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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 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. 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.

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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.

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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 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: [email protected]