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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.
1
PMO de Abril| Semana Operativa de 01/04/2017 a 07/04/2017
1. APRESENTAÇÃO
Ao longo do mês de março/2017 ocorreu precipitação nas
bacias hidrográficas das regiões Sul e Sudeste.
Especialmente nas duas últimas semanas do mês, ocorreu
precipitação na bacia do rio Tocantins. Apesar da ocorrência
de chuva em praticamente todas as bacias de interesse do
SIN durante o mês, o total acumulado de precipitação é
inferior à média histórica em todas as bacias, exceto na
bacia do rio Jacuí.
No início da semana de 01 a 07/04/2017 deve ocorrer chuva
fraca isolada nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco.
Para o final da semana, prevê-se precipitação nas bacias
hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema e no
Tietê.
Através do despacho SRG/ANEEL nº 867/2017, a ANEEL
anuiu às recomendações contidas na
Carta ONS 0117/300/2017, acerca da representação das
defluências do Rio São Francisco nos estudos de
planejamento e programação da operação, a partir do
PMO Abril/2017.
No PMO de Abril/2017, o valor médio semanal do Custo
Marginal de Operação - CMO dos subsistemas SE/CO e Sul
passou de R$ 221,01/MWh para R$ 420,28/MWh, do
subsistema Norte se manteve em R$ 0,00/MWh e do
subsistema Nordeste passou de R$ 353,30/MWh para
R$ 425,71/MWh.
2. NOTÍCIAS
Em 26/04/2017 será realizada a reunião do Termo de
Referência do PEN 2017, na sala 6-D do Escritório
Central do ONS;
Em 27 e 28/04/2017 será realizada a reunião de
elaboração do PMO Maio de 2017 no auditório do
Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo
através do site do ONS.
3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A
CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO
3.1. DESTAQUES
Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural
da UHE Tucuruí (GHMIN) com 2.400 MWmed (abr/17 e
mai/17), conforme informação do Agente Eletronorte
para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de
2.250 MWmed a partir de junho/2017.
Modelagem da vazão defluente nas UHEs Três Marias e
Sobradinho, e nas demais usinas da cascata, conforme
estabelecido pelo grupo de acompanhamento da
operação da bacia do rio São Francisco e segundo
Despacho SRG/ANEEL nº 867, que anui às
recomendações contidas na Carta ONS 0117/300/2017.
Consideração de defluência fixa na UHE Três Marias de
234 m³/s em abril/17 e 263 m³/s em maio/17, e
utilizados os seguintes valores de defluência mínima no
período jun-nov/17: junho-275 m³/s, julho-289 m³/s,
agosto-290m³/s, setembro-298 m³/s, outubro-305 m³/s
e novembro-305 m³/s. A partir de dez/2017 foi mantida
defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra
vigente. Para as usinas de Sobradinho e demais da
cascata do rio São Francisco, a defluência mínima foi
alterada de 800 m³/s para 700 m³/s.
Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3,
Figueira e Termopernambuco, conforme Despachos
SRG/ANEEL nº 593/2017, nº 804/2017 e nº 806/2017,
respectivamente.
Alteração de dados da UTE Boltbah envolvendo nome:
Termoirapé I; Agente: Myrtos; Estado: de BA para MG e
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subsistema: de NE para SE/CO, conforme Despacho
SCG/ANEEL nº 629/2017.
Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste
para os meses de abril/2017 e maio/2017, em
consonância com os valores utilizados no curto prazo,
em atendimento ao Ofício SRG/ANEEL nº 274/2015 e
Carta ONS nº 2.305/100/2015.
3.2. PREMISSAS
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 Março/2017,
identificando eventuais atrasos ou antecipações de
cronograma feitos na reunião de acompanhamento do
DMSE, em 23/03/2017.
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
A partir do PMO de setembro/2016 passou a ser modelada
a restrição de escoamento de energia da UHE Belo Monte,
através da criação de RE específica.
