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PMO de Março| Semana Operativa de 23/03/2019 a 29/03/2019

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 16/03 a 22/03/2019 ocorreu chuva fraca com períodos de moderada nas bacias

hidrográficas de interesse do SIN.

No início da semana de 23/03 a 29/03/2019 deve ocorrer chuva fraca com períodos de moderada

nas bacias dos rios São Francisco, Tocantins e em pontos isolados do Paranaíba no início da próxima

semana.

Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/2019, houve oferta de energia da República Oriental do

Uruguai e da República da Argentina. 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.

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$ 199,26/MWh para R$ 237,34/MWh

NE: de R$ 148,97/MWh para R$ 160,22/MWh

Norte: manteve-se em R$ 0,00/MWh

2. NOTÍCIAS

Nos dias 28 e 29/03/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO Abril 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

A atuação de um sistema de baixa pressão entre o litoral norte do Espírito Santo e o litoral sul da

Bahia permanece ocasionando chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios São

Francisco, Tocantins e em pontos isolados do Paranaíba no início da próxima semana (Figura 1).

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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Março | Semana Operativa de 23/03/2019 a 29/03/2019

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

para o período de 23/03 a 29/03/2019

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 Sudeste, Sul e Nordeste e aumento nas

afluências do subsistema Norte.

A previsão mensal para março indica a ocorrência de afluências próximas da média histórica para o

subsistema Sudeste, acima da média histórica para o subsistema Sul e abaixo dessa média para os

subsistemas Nordeste e Norte.

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

4. PREVISÃO DE CARGA

As previsões de carga para março/2019 levaram em consideração os efeitos associados ao menor

número de dias úteis no mês em função da ocorrência do Carnaval na segunda semana operativa.

Além disso, também foram consideradas como premissas, a ocorrência de temperaturas e índices

de chuva semelhantes aos ocorridos em fevereiro/19. No entanto, cabe ressaltar, que no

subsistema Sul, o comportamento da carga durante as últimas semanas, vêm sendo impactado pelo

registro de temperaturas máximas e níveis de precipitação diferentes dos ocorridos no início do

período.

Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as previsões carga associam-se aos fatores citados

acima, sinalizando decréscimos de 1,0% e 2,1%, respectivamente, em relação ao mês de março/18.

Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento esperada de 4,3%, é explicada principalmente

pela ocorrência, em março/18, de muita nebulosidade e precipitação em toda costa leste da região.

Adicionalmente, nesse mesmo período houve a redução temporária do consumo de um

consumidor industrial conectado na Rede Básica.

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

conectado à Rede Básica, desde abril de 2018, contribui para a manutenção no nível reduzido da

carga prevista para esse subsistema justificando o decréscimo de 1,2% em relação ao mesmo mês

do ano anterior.

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

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 56.970 84 64.628 95

S 8.140 111 10.121 138

NE 5.947 41 5.751 40

N 23.953 91 22.316 85

Revisão 4 do PMO de MARÇO/2019 - ENAs previstas

Subsistema23/3 a 29/3/2019 Mês de MARÇO

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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 23/03 a

29/03/2019.

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 março/2019.

Figura 2 – Evolução do CMO em março/2019

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/2019, 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 das UHEs Belo Monte e Tucuruí maximizadas em função da ocorrência de

excedentes energéticos, respeitando-se os limites de transferência de energia entre subsistemas.

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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 16/03/2019 a 22/03/2019. Neste primeiro estudo foram retiradas

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

para esta semana na Revisão 3 do PMO de Março.

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.

O principal fator que impactou o CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foi a

atualização da previsão de vazões. Para o subsistema Sul, por exemplo, houve uma redução da

previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de 12.678 MWmed para 10.121 MWmed

(- 2.557 MWmed), em relação ao previsto na semana anterior.

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

O subsistema Norte continua apresentando excedentes energéticos, com CMO nulo em todos os

patamares de carga.

CMO Médio Semanal

16/03 a 22/03/2019

CMO Médio Semanal

23/03 a 29/03/2019

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As atualizações da previsões de vazão e das restrições de intercâmbio foram os principais fatores

que conduziram à elevação do CMO no subsistema Nordeste.

Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema NE

7. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 5 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 23/03 a 29/03/2019.

