Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Junho Semana Operativa de 26/05 a 01/06/2012

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Junho Semana Operativa de 2/5 a 1// INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO. 1.1 Armazenamentos Iniciais Figura 1 Armazenamento Inicial Estimados para o início de junho (% da energia armazenável máxima) 75,4% 97,8% Os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados no modelo Newave, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, considerados no modelo Decomp, informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de junho/212. Estes valores determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN considerada nos modelos de otimização, sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN. 1.2 Tendência Hidrológica 75,4% 73,4% 47,% 73,8% No Newave os cenários são gerados por um modelo autorregressivo de geração estocástica de energias afluentes mensais (GEVAZP energia ) interno ao programa, cuja ordem máxima está limitada em meses. Logo, as ENAs verificadas nos meses anteriores constituem-se em uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para geração da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO. Tabela 1 Energias Naturais Afluentes Anteriores [% MLT] MÊS SE/CO SUL NE NORTE Dezembro/ Janeiro/ Fevereiro/ Março/ Abril/ Maio/ PAR(p) Junho/ As ENAs de junho/212 não são utilizadas pelo modelo Newave. 1.3 Destaques da Expansão da Oferta 212/21 Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de 1/5/212: Tabela 2 Alterações na expansão da oferta das UHEs Usina Hidrelétrica Simplício (RJ/MG) (1) Santo Antônio Rio Madeira ( RO ) (4) Santo Antônio do Jari (AP/PA) (9) Potência Subsistema Situação Máquina ( MW ) Total (MW) SE/CO EC 35,7 SE/CO EC 3.15,4 N EC 37, Data da Entrada em Operação - DMSE 1 11,9 AGO/ mês 2 11,9 AGO/ mês 3 11,9 SET/ mês 5 9, AGO/ meses 9, SET/ meses 13 73,3 MAR/ meses 14 73,3 MAR/ meses 15 73,3 MAR/ meses 1 73,3 ABR/ meses 17 73,3 MAI/ meses 18 73,3 MAI/ mês 22 9, JUL/213-1 mês 23 73,3 JUL/213-2 meses 24 73,3 AGO/213-2 meses 25 73,3 OUT/213-1 mês 2 73,3 NOV/213-1 mês 27 73,3 NOV/213-2 meses 28 73,3 DEZ/213-2 meses 29 73,3 FEV/214-1 mês 3 73,3 FEV/214-2 meses 31 9, MAR/214-2 meses 32 9, ABR/214-2 meses 1 123,3 OUT/ mês 2 123,3 NOV/ mês 3 123,3 DEZ/ mês EC- Usina em fase de construção (1) 1º LEN (A-5/25) (9) Leilão A-5 de 17/12/21 NI- Usina com obra não iniciada (4) LEN St Antônio/27 Tabela 3 Alterações na Expansão da oferta das UTEs Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior Data de Atraso (+) / Potência entrada em Antecipação (-) UTE Subsistema Situação Combustível Total UG (MW) operação - em relação ao (MW) DMSE PMO anterior Sepé Tiaraju (Canoas) S EC Vapor , FEV/ meses (RS) Óleo SUAPE II (PE) () NE EC 381,25 19 x 2,7 381,25 SET/ mês Combustível Porto do Pecém II (CE) Carvão Mineral NE EC 3, 1 3, ABR/ meses (9) Importado MC2 Macaíba (RN) (9) NE SP OCB X 18,182 4, Sem Previsão - Cacimbaes (ES) (9) SE/CO SP GNL 12, 15X8,439 12, Sem Previsão - Escolha (ES) (9) SE/CO SP GNL 337, 4X8, , Sem Previsão - EC- Usina em fase de construção () 5º LEN (A-5/27) NI- Usina com obra não iniciada (9) 7º LEN (A-5/28) As UTEs Escolha, Cacimbaes e Macaíba foram retiradas da configuração em função da solicitação encaminhada à 1

