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PMO de Janeiro 2019| Semana Operativa de 19/01/2019 a 25/01/2019

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 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

Na semana de 12/01 a 18/01/2019 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu.

As bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Tocantins apresentaram pancadas de chuva em

pontos isolados.

Para o início da semana operativa de 19/01 a 25/01/2019 há previsão de chuva fraca nas bacias dos

rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande. As bacias hidrográficas dos subsistemas

Sul e Sudeste/Centro-Oeste voltam a apresentar pancadas de chuva em pontos isolados no

decorrer da semana.

Para a semana operativa de 19/01 a 25/01/2019, 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.

Nesta revisão do PMO foi considerada a limitação no intercâmbio N-SE/CO, por conta de

manutenção corretiva na LT 800 kV do CC Elo Xingu-Estreito devido à queda de torres,

permanecendo indisponível até as 01:00h do dia 21/01/2019. Foi considerada também redução no

limite de escoamento das usinas do rio Madeira durante toda a primeira semana operativa, devido

a desligamento automático do Polo 1 do Elo CC Coletora Porto Velho/Araraquara 2, ocorrido no

último dia 13, que ainda se encontra indisponível. Inspeções estão sendo realizadas até este fim de

semana, para identificar as correções necessárias visando possibilitar a disponibilização do polo.

A defluência mínima da UHE Serra da Mesa que, segundo o Inventário de Restrições Operativas

Hidráulicas, é de 300 m³/s foi flexibilizada para 100 m³/s nesta revisão do PMO, segundo FSAR-H

639, válido até o dia 30/04/2019.

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$ 169,20/MWh para R$ 184,30/MWh

NE: de R$ 80,44/MWh para R$ 39,79/MWh

Norte: de R$ 80,44/MWh para R$ 8,47/MWh

2. NOTÍCIAS

Nos dias 24 e 25/01/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2019 no

auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2019 | Semana Operativa de 19/01/2019 a 25/01/2019

3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

No início da próxima semana o sistema de baixa pressão avança pelo Rio Grande do Sul e pelo leste

de Santa Catarina, do Paraná e do estado de São Paulo ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios

Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande (Figura 1). As bacias hidrográficas dos

subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste voltam a apresentar pancadas de chuva em pontos

isolados no decorrer da semana.

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

para o período de 19 a 25/01/2019

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, aumento nas afluências dos subsistemas Sul e Norte e recessão nas afluências

dos subsistemas Sudeste e Nordeste.

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

subsistemas Sudeste, Nordeste e Norte, o subsistema Sul apresenta previsão de afluências

próximas da média histórica.

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

4. PREVISÃO DE CARGA

Apesar do ritmo lento da produção industrial, cuja utilização da capacidade instalada se encontra

no menor nível desde outubro de 2017 (74,5%), segundo publicação da Fundação Getúlio Vargas -

FGV, o comportamento da carga de energia do SIN previsto para janeiro de 2019, está influenciado

pela expectativa de ocorrência de temperaturas acima da média histórica, e superiores às

verificadas no mesmo período do ano anterior. Além disso, a redução da carga das plantas

energointensivas, principalmente no subsistema Norte, também está contribuindo para o resultado

esperado.

As elevadas temperaturas observadas ao longo do mês nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul,

acompanhadas de baixa precipitação atmosférica, causando significativo desconforto térmico,

fizeram com que os respectivos subsistemas tenham registrado um aumento expressivo da carga

nesse período, sinalizando taxas de crescimento previstas para o mês de 7,3% e 6,9%.

Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento sinalizada para o mês de janeiro/2019, em

relação à Janeiro do ano anterior, é de 1,9%.

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

livre conectado à Rede Básica, desde abril de 2018, a taxa de crescimento estimada de 0,6%, em

relação ao mesmo mês do ano anterior, também está associada à ocorrência de elevadas

temperaturas principalmente em São Luís e Manaus.

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

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 39.198 60 43.587 67

S 9.659 127 8.184 108

NE 5.276 38 5.197 38

N 15.122 96 13.419 86

Revisão 3 do PMO de JANEIRO/2019 - ENAs previstas

Subsistema19/1 a 25/1/2019 Mês de JANEIRO

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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 19/01 a

25/01/2019.

