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PMO JANEIRO 2020| SEMANA OPERATIVA DE 28/12/2019 A 03/01/2020

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 mês de dezembro os maiores totais de precipitação foram observados no sul dos estados do

Mato Grosso do Sul, de São Paulo e no oeste do Paraná. O avanço das frentes frias pela região

Sudeste organizou precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, no

Tocantins e no alto São Francisco principalmente na primeira quinzena do mês.

No final da semana de 28/12/2019 a 03/01/2020 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí,

Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e no São Francisco. As bacias

hidrográficas da região Norte apresentam pancadas de chuva no decorrer da semana.

Para a semana operativa de 28/12/2019 a 03/01/2020, 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. Para a referida

semana, não houve 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: de R$ 193,28/MWh para R$ 287,31/MWh

• Sul: de R$ 193,28/MWh para R$ 287,31/MWh

• Nordeste: de R$ 193,28/MWh para R$ 287,31/MWh

• Norte: de R$ 193,28/MWh para R$ 287,31/MWh

De acordo com a Portaria Nº 300, de 31 de Julho de 2019, a partir desse PMO estão sendo

considerados os aprimoramentos propostos pela Comissão Permanente para Análise de

Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP e aprovados pelo Ministério

de Minas e Energia – MME, a respeito da avaliação dos impactos nos resultados dos modelos

NEWAVE e Gevazp. As mudanças aprovadas alteram parâmetros utilizados para o cálculo da Função

de Custo Futuro – FCF e para a Previsão de Vazões. Além disso, foi utilizada a versão 30 do modelo

Decomp, aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, conforme Despacho Nº

3.309, de 28 de Novembro de 2019.

Saliente-se que o despacho por ordem de mérito para essa semana operativa, conforme resultado

do modelo DECOMP, terá validade até o dia 31/12/2019, quando então, a partir do dia 01/01/2020,

será substituído pelo resultado do modelo DESSEM.

2. NOTÍCIAS

Nos dias 30 e 31 de Janeiro de 2020 será realizada a reunião de elaboração do PMO FEVEREIRO de

2020 no auditório do Escritório do ONS no Rio de Janeiro, com transmissão ao vivo através do site

do ONS.

20


Sumário do Programa Mensal de Operação PMO JANEIRO 2020 | Semana Operativa de 28/12/2019 a 03/01/2020

3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE

CUSTO FUTURO

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização

quadrimestral de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base

informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.

3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS

3.1.1. Previsão de Carga 2020/2024

A projeção de carga do SIN, realizada pelo ONS, EPE e CCEE para o período 2020-2024 indica uma

redução média, no horizonte de planejamento de 5 anos, de aproximadamente 100 MWmed em

relação à previsão de setembro/2019. A taxa de crescimento média anual associada a essa nova

projeção é de 3,7%, 0,3 pp inferior à utilizada na 2ª Revisão Quadrimestral/2019.

3.1.2. Limites de Transmissão

As principais alterações nos limites de transmissão são observadas na interligação Sudeste-Sul, com

aumento de aproximadamente 1.000 MWmed no período abril/2022 a agosto/2022, na

interligação Nordeste-Imperatriz (ambos os sentidos) com aumento de 1.000 MWmed de

fevereiro/2021 a maio/2021 e Sudeste-Nordeste com aumento de até 4.200 MWmed no período

2020 a 2022. Os demais intercâmbios não sofreram alterações significativas se comparadas à

revisão de setembro/2019.

Maiores detalhes relativos aos limites de transmissão estão disponíveis no Relatório

ONS DPL-REL - 0313/2019.

3.1.3. Oferta

Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica,

termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em

comparação ao PMO de dezembro/2019, identificando eventuais atrasos ou antecipações de

cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor

Elétrico – DMSE/MME, realizada em 19/12/2019.

Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs

100.000

101.000

102.000

103.000

104.000

105.000

106.000

107.000

108.000

109.000

110.000

jan

/20

abr/

20

jul/

20

ou

t/2

0

jan

/21

abr/

21

jul/

21

ou

t/2

1

jan

/22

abr/

22

jul/

22

ou

t/2

2

jan

/23

abr/

23

jul/

23

ou

t/2

3

jan

/24

abr/

24

jul/

24

ou

t/2

4

MW

PMO Dez/2019 PMO Jan/2020

Antecipação da UHE Colider:UG3: jan/20 (- 1 mês)

Maior diferença de 100 MW

20



Obs: A UG3 da UHE Colíder entrou em operação comercial após a reunião do DMSE-G (Despacho SFG/ANEEL nº 3.648/2019)

Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs

Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

3.1.4. Armazenamentos Iniciais

Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema,

considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de janeiro/2020, comparados

com os do PMO de dezembro/2019.

