regiÃo sudeste - enas -marÇo/2017 - rv4 o avanço de uma frente fria pelo litoral da região...

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro| Semana Operativa de 31/08/2013 a 06/09/2013

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

Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Março 2017 Semana Operativa de 25/03/2017 a 31/03/2017

1. APRESENTAÇÃO

No início da semana de 18 a 24/03/2017 ocorreu

precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema

Sudeste/Centro-Oeste e no alto São Francisco. A bacia do

rio Tocantins apresentou pancadas de chuva no decorrer

da semana.

Na semana de 25 a 31/03/2017 devem ocorrer pancadas

de chuva nas bacias hidrográficas do subsistema

Sudeste/Centro-Oeste e no alto São Francisco. A

condição de pancadas de chuva em pontos isolados deve

permanecer na bacia do rio Tocantins.

Na Revisão 4 do PMO de Março/2017, o valor médio

semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos

subsistemas SE/CO e Sul aumentou de R$ 204,12/MWh

para R$ 221,01/MWh, do subsistema Norte se manteve

em R$ 0,00/MWh e do subsistema Nordeste reduziu de

R$ 365,07/MWh para R$ 353,30/MWh.

2. NOTÍCIAS

Em 30 e 31/03/2017 será realizada a reunião de

elaboração do PMO Abril de 2017 no auditório do

Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo

através do site do ONS.

3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO

DO PMO

3.1. Informações Hidrometeorológicas

3.1.1. Condições Antecedentes

O avanço de uma frente fria pelo litoral da região

Sudeste no início da semana ocasionou precipitação nas

bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-

Oeste e no alto São Francisco (Figura 1). A bacia do rio

Tocantins permaneceu apresentando pancadas de chuva

no decorrer da semana.

Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 17/03 a

23/03/17



2

A Tabela 1 apresenta as energias naturais afluentes das

semanas recentes. São apresentados os valores

verificados na semana de 11 a 17/03/2017 e os

estimados para fechamento da semana de 18/03 a

24/03/2017.

Tabela 1 – Tendência hidrológica da ENA no PMO de Março/2017

3.1.2. Previsão para a próxima semana

Na próxima semana, a atuação de áreas de instabilidade

nas regiões Sudeste e Centro-Oeste ocasiona pancadas

de chuva nas bacias hidrográficas do subsistema

Sudeste/Centro-Oeste e no alto São Francisco. A

condição de pancadas de chuva em pontos isolados

permanece na bacia do rio Tocantins (Figura 2).

Figura 2 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 25/03 a 31/03/2017

Cabe ressaltar que 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,

redução nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e

elevação nas afluências dos subsistemas Sudeste e Norte.

A previsão para as afluências médias mensais do mês de

março indica a ocorrência de afluências abaixo da média

histórica para todos os subsistemas. Cabe destaque para

a média mensal do subsistema Nordeste, cuja previsão

apresenta-se significativamente abaixo da média

histórica.

Tabela 2 – Previsão de ENAs da revisão 4 do PMO de Março/2017

As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas

na revisão 4 do PMO de Março/2017.

Figura 3 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – PMO de Março/2017

Rev.4 do PMO de MARÇO/2017 - ENAs

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 46.399 69 44.781 67

S 7.364 104 4.983 71

NE 3.247 22 3.059 21

N 14.091 84 15.161 90

Subsistema11/3 a 17/3/2017 18/3 a 24/3/2017

Revisão 4 do PMO de MARÇO/2017 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 50.669 76 47.332 71

S 4.409 62 6.131 87

NE 2.265 16 3.433 24

N 16.046 95 14.659 87

Subsistema25/3 a 31/3/2017 Mês de MARÇO

47.20349.445

50.669

48.412

55.35054.000

53.224

43.822 42.017

46.399

44.781

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-03/03 04/03-10/03 11/03-17/03 18/03-24/03 25/03-31/03 01/04-07/04

EN

A (

MW

me

d)

REGIÃO SUDESTE - ENAs -MARÇO/2017 - RV4

ENA semanal prevista na REV3

ENA semanal prevista

ENA semanal estimada

ENA semanal verificada



3

Figura 4 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul – PMO de Março/2017

Figura 5 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste

– PMO de Março/2017

Figura 6 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte –PMO de Março/2017

3.1.3. Cenários de ENAs para o PMO de Março/2017

As figuras a seguir apresentam as características dos

cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO

de Março /2017, para acoplamento com a FCF do mês de

Abril/2017. São mostradas, para os quatro subsistemas,

as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada

dos cenários de ENA.

Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Março/2017

Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Março/2017

Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Março/2017

7.4027.448

4.409

5.074

7494

7250

11014

8740

6.8647.364

4.983

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-03/03 04/03-10/03 11/03-17/03 18/03-24/03 25/03-31/03 01/04-07/04

EN

A (

MW

me

d)

REGIÃO SUL - ENAs - MARÇO/2017 - RV4





2.810

3.807

2.265

2.602

3.772

4.144 4.089

5.052

6.591

3.2473.059

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-03/03 04/03-10/03 11/03-17/03 18/03-24/03 25/03-31/03 01/04-07/04

EN

A (

MW

me

d)

REGIÃO NORDESTE - ENAs - MARÇO/2017 - RV4

ENA semanal prevista naREV3




14.98913.684

16.046 15.912

6.221

7.054

11.729

13.856 13.84514.091

15.161

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

28/01-03/02 04/02-10/02 11/02-17/02 18/02-24/02 25/02-03/03 04/03-10/03 11/03-17/03 18/03-24/03 25/03-31/03 01/04-07/04

EN

A (

MW

me

d)

REGIÃO NORTE - ENAs - MARÇO/2017 - RV4





0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(ABR)

Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2017

REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 REVISÃO 4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2017

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2017




4

Figura 10 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Março/2017

Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Março/2017

Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Março/2017

Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Março/2017

Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Março/2017

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de março e abril são apresentados na tabela a seguir.

Tabela 3 – MLT da ENA nos meses de março e abril

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2017

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2017


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2017

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%


Ene

rgia

Nat

ura

l Afl

ue

nte

(%

MLT

)

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO MAR/2017


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%

Pro

bab

ilid

ade

acu

mu

lad

a


SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA ABR/2017

PMO RV1 RV2 RV3 RV4

MLT das ENAs (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

14.594

5.817

53.189

6.607

11.932

9.986

66.991

7.058

MARÇO ABRIL



5

3.2. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre

subsistemas são de fundamental importância para o

processo de otimização energética, sendo determinantes

para a definição das políticas de operação e do CMO para

cada subsistema. Estes limites são influenciados por

intervenções na malha de transmissão, notadamente na

1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os

fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados nesta revisão

do PMO.

Figura 15 – Interligações entre regiões

Tabela 4 – Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 4 do PMO março/2017

(A) LT 500kV Ibicoara – Sapeaçu

(B) Testes do Bipolo 2 do Madeira

(C) CV 345 kV IBIÚNA 6 + DJs, CV 500 kV F.IGUACU 50HZ 3 +

DJs, PL 600 kV IBIÚNA / F.IGUACU 50HZ 1+CC 600 kV

F.IGUACU 50HZ / IBIÚNA C 3

Fluxo PatamarDemais

Semanas

Pesada 3.917 4.000Média 3.921 4.000

Leve 4.120 4.400Pesada 2.225 4.100Média 2.218 4.100Leve 1.960 4.100

Pesada 4.100 4.100Média 4.200 4.200Leve 4.300 4.300












Pesada 5.500 5.600

Média 5.506 5.600

Leve 5.482 5.700

(A)

(A) (B)

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed)

25/03 a

31/03/2017

RNE

FNS

FSENE+FMCCO

FSM

FNE

EXPORT. NE

FMCCO

FCOMC

FSENE

(C)

FNE + FCOMC

(EXP. N)

ITAIPU 60 Hz

RSE

FORNEC. SUL

RECEB. SUL

ITAIPU 50 Hz

(A)



6

3.3. Previsão de Carga

As previsões de carga para o mês de março/2017 seguem

um comportamento esperado para o período, resultando

em taxas de crescimento da carga previstas para o mês,

relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 1,8%

para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, 3,7% para o

subsistema Sul, 2,2% para o subsistema Nordeste e 2,3%

para o subsistema Norte.

As taxas de crescimento da carga previstas para os

subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul resultam da

atualização dos valores semanais, levando em

consideração que as temperaturas elevadas registradas

nessas regiões no início do mês de março vêm

apresentando gradual declínio e a perspectiva é de que

esse nível de temperaturas mais amenas se mantenha ao

longo do restante do mês.

