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Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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.

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PMO de Novembro | Semana Operativa de 31/10/2015 a 06/11/2015

1. APRESENTAÇÃO

No mês de outubro/2015 ocorreram volumes significativos

de chuva nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e

Paranapanema, acarretando em anomalias positivas de

precipitação.

No início da semana de 31/10 a 06/11/2015 deve ocorrer

chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e

precipitação de intensidade fraca a moderada no Iguaçu.

Nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, deve ocorrer chuva

moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê, e

pancadas de chuva nas demais bacias do subsistema. A

bacia do rio Tocantins deve apresentar pancadas de chuva.

Nesse PMO novembro/2015, o Custo Marginal de Operação

- CMO dos subsistemas SE/CO e Sul sofreu elevação em

relação aos valores da semana anterior enquanto que, nos

demais subsistemas o CMO sofreu redução. No patamar de

carga leve, o CMO do subsistema Sul ficou inferior ao dos

demais subsistemas. O valor médio semanal do CMO do

subsistema SE/CO passou de

R$ 204,17/MWh para R$ 234,60/MWh; no subsistema Sul

passou de R$ 132,81/MWh para R$ 168,18/MWh e nos

subsistemas NE e N passou de R$ 270,30/MWh para

R$ 240,96/MWh.

2. NOTÍCIAS

Em 04/11/2015 será realizada a reunião da 66ª FT-

NEWAVE, de 09:30 às 18:00 horas, na sala 6D do

Escritório Central do ONS;

Em 26 e 27/11/2015 será realizada a reunião de

elaboração do PMO Dezembro de 2015 no auditório do

Escritório Central do ONS.

3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A

CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO

3.1. DESTAQUES

Alteração do CVU das UTEs William Arjona e Norte

Fluminense 4, conforme Despachos SRG/ANEEL

nº 3.444/2015 e 3.458/2015.

Entrada em operação comercial das UGs 16 (35ª) e

11 (36ª) da UHE Jirau (75 MW cada) e da UG 34 (33ª) da

UHE Santo Antônio (69,59 MW), conforme Despachos

SFG/ANEEL nº 3.357/2015, nº 3.516/2015 e

nº 3.595/2015.

A UTE Angra III (1.405 MW) foi postergada para

dezembro/2019 (fora do horizonte atual de simulação)

e a UTE Canto do Buriti (150 MW) foi retirada da

configuração, conforme reunião do DMSE Geração.

Postergação da integração do Sistema Boa Vista ao SIN

de 01/12/2017 para 01/02/2018, conforme reunião do

DMSE Transmissão.

Atualização dos valores mensais de inflexibilidade da

UTE Figueira para 2016 conforme FAX/GCO-0389/2015

Eletrobras.

3.2. PREMISSAS

Nas Figura 1 a Figura 3, a seguir, são apresentadas as

evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica e da

disponibilidade das usinas não simuladas individualmente,

respectivamente, em comparação ao PMO de

outubro/2015.

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Novembro | Semana Operativa de 31/10/2015 a 06/11/2015


Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE

Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTE

Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas

Cabe destacar que desde o PMO de fevereiro/2013 os

cronogramas de entrada em operação comercial das

unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau tem

sido adaptados para uso no Modelo NEWAVE em relação

aos cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião

mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento

de energia até a entrada em operação da configuração de

transmissão necessária para o mesmo, uma vez que o

Complexo Madeira é representado no subsistema SE/CO.

De forma similar ao aplicado para as usinas do Complexo

Madeira, conforme FAX ONS nº 0020/330/2015 e Ofício

SRG/ANEEL nº 128/2015, a partir do PMO de agosto/2015 o

cronograma de entrada em operação comercial das

unidades geradoras da UHE Teles Pires passou a ser

adaptado para uso no Modelo NEWAVE em relação aos

cronogramas físicos definidos no DMSE em sua reunião

mensal, de forma a contemplar a restrição de escoamento

de energia até a conclusão das obras de transmissão que

permitam a conexão definitiva.