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

27.000

28.000

29.000

jan

/20

abr/

20

jul/

20

ou

t/2

0

jan

/21

abr/

21

jul/

21

ou

t/2

1

jan

/22

abr/

22

jul/

22

ou

t/2

2

jan

/23

abr/

23

jul/

23

ou

t/2

3

jan

/24

abr/

24

jul/

24

ou

t/2

4

MW

PMO Dez/2019 PMO Jan/2020

Maior diferença de 0,0 MW

Sem diferenças de cronograma no horizonte 2020-2023

5.000

7.000

9.000

11.000

13.000

15.000

17.000

19.000

21.000

jan

/20

abr/

20

jul/

20

ou

t/2

0

jan

/21

abr/

21

jul/

21

ou

t/2

1

jan

/22

abr/

22

jul/

22

ou

t/2

2

jan

/23

abr/

23

jul/

23

ou

t/2

3

jan

/24

abr/

24

jul/

24

ou

t/2

4

MW

med

PMO dez/19 PMO jan/20

Maior diferença de 308 MWmed

20



Figura 4 - Energia armazenada inicial em dezembro/19 e janeiro/20 – [% EARmáx]

3.1.5. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo

NEWAVE para o PMO de janeiro/2020, comparadas com o PMO de dezembro/2019.

Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2020 – NEWAVE [%MLT]

PMO dezembro /2019 PMO janeiro/2020

MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N

Jun/19 95 156 56 85

Jul/19 85 63 47 83 86 64 47 84

Ago/19 80 28 46 76 80 29 47 77

Set/19 70 28 41 65 70 28 42 67

Out/19 58 40 29 71 59 40 30 73

Nov/19 61 97 22 63 62 98 21 63

Dez/19 83 61 42 54

* ≥100% MLT < 100% MLT

3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES

Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques:

• Horizonte de estudo: janeiro de 2020 a dezembro de 2024;

• Utilização da versão 27 do modelo NEWAVE, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 3.309/2019;

• Atualização das cotas de montante e canal de fuga médio das UHEs Santo Antônio e Jirau

conforme a recomendação da Carta ONS 0017/DPL/PE/2018;

• Atualização quadrimestral dos dados encaminhados pelos agentes: GTMAX, GTMIN e CVU,

apresentados pelo ONS nas Cartas ONS nº 0032/DPL/PE/2019, 0033/DPL/PE/2019 e

0034/DPL/PE/2019, anuídos pelo Ofício SRG/ANEEL nº 121/2019;

• Limites de transmissão entre subsistemas e geração térmica mínima por razões elétricas,

conforme Relatório “DPL-REL-313-2019 - Limites e GT - Janeiro de 20 a Dezembro de 24”;

18,8%

36,8%33,2%

21,5%20,5%

30,6%37,6%

15,0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

%EA

Rm

áx

Energia armazenada inicial

dez/19 jan/20

1.8 p.p

-6.2 p.p 4.4 p.p

-6.5 p.p

20



• Carga atualizada conforme “Boletim Técnico ONS-EPE-CCEE - Planejamento Anual da Operação

Energética 2020-2024”;

• Restrições operativas hidráulicas e volumes de espera conforme Inventário, FSARHs atualizadas

e o “Plano Anual de Prevenção de Cheias”;

• Desvios de água para fins de usos consuntivos, vazões remanescentes, transposições e escada

de peixe;

• Alteração da Curva de Custo de Déficit para 2020, em patamar único de déficit para

5.249,34 R$/MWh, conforme Carta CT-CCEE - 1499/2019, com atualização das penalidades

associadas;

• Taxa de desconto mantida em 12% a. a., conforme Ofício SRG/ANEEL nº 109/2019;

• Atualização dos dados cadastrais utilizados para o cálculo da produtibilidade de UHEs, conforme

Carta ONS nº 0605/DPL/2019, autorizada para utilização pelo Despacho SRG/ANEEL

nº 3.328/2019;