Tabela 5 – Evolução da carga no PMO de março/2017

3.4. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica

total do SIN, para o mês de março, de acordo com o

cronograma de manutenção informado pelos agentes

para a revisão 4 do PMO de março/2017.

Figura 16 – Potência hidráulica disponível no SIN

3.5. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 6 – Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na Revisão 4 do PMO PMO mar/17

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao

armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de

março/2017, para a 0:00 h do dia 25/03/2017. A segunda

coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir

dos níveis de partida informados pelos Agentes de

Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS

4.1. Políticas de Intercâmbio

Para a semana operativa de 25/03/2017 a 31/03/2017,

está prevista a seguinte política de intercâmbio de

energia entre regiões:

Região SE/CO Exportadora de energia;

Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do

fechamento do balanço energético;

Região NE Importadora de energia;

Região Norte Exportadora de energia.

4.2. Custo Marginal de Operação – CMO

A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de

Operação, em valores médios semanais, para as semanas

operativas que compõem o mês de março.

Figura 17 – CMO do mês de março em valores médios

Subsistema

Nível previsto na

Revisão 3 do PMO

mar/2017

Partida informada pelos

Agentes para a Revisão 4

do PMO mar/2017

SE/CO 41,6 41,3

S 48,0 46,7

NE 21,4 21,5

N 63,2 63,7

Armazenamento (%EARmáx) - 0:00 h do dia 25/03/2017



7

A tabela a seguir apresenta o custo marginal de

operação, por subsistema e patamar de carga, para a

próxima semana operativa.

Tabela 7 – CMO para 5ª semana operativa do mês março/2017

4.3. Energia Armazenada

O processo de otimização realizado pelo programa

DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na

figura a seguir para as próximas semanas operativas do

mês de março/2017.

Figura 18 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de março/2017

Os armazenamentos da figura anterior estão expressos

em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada

subsistema, que são mostradas na tabela a seguir.

Tabela 8 – Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de Março/2017

5. GERAÇÃO TÉRMICA

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do

SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 25/03/2017 a 31/03/2017.

Figura 19 – Geração térmica para a 5ª semana operativa do mês março/2017

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado

para o subsistema Norte considera a geração de 361 MW

de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de

custo para a semana de 27/05/2017 a 02/06/2017:

Tabela 9 – 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

6. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de

despacho térmico por restrição elétrica para a semana

operativa de 25/03/2017 a 31/03/2017.

SE/CO S NE N

Pesada 224,31 224,31 432,03 0,00

Média 224,31 224,31 432,03 0,00

Leve 215,21 215,21 215,21 0,00

Média Semanal 221,01 221,01 353,30 0,00

Patamares de

Carga

CMO (R$/MWh)

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[ABR]

SUDESTE 39,9 40,5 41,1 41,3 42,3 42,3 44,1

SUL 52,8 50,3 48,3 46,7 44,6 44,6 45,4

NORDESTE 19,6 21,0 21,2 21,5 21,3 21,3 25,7

NORTE 41,6 50,7 62,5 63,7 64,9 64,9 67,4

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

EAR

(%

EAR

max

)

ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.4 DO PMO -MARÇO/2017

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed)

Subsistema

SE/CO

S

NE

N

MARÇO ABRIL

203.667 203.667

19.958

51.809

15.118

19.958

51.809

15.118

Nome CodCVU

(R$/MWh)

Carga

Pesada

Carga

Média

Carga

Leve

SANTA CRUZ 86 107,06 214,12 (1) 214,12 (1) 211,58 (1)

LUIZORMELO 15 158,01 214,12 (1) 214,12 (1) 211,58 (1)

Benefício (R$/MWh)UTE



8

Tabela 10 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE

7. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO

As figuras a seguir apresentam um resumo dos

resultados do PMO de março/2017, com informações da

Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada

(EAR) e do Custo Marginal de Operação (CMO) nos

subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São

apresentados os valores semanais observados e previstos

e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de

abril.

Figura 20 – Resumo Fevereiro/2017 para o Subsistema Sudeste

Figura 21 – Resumo Fevereiro/2017para o Subsistema Sul

Figura 22 – Resumo Março/2017 para o Subsistema Nordeste

Figura 23 – Resumo Março/2017 para o Subsistema Norte

8. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS

MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A análise da variação semanal dos custos marginais de

operação em função da atualização dos dados desta

revisão do PMO de março de 2017 foi realizada a partir

de cinco estudos.

