Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013

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.

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Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Abril 2016 Semana Operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016

1. APRESENTAÇÃO

Durante o mês de março/2016, ocorreu precipitação nas

bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e

Sudeste/Centro-Oeste, no Tocantins e em pontos

isolados do São Francisco, com totais significativos nas

bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Grande.

Na semana de 26/03 a 01/04/2016 deve ocorrer chuva

fraca no trecho de cabeceira dos rios Iguaçu,

Paranapanema e Tietê, e nas bacias dos rios Grande,

Paranaíba, São Francisco e Tocantins.

Nesse PMO de abril/2016, o valor médio semanal do

Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas

SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 15,02/MWh para

R$ 29,15/MWh; e no subsistema NE passou de

R$ 250,88/MWh para R$ 276,94/MWh.

2. NOTÍCIAS

Em 28 e 29/04/2016 será realizada a reunião de

elaboração do PMO Maio de 2016 no auditório do

Escritório Central do ONS.

3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO

3.1. Armazenamentos Iniciais

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são

obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos

reservatórios individualizados, utilizados no modelo

DECOMP e informados pelos Agentes de Geração

para a elaboração do PMO de abril/2016.

Estes valores, apresentados na Figura 1, a seguir,

determinam a condição inicial de energia armazenada

nos subsistemas do SIN, sendo utilizada como recurso

energético quando da definição da política de

operação do SIN.

Figura 1 – Energia armazenada inicial em março/16 e abril/16

3.2. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências

hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de

abril/2016, comparadas com o PMO de março/2016.

50,6%

94,7%

31,4%

42,7%

57,1%

96,1%

33,7%

56,3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

% E

AR

máx

Energia armazenada inicial

mar/16 abr/16

6,5 p.p. 1,4 p.p. 2,3 p.p. 13,6 p.p.

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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.

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Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de abril/2016 – NEWAVE [%MLT]

PMO março/2016 PMO abril/2016

MÊS

SE/CO S NE N

SE/CO S NE N

Set/15 118 114 42 67

Out/15 93 230 29 59 93 230 29 60

Nov/15

113 202 16 44 113 202 16 44

Dez/15

97 294 28 29 97 294 28 29

Jan/16

125 204 42 49 125 204 42 49

Fev/16 88 154 91 69 86 166 92 69

Mar/16 98 195 32 56

No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um

modelo autorregressivo de geração estocástica mensal

(GEVAZP “energia”) interno ao modelo, cuja ordem

máxima está limitada em 6 meses.

Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores

constituem uma informação relevante, uma vez que

caracterizam a tendência hidrológica da árvore de

cenários que será utilizada para a construção da Função

de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do

PMO.

3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2016/2020

As principais alterações no cronograma, conforme

reunião do DMSE de 17/03/2016, são apresentadas na

Tabela 2, a seguir. Destaca-se que não há alteração no

cronograma de obras das termoeléticas.

Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs

Atendendo ao Despacho ANEEL nº 3.276/2015, a

topologia com 9 Reservatórios Equivalentes de Energia –

REEs passou a ser aplicada a partir do PMO de

janeiro/2016. Assim, a modelagem do escoamento da

energia das UHEs do rio Madeira e da UHE Teles Pires

apresenta tratamento específico, para representar

adequadamente as restrições pertinentes, não sendo

mais necessárias as adaptações no cronograma de

unidades geradoras das UHEs Santo Antônio, Jirau e

Teles Pires, realizadas até o PMO de dezembro/2015.

Desta forma, conforme FAX ONS nº 0031/330/2015 e

0100/340/2015, Carta ONS nº 2.285/100/2015 e

Ofício SRG/ANEEL nº 271/2015 foram feitas adequações

de modelagem nos REEs Madeira, Teles Pires, Itaipu e

Norte, com o objetivo de representar especificidades

operativas destes REEs, permitidas a partir da versão 22

do modelo NEWAVE.

Assim, na

Tabela 3, a seguir, é apresentado o limite de escoamento

já considerando as restrições do REE Madeira,

contemplando a adição da disponibilidade das 6 UGs

adicionais de Santo Antônio, que possuem sistema de

transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo +

Back-to-back.