Figura 5 - Geração térmica para a 5ª semana operativa de março/2019

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

geração de 628 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

CMO Médio Semanal

16/03 a 22/03/2019

CMO Médio Semanal

23/03 a 29/03/2019

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Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 25/05 a

31/05/2019:

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

8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

8.1. República Oriental do Uruguai

Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/2019, 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).

Conforme informado pelos agentes, para a referida semana, a conversora de Melo estará

indisponível no sábado(23/03) das 7:00 as 17:00 horas e, adicionalmente, em 12 horas de um dia útil

a ser acordado com o ONS, com base na programação diária.

Eletrobras

Tabela 5 – Energia Ofertada para Importação

Nome CodCVU

(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve

SANTA CRUZ 86 137,24 235,91 (1) 235,91 (1) 234,38 (1)

LUIZORMELO 15 205,18 235,91 (1) 235,91 (1) 234,38 (1)

Benefício (R$/MWh)UTE

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Enel

Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela

conversora Melo.

Tabela 6 - Energia Ofertada para Importação

8.2. República da Argentina

Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/2019, foi declarada a seguinte oferta de importação de

energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras

de Garabi I (1.100 MW) Garabi II (1.100 MW).

Tradener

Tabela 7 - 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.

Além disso, na etapa de programação diária da operação, as ofertas cujo preço for inferior ao CVU de

usinas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, poderão ser

utilizadas em substituição a este despacho de geração térmica.

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, Melo, Garabi I e Garabi II.

De acordo com o Art. 13º da Portaria MME nº 339, excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento

do Setor Elétrico - CMSE pode decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN,

sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida.

Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos:

Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Total

Carga Pesada 0,0 0,0 60,0 0,0 60,0

Carga Média 0,0 0,0 0,0 60,0 60,0

Carga Leve 40,0 30,0 0,0 0,0 70,0

CVU (R$/MWh) 153,90 204,68 269,53 364,49

Oferta de Energia para a Semana de 23/3 a 29/3 (MWmed)

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“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.”

“Parágrafo 13º Excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE poderá

decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de

usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida.”

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 23/03 a 29/03/2019.

Tabela 8 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

GLBRIZ_L1 (770) R$ 255,05 187,5 173,9 357,3 R$ 861.129,60

BLSOBR_L13 (65) R$ 344,25 24,5 22,7 41,4 R$ 586.178,81

BLSOBR_L1 (321) R$ 352,45 20,5 19,0 34,7 R$ 528.269,61

R$ 1.975.578,02

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

TOTAL SE/CO

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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 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 9 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 10 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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

Sudeste 62.054 91 64.628 95 67.196 99

Sul 9.284 126 10.121 138 10.952 149

Nordeste 5.240 37 5.751 40 6.262 44

Norte 21.629 82 22.316 85 22.865 87

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 22/3

LI VE LS VE

Sudeste 39,2 40,3 41,4 37,9

Sul 43,4 46,3 49,0 46,7

Nordeste 50,7 51,4 52,3 50,3

Norte 66,0 66,4 66,7 65,0

SubsistemaNÍVEL PMO

% EARmáx - 31/3

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 março, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 4 do PMO de março/2019.

Tabela 11 – Previsão de ENA por REE

Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 6.104 62 6.716 68

Madeira 11.599 101 11.802 102

Teles Pires 3.464 108 3.466 108

Itaipu 5.426 144 5.417 143

Paraná 25.938 71 32.163 89

Paranapanema 2.494 77 3.110 97

Sul 4.364 136 4.995 156

Iguaçu 3.776 95 5.126 129

Nordeste 5.947 41 5.751 40

Norte 11.263 76 11.237 76

Belo Monte 11.522 111 10.104 98

Manaus 1.143 94 1.030 85

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

23/03/2019 a

29/03/2019mar-19

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

29-mar 31-mar

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 29,4 29,6

Madeira 97,9 97,5

Teles Pires - -

Itaipu 79,5 85,4

Paraná 44,1 44,6

Paranapanema 30,9 31,4

Sul 51,9 51,7

Iguaçu 41,1 41,6

Nordeste 51,2 51,4

Norte 67,6 67,7

Belo Monte 100,0 100,0

Manaus 41,5 42,0

% 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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