• Inclusão do ano de 2018 nas séries históricas de vazões naturais médias mensais;

• Cronograma de Obras – Reunião DMSE-G de 19/12/2019;

• CVUs de UTEs vendedoras em leilão;

• CVU das UTEs NorteFluminense 1, 2, 3, 4, UTE Fortaleza e UTE Termopernambuco conforme

Despachos SRG/ANEEL nº 3.602/2019, 3.616/2019 e 3.664/2019;

• Entrada em operação comercial da UG 3 da UHE Colíder (100,00 MW), conforme Despacho

SFG/ANEEL nº 3.648/2019;

• UTE Igarapé modelada com disponibilidade nula de janeiro/2020 a dezembro/2024 devido à

publicação de suspensão da operação comercial, conforme Despacho SFG/ANEEL

nº 3.411/2019;

• Inclusão de modelagem para representação das UTEs vendedoras no 22º LEE (A-2/2019)

envolvendo as UTEs Ibirité, Maranhão IV, Maranhão V e Nova Venécia 2;

• Inclusão de modelagem para representação de alternância de utilização de hidrograma para as

UHEs Belo Monte e Pimental (valor médio na vazão histórica);

• Alteração da vazão defluente mínima para as UHEs Ilha Solteira e L. N. Garcez, de acordo com os

FSAR-H enviados pelo Agentes responsáveis;

• Manutenção da UTE Santa Vitória (41,4 MW) no conjunto de usinas NÃO simuladas

individualmente até fevereiro/2020 (horizonte de curto prazo), passando à representação como

simulada individualmente (modelagem individual no NEWAVE) somente a partir de março/2020

pois ainda está classificada como usina Tipo III, conforme orientação da SRG/ANEEL;

• Restrições de defluências das usinas do Rio São Francisco conforme reunião de

acompanhamento da operação da bacia realizada no dia 02/12/2019, modeladas conforme

CARTA ONS 0007-DPL-PE-2019, CARTA ONS 0038-DOP-PR-2019 e CARTA ONS 0264-DGL-2019,

considerando a entrada em vigor da Resolução ANA nº 2.081/2017;

20



• Manutenção das UTEs Flores LT1, Flores LT2 e Iranduba na configuração até fevereiro/2020,

com CVUs atualizados pela CCEE e disponibilidades nulas, conforme informado pelo Agente

Amazonas para o DECOMP;

• Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os

meses de janeiro/2020 e fevereiro/2020, em consonância com os valores utilizados no curto

prazo.

4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

No final da próxima semana uma nova frente fria avança pela região Sul e pelo litoral da região

Sudeste ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê,

Grande, Paranaíba e no São Francisco (Figura 5). As bacias hidrográficas da região Norte

apresentam pancadas de chuva no decorrer da semana.

20



Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 28/12 a 03/01/2020

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 de todos os subsistemas, exceto o subsistema Norte que

apresenta aumento em sua previsão.

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

todos os subsistemas, com destaque para o subsistema Nordeste que apresentam previsões de

afluências inferiores a metade da média histórica.

20



Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Janeiro/2020

5. PREVISÃO DE CARGA

Publicações recentes de diversos indicadores econômicos e o resultado do Produto Interno Bruto

(PIB) brasileiro do 3ª trimestre, divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE),

demonstram sinais de melhoria na economia brasileira. Para o mês de Janeiro, as previsões de

carga consolidadas levaram em consideração os fatores supracitados, além das sinalizações

meteorológicas para o período.

Para os subsistemas Sudeste/C. Oeste e Sul, as variações negativas de 2,7% e 2,2%,

respectivamente, decorrem em função de valores elevados da carga em janeiro do ano anterior,

em consequência da ocorrência de temperaturas extremamente elevadas e baixo índice de

precipitação.

Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento esperada para o período é de 2,9%.

No subsistema Norte, a retomada de carga de um consumidor livre da rede básica, que estava com

sua carga reduzida desde Abril/18, a partir do final do mês de maio/19, justifica a taxa de

crescimento prevista de 6,2%.

