544 126
NE 2.402 39 5.815 58
N 2.256 63 3.693 62
PMO de DEZEMBRO/2017 - ENAs previstas
25/11 a 1/12/2017 Mês de DEZEMBROSubsistema
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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
dezembro/2017 contemplam a perspectiva de continuidade desse comportamento.
A taxa de crescimento da carga prevista para o mês de dezembro/2017, relativamente ao mesmo
mês do ano anterior, no Sudeste/Centro-Oeste, subsistema que responde por cerca de 60% da
carga industrial do SIN, é de 3,2% e está associada a essa recuperação da economia.
O crescimento esperado da carga do subsistema Sul, de 0,8%, embora influenciado pelos sinais
positivos de recuperação da economia, reflete a ocorrência de temperaturas elevadas e tempo seco
em dezembro/2016, o que implicou no aumento da carga de refrigeração e de irrigação, com
expressiva elevação da carga da região nesse período.
A previsão de crescimento da carga do subsistema Nordeste em dezembro/2017 é de 0,7%,
acompanhando a sazonalidade típica para a época do ano. Para o subsistema Norte, a carga
prevista é 4,8% superior à carga verificada no mesmo período do ano anterior, quando a ocorrência
de chuvas e de muita nebulosidade, principalmente em Manaus, contribuiu para a redução do nível
da carga.
Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de dezembro/2017
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 25/11 a
01/12/2017.
Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
SE/CO S NE N
Pesada 205,80 205,80 205,80 205,80
Média 205,80 205,80 205,80 205,80
Leve 201,73 201,73 201,73 201,73
Média Semanal 204,32 204,32 204,32 204,32
Patamares de CargaCMO (R$/MWh)
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Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de dezembro/2017.
Figura 6 – Evolução do CMO em dezembro/2017
6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA
Para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017, 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 prioritariamente nos patamares de carga pesada e média;
Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da
região;
Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada para fechamento do balanço energético do
SIN.
7. 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.
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Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN
A previsão mensal de vazões naturais para dezembro/2017 no subsistema Sudeste/Centro-Oeste
conduziu à ENA de 101% MLT, percentual próximo ao que se espera para o fechamento de
novembro/2017 (99% MLT – 30.428 MWmed verificados até o dia 23/11/2017). Essa previsão
impacta fortemente a redução observada de CMO, visto que dezembro é o mês com a 5ª maior
MLT mensal dentre os 12 meses do ano, de forma que 100% dessa média corresponde a
47.402 MWmed, valor superior em torno de 17.000 MWmed (~56%) ao verificado em
novembro/2017.
CMO Médio Semanal
18/11 a 24/11/2017
CMO Médio Semanal
25/11 a 01/12/2017
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8. GERAÇÃO TÉRMICA
A Figura 8 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 25/11 a 01/12/2017.
Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês dezembro/2017
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a
geração de 543 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Em 03/11/2017 a ANEEL autorizou, através do Despacho SRG/ANEEL nº 3.719/2017, a consideração
da geração da UTE Termoceará com óleo diesel, com CVU no valor de R$ 780,46/MWh, até o dia
27/11/2017. Dessa forma, a usina foi considerada com o referido CVU até o dia 27/11, retornando
em 28/11 ao CVU de R$ 319,16/MWh, referente à geração com gás natural.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 27/01 a
02/02/2018:
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
Nome CodCVU
(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve
SANTA CRUZ 86 114,80 181,92 (1) 181,92 (1) 181,90(1)
LUIZORMELO 15 169,99 181,92 (1) 181,92 (1) 181,90(1)
Benefício (R$/MWh)UTE
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9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI
Para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017, 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
10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
Para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017 não há expectativa de custo de despacho térmico
por restrição elétrica.
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.
Bloco 1 Total
Carga Pesada 170 170
Carga Média 260 260
Carga Leve 360 360
CVU (R$/MWh) 358,02
Oferta de Energia para a
Semana de 25/11 a 1/12
(MWmed)
Bloco 1 Total
Carga Pesada 0 0
Carga Média 0 0
Carga Leve 0 0
Comando de Importação de
Energia (MWmed)
RV0 do PMO Dez/2017
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Tabela 8 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Tabela 9 – Previsão de %EARmáx para o final do mês
% EARmáx
24/11
VE LI VE LS VE
Sudeste 24,5 18,7 24,5 31,3 18,0
Sul 65,9 54,3 65,9 71,3 60,4
Nordeste 12,8 8,0 12,8 17,4 5,0
Norte 12,9 11,1 12,9 14,1 17,4
NÍVEL OPERATIVO
% EARmáx - 31/12
NÍVEL
PMO
SubsistemaNÍVEL INICIAL
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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 dezembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos
Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, do PMO de dezembro/2017.
Tabela 10 – Previsão de ENA por REE
Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 4.220 50 5.911 70
Madeira 3.595 70 4.931 96
Teles Pires 599 47 970 77
Itaipu 6.028 202 6.130 206
Paraná 22.156 76 29.259 100
Sul 11.615 153 9.544 126
Nordeste 2.402 24 5.815 58
Norte 2.234 38 3.718 64
Belo Monte 118 95 119 97
REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes
25/11/2017 a
01/12/2017dez/17
Previsão Semanal Previsão Mensal
Previsão Semanal Previsão Mensal
1-dez 31-dez
(%EARmáx) (%EARmáx)
Sudeste 15,3 18,7
Madeira 3,8 6,3
Teles Pires - -
Itaipu 80,7 100,0
Paraná 19,0 26,1
Sul 62,3 65,9
Nordeste 5,6 12,8
Norte 15,7 12,8
Belo Monte 19,6 49,4
% Energia Armazenável Máxima
REE
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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: pmo@ons.org.br
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