A partir do PMO de novembro/2016 passou a ser modelada
a restrição de defluência das usinas do rio São Francisco,
conforme NT ONS nº 0124/2016 e Despacho SRG/ANEEL
nº 2.768/2016, com alteração a partir do PMO de
Abril/2017, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 867, que
anui às recomendações contidas na Carta ONS
0117/300/2017.
Com relação aos armazenamentos iniciais, foram
considerados os valores de 41,5% EARmáx para o
subsistema SE/CO (aumento de 1,5 p.p.), 44,1% EARmáx
para o Sul (redução de 9,1 p.p.), 21,7 % EARmáx para o
Nordeste (aumento de 1,6 p.p.) e 63,7 % EARmáx para o
Norte (aumento de 21,7 p.p.). As reduções/aumentos
citados referem-se à comparação com o PMO de
Março/2017.
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências
hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o
PMO de Abril/2017, comparadas com o PMO de
Março/2017.
Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de Abril/2017 – NEWAVE [%MLT]
PMO março/2017 PMO abril/2017
MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N
Set/16 95 74 33 56
Out/16 85 92 38 55 85 92 38 56
Nov/16 89 71 31 53 89 71 31 54
Dez/16 79 98 54 51 79 98 54 52
Jan/17 69 158 29 43 69 158 29 44
Fev/17 73 103 30 77 72 103 33 78
Mar/17 68 85 24 86
* ≥100% MLT < 100% MLT
95.000
97.500
100.000
102.500
105.000
107.500
110.000
MW
PMO mar/2017 PMO abr/2017
Maior diferença de 351 MW
Atraso na UHE Baixo Iguaçu:UG 1 - abr/19 (+4 meses)UG 2 - mai/19 (+4 meses)UG 3 - jun/19 (+4 meses)
22.000
23.000
24.000
25.000
26.000
MW
PMO mar/2017 PMO abr/2017
Maior diferença de 591 MW
Atraso da UTE Mauá 3:UG 1 - jan/19 (+20 meses)UG 2 - jan/19 (+19 meses)UG 3 - jan/19 (+13 meses)
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
[MW
med
]
PMO mar/17 PMO abr/17
Maior diferença de 184 MWmed
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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 30/03/2017.
4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
As bacias dos rios Tocantins e São Francisco permanecem
apresentando chuva fraca isolada no início da próxima
semana. O avanço de uma frente fria pela região Sul no final
da semana ocasiona precipitação nas bacias hidrográficas
do subsistema Sul, no Paranapanema e no Tietê (Figura 4).
Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 01/04 a 07/04/2017
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,
pequeno aumento nas afluências dos subsistemas Sul e
Nordeste e leve recessão nas afluências dos subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e Norte.
A previsão para as afluências médias mensais do mês de
abril 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 do PMO de abril/2017
5. PREVISÃO DE CARGA
O comportamento da carga dos subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e Sul no mês de abril/2017 mantem-
se dentro da perspectiva esperada do ponto de vista da
sazonalidade. Porém, as taxas de variação, relativamente ao
mesmo mês do ano anterior, apresentam valores negativos
de, respectivamente, -2,2% e -4,0%, em função do nível
atipicamente elevado da carga desses subsistemas em
abril/2016, resultado das altas temperaturas ocorridas
nesse período do ano passado.
O crescimento previsto da carga do subsistema Nordeste
em abril/2017 é de 3,8%, compatível com o comportamento
sazonal da carga no quadrimestre janeiro-abril. Para o
subsistema Norte, é esperada uma variação positiva de
0,3%.
Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de abril/2017
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 01/04/2017 a
07/04/2017.
PMO de ABRIL/2017 - ENAs previstas
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 38.997 73 35.983 68
S 4.652 70 4.971 75
NE 2.764 23 2.667 22
N 13.212 76 12.560 72
1/4 a 7/4/2017 Mês de ABRILSubsistema
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Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO
Para a semana operativa de 01/04/2017 a 07/04/2017, está
prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre
regiões:
Região SE/CO Exportadora de energia;
Região Sul Importadora de energia para fechamento do
seu balanço energético;
Região NE Recebimento maximizado de energia;
Região Norte Exportadora de energia.