Tabela 2 – Evolução da carga do PMO de janeiro 2020

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed)

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jan/20 Var. (%) jan/20 -> jan/19

Sudeste 37.925 41.259 42.535 42.968 43.321 42.076 -2,7%

Sul 11.305 12.216 13.147 13.400 13.517 12.899 -2,2%

Nordeste 11.004 11.616 11.708 11.820 11.826 11.671 2,9%

Norte 5.522 5.695 5.714 5.727 5.771 5.707 6,2%

SIN 65.756 70.786 73.104 73.915 74.435 72.353 -1,1%

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 37.069 66 49.451 75

S 3.308 44 4.844 64

NE 4.713 41 4.012 29

N 5.715 50 9.088 58

PMO de JANEIRO/2020 - ENAs previstas

28/12 a 3/1/2020 Mês de JANEIROSubsistema

20



6. PRINCIPAIS RESULTADOS

6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga para próxima semana

operativa.

Tabela 3 – CMO por patamar de carga

Patamares de Carga CMO (R$/MWh)

SE/CO S NE N

Pesada 291,90 291,90 291,90 291,90

Média 291,06 291,06 291,06 291,06

Leve 284,15 284,15 284,15 284,15

Média Semanal 287,31 287,31 287,31 287,31

Na figura a seguir é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo deste PMO.

Figura 6 – Evolução semanal do CMO

6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para esta semana operativa, 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 → Exploração prioritária nos patamares de carga pesada e média;

Região NE → Intercâmbio de energia definido em função dos recursos energéticos da região, e

respeitando-se os limites elétricos vigentes para o subsistema;

Região Norte → Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN.

Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sem5

Sudeste 287,31 290,13 290,60 286,90 284,63

Sul 287,31 290,13 290,60 286,90 284,63

Nordeste 287,31 290,13 290,60 286,90 284,63

Norte 287,31 290,13 290,59 286,90 284,63

281

282

283

284

285

286

287

288

289

290

291

292

R$

/MW

h

CMO

20



7. 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 7 estudos, onde caso inicial foi construído com base nos dados preliminares para

este PMO, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO anterior. Neste

primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios

foi estimada conforme indicado para esta semana na última revisão do PMO anterior.

O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída previsão de vazões e

em seguida a Função de Custo Futuro anterior pela nova Função elaborada para este PMO.

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

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

carga, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas.

Os principais fatores que influenciaram no aumento do CMO de todos os subsistemas do SIN foram

as atualizações da previsão de vazões e da Função de Custo Futuro.

Figura 7 – Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO

51

,90

40

,12

5,9

3

2,0

3

0,0

4

-1,7

4

-1,0

3

51

,53

40

,49

5,1

7

0,6

5

-0,1

3

-1,7

3

0,4

347

,77

39

,06

5,7

8

1,9

7

0,0

4

-1,4

3

-1,2

7

194,65

246,55

286,67 292,60 294,63 294,67 292,93 291,90

194,65

246,18

286,67 291,84 292,49 292,36 290,63 291,06

192,23

240,00

279,06284,84 286,81 286,85 285,42 284,15

-300,00

0,00

300,00

600,00

-10,00

140,00

290,00

Sudeste/Centro Oeste - CMO (R$/MWh)

∆ Pesada ∆ Média ∆ Leve Pesada Média Leve

CMO Semanal por patamar 21/12 a

27/12/2019


03/01/2020

20



Figura 8 – Análise da variação do CMO nos subsistemas Sul

Figura 9 – Análise da variação do CMO nos subsistemas Nordeste

51

,90

40

,12

5,9

3

2,0

3

0,0

4

-1,7

4

-1,0

3

51

,53

40

,49

5,1

7

0,6

5

-0,1

3

-1,7

3

0,4

347

,77

39

,06

5,7

8

1,9

7

0,0

4

-1,4

3

-1,2

7

194,65

246,55

286,67 292,60 294,63 294,67 292,93 291,90

194,65

246,18

286,67 291,84 292,49 292,36 290,63 291,06

192,23

240,00

279,06 284,84 286,81 286,85 285,42 284,15

-300,00

0,00

300,00

600,00

-10,00

40,00

90,00

140,00

190,00

240,00

290,00

340,00

Sul - CMO (R$/MWh)

∆ Pesada ∆ Média ∆ Leve Pesada Média Leve


27/12/2019


03/01/2020

20



Figura 10 – Análise da variação do CMO nos subsistemas Norte

8. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 8 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a próxima

semana operativa.

Figura 81 – Geração térmica para a 1ª semana operativa deste PMO

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

geração de 1.025,30 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Na tabela abaixo segue a Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a

semana de 29/02/2020 a 06/03/2020.

