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PMO de Agosto| Semana Operativa de 28/07/2018 a 03/08/2018
O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para f ins 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 julho a precipitação ficou restrita à região Sul, principalmente ao Rio Grande do Sul. Na
região Sudeste ocorreu chuva apenas no litoral.
Na semana de 28/07 a 03/08/2018 deve ocorrer chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí e
precipitação de intensidade fraca no Uruguai.
Em referência ao processo de importação de energia da República Oriental do Uruguai, e conforme
determinação da ANEEL, através do Ofício nº 085/2018-SRG/ANEEL, a partir do PMO Agosto/2018
as ofertas cujos preços forem superiores ao PLD máximo não serão consideradas na elaboração do
PMO e Revisões.
Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, há previsão da importação de energia da
República Oriental do Uruguai, de 140MWmed e 450MWmed nos patamares de carga média e leve
respectivamente.
Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação – CMO de todos os subsistemas do SIN
passaram de R$ 603,83/MWh para R$ 763,77/MWh.
2. NOTÍCIAS
Nos dias 30 e 31/08/2018 será realizada a reunião de elaboração do PMO Setembro de 2018 no
auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.
3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE
CUSTO FUTURO
A atualização de dados para os estudos energéticos de médio prazo é realizada mensalmente
quando da elaboração do PMO, tendo por base as informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE,
CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.
3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS
3.1.1. 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 julho/2018, identificando eventuais atrasos ou antecipações de
cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor
Elétrico – DMSE/MME, realizada em 19/07/18.
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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.
Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Agosto | Semana Operativa de 28/07/2018 a 03/08/2018
Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs
Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs
Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
98.000
100.000
102.000
104.000
106.000
108.000
110.000
ago
/18
no
v/1
8
fev/
19
mai
/19
ago
/19
no
v/1
9
fev/
20
mai
/20
ago
/20
no
v/2
0
fev/
21
mai
/21
ago
/21
no
v/2
1
fev/
22
mai
/22
ago
/22
no
v/2
2
MW
PMO jul/2018 PMO ago/2018
Atraso de três UGs da UHE Belo Monte:UG10: dez/18 (+ 2 meses)UG11: fev/18 (+ 2 meses)UG12: mai/18 (+ 3 meses)
Maior diferença de 612 MW
22.000
23.000
24.000
25.000
26.000
27.000
28.000
ago
/18
no
v/1
8
fev/
19
mai
/19
ago
/19
no
v/1
9
fev/
20
mai
/20
ago
/20
no
v/2
0
fev/
21
mai
/21
ago
/21
no
v/2
1
fev/
22
mai
/22
ago
/22
no
v/2
2
MW
PMO jul/2018 PMO ago/2018
Inclusão UTE Cambara (50 MW): dez/2020
Inclusão UTE Vale Azul II (467 MW): jan/2022
Maior diferença de 517,0 MW
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
15.000
16.000
17.000
18.000
[MW
me
d]
PMO jul/18 PMO ago/18
Maior diferença de 110 MWmed
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3.1.2. 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 agosto/2018, comparados
com os do PMO de julho/2018.
Figura 4 - Energia armazenada inicial em julho/18 e agosto/18 – [% EARmáx]
3.1.3. Tendência Hidrológica
Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo
NEWAVE para o PMO de agosto/2018, comparadas com o PMO de julho/2018.
Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de agosto/2018 – NEWAVE [%MLT]
PMO julho /2018 PMO agosto/2018
MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N
Jan/18 97 191 36 64
Fev/18 84 87 44 101 84 87 44 105
Mar/18 89 94 54 99 89 94 54 102
Abr/18 90 91 48 104 90 91 48 107
Mai/18 78 36 36 81 78 36 36 83
Jun/18 77 48 38 72 76 49 38 73
Jul/18 68 56 36 75
* ≥100% MLT < 100% MLT
3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES
Além das informações de oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas, destacamos,
as seguintes atualizações:
39,9%
49,9%
37,7%
70,6%
35,0%
49,9%
35,3%
67,6%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Sudeste Sul Nordeste Norte
% E
AR
máx
Energia armazenada inicial
jul/18 ago/18
-4,9 p.p. -0,1 p.p. -2,5 p.p. -3 p.p.