Com relação aos armazenamentos iniciais, foram

considerados os valores de 27,5% EARmáx para o

subsistema SE/CO (redução de 5,2 p.p.), 96,5% EARmáx para

o Sul (acréscimo de 22,9 p.p.), 8,7 % EARmáx para o

Nordeste (redução de 5,7 p.p.) e 24,7 % EARmáx para o

Norte (redução de 15,3 p.p.). As reduções citadas referem-

se à comparação com o PMO de outubro/2015.

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências

hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o

PMO de novembro/2015, comparadas com o PMO de

outubro/2015.

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de novembro/2015 – NEWAVE [%MLT]

PMO outubro /2015

PMO novembro/2015

MÊS

SE/CO S NE N

SE/CO S NE N

Abr/15

89 107 56 83

Mai/15

100 79 60 111

100 79 60 109

Jun/15

89 139 53 97

89 139 53 95

Jul/15

133 259 50 86

133 259 50 85

Ago/15

90 79 50 76

90 79 50 75

Set/15

120 96 41 68

119 114 42 66

Out/15

92 236 29 58

PAR(p)

3 1 3 2

1 1 2 4

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7

dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal 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.

Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO

no dia 29/10/2015.

85.000

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

MW

PMO out/2015 PMO nov/2015

Maior diferença de 1.406 MW

Modelagem Madeira

Postergação da UHE Baixo Iguaçu

21.500

22.500

23.500

24.500

25.500

26.500

27.500

28.500

29.500

MW


Maior diferença de 1.555 MWatraso UTE Angra III (fora do horizonte)

exclusão da UTE Canto do Buriti

atraso UTE Maua 3

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

7.500

8.000

[MW

me

d]


Maior diferença de 130 MWmed



4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

O rápido avanço de uma frente fria pelos estados da região

Sul no início da semana deve ocasionar chuva fraca nas

bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e precipitação de

intensidade fraca a moderada no Iguaçu. Nas regiões

Sudeste e Centro-Oeste, a atuação de áreas de instabilidade

e o avanço da frente devem provocar chuva moderada nas

bacias dos rios Paranapanema e Tietê, e pancadas de chuva

nas demais bacias do subsistema na próxima semana. A

bacia do rio Tocantins deve permanecer apresentando

pancadas de chuva (Figura 4).

Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 31/10 a 06/11/2015

Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São

Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios

Grande, Paranaíba 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 à região Sul, elevação nas afluências

às regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte, e estabilidade

para a região Nordeste.

A previsão para as afluências médias mensais do mês de

novembro indica a ocorrência de afluências

significativamente inferiores à média histórica para a região

Nordeste.

A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs

para a próxima semana e para o mês de novembro.

Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de novembro/2015

5. PREVISÃO DE CARGA

Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações

previstas da carga para o mês de novembro/2015,

relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -2,0% e

-3,5%, respectivamente, refletem sobretudo o baixo

desempenho da indústria, bem como a redução observada

no nível de atividade do setor de comércio e serviços.

Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica

decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária

extraordinária e do reajuste tarifário anual, vem se

refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos

subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto do

aumento das tarifas é maior.

O subsistema Nordeste vem sofrendo menor impacto da

conjuntura adversa, o que se reflete na taxa de crescimento

prevista de 1,1%. Entretanto, já se observam nos últimos

meses taxas de crescimento da carga menores do que as

verificadas ao longo do primeiro semestre.

No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista da

carga está influenciada pela interligação do sistema

Macapá, que, a partir do mês de outubro, já se encontra

totalmente interligado ao SIN, e pela expectativa de

crescimento da carga de Manaus e de consumidores livres

da região.

Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de Novembro/2015

PMO de NOVEMBRO/2015 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 21.751 83 24.748 92

S 21.461 216 15.713 168

NE 693 13 1.607 29

N 1.346 46 1.940 63

31/10 a 6/11/2015 Mês de NOVEMBROSubsistema



6. PRINCIPAIS RESULTADOS

6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e

patamar de carga, na semana operativa de 31/10/2015 a

06/11/2015.

Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana

6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO

Para a semana operativa de 31/10/2015 a 06/11/2015, está

prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre

regiões:

Região SE/CO Importadora de energia;

Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos;

Região NE Importadora de energia;

Região Norte Intercâmbio dimensionado em função das

condições hidroenergéticas.

7. 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 de

planejamento do PMO de novembro de 2015 foi realizada a

partir de cinco estudos.

O caso inicial foi construído com base nos dados

preliminares de planejamento deste PMO, considerando a

nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a

função de custo futuro elaborada no PMO de outubro.

Neste estudo foram retiradas as restrições de limites

conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia

entre os subsistemas, e a partida dos reservatórios foi

estimada conforme indicado na última revisão de outubro.

O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial

sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO

de outubro pela nova função elaborada para o PMO de

novembro.

A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram

elaborados os demais casos onde foram atualizados,

sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos

reservatórios, expansão do parque gerador e limites

conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os

subsistemas.

Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos,

graficamente, a seguir.

Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO

Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema do Sul

31,24 1,32 -2,35 -0,22 0,30 0,14

204,17235,41 236,73 234,38 234,16 234,46 234,60

SE/CO - CMO (R$/MWh)

40,46 1,37 -5,89 -1,10 -0,02 0,55

132,81173,27 174,64 168,75 167,65 167,63 168,18

SUL - CMO (R$/MWh)

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/10 a 06/11/2015






Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas Norte e Nordeste

Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes

estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial

dos dados, conforme detalhado anteriormente.

8. GERAÇÃO TÉRMICA

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o

despacho térmico por modalidade, para a semana operativa

de 31/10/2015 a 06/11/2015.

Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês novembro/2015

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado

para o subsistema Norte considera a geração de 574 MW de

UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para

geração térmica por garantia energética constituem uma

estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração

que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação

Diária e Operação em Tempo Real.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de

custo para a semana de 02/01/2016 a 08/01/2016:

Tabela 5 – 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

Ressalta-se que, embora a UTE LUIZORMELO não esteja

despachada antecipadamente por ordem de mérito de

custo, o ONS comanda seu despacho antecipado, para a

semana de 02/01/2016 a 08/01/2016, por garantia

energética.

9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Não há expectativa de custo de despacho térmico por

restrição elétrica para a semana operativa de 31/10/2015 a

06/11/2015.

10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO

As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados

do PMO de novembro/2015, apresentando Energia Natural

Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e 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 dezembro.

Figura 9 – Subsistema Sudeste

-34,89 1,32 7,00 -5,78 0,18 2,83

270,30235,41 236,73 243,73 237,95 238,13 240,96

Norte e Nordeste - CMO (R$/MWh)

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[DEZ]

CMO (R$/MWh) 234,60 242,75 199,87 195,44 194,10 175,75

EAR(%EARmax) 28,0 26,9 26,1 25,3 24,8 24,5 26,8

ENA(%mlt) 83,7 88,4 90,9 98,7 86,5 89,8

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - SE/CO - NOVEMBRO/2015





Figura 10 - Subsistema Sul

Figura 11 – Subsistema Nordeste

Figura 12 - Subsistema Norte

11. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

De forma a permitir uma melhor avaliação de diversos

cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de

curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para

as regiões SE/CO e NE, os resultados deste 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.

12. A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM)

A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá

(AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação

denominada Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM) em circuito

duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para

levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá,

substituindo a energia gerada por térmicas a óleo combustível,

atualmente pago por todos os consumidores de energia do

país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo

de Combustível (CCC), conforme mostrado na Figura 13, a

seguir.