Tabela 3 – Limites de escoamento de energia do REE Madeira

A UHE Teles Pires será inicialmente conectada ao SIN

através de uma conexão provisória que envolve a

derivação da LT Cláudia-Paranatinga 500kV até SINOP,

permitindo o escoamento parcial da usina no período

março a maio/2016, e somente após a conclusão das

obras de transmissão, que permitam a conexão

definitiva, sua potência total poderá ser agregada ao SIN.

É adotado um período de dois meses, para realização de

testes e ajustes necessários, aplicado sobre a data de

tendência da configuração definitiva (SE Paranaíta 500 kV

Santo Antônio SE/CO EC 3.568,3 42 73,3 ABR/2016 +1 mês

42 75,0 ABR/2016 +1 mês

46 75,0 OUT/2016 +2 meses

47 75,0 DEZ/2016 +1 mês

49 75,0 NOV/2016 +2 meses

Belo Monte N EC 11.233,1 1 - Compl. 38,9 MAI/2016 +1 mês

EC - Usina em fase de construção

SE/COJirau 3.750,0EC

Data da

Entrada em

Operação

(DMSE)

Máquina (MW)

Atraso (+) /

Antecipação (-)

em relação ao

PMO anterior

UHE Subsistema Situação

Potência

Total

(MW)

Cronograma PMO abr/16

abr/16 3.750

mai/16 5.425

jun/16 e jul/16 5.600

ago/16 1 5.739

set/16 2 5.809

out/16 3 5.948

nov/16 e dez/16 4 6.018

jan/17 a nov/17 5 7.218

5 - limite de 6800 MW + 6 UGS de 69,59 MW

4 - limite de 5600 MW + 6 UGS de 69,59 MW

1 - limite de 5600 MW + 2 UGS de 69,59 MW

2 - limite de 5600 MW + 3 UGS de 69,59 MW

3 - limite de 5600 MW + 5 UGS de 69,59 MW

Restrição Escoamento [MW]

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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.

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e LTs associadas) – 31/03/2016, conforme última reunião

do DMSE Transmissão, quando a limitação de

escoamento deixará de existir.

No PMO de abril/2016, considerando as condições

atuais, o escoamento da energia da UHE Teles Pires em

seu respectivo REE foi limitado em 400 MW em abril e

maio/2016, não existindo mais restrição a partir de junho

de 2016.

Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, é apresentada

a evolução da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da

disponibilidade das usinas não simuladas

individualmente, respectivamente, em comparação ao

PMO de março/2016.

Figura 2- Evolução da potência instalada das UHEs

Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs

Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas

3.4. Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7

dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de

dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta

atualização tem por base informações fornecidas pela

ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas

áreas do ONS.

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes

destaques:

Atualização dos limites de intercâmbio,

excepcionalmente neste PMO, devido ao atraso das

obras da Abengoa, conforme reunião do DMSE

Transmissão de 18/03/16.

Alteração da disponibilidade das UTEs Iranduba e

São José, conforme declaração do agente Amazonas

Energia.

Entrada em operação comercial da UG 40 (38ª) da

UHE Santo Antônio (73,29 MW), conforme Despacho

SFG/ANEEL nº 499/2016.

Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao

SIN de 01/05/2018 para 01/07/2018, conforme

reunião do DMSE Transmissão.

Representação da UTE Macaíba (5,68 MW) como

usina simulada individualmente, conforme Ofício

SRG/ANEEL nº 57/2016.

3.4.1. Despacho antecipado de GNL

Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL

através do Fax ONS nº 0018/330/2012, foi instruído o

despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e

Linhares.

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

115.000

MW

PMO mar/2016 PMO abr/2016

Maior diferença de 150 MW

Atraso da UHE Jirau

22.500

23.500

24.500

25.500

26.500

27.500

28.500

29.500

MW

PMO mar/2016 PMO abr/2016

Maior diferença de 5 MW

Representação da UTE Macaíba como usina simulada individualmente

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

[MW

me

d]

PMO mar/16 PMO abr/16

Maior diferença de 153 MWmed

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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.

4

Os despachos são obtidos através da média dos

despachos previstos para estas usinas nas semanas de

abril/2016 e maio/2016, em conformidade com a

metodologia de antecipação do despacho GNL,

respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo

agente.