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 janeiro/2019.

Figura 2 – Evolução do CMO em janeiro/2019

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 19/01 a 25/01/2019, 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;

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.

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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 12/01 a 18/01/2019. 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 Janeiro.

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.

A atualização do nível de partida das UHEs e da previsão de vazões foram os principais fatores que

conduziram a elevação do CMO nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Para o subsistema

Sudeste/Centro-Oeste houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal

de 53.257 MWmed para 43.587 MWmed (-9.670 MWmed), quando comparado com o previsto

inicialmente no PMO.

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

A redução do CMO nos subsistemas Nordeste e Norte para a semana operativa de 19/01 a

25/01/201, já vinha sendo indicada nas Revisões 1 e 2 do PMO de Janeiro, em função do aumento

de excedentes energéticos, esperado nos próximos meses. O descolamento do CMO entre estes

dois subsistemas ocorreu em função do esgotamento do limite de exportação Norte.

CMO Médio Semanal

12/01 a 18/01/2019

CMO Médio Semanal

19/01 a 25/01/2019

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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

12/01 a 18/01/2019

CMO Médio Semanal

19/01 a 18/01/2019

CMO Médio Semanal

12/01 a 18/01/2019

CMO Médio Semanal

19/01 a 25/01/2019

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7. GERAÇÃO TÉRMICA

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

operativa de 19/01 a 25/01/2019.

Figura 6 - Geração térmica para a 4ª semana operativa de janeiro/2019

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

geração de 671 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 23/03 a

29/03/2019:

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 86 179,05 169,57 (2) 169,57 (2) 169,17 (2)

LUIZORMELO 15 271,85 169,57 (2) 169,57 (2) 169,17 (2)

Benefício (R$/MWh)UTE

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8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 19/01 a 25/01/2019, foi declarada 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 serão utilizadas para

substituir o despacho da UTE Baixada Fluminense no patamar de carga leve, última térmica

despachada por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, tendo em vista que somente

neste patamar o preço da oferta para a importação de energia do Uruguai é inferior ao CVU das

usinas despachadas. Cabe destacar que, as restrições operativas da usina e das conversoras de Rivera

e Melo deverão ser respeitadas quando da efetivação da substituição. 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.”

9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Para semana operativa de 19/01 a 25/01/2019 não há expectativa de custo de despacho por

restrição elétrica.

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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 6 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 7 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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

Sudeste 39.343 60 43.587 67 47.829 74

Sul 6.527 86 8.184 108 9.844 130

Nordeste 4.671 34 5.197 38 5.721 41

Norte 12.466 79 13.419 86 14.372 92

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 18/1

LI VE LS VE

Sudeste 26,5 28,4 30,1 28,1

Sul 45,1 51,0 58,3 50,3

Nordeste 41,1 42,3 43,1 42,1

Norte 27,4 33,4 37,9 28,6

NÍVEL PMO

% EARmáx - 31/1

NÍVEL INICIALSubsistema

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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 janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 3 do PMO de janeiro/2019.

Tabela 8 – Previsão de ENA por REE

Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 4.480 43 4.833 47

Madeira 10.265 133 9.746 127

Teles Pires 2.556 98 2.419 92

Itaipu 4.153 126 4.492 136

Paraná 15.406 41 19.661 53

Paranapanema 2.135 57 2.249 60

Sul 6.084 178 4.871 143

Iguaçu 3.574 86 3.313 79

Nordeste 5.276 38 5.197 38

Norte 7.241 76 6.599 69

Belo Monte 6.739 119 5.726 101

Manaus 1.175 239 1.125 229

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

19/01/2019 a

25/01/2019jan-19

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

25-jan 31-jan

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 22,9 23,5

Madeira 90,3 89,7

Teles Pires - -

Itaipu 82,8 93,8

Paraná 29,9 30,3

Paranapanema 21,3 21,4

Sul 59,4 57,5

Iguaçu 41,3 45,1

Nordeste 42,3 42,3

Norte 29,8 33,1

Belo Monte 95,2 99,3

Manaus 40,2 37,2

% 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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