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Alteração dos CVUs das UTEs Nortefluminense 1, 2, 3, 4 e Termopernambuco, conforme
Despachos SRG/ANEEL nº 1.542/2018 e 1.615/2018;
Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí → 1.614 MWmed em ago/2018 e 1.560 MWmed em
set/2018. A partir do 3º mês de simulação foram mantidos os valores sazonalizados, variando
entre 1.300 MWmed e 1.600 MWmed, conforme informação da Eletronorte no PMO de
junho/2018;
Representação da defluência mínima temporal das UHEs Jupia (3.700 m3/s), P. Primavera
(4.300 m3/s) e Caconde (10 m3/s), conforme informações dos agentes;
Representação da defluência mínima (52,50 m3/s), via vertedouro, da UHE Cachoeira Caldeirão,
conforme informação do agente;
Inclusão da defluência mínima da UHE Colíder (192 m3/s), conforme informação do agente;
Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os
meses de agosto/2018 e setembro/2018, em consonância com os valores utilizados no curto
prazo;
Inclusão na oferta considerada no PMO das UTEs Cambara e Vale Azul II, vencedoras do 26º LEN
(A-6 2017), conforme reunião DMSE-G de 19/07/18;
Defluências das usinas do Rio São Francisco, conforme exposto na Carta ONS 0107/DPL/2018,
anuída pelo Despacho ANEEL nº 687, de 27/03/2018, além das decisões tomadas na Reunião do
Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco de 23/07/2018.
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4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
Uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste na próxima semana ocasionando chuva
fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, no trecho incremental a UHE
Itaipu e em pontos isolados do Grande (Figura 5).
Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)
para o período de 28/07 a 03/08/2018
Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São
Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-
vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.
Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima
semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte,
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pequeno aumento nas afluências do subsistema Sul e estabilidade nas afluências do subsistema
Nordeste.
A previsão mensal para agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para
todos os subsistemas.
Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Agosto/2018
5. PREVISÃO DE CARGA
O comportamento da carga do SIN vem sendo impactado pelo cenário do mercado externo e pelas
incertezas econômica e política no contexto nacional. Para o mês de agosto/2018, espera-se a ocorrência
de temperaturas dentro da normalidade para a época do ano, sinalizando o padrão sazonal histórico para
o período. As taxas de crescimento da carga dos subsistemas Sul e Nordeste em agosto/2018,
relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de, respectivamente, 2,1% e 1,6%, refletem esses fatores.
O crescimento da carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste em agosto/2018, de 4,6%, está influenciado
pelo valor relativamente baixo da carga no mesmo mês do ano passado, sendo, inclusive, a menor carga
do mês de agosto do período 2015-2017.
Para o subsistema Norte, o decréscimo previsto na carga de agosto, de 3,3%, está influenciado pela
expectativa de continuidade da redução parcial na carga de um consumidor livre conectado na Rede
Básica.
Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de Agosto/2018
MWmed %MLT MWmed %MLT
SE/CO 14.738 63 13.824 68
S 5.172 48 7.040 68
NE 1.316 36 1.249 37
N 3.091 71 2.561 79
PMO de AGOSTO/2018 - ENAs previstas
28/7 a 3/8/2018 Mês de AGOSTOSubsistema
1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem ago/18Var. (%)
ago/18 -> ago/17
Sudeste 37.900 38.167 38.200 38.345 38.430 38.248 4,6%Sul 11.065 11.094 11.062 11.090 11.100 11.084 2,1%
Nordeste 10.260 10.332 10.340 10.353 10.365 10.339 1,6%
Norte 5.310 5.394 5.539 5.525 5.457 5.462 -3,3%
SIN 64.535 64.987 65.141 65.313 65.352 65.133 3,0%
CARGA MENSAL (MWmed)
Subsistema
CARGA SEMANAL (MWmed)
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6. PRINCIPAIS RESULTADOS
6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)
A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 28/07 a
03/08/2018.
Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de agosto/2018.
Figura 6 – Evolução do CMO em agosto/2018
6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA
Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, está prevista a seguinte política de intercâmbio de
energia entre regiões:
Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN;
Região Sul Geração dimensionada em função das condições hidroenergéticas;
Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da
região;
SE/CO S NE N
Pesada 770,47 770,47 770,47 770,47
Média 770,47 770,47 770,47 770,47
Leve 752,03 752,03 752,03 752,03
Média Semanal 763,77 763,77 763,77 763,77
Patamares de CargaCMO (R$/MWh)
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Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada em função da sua Curva Referencial de
Deplecionamento.