As usinas são representadas no modelo NEWAVE no

arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A

UTE Linhares com o valor igual a 0 MWmed para

abril/2016 e maio/2016 e a UTE Santa Cruz Nova com o

valor igual a 0 MWmed em abril/2016 e maio/2016, em

todos os patamares de carga.

Informações mais detalhadas sobre os estudos de

planejamento da operação de médio prazo para o PMO

de abril/2016 irão compor a Nota Técnica

ONS n° 0036/2016, a ser disponibilizada na área dos

agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no dia

28/03/2016. Todas as premissas foram apresentadas na

plenária do PMO no dia 23/03/2016.

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO

4.1.1. Condições Antecedentes

Durante o mês de março, a atuação de sistemas de baixa

pressão nos estados das regiões Sul, Sudeste e Centro-

Oeste, e o avanço de frentes frias, ocasionaram

precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul

e Sudeste/Centro-Oeste, no Tocantins e em pontos

isolados do São Francisco, com totais significativos nas

bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Grande, onde

foram observadas anomalias positivas de chuva (Figura

5).

Figura 5 – Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm)

- MARÇO/2016

O avanço de uma frente fria pelos estados da região Sul e

pelo litoral do Sudeste, associada a áreas de

instabilidade, ocasionou chuva fraca a moderada nas

bacias hidrográficas dos subsistemas Sul, e nas bacias dos

rios Paranapanema, Tietê e Grande. A bacia do rio

Tocantins permaneceu apresentando pancadas de chuva

em pontos isolados (Figura 6).

Figura 6 - Precipitação observada (mm) no período de 19/03 a

24/03/2016

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A Tabela 4 apresenta as energias naturais afluentes das

semanas recentes. São apresentados os valores

verificados na semana de 12/03 a 18/03/2016 e os

estimados para fechamento da semana de 19/03/2016 a

25/03/2016.

Tabela 4 – Tendência hidrológica das ENAs no PMO de abril/2016

4.1.2. Previsão e Climatologia para o trimestre Abril-

Maio-Junho de 2016

Os resultados das previsões de consenso do

INPE/CEMADEN/CCST/INPA indicam como cenário mais

provável para o trimestre abril-maio-junho 2016, maior

probabilidade de ocorrência de precipitação nas bacias

dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema (Figura

7).

Figura 7 - Previsão de consenso para o trimestre Abril-Maio-

Junho de 2016 do INPE/CEMADEN/CCST/INPA. Fonte: Centro

de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos-CPTEC

Climatologicamente, nesta época do ano, os maiores

totais de precipitação são observados na região Norte do

País (Figura 8).

Figura 8 - Climatologia de Precipitação para o trimestre abril-

maio-junho. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia

(INMET), período-base 1961-1990

4.1.3. Previsão para a próxima semana

Na próxima semana, a atuação de um sistema de baixa

pressão no litoral das regiões Sul e Sudeste ocasiona

chuva fraca no trecho de cabeceira dos rios Iguaçu,

Paranapanema e Tietê, e nas bacias dos rios Grande,

Paranaíba, São Francisco e Tocantins (Figura 9).

PMO de ABRIL/2016 - ENAs verificadas e estimadas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 70.000 108 56.231 87

S 12.718 181 12.337 175

NE 3.813 26 5.026 34

N 9.915 62 9.390 59

Subsistema12/3 a 18/3/2016 19/3 a 25/3/2016

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Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA

(CPTEC/INPE) para o período de 26/03 a 01/04/2016

Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema,

Grande, Paranaíba, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e

parte da bacia do rio 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

manutenção nas afluências dos subsistemas Sudeste,

Nordeste e Norte, e recessão nas afluências do

subsistema Sul.

A previsão para as afluências médias mensais do mês de

abril indica a ocorrência de afluências acima da média

para o subsistema Sul, abaixo da média para os

subsistemas Norte e Nordeste, e próximo da média para

o subsistema Sudeste.

A Tabela 5 apresenta os resultados da previsão de ENAs

para a próxima semana e para o mês de abril.

Tabela 5 – Previsão de ENAs no PMO de abril/2016

As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas

no PMO de abril/2016.

Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema

Sudeste/Centro-Oeste – PMO de Abril/2016

Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul – PMO de Abril/2016

Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste – PMO de Abril/2016

PMO de ABRIL/2016 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 56.750 90 47.215 92

S 11.455 164 9.494 144

NE 4.851 34 5.023 42

N 9.473 59 8.872 56

26/3 a 1/4/2016 Mês de ABRILSubsistema

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Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte –PMO de Abril/2016

4.2. Cenários de ENAs para o PMO de Abril/2016

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO

de abril/2016, para acoplamento com a FCF do mês de

maio/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas,

as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada

dos cenários de ENA.

Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO abril/2016

Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO abril/2016

Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO abril/2016

Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO abril/2016

Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO abril/2016

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/2016

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/2016

PMO

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/2016

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/2016

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/2016

REVISÃO 0

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Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO abril/2016

Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO abril/2016

Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO abril/2016

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias

naturais afluentes para os meses de abril e maio são

apresentados na tabela a seguir.

Tabela 6 – MLT da ENA nos meses de abril e maio

2.1. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre

subsistemas são de fundamental importância para o

processo de otimização energética, sendo determinantes

para a definição das políticas de operação e do CMO para

cada subsistema. Estes limites são influenciados por

intervenções na malha de transmissão, notadamente na

1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os

fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados no PMO.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/2016

PMO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(MAI)

Ener

gia

Nat

ural

Afl

uent

e (%

MLT

)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO ABR/2016

REVISÃO 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAI/2016

PMO

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

11.993

15.959

37.531

8.598

7.265

10.863

51.392

6.602

ABRIL MAIO

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013

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.

9

Tabela 7 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO abril/2016

(A) BCS Peixe2 500 kV

(B) DJ 9074 Luziânia 500 kV / BCS Peixe2 500 kV

(C) Filtro ZRK Ibiuna / Filtro ZRF Ibiuna

2.2. Previsão de Carga

No subsistema Sul, a variação prevista da carga para o

mês de abril/2016, relativamente ao mesmo mês do ano

anterior, de 0,4%, reflete o baixo desempenho da

indústria e a redução observada no nível de atividade do

setor de comércio e serviços.

O crescimento da carga no subsistema Sudeste/Centro-

Oeste, de 4,2%, leva em consideração a expectativa de

temperaturas acima da média na região ao longo do mês,

superiores às temperaturas amenas registradas no

mesmo período do ano anterior. Além disso, os valores

verificados em abril/2015 foram impactados de forma

expressiva pela elevação das tarifas de energia elétrica

ocorrida em 2015, em função da revisão tarifária

extraordinária em vigor a partir de março/2015, que se

refletiu nas contas de consumo a partir de abril/2015.

O crescimento de 1,6% da carga do subsistema Nordeste

reflete a expectativa de permanência de temperaturas

elevadas e a ocorrência de chuvas em montantes

inferiores aos valores médios registrados nos últimos

anos, na região, para o mês de abril.

No subsistema Norte, a taxa de crescimento da carga,

prevista para o mês de abril/2016, de 5,1%, está

influenciada pela interligação do sistema Macapá, que, a

partir do mês de outubro/2015, já se encontra

totalmente interligado ao SIN.

Tabela 8 - Evolução da carga no PMO de abril/2016

2.3. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

total do SIN, para o mês de abril, de acordo com o

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para o PMO abril/2016.

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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.

10

Figura 22 – Potência hidráulica disponível no SIN

2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 9 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO abr/16

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na revisão 3 do PMO de

Março/2016, para a 0:00 h do dia 26/03/2016. A segunda

coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir

dos níveis de partida informados pelos Agentes de

Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS

4.1. Políticas de Intercâmbio

Para a semana operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016,

está prevista a seguinte política de intercâmbio de

energia entre regiões:

Região SE/CO Importadora de energia;

Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do

fechamento do balanço energético do SIN;

Região NE Importadora de energia;

Região Norte Exportadora de energia.

4.2. Custo Marginal de Operação – CMO

A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de

Operação, em valores médios semanais, para as semanas

operativas que compõem o mês de abril.

Figura 23 – CMO do mês de abril em valores médios semanais

A tabela a seguir apresenta o custo marginal de

operação, por subsistema e patamar de carga, para a

próxima semana operativa.

Tabela 10- CMO para 1ª semana operativa do mês abril/2016

4.3. Energia Armazenada

O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na

figura a seguir para as próximas semanas operativas do

mês de abril/2016.