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 do PMO de
abril de 2017 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 Março/2017.
Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada
conforme indicado na última revisão de março e foram
desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre
os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas,
bem como, foram excluídas as novas máquinas das UHEs em
expansão.
O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do
caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo
futuro do PMO de Março/2017 pela nova função elaborada
para o PMO de Abril/2017.
Em sequência, foram atualizados os blocos de dados
referentes aos níveis de partida (3º caso). Em seguida, no 4
º caso, adicionamos a expansão do parque gerador, e no
último estudo (5º caso), incluímos as restrições elétricas
conjunturais de limites sobre os fluxos de intercâmbio de
energia entre os subsistemas.
Os valores médios do CMO observados em cada estudo
foram reproduzidos graficamente a seguir.
Figura 5 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul
Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste
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.
SE/CO S NE N
Pesada 426,47 426,47 428,60 0,00
Média 426,47 426,47 428,60 0,00
Leve 409,42 409,42 420,65 0,00
Média Semanal 420,28 420,28 425,71 0,00
Patamares de
Carga
CMO (R$/MWh)
CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 25/03 a 31/03/2017
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/04 a 07/04/2017
CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 25/03 a 31/03/2017
CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 01/04 a 07/04/2017
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8. GERAÇÃO TÉRMICA
O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o
despacho térmico por modalidade, para a semana operativa
de 01/04/2017 a 07/04/2017.
Figura 7 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês abril/2017
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado
para o subsistema Norte considera a geração de 361 MW de
UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de
custo para a semana de 03/06/2017 a 09/06/2017:
Tabela 5 – UTEs com contrato de combustível GNL
(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de
mérito de custo nesse patamar
(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por
ordem de mérito de custo nesse patamar
9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
Não há expectativa de custo de despacho térmico por
restrição elétrica para a semana operativa de 01/04/2017 a
07/04/2017.
10. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO
As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados
do PMO de abril/2017, com informações da Energia Natural
Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do Custo
Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema
Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores
semanais observados e previstos e o valor esperado dos
cenários gerados para o mês de maio.
Figura 8 – Subsistema Sudeste
Figura 9 - Subsistema Sul
Figura 10 – Subsistema Nordeste
Figura 11 - Subsistema Norte
Nome CodCVU
(R$/MWh)
Carga
Pesada
Carga
Média
Carga
Leve
SANTA CRUZ 86 107,06 411,43 (1) 411,43 (1) 410,21 (1)
LUIZORMELO 15 158,01 411,43 (1) 411,43 (1) 410,21 (1)
Benefício (R$/MWh)UTE
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI]
CMO (R$/MWh) 420,28 413,51 414,40 416,10 413,76 377,10
EAR(%EARmax) 41,3 41,3 41,3 41,1 40,6 40,1 39,0
ENA(%mlt) 72,4 68,8 65,7 62,8 72,8 72,5
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
450,0
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 - SE/CO - ABRIL/2017
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI]
CMO (R$/MWh) 420,28 413,51 414,40 416,10 413,76 377,10
EAR(%EARmax) 44,1 42,7 42,4 42,5 41,4 42,4 47,9
ENA(%mlt) 66,5 68,0 75,1 69,8 73,1 74,9
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
450,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - S - ABRIL/2017
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI]
CMO (R$/MWh) 425,71 413,51 414,40 416,10 413,76 368,82
EAR(%EARmax) 21,7 21,5 21,4 21,3 21,2 21,0 19,3
ENA(%mlt) 21,9 21,6 21,5 20,2 26,7 24,4
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
450,0
0,0
10,0
20,0
30,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - NE - ABRIL/2017
Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[MAI]
CMO (R$/MWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 65,60
EAR(%EARmax) 63,7 64,6 65,0 65,1 65,2 65,2 65,8
ENA(%mlt) 79,3 78,0 76,1 71,1 85,6 82,4
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
CM
O (
R$
/MW
h)
EAR
ou
EN
A (
%)
PMO - N - ABRIL/2017
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11. 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 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.