2 [MWmed] ANEEL pela Bertin Energia de devolução não onerosa de outorga de autorização e recisão amigavel de CCEARs associados às usinas. Destaque também pode ser dado aos diversos atrasos que ocorreram no cronograma das UEE, em função de atrasos das ICG aonde irão se conectar. O impacto nos montantes de energia pode ser observado na figura 2. Figura 2 Expansão da oferta das Usinas Não-Simuladas - UEE Fatos Relevantes 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. Neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Suspensão da operação comercial da UG1 da UTE São Jerônimo; Atualização dos CVUs das UTE Jorge Lacerda A1, A2, B e C e da UTE Charqueadas; PMO mai/12 PMO jun/12 Representação da Interligação Manaus Boa Vista; Alteração na representação da UHE Belo Monte; Alteração da disponibilidade da UTE Santa Cruz Nova; Despacho antecipado GNL Suspensão da operação comercial da UG1 da UTE São Jerônimo De acordo com o Ofício SRG/ANEEL nº 122/212, a unidade geradora nº 1 da UTE São Jerônimo será considerada a partir desse PMO totalmente indisponível nas programações de médio e curto prazo Atualização dos CVUs das UTEs Jorge Lacerda A1, A2, B e C, e da UTE Charqueadas O Despacho SRG/ANEEL nº 1.2/212 resolve conhecer e dar provimento à solicitação da empresa Tractebel Energia S.A. para revisão dos CVUs das usinas citadas a seguir. Tabela 4 Alterações de CVU Usina DE CVU [R$/MWh] PARA Jorge Lacerda A1 199,79 27,4 Jorge Lacerda A2 151,24 15,45 Jorge Lacerda B 15,1 155,5 Jorge Lacerda C 123,8 128,25 Charqueadas 14,18 19, Representação da Interligação Manaus Boa Vista O Ofício SRG/ANEEL nº 121/212 concorda com a representação do Sistema Boa Vista no modelo NEWAVE, a partir deste PMO, através da soma da sua previsão de carga à do subsistema Norte e de uma oferta adicional, no arquivo C_ADIC.DAT, representando o intercâmbio proveniente da Venezuela, ambos a partir da data de tendência da LT Manaus-Boa Vista considerada na última reunião do DMSE Transmissão, ou seja, 1/2/215, conforme proposto pelo FAX ONS nº 3/33/ Alteração na representação da UHE Belo Monte No âmbito do Acordo EPE-ONS, a Coordenação de Hidrologia da EPE encaminhou ao ONS os dados físico-operativos da UHE Belo Monte que estão sendo utilizados para as simulações do PDE 221 e Cálculos de Garantia Física para os leilões de 212. De acordo com estas informações, a usina operará a fio d água, ou seja, sem capacidade de regularização para fins energéticos. Esta nova modelagem difere da utilizada até o PMO de maio/212, proveniente do cálculo de sua garantia física, ocasião em que havia uma incorreção no 2