Figura 24 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de abril/2016

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI]

SUDESTE 57,2 58,6 60,0 60,9 61,8 62,3 62,7 62,8

SUL 96,1 93,3 90,9 88,5 86,7 84,5 81,8 76,1

NORDESTE 33,7 34,6 35,5 36,3 37,1 37,8 38,4 38,4

NORTE 56,3 62,6 68,0 69,3 70,1 68,8 66,3 69,3

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

EAR

(%

EAR

max

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - ABRIL/2016

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11

Os armazenamentos da figura anterior estão expressos

em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada

subsistema, que são mostrados na tabela a seguir.

Tabela 11 – Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de abril/2016

3. GERAÇÃO TÉRMICA

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do

SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 26/03/2016 a 01/04/2016.

Figura 25 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês abril/2016

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado

para o subsistema Norte considera a geração de 541 MW

de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para

geração térmica por garantia energética constituem uma

estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração

que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação

Diária e Operação em Tempo Real.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de

custo para a semana 28/05/2016 a 03/06/2016:

Tabela 12 – 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

Ressalta-se que, embora as UTEs LUIZORMELO e SANTA

CRUZ não estejam despachadas antecipadamente por

ordem de mérito de custo, o ONS comanda seus

despachos antecipados, para a semana de 28/05/2016 a

03/06/2016, por garantia energética.

4. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Não há expectativa de custo de despacho térmico por

restrição elétrica para a semana operativa de

26/03/2016 a 01/04/2016.

5. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO

As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do

PMO para as semanas do mês abril/2016 e os valores

esperados para o mês de maio/2016, relacionando Energia

Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo

Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do

Sistema Interligado Nacional (SIN).

Figura 26 – Resumo abril/2016 para o Subsistema Sudeste

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

19.957

51.808

15.020

19.957

51.808

15.051

ABRIL MAIO

203.298 203.298

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI]

CMO (R$/MWh) 29,15 28,49 28,33 27,62 27,65 26,51 24,11

EAR(%EARmax) 57,2 58,6 60,0 60,9 61,8 62,3 62,7 62,8

ENA(%mlt) 92,1 107,3 96,1 89,3 81,8 98,9 98,8

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - SE/CO - ABRIL/2016

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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.

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Figura 27 – Resumo abril/2016 para o Subsistema Sul

Figura 28 – Resumo abril/2016 para o Subsistema Nordeste

Figura 29 – Resumo abril/2016 para o Subsistema Norte

6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A análise da variação semanal dos custos marginais de

operação, em função da atualização dos dados de

planejamento do PMO de Abril de 2016 foi realizada a

partir de cinco estudos.

O caso inicial foi construído com base nos dados

preliminares de planejamento deste PMO, considerando

a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a

função de custo futuro elaborada no PMO de março.

Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada

conforme indicado na última revisão de março e foram

desconsideradas as restrições de limites conjunturais

sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os

subsistemas, bem como, foram excluidas as novas

máquinas das UHEs em expansão.

O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do

caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo

futuro do PMO de março pela nova função elaborada

para o PMO de abril.

A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram

elaborados os demais casos onde foram atualizados,

sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida

dos reservatórios, expansão do parque hidráulico e

limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia

entre os subsistemas.

O valor médio do CMO indicado nos resultados de cada

estudo foi reproduzido, graficamente, a seguir.

Figura 30 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Norte

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI]

CMO (R$/MWh) 29,15 28,49 28,33 27,62 27,65 26,51 22,20

EAR(%EARmax) 96,1 93,3 90,9 88,5 86,7 84,5 81,8 76,1

ENA(%mlt) 158,7 168,3 126,6 127,7 129,9 108,4 115,6

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - S - ABRIL/2016

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI]

CMO (R$/MWh) 276,94 297,01 284,14 261,81 284,42 255,30 214,02

EAR(%EARmax) 33,7 34,6 35,5 36,3 37,1 37,8 38,4 38,4

ENA(%mlt) 34,3 40,5 41,1 41,5 39,5 56,3 45,6

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - NE - ABRIL/2016

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[MAI]

CMO (R$/MWh) 29,15 28,49 28,33 27,62 27,65 26,51 24,30

EAR(%EARmax) 56,3 62,6 68,0 69,3 70,1 68,8 66,3 69,3

ENA(%mlt) 55,3 57,8 54,6 51,5 47,2 58,1 57,9

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - N - ABRIL/2016

19,69 -5,19 -0,58 0,06 0,03 0,12

15,0234,71 29,52 28,94 29,00 29,03 29,15

SE/CO, Sul e Norte - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/03 a 25/03/2016

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/03 a 01/04/2016

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013

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.

