PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 17/02/2018 a 23/02 ......Prevê-se, para o início da semana...
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PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 17/02/2018 a 23/02/2018
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 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
Na semana de 10 a 16/02/2018 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu,
Paranapanema, Tietê e Grande. A bacia do rio São Francisco apresentou pancadas de chuva no
início da semana, e o Tocantins no decorrer da mesma.
Prevê-se, para o início da semana de 17 a 23/02/2018, pancadas de chuva nas bacias dos rios
Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba, além de pontos isolados do rio São Francisco. No final
da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu, com a manutenção
da condição de precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A
previsão para a bacia do rio Tocantins é de pancadas de chuva no decorrer da semana.
No dia 12/02/2018 ocorreu a abertura do vertedouro da UHE Tucuruí, iniciando-se o período de
vertimento na referida UHE no ano de 2018.
Nesta Revisão 3 do PMO Fevereiro/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de
importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 17/02 a 23/02/2018.
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$ 150,57/MWh para R$ 197,74/MWh
Sul: de R$ 153,22/MWh para R$ 201,22/MWh
NE: de R$ 131,85/MWh para R$ 176,43/MWh
Norte: não houve alteração, permanecendo R$ 0,00/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. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste no início da próxima
semana ocasiona pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e
em pontos isolados do São Francisco. No final da semana uma nova frente fria associada a um
sistema de baixa pressão avança pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva fraca nas bacias
dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e mantendo a condição de precipitação nas bacias hidrográficas do
subsistema Sudeste/Centro-Oeste (Figura 1). A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva
no decorrer da semana.
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Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 17/02/2018 a 23/02/2018
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.
Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima
semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, e aumento
nas afluências dos subsistemas Nordeste e Norte.
A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para
os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, próximo da média histórica para o subsistema
Sul e acima da média histórica para o subsistema Norte.
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Tabela 1 – Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/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. Contudo, as temperaturas registradas nos
primeiros dias de fevereiro/2018, atípicas para a época do ano e significativamente inferiores às
observadas no mesmo período dos anos anteriores, sobretudo no subsistema Sudeste/Centro-
Oeste, mas também no Sul, aliadas à ocorrência de chuvas, contribuíram para o modesto
desempenho da carga no período.
As taxas de variação da carga previstas para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul no mês de
fevereiro/2018, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de, respectivamente, -1,1% e -1,5%,
refletem, além dos fatores mencionados acima, a expectativa de retomada mais intensa da
atividade econômica e o retorno integral das aulas. Por sua vez, as altas temperaturas registradas
nesses subsistemas no mês de fevereiro/2017 contribuíram para as variações negativas
apresentadas no mês em referência.
O crescimento da carga previsto para o subsistema Nordeste, de 0,7%, está influenciado pela
redução temporária da carga de um consumidor livre conectado na Rede Básica, cujo retorno é
esperado somente para março, e pela ocorrência de chuvas no litoral ao longo da semana de
carnaval. A taxa de crescimento da carga prevista para o subsistema Norte é de 3,2%.
Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/2018
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 53.266 77 56.469 82
S 6.779 80 8.312 98
NE 9.748 67 6.362 43
N 17.522 125 14.882 107
Revisão 3 do PMO de FEVEREIRO/2018 - ENAs previstas
Subsistema17/2 a 23/2/2018 Mês de FEVEREIRO
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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 17/02 a
23/02/2018.
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 fevereiro/2018.
Figura 2 – Evolução do CMO em fevereiro/2018
5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA
Para a semana operativa de 17/02 a 23/02/2018, 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;
Região Sul Exploração da geração nas bacias da região Sul prioritariamente nos patamares de
carga pesada e média;
SE/CO S NE N
Pesada 200,43 203,96 197,08 0,00
Média 200,43 203,96 197,08 0,00
Leve 192,97 196,37 139,88 0,00
Média Semanal 197,74 201,22 176,43 0,00
Patamares de CargaCMO (R$/MWh)
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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 dimensionada de forma a manter maximizada a transferência de energia pela Norte-Sul,
respeitando-se os limites vigentes.
6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO
As Figura 3 a Figura 6 visam identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os
CMO desta semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior.
O resultado da revisão 2 do PMO Fevereiro/2018 já indicava elevação dos CMO dos subsistemas
SE/CO, S e NE da semana 3 para a semana 4, visto que a carga de energia da semana 3 considerava
a expectativa de consumo reduzido do período de carnaval. Adicionalmente, as atualizações das
previsões de vazões, carga e níveis iniciais dos reservatórios conduziram à elevação adicional dos
CMO.