INFLEXIBILIDADE 3316 312 825 651 5104

ORDEM DE MÉRITO 1614 864 1113 2140 5731

RESTRIÇÃO ELÉTRICA 201 0 0 0 201

GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0

5.131

1.1761.938

2.790

11.036

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

SE/CO SUL NE NORTE SIN

MW

me

d

20



Tabela 4 – UTEs com contrato de combustível GNL

UTE Benefício (R$/MWh)

Nome Cod CVU

(R$/MWh) Carga

Pesada Carga Média

Carga Leve

SANTA CRUZ 86 133,15 267,20 (1) 267,20 (1) 266,68 (1)

LUIZORMELO 15 198,31 267,20 (1) 267,20 (1) 266,68 (1)

PSERGIPE I 224 206,57 235,79 (1) 235,73 (1) 235,37 (1)

(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

9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

9.1. República Oriental do Uruguai

Para a próxima semana operativa, foram declaradas as seguintes ofertas 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).

• Eletrobras

Tabela 5 – Energia Ofertada para Importação

Oferta de Energia para a Semana de 28/12 a 3/1 (MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Total

Carga Pesada 60,0 40,0 50,0 50,0 85,0 285,0

Carga Média 60,0 40,0 50,0 50,0 85,0 285,0

Carga Leve 60,0 40,0 50,0 50,0 85,0 285,0

CVU (R$/MWh) 193,61 241,84 340,32 486,99 755,47

• Enel

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

conversora Melo.

Tabela 6 – Energia Ofertada para Importação

Oferta de Energia para a Semana de 28/12 a 3/1 (MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Total

Carga Pesada 60,0 40,0 50,0 50,0 85,0 285,0

Carga Média 60,0 40,0 50,0 50,0 85,0 285,0

Carga Leve 60,0 40,0 50,0 50,0 85,0 285,0

CVU (R$/MWh) 193,20 243,37 346,55 497,02 771,50

20



9.2. República da Argentina

• Tradener

Para a semana operativa de 28/12/2019 a 03/01/2020, não houve declaração de oferta de

importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional – SIN.

Nota: Detalhes sobre a importação de energia vide Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 2018 disponível em:

http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?data=17/08/2018&jornal=515&pagina=60&totalArquivos=136

10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

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

esta semana operativa.

UTE Potência

Instalada (MW)

CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO Carga Pesada

Carga Média

Carga Leve

IBIRITE (226) R$ 346,37 200,0 200,0 200,0 R$ 1.984.330,00

T.RIO_L13 (266) R$ 375,00 0,0 4,3 0,0 R$ 14.798,62

TOTAL SE/CO R$ 1.999.128,62

20



11. 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

deste 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

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Mensal

LI VE LS

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

Sudeste 36.739 56 49.451 75 62.399 95

Sul 2.699 36 4.844 64 7.171 95

Nordeste 2.142 16 4.012 29 5.882 43

Norte 7.596 48 9.088 58 10.577 67

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

Subsistema

% EARmáx 27/12

% EARmáx - 31/1

NÍVEL INICIAL

NÍVEL PMO

VE LI VE LS

Sudeste 20,4 19,6 24,9 30,7

Sul 30,6 21,1 35,1 44,4

Nordeste 37,6 34,6 39,0 43,1

Norte 15,0 17,9 21,6 23,7

20



12. 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, deste PMO.

Tabela 71 – Previsão de ENA por REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

REE

Previsão Semanal Previsão Mensal

28/12/2019 a 03/01/2020 jan-19

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 3.910 43 6.005 58

Madeira 7.398 112 8.579 106

Teles Pires 2.292 84 2.994 92

Itaipu 4.991 157 4.549 135

Paraná 16.419 53 24.578 66

Paranapanema 1.557 50 2.162 59

Sul 1.483 43 2.252 66

Iguaçu 1.825 45 2.592 62

Nordeste 4.713 41 4.012 29

Norte 2.672 37 4.285 45

Belo Monte 2.280 59 4.010 71

Manaus 725 199 850 169

Tabela 82 – Previsão de %EARmáx por REE

% Energia Armazenável Máxima

REE

Previsão Semanal Previsão Mensal

3-jan 31-jan

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 19,5 22,0

Madeira 27,9 46,9

Teles Pires 28,9 4,3

Itaipu 100,0 100,0

Paraná 20,0 25,0

Paranapanema 28,5 32,4

Sul 40,0 42,9

Iguaçu 22,4 28,0

Nordeste 37,6 39,0

Norte 15,3 21,0

Belo Monte 25,9 33,6

Manaus 25,2 31,8

20



13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

Nas tabelas abaixo, 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. 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.