O caso inicial foi construído a partir da revisão 3 do PMO

excluindo os dados da semana operativa de 18/03 a

24/03/2017. Em sequência foram atualizados os

seguintes blocos de dados: carga prevista (2º caso),

níveis de partida (3º caso), previsão de vazões (4º caso) e

restrições conjunturais de limites sobre os fluxos de

intercâmbio de energia entre os subsistemas (5º caso).

Os valores médios do CMO observados em cada estudo

foram reproduzidos graficamente a seguir.

Carga

Pesada

Carga

Média

Carga

Leve

R.ALMEIDA (138) R$ 246,26 0 0 5 R$ 9.470,25

C.FURTADO (186) R$ 279,04 0 0 10 R$ 38.936,30

GLOBAL I (149) R$ 491,07 20 21 17 R$ 417.666,97

GLOBAL II (149) R$ 491,07 19 12 4 R$ 150.556,24

BAHIA_1 (31) R$ 511,89 5 3 1 R$ 46.607,50

MURICY (147) R$ 597,85 1 1 0 R$ 17.742,74

R$ 680.980,01

UTEPotência Instalada (MW)

CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

TOTAL NE


CMO (R$/MWh) 169,28 169,23 222,29 221,01 221,01 202,06

EAR(%EARmax) 39,9 40,5 41,1 41,3 42,3 42,3 44,1

ENA(%mlt) 62,0 69,0 67,0 74,9 74,9 77,6

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - SE/CO - MARÇO/2017


CMO (R$/MWh) 169,28 169,23 222,29 221,01 221,01 202,06

EAR(%EARmax) 52,8 50,3 48,3 46,7 44,6 44,6 45,4

ENA(%mlt) 88,0 104,0 71,0 59,4 59,4 87,4

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - S - MARÇO/2017


CMO (R$/MWh) 169,28 238,34 279,30 353,30 353,30 279,88

EAR(%EARmax) 19,6 21,0 21,2 21,5 21,3 21,3 25,7

ENA(%mlt) 45,0 22,0 21,0 16,3 16,3 46,6

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - NE - MARÇO/2017


CMO (R$/MWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

EAR(%EARmax) 41,6 50,7 62,5 63,7 64,9 64,9 67,4

ENA(%mlt) 91,0 84,0 90,0 100,1 100,1 91,6

0,0

1,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

REVISÃO 4 DO PMO - N - MARÇO/2017



9

Figura 24 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SECO e

Sul

Figura 25 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste

Figura 26 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte

Deve ser ressaltado que a sequência de atualização dos

dados, conforme detalhado anteriormente, tem

influência nos resultados desta análise, ou seja, nos

valores de CMO observados.

9. ESTUDO PROSPECTIVO - ABRIL/17 A MARÇO/18

O estudo prospectivo apresentado neste documento tem

por objetivo efetuar uma prospecção dos CMOs, através

de simulações a usinas individualizadas.

Para o cálculo dos custos marginais, o ONS procedeu à

execução do modelo DECOMP em base mensal,

considerando a Função de Custo Futuro para o Programa

Mensal de Operação – PMO, para o mês de março/17,

utilizando os cortes mensais desta função para o período

abril/17 a março/18.

Deve-se destacar que este estudo considerou o valor

esperado das previsões de afluências elaboradas pelo

modelo PREVIVAZ-M do CEPEL, com base nos resultados

da revisão 2 do PMO de março de 2017.

Tabela 11 – Energias Naturais Afluentes* (MWmed)

Tabela 12 – Energias Naturais Afluentes (%MLT)

* O cálculo da ENA leva em conta a expansão do parque hidrelétrico.

Foi utilizada a previsão de carga do PMO março/2017.

Tabela 13 – Carga (MWmed)

abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18

40,717 29,376 25,753 20,707 17,244 17,332 19,662 27,949 41,282 60,377 66,184 64,186