Tabela 6 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Tabela 7 – Previsão de %EARmáx para o final do mês
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
abril, bem como as previsões de Energia Armazenada nos
Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 0
do PMO abril/2017.
Tabela 8 – Previsão de ENA por REE
Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE
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, com capacidade instalada de 7.318 MW,
sendo 3.568 MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras)
e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras).
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
± 600 kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e
Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de
2.375 km e através de uma estação conversora Back-to-
Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kV), conforme
apresentado na Figura 12, a seguir. Vale ressaltar que das 50
unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades
(417 MW) são conectadas diretamente no sistema de
230 kV, a partir da subestação de Porto Velho 230 kV.
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
SUDESTE 30.623 58 35.983 68 41.358 78
SUL 2.543 38 4.971 75 7.638 116
NORDESTE 2.017 17 2.667 22 3.332 28
NORTE 11.328 65 12.560 72 13.872 80
ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES
Subsistema Previsão Mensal
LI VE LS
VE LI VE LS
SUDESTE 40,5 38,9 40,5 43,0
SUL 41,7 36,2 41,7 45,0
NORDESTE 21,1 19,9 21,1 21,9
NORTE 65,2 64,4 65,2 66,1
NÍVEL OPERATIVO
% EARmáx - 30/4
NÍVEL PMOSubsistema
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
SUDESTE 4.278 57 3.837 53
MADEIRA 10.382 95 9.803 90
TELES PIRES 2.264 127 1.989 114
ITAIPU 3.840 110 3.569 102
PARANÁ 18.233 62 16.785 58
SUL 4.652 70 4.971 74
NORDESTE 2.764 23 2.667 23
NORTE 11.926 76 11.315 73
BELO MONTE 986 79 984 82
REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes
01/04/2017 a 07/04/2017 abr/17
Previsão Semanal Previsão Mensal
Previsão Semanal Previsão Mensal
7-abr 30-abr
(%EARmáx) (%EARmáx)
SUDESTE 27,1 27,5
MADEIRA 98,5 100,0
TELES PIRES - -
ITAIPU 100,0 100,0
PARANÁ 45,7 44,4
SUL 42,7 41,7
NORDESTE 21,5 21,1
NORTE 64,5 65,2
BELO MONTE 100,0 79,6
% Energia Armazenável Máxima
REE
Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Abril| Semana Operativa de 01/04/2017 a 07/04/2017
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.
Figura 12 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira
Em junho de 2017, está prevista a entrada em operação do
1° polo do Bipolo 2, sendo possível disponibilizar para o SIN
uma potência de até 1.575 MW no Bipolo 2, com a
capacidade de escoamento de energia do Complexo
Madeira atingindo 5.425 MW.
O seccionamento da LT 500 kV Marimbondo II – Assis na
SE 500 kV Marimbondo II e a LT 500 kV Araraquara 2 -
Taubaté encontram-se com previsão para julho de 2017. A
primeira obra permitirá um aumento de 275 MW no
escoamento de energia do Complexo Madeira, já a segunda
permitirá escoamento pleno dos dois bipolos, 6.300 MW,
mantendo-se ainda alguns fatores limitantes na geração
térmica no Rio de Janeiro e na geração das bacias do Paraná
e Paranapanema com influência na rede de 440 kV. Em
fevereiro de 2018, com a entrada das linhas de transmissão
em 500 kV entre as subestações Araraquara 2 e Fernão Dias
e Araraquara 2 e Itatiba, será possível manter o escoamento
pleno do bipolos, eliminando totalmente as limitações
citadas anteriormente.
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.
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]