3 modelo NEWAVE na consideração do desvio em usinas a fio d água. Na atual versão do modelo este ponto foi corrigido. Desta forma, conforme informado à ANEEL pelo Fax ONS nº 37/33/212 e posteriormente ratificado pelo Ofício SRG/ANEEL nº 124/212, a modelagem atualizada para os reservatórios das duas casas de força define como constantes os níveis e volumes operativos da usina: NAmáx = NAmín = 97, m e o Vol Máx = Vol Mín = 4.82,3 hm Alteração da disponibilidade da UTE Santa Cruz Nova O Agente FURNAS alterou, em relação à declaração encaminhada para o PMO de maio/212, a geração térmica máxima da UTE Santa Cruz Nova para zero de julho a dezembro/212, conforme informado pelo ONS à ANEEL no Fax ONS nº 38/33/212 e posteriormente ratificado pelo Ofício SRG/ANEEL nº 134/ Despacho antecipado de GNL Conforme metodologia vigente, na elaboração do PMO de junho/212 foi instruído o despacho antecipado (9 semanas à frente) das UTE Santa Cruz Nova e Linhares. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de junho/212 e julho/212, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL. A metodologia acordada foi encaminhada à ANEEL através dos faxes ONS nº 18/33/212 e 52/34/212. As usinas são representadas no modelo NEWAVE totalmente inflexíveis: A UTE Linhares com valores iguais a 24 MWmed para os meses de junho/212 e julho/212; e a UTE Santa Cruz com o valor igual a 175 MWmed para junho/212 e MWmed para julho/212, conforme informação de geração térmica máxima destacada no item anterior 1.5 Valor da Penalidade da CAR Em função da atualização mensal rotineira dos CVU das usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode haver alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve alteração da penalidade, mantendo-se os 94, R$/MWh. Tabela 5 Penalidade da CAR POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh) (MW) 212 XAVANTES 53,7 Diesel SE/CO 914,5 PAU FERRO I 12, Diesel NE 927,3 TERMOMANAUS 15,15 Diesel NE 927,3 CARIOBA 3, Oleo SE/CO 937, UTE BRASILIA 1, Diesel SE/CO 1.47,38 Penalidade 94, As UTEs Carioba e Brasília, apesar de terem custo inferior ao primeiro patamar de déficit de energia elétrica, estão indisponíveis e, portanto, não contribuem na determinação da penalidade. Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o PMO de junho/212 estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 85/212, disponível na área dos agentes no site do ONS ( 2. INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DO PMO 2.1 Análise das Condições Hidrometereológicas As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos marginais. Assim, faz-se necessário o pleno entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o El Niño e La Niña, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN Condições Antecedentes ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível O mês de maio está sendo caracterizado como um mês de transição entre os fenômenos La Niña (desconfigurado desde o mês de abril de 212) e El Niño (com previsão para início entre os meses de julho e 3

4 agosto de 212). Os períodos de transição normalmente são marcados por eventos extremos e de difícil previsibilidade. Nesta transição estamos observando uma diminuição significativa na frequência de frentes frias no Brasil e a atuação de intensas massas de ar frio, o que está ocasionando um padrão bastante irregular de precipitação na maior parte das bacias do SIN. Até o dia 24/5 as bacias do subsistema Sul e as bacias dos rios Paranapanema e Paraná (próximo a UHE Itaipu) estão apresentando precipitação abaixo da média histórica. Nas demais bacias do SIN a precipitação está próxima da média histórica. Na Figura 3 é apresentada a anomalia da precipitação acumulada em todo o país até o dia 24 de maio de 212. Figura 3 Mapa de anomalia da precipitação acumulada em maio/212 no Brasil (até o dia 2) da MLT) e de MWmed (7% da MLT) para 4.85 MWmed (5% da MLT), respectivamente Análise Climática Conforme comentado anteriormente, as condições da TSM do Pacífico Equatorial estão condizentes com uma situação de transição entre a La Niña e o El Niño. Nesta porção do oceano observamos algumas regiões com a TSM acima da média histórica, mas o predomínio ainda é de neutralidade. No oceano Atlântico Sul próximo à costa da Argentina observamos também uma condição de TSM próxima da média histórica (figura 4). Figura 4 Anomalia da TSM observada na semana entre 15/5/212 e 22/5/212. Fonte: CPTEC/INPE. 4 As condições hidrometeorológicas nos subsistemas do SIN em maio refletiram em mais um mês de redução da ENA, exceto no subsistema S, aonde, apesar da precipitação ter ficado abaixo da média histórica neste mês, houve uma recuperação devido à repercussão da elevação da precipitação ocorrida no final do mês de abril, notadamente na bacia do rio Iguaçu. Neste subsistema a variação de abril para maio foi de MWmed (% da MLT) para MWmed (% da MLT). No subsistema SE/CO a variação foi de MWmed (78% da MLT), em abril, para MWmed (98% da MLT) em maio. Nos subsistemas NE e N as afluências sofreram redução de abril para maio de.397 MWmed (53% da MLT) para 3.4 MWmed (49% A previsão baseada no modelo Climate Forecast System CFS versão 2, do centro Americano, indica a possibilidade de migrarmos para um episódio de El Niño no início do segundo semestre de 212, permanecendo pelo menos até o início do verão de 212/213 (figura 5).