7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO
Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO desta
semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior.
O CMO de todos os subsistemas sofreu elevação devido à atualização da previsão de vazões e da
Função de Custo Futuro (FCF).
Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN
CMO Médio Semanal
21/07 a 27/07/2018
CMO Médio Semanal
28/07 a 03/08/2018
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8. GERAÇÃO TÉRMICA
A Figura 8 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana
operativa de 28/07 a 03/08/2018.
Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de agosto/2018
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a
geração de 460 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 29/09 a
05/10/2018:
Tabela 5 – UTEs com contrato de combustível GNL
(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar
(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar
SE/CO SUL NE NORTE SIN
GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0
RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 0 0
INFLEXIBILIDADE 1976 212 304 1082 3574
ORDEM DE MÉRITO 4426 1141 3053 1586 10205
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
MW
me
d
1.353
6.402
13.779
2.6673.357
Nome CodCVU
(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve
SANTA CRUZ 86 144,77 735,21 (1) 735,21 (1) 734,13 (1)
LUIZORMELO 15 217,77 735,21 (1) 735,21 (1) 734,13 (1)
Benefício (R$/MWh)UTE
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9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI
Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, foi considerada a seguinte oferta de importação
de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das
conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW).
Tabela 6 – Energia Ofertada para Importação
Tabela 7 – Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO
10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018 não há expectativa de custo de despacho por
restrição elétrica.
Bloco 1 Total
Carga Pesada - -
Carga Média 140 140
Carga Leve 450 450
CVU (R$/MWh) 503,87
Oferta de Energia para a
Semana de 28/7 a 3/8
(MWmed)
Bloco 1 Total
Carga Pesada - -
Carga Média 140 140
Carga Leve 450 450
Comando de Importação de
Energia (MWmed)
RV0 do PMO Ago/2018
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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 8 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Tabela 9 – Previsão de %EARmáx para o final do mês
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 11.926 58 13.824 68 15.801 77
Sul 3.016 29 7.040 68 11.967 116
Nordeste 1.149 34 1.249 37 1.350 40
Norte 2.357 73 2.561 79 2.764 86
ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES
Subsistema Previsão Mensal
LI VE LS
% EARmáx 27/7
VE LI VE LS VE
Sudeste 28,1 26,3 28,1 29,0 34,9
Sul 45,5 34,0 45,5 60,2 49,9
Nordeste 30,4 30,0 30,4 30,6 35,3
Norte 61,3 61,3 61,3 61,3 67,6
SubsistemaNÍVEL OPERATIVO
% EARmáx - 31/8
NÍVEL
PMONÍVEL INICIAL
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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 agosto, bem como as previsões de Energia Armazenada nos
Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, do PMO de agosto/2018.
Tabela 10 – Previsão de ENA por REE
Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 1.726 63 1.583 64
Madeira 1.975 65 1.678 74
Teles Pires 514 76 473 82
Itaipu 2.693 93 2.559 98
Paraná 6.641 56 6.295 60
Paranapanema 1.183 55 1.234 65
Sul 3.486 57 4.361 71
Iguaçu 1.686 36 2.679 64
Nordeste 1.316 36 1.249 37
Norte 1.345 59 1.190 64
Belo Monte 946 79 648 95
Manaus 981 110 790 115
REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes
28/07/2018 a
03/08/2018ago/18
Previsão Semanal Previsão Mensal
Previsão Semanal Previsão Mensal
3-ago 31-ago
(%EARmáx) (%EARmáx)
Sudeste 27,6 24,7
Madeira 72,2 55,2
Teles Pires - -
Itaipu 78,1 100,0
Paraná 33,8 27,2
Paranapanema 54,2 47,9
Sul 63,5 56,1
Iguaçu 34,8 35,9
Nordeste 34,3 30,4
Norte 67,0 61,7
Belo Monte 100,0 100,0
Manaus 55,2 51,8
% Energia Armazenável Máxima
REE
20
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.
Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Agosto | Semana Operativa de 28/07/2018 a 03/08/2018
13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
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