O subsistema Norte continua apresentando excedentes energéticos, com CMO nulo em todos os
patamares de carga desde a semana anterior.
Figura 3 - Análise da variação do CMO no subsistema Sudeste
CMO Médio Semanal
17/02 a 23/02/2018
CMO Médio Semanal
10/02 a 16/02/2018
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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
10/02 a 16/02/2018
CMO Médio Semanal
17/02 a 23/02/2018
CMO Médio Semanal
17/02 a 23/02/2018
CMO Médio Semanal
10/02 a 16/02/2018
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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 17/02 a 23/02/2018.
Figura 7 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês fevereiro/2018
CMO Médio Semanal
10/02 a 16/02/2018
CMO Médio Semanal
17/02 a 23/02/2018
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Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a
geração de 512 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 21/04 a
27/04/2018:
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, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para a UTE
Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 21/04 a 27/04/2018. 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.
8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI
Para a semana operativa de 17/02 a 23/02/2018, 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 5 – Energia Ofertada para Importação
Nome CodCVU
(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve
SANTA CRUZ 86 148,97 187,03 (1) 187,03 (1) 184,95 (1)
LUIZORMELO 15 224,47 187,03 (2) 187,03 (2) 184,95 (2)
Benefício (R$/MWh)UTE
Bloco 1 Bloco 2 Total
Carga Pesada - 50 50
Carga Média - 50 50
Carga Leve 50 - 50
CVU (R$/MWh) 232,49 292,31
Oferta de Energia para a Semana de 17/2 a 23/2
(MWmed)
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Tabela 6 – Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO
9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
Para a semana operativa de 17/02 a 23/02/2018 não há expectativa de custo de despacho térmico
por restrição elétrica.
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 7 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Bloco 1 Bloco 2 Total
Carga Pesada - - -
Carga Média - - -
Carga Leve - - -
Comando de Importação de Energia (MWmed)
RV3 do PMO Fev/2018
Ordem de Mérito de Custo
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Tabela 8 – 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 fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos
Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 3 do PMO de fevereiro/2018.
Tabela 9 – Previsão de ENA por REE
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 7.562 72 8.847 84
Madeira 12.651 127 11.984 121
Teles Pires 2.524 119 2.296 108
Itaipu 6.661 168 6.859 173
Paraná 19.909 52 22.267 58
Paranapanema 3.960 102 4.217 109
Sul 3.001 75 3.183 80
Iguaçu 3.778 85 5.130 115
Nordeste 9.748 67 6.362 43
Norte 16.520 129 13.854 108
Belo Monte 221 70 220 70
Manaus 777 91 794 93
REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes
17/02/2018 a
23/02/2018fev/18
Previsão Semanal Previsão Mensal
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Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE
12. ANÁLISE DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO
A política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 17/02 a
23/02/2018, bem como os custos marginais de operação dos subsistemas do SIN, estão
representados na Figura 8.
Previsão Semanal Previsão Mensal
23-fev 28-fev
(%EARmáx) (%EARmáx)
Sudeste 24,5 24,9
Madeira 86,1 85,3
Teles Pires - -
Itaipu 100,0 100,0
Paraná 35,7 36,5
Paranapanema 82,1 83,5
Sul 71,3 70,5
Iguaçu 85,8 83,2
Nordeste 24,0 25,3
Norte 66,1 66,5
Belo Monte 47,8 13,7
Manaus 15,3 16,3
% Energia Armazenável Máxima
REE
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Figura 8 – Política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana de 17 a 23/02/2018
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)
12.1.2. Interligações com fluxo zero:
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) e do limite de
exportação de energia da região Norte (FNE, XNGEST e FNS). Dessa forma, só existe “folga” para
troca de energia entre os subsistemas SE/CO e Nordeste pela interligação Nordeste-Sudeste (NESE)
(apenas no sentido NE SE), e entre os subsistemas SE/CO e Sul (em ambos sentidos). Contudo,
mesmo com as referidas folgas, os custos marginais de operação dos subsistemas SE/CO, NE e Sul
são diferentes entre si em todos os patamares de carga, devido à representação explícita das
perdas nos intercâmbios (Figura 9).
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Figura 9 – Fatores de perdas nos intercâmbios
As relações entre os CMO dos subsistemas estão analisadas nos esquemas a seguir.
Tabela 11 - Relações entre os CMO dos subsistemas do SIN
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 10 - Relações entre os CMO Nordeste, SE/CO e Sul
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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]