pmo de fevereiro| semana operativa de 09/02/2019 a 15/02/2019 · 2019-02-08 · pmo de fevereiro|...

PMO de Fevereiro| Semana Operativa de 09/02/2019 a 15/02/2019

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

No início da semana de 02/02 a 08/02/2019 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,

Iguaçu, Paranapanema e precipitação de intensidade fraca a moderada no Grande, Paranaíba, São

Francisco e em pontos isolados do Tietê e do Tocantins. No final da semana foi mantida a condição

de chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e em

pontos isolados do Tietê e do Grande.

Na semana de 09/02 a 15/02/2019 deve ocorrer chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí,

Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco. A bacia do rio Tocantins

apresenta chuva fraca.

Para a semana operativa de 09/02 a 15/02/2019, houve oferta de energia da República Oriental do

Uruguai. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 2018, as ofertas para

importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, para a referida

semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina.

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 e Sul: de R$ 462,48/MWh para R$ 527,95/MWh

NE: de R$ 140,25/MWh para R$ 173,77/MWh

Norte: de R$ 26,72/MWh para R$ 54,35/MWh

2. NOTÍCIAS

Nos dias 21 e 22/02/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 2019 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

Na próxima semana uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva

fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande,

Paranaíba e São Francisco (Figura 1). A bacia do rio Tocantins apresenta chuva fraca.

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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro | Semana Operativa de 09/02/2019 a 15/02/2019

Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 09/02 a 15/02/2019

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 Sul e Nordeste e aumento nas

afluências dos subsistemas Sudeste e Norte.

A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para

todos os subsistemas, com destaque para o subsistema Nordeste com previsões significativamente

abaixo da média.

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Tabela 1 – Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/2019

4. PREVISÃO DE CARGA

O indicador do nível de utilização da capacidade instalada que, segundo publicações recentes da

Fundação Getúlio Vargas – FGV, se encontra no menor patamar desde setembro de 2017 (74,1%),

indica que a produção industrial ainda se apresenta em ritmo lento. Apesar disso, em decorrência

das elevadas temperaturas verificadas na primeira semana operativa de fevereiro e previstas para o

decorrer do mês, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a carga esperada

apresenta crescimento expressivo em relação a igual período do ano anterior.

Além dos fatores supracitados, a ocorrência do feriado de Carnaval no mês de fevereiro do ano

anterior, justificam as elevadas taxas de crescimento previstas de 8,2% e 5,2% para os Subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste e Sul, respectivamente.

Para o subsistema Nordeste, a ocorrência de chuvas no litoral e a redução temporária do consumo

de um consumidor industrial conectado na Rede Básica, em fevereiro/18, justifica a expressiva taxa

de crescimento de 8,5% sinalizada para o mês de fevereiro/19.

Para o subsistema Norte, apesar da manutenção da carga de energia reduzida de um consumidor

livre conectado à Rede Básica, desde abril de 2018, as elevadas temperaturas nas capitais da região

justifica a taxa de crescimento esperada de 0,9% em relação a igual período do ano anterior.

Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/2019

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 38.574 55 41.683 60

S 4.797 57 5.496 65

NE 2.333 16 2.717 19

N 15.226 67 16.147 71

Revisão 2 do PMO de FEVEREIRO/2019 - ENAs previstas

9/2 a 15/2/2019 Mês de FEVEREIROSubsistema

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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 09/02 a

15/02/2019.

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/2019.

Figura 2 – Evolução do CMO em fevereiro/2019

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 09/02 a 15/02/2019, 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 utilizada prioritariamente nos períodos de pesada e média para fechamento

do balanço da região;

Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da

região;

Região Norte Geração da UHE Tucuruí explorada prioritariamente nos patamares de carga

pesada e média.

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6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste

PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão.

Foram realizados 6 estudos, onde caso inicial foi construído a partir dos dados da revisão anterior,

excluída a semana operativa de 02/02/2019 a 08/02/2019. Neste primeiro estudo foram retiradas

as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado

para esta semana no PMO de Fevereiro.

A partir do conjunto de dados do primeiro estudo foram elaborados os demais casos onde foram

atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de carga, partida dos

reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas

térmicas e hidráulicas.