5 ENA (MWmed) ENA (MWmed) Figura 5- Previsão da TSM na região do Niño 1.2 elaborada pelo modelo CFS versão 2 do National Center for Environmental Prediction NCEP, com diferentes condições iniciais, válida até fevereiro de 213 A previsão de consenso elaborada pelo CPTEC/INMET para o trimestre junho-julho-agosto indica que a precipitação deve variar entre a média e acima da média nas bacias dos rios Paraná (calha principal), Paranapanema e Tietê e ficar próxima da média nas demais bacias do SIN Previsão para Junho Para a próxima semana a previsão meteorológica indica que as atuações de uma frente fria e de áreas de instabilidade ocasionarão chuva fraca na maior parte das bacias do SIN, exceto na bacia do rio Jacuí (Figura ). Ressalta-se 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 o horizonte de uma semana à frente. Figura Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a semana de 27/5 a 2/ Prevê-se que na próxima semana operativa (2/5 a 1/), as afluências aos subsistemas S e NE sofram um pequeno aumento em relação à semana vigente, com valores de ENA, respectivamente, de MWmed (47% da MLT) e de 3.52 MWmed (52 % da MLT). Já nos subsistemas SE/CO e N são previstas reduções nas afluências, com valores de MWmed (9% da MLT) e MWmed (47% da MLT), respectivamente. Para o mês de junho, a previsão é de permanência de afluências médias mensais menores que as médias históricas nos quatro subsistemas. No SE/CO prevê-se uma ENA com o valor de MWmed (95% da MLT). Já nos subsistemas S, NE e N, as afluências previstas são, respectivamente, de.243 MWmed (7% da MLT), MWmed (71% da MLT) e MWmed (58% da MLT). As figuras 7 a 1 ilustram a evolução das ENAS semanais previstas para os quatro subsistemas no mês de junho, incluindo seus limites inferiores e superiores. Figura 7- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste em junho/ ENA PREVISTA - JUNHO VE LI LS Mensal Figura 8- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em junho/ MWmed 95 %MLT /4 a 4/5 5/5 a 11/5 12/5 a 18/5 19/5 a 25/5 2/5 a 1/ 2/ a 8/ 9/ a 15/ 1/ a 22/ 23/ a 29/ 5 ENA PREVISTA - JUNHO VE LI LS Mensal MWmed %MLT /4 a 4/5 5/5 a 11/5 12/5 a 18/5 19/5 a 25/5 2/5 a 1/ 2/ a 8/ 9/ a 15/ 1/ a 22/ 23/ a 29/

6 Energia Natural Afluente (%MLT) ENA (MWmed) Probabilidade acumulada ENA (MWmed) Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 9- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em junho/212 Figura 11 Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Junho/ ENA PREVISTA - JUNHO VE LI LS Mensal SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUN/ % 1% 14% 12% MWmed 71 %MLT 1% 8% 2. % 1.5 4% /4 a 4/5 5/5 a 11/5 12/5 a 18/5 19/5 a 25/5 2/5 a 1/ 2/ a 8/ 9/ a 15/ 1/ a 22/ 23/ a 29/ Figura 1- Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em junho/212 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_ Mes_2 REVISÃO Figura 12 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Junho/212 para o mês de Julho 8. ENA PREVISTA - JUNHO VE LI LS Mensal SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUL/ % 9%. 8% % % 5% 4% MWmed 58 %MLT 3% 2% % 1. 28/4 a 4/5 5/5 a 11/5 12/5 a 18/5 19/5 a 25/5 2/5 a 1/ 2/ a 8/ 9/ a 15/ 1/ a 22/ 23/ a 29/ % % 2% 4% % 8% 1% 12% 14% 1% 18% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Cenários de Vazões para Junho para Acoplamento com a Função de Custo Futuro Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Junho/212 7% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUN/212 % As figuras 11 a 18 apresentam as características dos cenários gerados no PMO do mês de junho para acoplamento com a FCF do mês de julho/212. São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENAs. 5% 4% 3% 2% 1% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_ Mes_2 REVISÃO