6,757 8,263 9,973 10,277 9,735 11,455 12,969 8,875 7,268 6,998 7,815 6,654

3,976 3,046 2,418 2,317 2,096 2,082 2,728 4,528 8,141 12,402 11,680 11,796

15,374 10,705 6,010 3,822 2,617 1,990 2,033 3,228 6,027 9,764 22,391 26,582NORTE

ENA - Mwmed

SE/CO

SUL

NE


77% 76% 81% 82% 85% 89% 84% 91% 88% 94% 96% 96%

102% 96% 96% 92% 95% 95% 96% 94% 96% 95% 94% 94%

33% 42% 51% 59% 61% 68% 82% 83% 81% 89% 80% 81%

90% 92% 95% 96% 94% 95% 94% 97% 97% 95% 100% 104%

ENA - % MLT

SE/CO

SUL

NE

NORTE


38,751 37,482 36,857 36,907 37,800 38,470 39,109 38,392 38,224 40,549 42,003 40,95311,086 10,670 10,717 10,926 10,919 10,756 11,036 11,242 11,349 12,292 12,682 12,03410,922 10,600 10,351 10,249 10,341 10,653 10,870 10,984 10,999 11,296 11,248 11,4205,421 5,634 5,438 5,525 5,776 5,872 5,762 5,710 5,627 5,713 5,759 5,858NORTE

Carga - MWmed

SE/CO

SUL

NE

CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/03 a 24/03/2017








10

Tabela 14– Custos Marginais de Operação (R$/MWh)

10. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

De forma a permitir 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 continuarão a contemplar cenários de afluências

visando melhor representar a ocorrência de precipitação

e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e

armazenamentos.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao

valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também serão realizadas com os limites

superior e inferior das previsões de afluências. Para

pronta referência, apresentamos os resultados obtidos

com a aplicação dos referidos cenários de afluência.

Tabela 15 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 16 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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 Março/2017.

Tabela 17 – Previsão de ENA por REE

Tabela 18 - Previsão de %EARmáx por REE

12. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética – GPD1, pelo e-mail [email protected].


PESADA 226.10 293.53 270.72 267.83 232.43 224.13 208.88 159.55 150.76 124.62 95.45 83.90MEDIA 226.10 293.53 270.72 267.83 232.43 224.13 208.88 159.55 150.76 124.62 95.45 83.90LEVE 216.50 280.27 259.46 262.71 223.01 216.43 201.71 157.25 149.42 121.12 90.16 79.53

MEDIA PATAMARES 222.18 288.59 266.50 265.92 229.07 221.24 206.10 158.65 150.24 123.32 93.44 82.27PESADA 226.10 293.53 270.72 267.83 232.43 224.13 208.88 159.55 150.76 124.62 95.45 83.90MEDIA 226.10 293.53 270.72 267.83 232.43 224.13 208.88 159.55 150.76 124.62 95.45 83.90LEVE 216.50 280.27 259.46 262.71 223.01 216.43 201.71 157.25 149.42 121.12 90.16 79.53



MEDIA PATAMARES 0.00 0.00 105.05 265.92 229.07 221.24 206.10 158.65 150.24 15.17 93.44 69.92

CMO - R$/MWh

SE/CO

SUL

NE

N

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

SUDESTE 45.328 68 47.332 71 49.332 74

SUL 5.728 81 6.131 87 6.554 93

NORDESTE 3.329 23 3.433 24 3.578 25

NORTE 14.292 85 14.659 87 15.025 89

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

VE LI VE LS

SUDESTE 42,3 41,5 42,3 43,1

SUL 44,6 42,6 44,6 46,2

NORDESTE 21,3 21,0 21,3 21,6

NORTE 64,9 64,6 64,9 65,2

NÍVEL OPERATIVO

% EARmáx - 31/3

NÍVEL PMOSubsistema

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

SUDESTE 5.831 59 4.993 50

MADEIRA 11.027 96 10.892 96

TELES PIRES 2.762 124 2.601 117

ITAIPU 4.366 118 4.727 128

PARANÁ 26.682 67 24.120 61

SUL 4.409 62 6.131 86

NORDESTE 2.265 16 3.433 24

NORTE 15.048 94 13.599 85

BELO MONTE 958 124 1.022 142

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

25/03/2017 a 31/03/2017 mar-17

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

31-mar 31-mar

(%EARmáx) (%EARmáx)

SUDESTE 27,3 27,3

MADEIRA 100,0 100,0

TELES PIRES - -

ITAIPU 100,0 100,0

PARANÁ 47,0 47,0

SUL 44,6 44,6

NORDESTE 21,3 21,3

NORTE 64,9 64,9

BELO MONTE 100,0 100,0

% Energia Armazenável Máxima

REE

mailto:[email protected]

regiÃo sudeste - enas -marÇo/2017 - rv4 o avanço de uma frente fria pelo litoral da região...

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