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste houve uma redução da previsão de Energia Natural

Afluente (ENA) mensal de 49.373 MWmed para 41.683 MWmed (-7.689 MWmed). Nas regiões Sul

e Norte, também houve redução da ENA prevista. Esta redução da ENA prevista na regiões SE/CO,

Sul e Norte foi o principal parâmetro que conduziu ao aumento de CMO em todas as regiões do

SIN, incluindo a região NE.

Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul

CMO Médio Semanal

02/02 a 08/02/2019

CMO Médio Semanal

09/02 a 15/02/2019

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Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema NE

Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte

CMO Médio Semanal

02/02 a 08/02/2019

CMO Médio Semanal

09/02 a 15/02/2019

CMO Médio Semanal

02/02 a 08/02/2019

CMO Médio Semanal

09/02 a 15/02/2019

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7. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 6 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 09/02 a 15/02/2019.

Figura 6 - Geração térmica para a 3ª semana operativa de fevereiro/2019

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a

geração de 711 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 13/04 a

19/04/2019:

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 86 142,07 481,90 (1) 481,90 (1) 479,99 (1)

LUIZORMELO 15 212,89 481,90 (1) 481,90 (1) 479,99 (1)

Benefício (R$/MWh)UTE

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8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 09/02 a 15/02/2019, 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

Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 2018:

De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 2018, as

ofertas para importação de energia descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO.

Entretanto, na etapa de programação diária da operação, estas ofertas poderão ser utilizadas para

substituir o despacho de geração das últimas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo

nas regiões SE/CO e Sul, tendo em vista que o preço da oferta para a importação de energia do

Uruguai é inferior ao CVU das usinas despachadas.

Cabe destacar que, as usinas térmicas passíveis de serem substituídas estão despachadas por ordem

de mérito de custo em todos os patamares de carga. Assim sendo, quando da efetivação da

substituição de suas gerações, deverão ser respeitadas as restrições operativas das usinas e das

conversoras de Rivera e Melo.

Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos:

“Parágrafo 2º Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados

nos processos de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da

Operação - PMO e de formação do PLD. ”

“Parágrafo 5º Os montantes de energia para importação serão utilizados pelo ONS desde que essa

importação viabilize redução do custo imediato de operação do SIN”

“Parágrafo 6º Os montantes de energia para importação deverão substituir o despacho de parcelas

flexíveis de usina termelétricas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que forem despachadas

por ordem de mérito de custo, na ordem decrescente dos seus Custos Variáveis Unitários – CVU.”

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9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a

semana operativa de 09/02 a 15/02/2019.

Tabela 6 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE

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

Tabela 8 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

P.PECEM1 (720) R$ 178,71 0 0 34,1 R$ 28.297,54

R$ 28.297,54

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

TOTAL NE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 33.937 49 41.683 60 49.648 71

Sul 3.789 45 5.496 65 7.191 85

Nordeste 2.285 16 2.717 19 3.147 22

Norte 14.557 64 16.147 71 17.782 78

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 8/2

LI VE LS VE

Sudeste 24,0 26,9 30,0 25,8

Sul 30,1 35,2 41,5 39,7

Nordeste 40,6 42,1 43,4 42,0

Norte 36,5 41,1 47,8 32,0

SubsistemaNÍVEL PMO

% EARmáx - 28/2

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 fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 2 do PMO de fevereiro/2019.

Tabela 9 – Previsão de ENA por REE

Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 4.441 43 4.480 43

Madeira 11.025 110 11.047 110

Teles Pires 2.250 73 2.334 76

Itaipu 3.092 77 3.481 87

Paraná 15.594 41 17.866 46

Paranapanema 1.139 29 1.447 37

Sul 3.156 79 3.516 88

Iguaçu 1.641 37 1.980 44

Nordeste 2.333 16 2.717 19

Norte 7.327 57 7.752 61

Belo Monte 6.979 77 7.431 82

Manaus 942 111 1.025 120

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

09/02/2019 a

15/02/2019fev/19

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

15-fev 28-fev

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 22,7 24,1

Madeira 93,5 95,8

Teles Pires - -

Itaipu 80,0 100,0

Paraná 27,1 28,2

Paranapanema 15,8 16,7

Sul 50,4 48,3

Iguaçu 25,3 23,2

Nordeste 41,9 42,1

Norte 32,6 41,6

Belo Monte 100,0 100,0

Manaus 36,4 29,7

% 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]

mailto:[email protected]

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