Figura 13 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)

A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às

00h21 do dia 09/07/2013, através da interligação TMM, em

configuração provisória. No dia 04/10/2015 esse sistema

passou a operar na configuração definitiva, com a formação de

dois subsistemas da rede de 69 kV, onde um subsistema é

suprido pela transformação 230/69 kV da SE Manaus e outro


CMO (R$/MWh) 168,18 182,94 176,77 195,44 194,10 168,27

EAR(%EARmax) 96,0 95,8 97,4 97,4 96,8 96,1 81,4

ENA(%mlt) 215,0 190,2 161,8 119,7 123,8 122,1

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - S - NOVEMBRO/2015


CMO (R$/MWh) 240,96 250,56 199,87 195,44 194,10 179,83

EAR(%EARmax) 9,0 7,7 6,9 6,1 5,8 6,1 12,3

ENA(%mlt) 13,8 18,9 29,9 37,7 44,7 67,7

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - NE - NOVEMBRO/2015


CMO (R$/MWh) 240,96 250,56 199,87 195,44 194,10 179,22

EAR(%EARmax) 25,0 23,0 21,6 20,4 19,3 18,8 17,8

ENA(%mlt) 48,2 59,0 67,7 73,6 66,3 74,8

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

CM

O (

R$

/MW

h)

EAR

ou

EN

A (

%)

PMO - N - NOVEMBRO/2015



subsistema pela transformação 230/138 – 138/69 kV da SE

Mauá3.

A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao

SIN ocorreu às 09h03 do dia 13/09/2015 através da interligação

TMM, com a conclusão das obras de responsabilidade da CEA.

A partir dessa data todo o sistema de distribuição da CEA em

conjunto com a UHE Coaracy Nunes e com a UTE Santana de

propriedade da Eletronorte estão integradas ao SIN.

13. INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA

O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas

hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de

Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do

SIN uma potência de 6.900 MW, sendo 3.150 MW em Santo

Antônio (44 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50

unidades geradoras), com previsão de motorização plena em

2016.

A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema

de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT),

composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as

subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com

uma extensão aproximada de 2.375 km.

A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV do

Acre – Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-

to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kV), conforme

apresentado na Figura 14.

Figura 14 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa

de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre -

Rondônia em março de 2012, através de um Transformador

Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A integração da estação

conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de 2013.

Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1° Bipolo, na

configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu a

injeção de até 1.100 MW, sendo 700 MW diretamente no

sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW

através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre –

Rondônia.

A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro

de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência

de até 3.150 MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco

do Back-to-Back, perfazendo um total de 3.550 MW.

A entrada em operação do terceiro circuito em 230 kV está

prevista para dezembro de 2015 agregando maior segurança ao

suprimento dos estados do Acre e Rondônia. Até o final do ano

de 2015 está prevista a finalização dos testes do 2º Bipolo e

assim a partir de janeiro de 2016 será possível utilizar o Bipolo

1 e um polo do Bipolo 2 escoando uma potência total de

4.750 MW. A partir de fevereiro de 2016 será possível utilizar

os dois polos do Bipolo 2 escoando uma potência total de

4.900 MW. Vale ressaltar que a partir da entrada em operação

do Bipolo 2 com dois polos a limitação do escoamento será a

capacidade da LT 500 kV Marimbondo 2- Assis. Em março de

2016 estarão em operação os dois blocos do Back-to-Back em

modo bi bloco ficando disponível uma potência de 700 MW

para o AC/RO permanecendo a capacidade de escoamento para

o Sudeste em 4.900 MW.

Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são

consideradas a fio d’água, isto é, não possuem reservatórios

para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração

será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências,

apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro

semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade

máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação

seca), podendo gerar, em média, 2.000 MWmed.

Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a

operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão

iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento.

Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do

Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o

e-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

sumário executivo do programa mensal de operação em 04/11/2015 será realizada a reunião da 66ª...

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