Saliente-se que o despacho por ordem de mérito para essa semana operativa, conforme resultado

do modelo DECOMP, terá validade até o dia 31/12/2019, quando então, a partir do dia 01/01/2020,

será substituído pelo resultado do modelo DESSEM. A partir do dia 01/01/2020, o despacho

térmico por ordem de mérito dado pelo modelo DECOMP, conforme aqui publicado, terá caráter

informativo.

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REGIÃO SE/CO

Térmicas Potência (MW)

Combustível CVU

(R$/MWh)

Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE

P M L P M L P M L P M L P M L

ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 122,6 122,6 122,6 0,0 0,0 0,0 122,6 122,6 122,6 122,6 122,6 122,6

ANGRA 2 (1350) Nuclear 20,12 1350,0 1350,0 1350,0 0,0 0,0 0,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0

ANGRA 1 (640) Nuclear 31,17 520,0 520,0 520,0 120,0 120,0 120,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0

NORTEFLU 1 (400) Gás 66,85 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0

NORTEFLU 2 (100) Gás 77,48 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

BAIXADA FL (530) Gás 117,82 98,3 98,3 98,3 98,3 98,3 98,3 98,3 98,3 98,3

SANTA CRUZ (500) GNL 133,15 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0

NORTEFLU 3 (200) Gás 147,95 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

ATLANTICO (235) Resíduos 188,16 218,7 218,7 218,7 0,0 0,0 0,0 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7

LUIZORMELO (204) GNL 198,31 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0

TRES LAGOA (350) Gás 216,44 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6 189,6

TERMORIO (1036) Gás 256,97 270,0 270,0 270,0 568,1 568,1 568,1 838,1 838,1 838,1 838,1 838,1 838,1

JUIZ DE FO (87) Gás 283,74 84,0 84,0 84,0 84,0 84,0 84,0 84,0 84,0 84,0

ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41

CUBATAO (216) Gás 326,80 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0

IBIRITE (226) Gás 346,37 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

SEROPEDICA (386) Gás 354,24

CUBAT_L13 (59) Gás 373,11

T.LAG_L13 (216) Gás 373,75

T.RIO_L13 (266) Gás 375,00 4,3 0,0 4,3 0,0

SEROP_L13 (65) Gás 375,64

NORTEFLU 4 (127) Gás 434,07 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0

PIRAT.12 O (200) Gás 470,34

CUIABA CC (529) Gás 511,77

NPIRATINGA (572) Gás 548,04

T.MACAE (929) Gás 591,17

VIANA (175) Óleo 720,76

TNORTE 2 (340) Óleo 910,86

PALMEIR_GO (176) Diesel 923,83

IGARAPE (131) Óleo 939,55

CAMPOS (25) Gás 978,10

DAIA (44) Diesel 1162,38

GOIANIA 2 (140) Diesel 1218,35

XAVANTES (54) Diesel 1671,57

TOTAL SE/CO (11198) 3316,3 3316,3 3316,3 1614,0 1614,0 1614,0 4930,3 4930,3 4930,3 200,0 204,3 200,0 5130,3 5134,6 5130,3

REGIÃO SUL


Combustível CVU

(R$/MWh)



PAMPA SUL (345) Carvão 67,12 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SAO SEPE (8) Biomassa 84,44 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0

CANDIOTA_3 (350) Carvão 84,68 310,0 310,0 310,0 0,0 0,0 0,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0

J.LACER. C (363) Carvão 193,62 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0

J.LACER. B (262) Carvão 228,12 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0 262,0

J.LAC. A2 (132) Carvão 235,35 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0

J.LAC. A1 (100) Carvão 254,97 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

MADEIRA (4) Biomassa 303,11 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

FIGUEIRA (20) Carvão 475,68

URUGUAIANA (640) Gás 486,20

ARAUCARIA (484) Gás 678,18

CANOAS (249) Diesel 698,14

TOTAL SUL (2957) 312,0 312,0 312,0 864,0 864,0 864,0 1176,0 1176,0 1176,0 0,0 0,0 0,0 1176,0 1176,0 1176,0

REGIÃO NORDESTE


Combustível CVU

(R$/MWh)