7 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Junho/212 para o mês de Julho 1% 9% 8% 7% % 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUL/212 % % 1% 2% 3% 4% 5% % 7% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO Figura 15 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Junho/212 12% 1% 8% % 4% 2% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUN/212 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_ Mes_2 REVISÃO Figura 1- Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Junho/212 para o mês de Julho Figura 17- Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Junho/212 14% 12% 1% 8% % 4% 2% % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_ Mes_2 Figura 18 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Junho/212 para Julho 1% 9% 8% 7% % 5% 4% 3% 2% 1% % SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUN/2121 REVISÃO SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUL/212 % 2% 4% % 8% 1% 12% 14% Energia Natural Afluente (%MLT) Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de junho e julho são apresentados na tabela a seguir. Tabela MLT dos subsistemas nos meses de junho e julho PMO 7 1% 9% 8% 7% % 5% 4% 3% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA JUL/212 Subsistema MLT (MWmed) Junho Julho Sudeste Sul Nordeste Norte % 1% % % 2% 4% % 8% 1% 12% Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 2.2 Análise dos resultados no acoplamento com a FCF A otimização do Planejamento da Operação tem por função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo Total de Operação do Sistema no período de planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima, a cada mês, em função de até 28 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e Energias Afluentes passadas para cada subsistema. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Julho/212, a ordem das ENAs

8 CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-1, S-1, NE-2, e N-4. Figura 22 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Julho/212 Subsistema N Nas figuras 19 a 22 estão plotados os valores de CMO x ENA e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 513 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de Julho, no PMO de Junho/212. Figura 19 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Julho/212 Subsistema SE/CO 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, PMO DE JUNHO/212 CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 35, 3, 25, 2, 15, 1, PMO DE JUNHO/212 CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR, % 2% 4% % 8% 1% 12% 14% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) A figura 23 apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Julho/212 do subsistema Sudeste com os CMOs dos demais subsistemas para o PMO de Junho/212. 5,, % 2% 4% % 8% 1% 12% 14% 1% 18% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 23 - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de Julho/212 Figura 2 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Julho/212 Subsistema S 25, 2, Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de JUNHO para acoplamento em JULHO/212 35, 3, PMO DE JUNHO/212 CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR 15, 1, CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE 8 25, 5, 2, 15, 1,,, 5, 1, 15, 2, 25, CMO - SUDESTE (R$/MWh) 5,, % 1% 2% 3% 4% 5% % 7% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 21 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Julho/212 Subsistema NE A análise o dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam os CMOs de todos os subsistemas, ao final de Junho, são as Energias Armazenadas e Naturais Afluentes do subsistema Sudeste 35, 3, 25, 2, 15, PMO DE JUNHO/212 CENÁRIOS PARA JULHO - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave, possui atualmente 28 dimensões. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes mensais. 1, 5,, % 2% 4% % 8% 1% 12% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Devido ao número de dimensões não é possível visualizar a FCF em sua plenitude, por este motivo o relatório executivo do PMO publica cortes da FCF em três dimensões, onde é possível observar os acoplamentos de cada subsistema, definidos como o Custo Futuro (eixo vertical) obtido a partir de um par de estados compostos