13

Figura 31 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste

Ressaltamos que o valor do CMO nos estudos é

decorrente da escolha da sequência de atualização dos

dados, conforme detalhado anteriormente.

7. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

De forma a permitir 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

continuarão a contemplar cenários de afluências visando

melhor representar a ocorrência de precipitação e,

consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e

armazenamentos.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao

valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também serão realizadas com os limites

superior e inferior das previsões de afluências.

Para pronta referência, apresentamos os resultados

obtidos com a aplicação dos referidos cenários de

afluência.

8. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado

da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de

abril, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO,

considerando os cenários de limite inferior, valor

esperado e limite superior da previsão de vazões para as

demais semanas operativas do mês de abril.

A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de abril

com a consideração da ocorrência dos cenários de

sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Tabela 13 – ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

A seguir estão esquematizados os valores de CMO

obtidos nos resultados dos estudos.

26,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

250,88276,94 276,94 276,94 276,94 276,94 276,94

Nordeste - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 26/03 a 01/04/2016

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 19/03 a 25/03/2016

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14

Figura 32 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

9. INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA

O complexo de geração no Madeira é composto pelas

usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas

no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na

capacidade instalada do SIN uma potência de 7.318 MW,

sendo 3.568 MW em Santo Antônio (50 unidades

geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades

geradoras), com previsão de motorização plena em 2016.

A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um

sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta

Tensão (CCAT), composto por dois bipolos

(3150 MW ± 600 kV), entre as subestações Coletora

Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão

aproximada de 2.375 km.

A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV

do Acre – Rondônia é realizada por uma estação

conversora Back-to-Back, composta de dois blocos

(400 MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 33.

Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE

Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) serão conectadas

diretamente no sistema de 230 kV, a partir da

subestação de Porto Velho 230 kV.

Figura 33 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio

(casa de força da Margem Direita) foram integradas ao

sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de

um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A

integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN

ocorreu em março de 2013.

A operação na configuração bipolar foi iniciada em

novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o

SIN uma potência de até 3.150 MW no Bipolo 1 e de até

400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um

total de 3.550 MW.

Em janeiro de 2016 entrou em operação o modo bi bloco

dos dois blocos do Back-to-Back, disponibilizando uma

potência de 600 MW para o AC/RO, totalizando um valor

de 3.750 MW de geração no Complexo do Madeira. Em

maio de 2016 estão previstas a entrada em operação do

1º polo do Bipolo 2 e a entrada em operação do terceiro

circuito em 230 kV do Acre – Rondônia permitindo o

escoamento de até 5.425 MW. Em junho/2016 estão

previstas a entrada em operação da LT 500 kV

Marimbondo 2 Assis e do 2º polo do Bipolo 2. Esses

empreendimentos irão agregar maior segurança ao

suprimento de energia, sendo possível escoar através do

dois Bipolos e do Back-to-Back uma potência total de

5.600 MW.

Em janeiro/2017 está prevista a entrada da LT 500 kV

Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento de até

6.800 MW e em dezembro/2017, com a entrada das LTs

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013

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.

15

500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias e Araraquara 2 –

Itatiba será possível o escoamento pleno do bipolos

(7.000 MW).

Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas

usinas são consideradas a fio d’água, isto é, não possuem

reservatórios para armazenamento de água. Portanto,

seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal

de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica

abundante no primeiro semestre (estação chuvosa),

podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e

reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo

gerar, em média, 2.000 MWmed. Em sua configuração

final, esse regime de geração impactará a operação das

demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a

estação seca com maiores níveis de armazenamento.

Em sua configuração final, esse regime de geração

impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do

SIN, que poderão iniciar o período seco com maiores

níveis de armazenamento.

8. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelo e-mail pmo@ons.org.br.