P.PECEM1 (720) Carvão 136,37 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0

TERMOPE (533) Gás 138,51 532,7 532,7 532,7 0,0 0,0 0,0 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7

P.PECEM2 (365) Carvão 148,41 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0

PROSPERIDA (28) Gás 159,37 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0

FORTALEZA (327) Gás 180,57 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

PSERGIPE I (1516) GNL 206,57

T.CAMACARI (120) Gás 345,02

TERMOCEARA (223) Gás 368,23

T.BAHIA (186) Gás 374,87 60,0 64,4 73,3 60,0 64,4 73,3 60,0 64,4 73,3

VALE ACU (368) Gás 450,86 75,0 80,5 91,6 75,0 80,5 91,6 75,0 80,5 91,6

SYKUE I (30) Biomassa 510,12 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4

PERNAMBU_3 (201) Óleo 616,83

MARACANAU (168) Óleo 698,24

TERMOCABO (50) Óleo 712,04

20



TERMONE (171) Óleo 716,62

TERMOPB (171) Óleo 716,62

CAMPINA_GR (169) Óleo 720,77

BAHIA_1 (31) Óleo 729,37

SUAPE II (381) Óleo 730,11

GLOBAL I (149) Óleo 817,35

GLOBAL II (149) Óleo 817,35

ALTOS (13) Diesel 1009,78

ARACATI (11) Diesel 1009,78

BATURITE (11) Diesel 1009,78

C.MAIOR (13) Diesel 1009,78

CAUCAIA (15) Diesel 1009,78

CRATO (13) Diesel 1009,78

IGUATU (15) Diesel 1009,78

JUAZEIRO N (15) Diesel 1009,78

MARAMBAIA (13) Diesel 1009,78

NAZARIA (13) Diesel 1009,78

PECEM (15) Diesel 1009,78

AREMBEPE (150) Óleo 1165,80

MURICY (147) Óleo 1165,80

POTIGUAR_3 (66) Diesel 1221,87

POTIGUAR (53) Diesel 1221,88

PETROLINA (136) Óleo 1279,05

PAU FERRO (94) Diesel 1378,14

TERMOMANAU (143) Diesel 1378,14

TOTAL NE (5992) 690,1 699,98 719,94 1113,0 1113,0 1113,0 1803,1 1813,0 1832,9 0,0 0,0 0,1 1803,1 1813,0 1833,0

REGIÃO NORTE


Combustível CVU

(R$/MWh)



C. ROCHA (85) Gás 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0

JARAQUI (75) Gás 0,00 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0

MANAUARA (67) Gás 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5

PONTA NEGR (66) Gás 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0

TAMBAQUI (93) Gás 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0

APARECIDA (166) Gás 70,25 75,0 75,0 75,0 48,0 48,0 48,0 123,0 123,0 123,0 123,0 123,0 123,0

UTE MAUA 3 (591) Gás 70,25 264,0 264,0 264,0 326,8 326,8 326,8 590,8 590,8 590,8 590,8 590,8 590,8

MARANHAO3 (519) Gás 82,48 490,0 514,0 511,3 490,0 514,0 511,3 490,0 514,0 511,3

MARANHAO V (338) Gás 124,19 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3

MARANHAOIV (338) Gás 124,19 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3

P. ITAQUI (360) Carvão 143,03 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1

PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3

N.VENECIA2 (178) Gás 223,51 170,0 176,8 176,1 170,0 176,8 176,1 170,0 176,8 176,1

MAUA B3 (110) Gás 411,92

MAUA B4 (150) Óleo 575,00

MAUA B1 (20) Óleo 711,77

GERAMAR1 (166) Óleo 720,74

GERAMAR2 (166) Óleo 720,74

SAO JOSE (50) Diesel 833,53

ELECTRON (15) Óleo 872,84

APARECD OC (36) Óleo 905,99

IRANDUBA (25) Óleo 955,63

FLORES LT1 (40) Diesel 969,35

FLORES LT2 (40) Diesel 984,90

TOTAL NORTE (3750) 650,5 650,5 650,5 2101,2 2153,0 2147,2 2751,7 2803,5 2797,7 0,0 0,0 0,0 2751,7 2803,5 2797,7

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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