9 Custo (R$) Custo (R$) Custo (R$) Custo (R$) pela Energia Armazenada e pela Energia Natural Afluente, relativas ao mês posterior ao estágio estocástico do Decomp. Ressalta-se que a FCF é uma função única para todos os subsistemas e a maneira apresentada, discriminada por subsistema, objetiva simplesmente sua visualização. Os acoplamentos deste PMO de junho apontam para Valores da Água médios menores do que os obtidos na última revisão de maio como podem ser observados na tabela 7. Tabela 7 Valores da Água Valor da Água (R$/MWh) PMO de junho RV3 do PMO de maio Sudeste 18,99 197,8 Sul 182,1 194,39 Nordeste 184,17 192,77 Norte 189,2 23,9 Além dos novos cenários de ENAs e da nova FCF calculada no PMO de junho, outros fatores como a consideração da entrada da sexta unidade (atingindo o número de unidades base) de Estreito TOC, a partir do mês de julho, influenciaram na redução dos CMOs, com a adição de uma energia extra na região Norte. Figura 24 Acoplamento do Sudeste na 3ª revisão do PMO de maio Acoplamento RV3 de maio com a FCF de junho SUDESTE As figuras 2 e 27 são, respectivamente, os acoplamentos ao final de junho com a FCF calculada no PMO de maio, e ao final de julho com a FCF do PMO de junho. A região consultada é a mesma em ambos os casos, e é definida pelos cenários da 3ª revisão do PMO de maio. Uma análise minuciosa destas duas figuras nos mostra que apesar da FCF de junho apresentar regiões de custo mais elevado do que a FCF de maio, a região específica onde se deu a consulta à FCF de junho apresenta custos menores. Vemos que uma consulta num par de estados determinado por uma Energia Armazenada igual 1379e5 MWmês (8,7% da Energia Armazenável Máxima do SE) e uma Energia Natural Afluente igual a MW médios (MLT de junho para o SE) implica em um CMO de R$18,25/MWh na FCF do PMO de maio e um CMO de R$115,25/MWh na FCF do PMO de junho. Nos outros subsistemas o impacto é claro e nos mostra que a FCF calculada no PMO de junho está mais barata. Figura 2 - Acoplamento do Sul na 3ª revisão do PMO de maio 7.5 x 1 7 Acoplamento da 3a revisão do PMO de maio de SUL.22e x e e e e e+7 EAR = 1379, ENA = 25185, CF = e+7, PI = e Energia Armazenada (MW mês) x 1 4 Energia Natural Afluente (MW médio).4 x e x Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio) < < x 1 5 Figura 27 Acoplamento do Sul no PMO de junho utilizando os mesmos cenários da revisão 3 de maio Figura 25 Acoplamento do Sudeste no PMO de junho, utilizando os mesmos cenários da 3ª revisão de maio 7 x 1 7 Acoplamento do PMO de junho de SUL Acoplamento do PMO de junho com a FCF ao final de julho - SUDESTE 1.91e x e e e EAR = 1379, ENA = 25185, CF = 5e+7, PI = e e x e+7 x 1 4 Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio) e x x 1 5 Energia Armazenada (MW mês) < < Energia Natural Afluente (MW médio)

10 Custo (R$) Custo (R$) Custo (R$) Custo (R$) Figura 28 Acoplamento do Nordeste na revisão 3 do PMO de maio x 1 7 Acoplamento da 3a revisão do PMO de maio de NORDESTE.9e+7 É importante ressaltar que, para efeito de comparação, foram utilizados os mesmos cenários para acoplamento com a FCF do PMO de maio e a FCF do PMO de junho. No acoplamento real com a FCF do PMO de junho serão utilizados outros cenários, gerados ao decorrer de junho e e Limites de Intercâmbio entre Subsistemas x 1 4 Energia Armazenada (MW mês) Figura 29 Acoplamento do Nordeste no PMO de junho utilizando os cenários da revisão 3 de maio x 1 7.1e+7 Acoplamento do PMO de junho de NORDESTE 4.83e Energia Natural Afluente (MW médio) Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinante para a definição das políticas de operação e o CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1º Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes, utilizados na Revisão do PMO de Junho e e e Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio) x 1 4 Figura 3 Acoplamento do Norte na 3ª revisão do PMO de maio Acoplamento da 3a revisão do PMO de maio de NORTE 1.5 x e+7 5.3e+7 5.e e Energia Armazenada (MW mês) Energia Natural Afluente (MW médio) x 1 4 Figura 31 Acoplamento do Norte no PMO de junho utilizando os mesmos cenários da revisão 3 de maio Acoplamento do PMO de junho de NORTE.5 x e e e Energia Armazenada (MW mês) 3 15 Energia Natural Afluente (MW médio) x e+7

