PMO de Novembro| Semana Operativa de 10/11/2018 a 16/11/2018
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
No início da semana de 03/11 a 09/11/2018 as bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e
Sudeste/Centro-Oeste apresentaram chuva fraca com períodos de moderada. No decorrer da
semana a precipitação de intensidade fraca a moderada ficou restrita às bacias dos rios Grande,
Paranaíba, São Francisco e Tocantins.
No início da semana de 10/11 a 16/11/2018 deve ocorrer precipitação de intensidade fraca nas
bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, ao alto São Francisco e ao alto Tocantins.
No final da semana deve ocorrer chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu,
Paranapanema, Tietê, Grande e no trecho incremental a UHE Itaipu.
Para a semana operativa de 10/11 a 16/11/2018, há previsão da importação de energia, por Ordem
de Mérito, da República Oriental do Uruguai, de 150 MWmed, 290 MWmed e 500 MWmed nos
patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Além disso, para a referida semana,
não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina.
O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO de todos os subsistemas do SIN
passou de R$ 143,93/MWh para R$ 114,48/MWh.
2. NOTÍCIAS
Nos dias 29 e 30/11/2018 será realizada a reunião de elaboração do PMO Dezembro 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
No início da próxima semana a precipitação de intensidade fraca a moderada permanece restrita às
bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, ao alto São Francisco e ao alto Tocantins
(Figura 1). O avanço de uma frente fria pelas regiões Sul e Sudeste no final da semana ocasiona
chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e
no trecho incremental a UHE Itaipu.
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Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 10 a 16/11/2018
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 Sudeste, Nordeste e Norte e recessão
nas afluências do subsistema Sul.
A previsão mensal para novembro indica a ocorrência de afluências acima da média histórica para
os subsistemas Sudeste e Sul e abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte.
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Tabela 1 – Previsão de ENAs do PMO de Novembro/2018
4. PREVISÃO DE CARGA
Apesar do processo de recuperação gradual da economia brasileira, as expectativas que ainda
perduram em função da mudança de governo a partir de janeiro de 2019, tem impactado o
comportamento da carga do SIN.
As previsões de carga para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que juntos representam
cerca de 76% da carga total do SIN, indicam, respectivamente, taxas de crescimento de 1,7% e
0,4%, em relação a novembro do ano passado, refletindo os fatores acima citados.
Para o subsistema Nordeste, a expectativa de manutenção das elevadas temperaturas e baixos
índices de precipitação nas capitais da região, são os principais fatores que se associam à taxa de
crescimento esperada de 3,5%, em relação a novembro de 2017.
Para o subsistema Norte, a redução na carga de um consumidor livre conectado na Rede Básica,
desde abril do ano em curso, justifica o decréscimo de 2,8% em relação a novembro do ano
passado.
Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Novembro/2018
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 37.315 120 35.935 116
S 10.340 109 11.152 118
NE 2.802 52 3.775 70
N 2.981 73 3.271 81
Revisão 2 do PMO de NOVEMBRO/2018 - ENAs previstas
10/11 a 16/11/2018 Mês de NOVEMBROSubsistema
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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 10/11 a
16/11/2018.
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 novembro/2018.
Figura 2 – Evolução do CMO em novembro/2018
5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA
Para a semana operativa de 10/11 a 16/11/2018, está prevista a seguinte política de intercâmbio de
energia entre regiões:
Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN;
Região Sul Geração maximizada prioritariamente nos períodos de pesada e média;
Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da
região;
Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada visando o fechamento do balanço
energético do SIN.
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6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO
Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO desta
semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior.
A atualização da previsão de vazões foi o principal fator que impactou o CMO de todos os
subsistemas do SIN, resultando em sua redução.
Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN
CMO Médio Semanal
03/11 a 09/11/2018
CMO Médio Semanal
10/11 a 16/11/2018
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7. GERAÇÃO TÉRMICA
A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 10/11 a 16/11/2018.
Figura 4 - Geração térmica para a 3ª semana operativa de novembro/2018
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a
geração de 636 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 12/01/2019 a
18/01/2019:
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
Nome CodCVU
(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve
SANTA CRUZ 86 153,10 104,68 (2) 104,68 (2) 104,60 (2)
LUIZORMELO 15 230,54 104,68 (2) 104,68 (2) 104,60 (2)
Benefício (R$/MWh)UTE
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8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI
Para a semana operativa de 10/11 a 16/11/2018, foi considerada a seguinte oferta de 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
Tabela 6 – Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO
9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
Para a semana operativa de 10/11 a 16/11/2018 não há expectativa de custo de despacho 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.
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Tabela 7 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Tabela 8 – Previsão de %EARmáx para o final do mês
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 28.898 93 35.935 116 43.038 139
Sul 8.434 89 11.152 118 13.802 146
Nordeste 3.005 55 3.775 70 4.600 85
Norte 2.847 70 3.271 81 3.693 91
ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES
Subsistema Previsão Mensal
LI VE LS
% EARmáx 9/11
LI VE LS VE
Sudeste 18,0 21,1 24,4 19,8
Sul 63,9 73,4 81,8 81,0
Nordeste 25,8 27,8 29,8 25,4
Norte 18,7 20,0 21,2 23,8
SubsistemaNÍVEL PMO
% EARmáx - 30/11
NÍVEL INICIAL
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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 novembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos
Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da revisão 2 do PMO de novembro/2018.
Tabela 9 – Previsão de ENA por REE
Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 4.741 93 4.473 88
Madeira 3.741 120 3.693 118
Teles Pires 772 73 846 80
Itaipu 5.403 177 5.964 196
Paraná 20.859 128 18.927 116
Paranapanema 1.841 77 2.077 87
Sul 5.888 126 5.995 128
Iguaçu 4.452 93 5.157 108
Nordeste 2.802 52 3.775 70
Norte 2.165 76 2.323 81
Belo Monte 659 67 799 81
Manaus 244 118 239 116
REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes
10/11/2018 a
16/11/2018nov-18
Previsão Semanal Previsão Mensal
Previsão Semanal Previsão Mensal
16-nov 30-nov
(%EARmáx) (%EARmáx)
Sudeste 18,3 19,0
Madeira 15,0 15,7
Teles Pires - -
Itaipu 100,0 100,0
Paraná 19,6 20,7
Paranapanema 31,8 31,4
Sul 83,6 78,1
Iguaçu 77,7 69,1
Nordeste 25,7 27,8
Norte 21,4 18,9
Belo Monte 36,0 38,1
Manaus 39,5 39,6
% Energia Armazenável Máxima
REE
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12. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
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Nas tabelas acima, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem caráter informativo, com o
objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos respectivos agentes para o PMO/Revisões. Ressalta-se que nas
etapas de Programação Diária e Tempo Real, o montante despachado nas usinas termelétricas indicadas por ordem de mérito é
plenamente intitulado como ordem de mérito.
Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação poderão ser
encaminhadas para o e-mail: [email protected]