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PMO de Novembro| Semana Operativa de 24/11/2018 a 30/11/2018

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 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 17/11 a 23/11/2018 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí,

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

apresentou chuva fraca no decorrer da semana.

Na semana de 24/11 a 30/11/2018 deve ocorrer chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas

de interesse do SIN.

A previsão de armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí para a zero hora do dia 24/11,

informada pelo agente Eletronorte, foi inferior ao nível mínimo para a operação de todas as

unidades geradoras da Fase 2 desta usina. Desta forma, nessa Revisão 4 do PMO de Novembro, a

UHE Tucuruí permanece modelada com apenas 4 unidades geradoras disponíveis na Fase 2 para o

horizonte de curto de prazo (novembro e dezembro/2018).

Para a semana operativa de 24/11 a 30/11/2018, há previsão da importação de energia, por Ordem

de Mérito, da República Oriental do Uruguai, de 120 MWmed, 270 MWmed e 550 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$ 113,40/MWh para R$ 96,90/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

O avanço de uma nova frente fria associada a um sistema de baixa pressão pelas regiões Sul e

Sudeste ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas de interesse do SIN na próxima

semana (Figura 1).

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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Novembro | Semana Operativa de 24/11/2018 a 30/11/2018

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

para o período de 24 a 30/11/2018

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.

Tabela 1 – Previsão de ENAs do PMO de Novembro/2018

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 49.695 160 39.855 129

S 6.933 73 10.300 109

NE 7.177 132 3.762 69

N 3.920 97 3.022 74

Revisão 4 do PMO de NOVEMBRO/2018 - ENAs previstas

Subsistema24/11 a 30/11/2018 Mês de NOVEMBRO

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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.

A taxa de crescimento da carga prevista para o mês de novembro de 2018, relativamente ao

mesmo mês do ano anterior, no Sudeste/Centro-Oeste é de 1,6% a qual está diretamente associada

aos fatores supracitados. Por sua vez, no subsistema Sul, as elevadas temperaturas registradas no

mês em questão, superiores às registradas em igual período do ano anterior, justificam o acréscimo

de 4,4%.

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 4,2%, 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

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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 24/11 a

30/11/2018.

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 24/11 a 30/11/2018, 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

17/11 a 23/11/2018

CMO Médio Semanal

24/11 a 30/11/2018

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7. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 24/11 a 30/11/2018.

Figura 4 - Geração térmica para a 5ª semana operativa de novembro/2018

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

geração de 556 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 26/01/2019 a

01/02/2019:

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 88,69 (2) 88,69 (2) 88,62 (2)

LUIZORMELO 15 230,54 88,69 (2) 88,69 (2) 88,62 (2)

Benefício (R$/MWh)UTE

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8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 24/11 a 30/11/2018, 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

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

semana operativa de 24/11 a 30/11/2018.

Tabela 7 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

NORTEFLU 3 (200) R$ 130,24 0 11 85 R$ 213.288,51

GLBRIZ_L1 (770) R$ 223,72 0 6 43 R$ 404.270,08

AUR.CHAVES (226) R$ 346,37 83 79 0 R$ 2.118.633,00

NORTEFLU 4 (127) R$ 428,17 0 6 43 R$ 1.049.718,76

R$ 3.785.910,35UTE MAUA 3 (591) R$ 98,25 136,3 103,3 111,3 R$ 25.230,42

R$ 25.230,42

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

TOTAL SE/CO

TOTAL N

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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 8 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 9 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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

Sudeste 37.046 120 39.855 129 42.626 138

Sul 9.632 102 10.300 109 10.963 116

Nordeste 3.367 62 3.762 69 4.157 77

Norte 2.887 71 3.022 74 3.156 78

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx

23/11

LI VE LS VE

Sudeste 21,9 23,1 24,4 21,5

Sul 67,8 70,9 73,1 75,3

Nordeste 28,5 29,7 31,0 27,2

Norte 20,0 20,4 20,6 22,4

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 4 do PMO de novembro/2018.

Tabela 10 – Previsão de ENA por REE

Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 5.604 110 4.732 93

Madeira 4.405 141 3.777 121

Teles Pires 1.138 108 906 86

Itaipu 5.325 175 5.403 177

Paraná 30.640 188 22.856 140

Paranapanema 2.635 110 2.225 93

Sul 3.971 85 5.527 118

Iguaçu 2.962 62 4.772 100

Nordeste 7.177 132 3.762 69

Norte 2.906 102 2.266 79

Belo Monte 924 93 643 65

Manaus 202 98 198 96

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

24/11/2018 a

30/11/2018nov-18

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

30-nov 30-nov

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 19,0 19,0

Madeira 13,8 13,8

Teles Pires - -

Itaipu 100,0 100,0

Paraná 23,7 23,7

Paranapanema 30,0 30,0

Sul 75,9 75,9

Iguaçu 66,3 66,3

Nordeste 29,7 29,7

Norte 19,7 19,7

Belo Monte 26,1 26,1

Manaus 33,6 33,6

% Energia Armazenável Máxima

REE

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12. 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]

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.

mailto:[email protected]

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