11 Tabela 8 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão do PMO de Junho/ Previsões de Carga Tabela 9 Previsão da Evolução da carga para o PMO do mês de junho/212 SEMANAS SISTEMAS MENSAL 1ª 2ª 3ª 4ª 5ª ª Sudeste / C.Oeste Sul S / SE / CO Norte Nordeste N / NE SIN A segunda semana operativa, destacada em vermelho, apresenta valores inferiores as demais semanas devido ao feriado de Corpus Christi. 11 (A) DJ 19 Tucuruí 5kV/ LT 5 kv TERESINA II/P.DUTRA C-1 (B) DJ 9474 Gurupi 5 kv

12 2.5 Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas Tabela 1 - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs 2. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 11 - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev.3 PMO Maio/12 e no PMO Junho/12 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão 3 do PMO de Maio, para a : h do dia 2/5. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 3. PRINCIPAIS RESULTADOS 3.1 Políticas de Intercâmbio Figura 32 Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 2/5/212 a 1// Custos Marginais de Operação As figuras 33 a 35 a seguir, apresentam os custos marginais de operação por patamar de carga, para as semanas operativas que compõe o mês de junho. Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em função do fluxo de intercâmbio FSM (Fluxo Serra da

13 EAR (%EARmax) Mesa) ter atingido o seu limite no patamar de carga pesada. Figura 3 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Junho Figura 33 CMOs do mês de junho, carga pesada 12, ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO JUN/212 1, 8,, 4, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_ VE(Mês_2) SUDESTE 73, 72,9 72,4 71,7 7,9 8,7 4,5 4,5 SUL 47, 45,9 45, 45,5 4,4 47,1 44,7 44,7 NORDESTE 74, 71,2 8,4 5,9 3,5 59,4 51,7 51,7 NORTE 98, 9,5 94,9 93,3 91,7 87,9 81,8 81,8 Figura 34 CMOs do mês de junho, carga média Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela 12. Figura 35 CMOs do mês de junho, carga leve Tabela 12 Energia Armazenável Máxima por subsistema Subsistema Energia Armazenável Máxima (MWmed) Junho Julho Sudeste Sul Nordeste Norte Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir.

14 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 3.4 Tabela de geração térmica Tabela 13a Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sudeste Pesada Media Leve R$/MWh 18,31 R$/MWh 178, R$/MWh 177,25 R$/MWh SE/CO CUIABA CC 492, (1) (1) (1),27 ANGRA , 1.35, 1.35, 1.35, 18,77 ANGRA 1 35, 35, 35, 35, 24,27 NORTEFLU 1 4, 4, 4, 4, 37,8 ST.CRUZ NO 54, 175 (3) 175 (3) 175 (3) 52,8 NORTEFLU 2 1, 1, 1, 1, 58,89 LINHARES 24, 24 (3) 24 (3) 24 (3) 74,3 NORTEFLU 3 2, 2, 2, 2, 12,84 LC.PRESTES 774, 287,9 287,9 287,9 118,4 ATLANTICO 235,2 235,2 235,2 235,2 122,22 L.BRIZOLA 1.58,3 998, 998, 998, 14,25 NORTEFLU 4 85, 15, 15, 15, 149,33 JUIZ DE FO 79, 79, 79, 79, 15, COCAL 2, (2) (2) (2) 153,33 PIE-RP 24,8 24,8 24,8 24,8 1, BLSOBRINHO 35, 314, ,31 TOTAL (1) Considerada indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 2/11/29. (2) Considerada indisponível devido à declaração do Agente. (3) Despacho instruído antecipadamente, tendo por base metodologia vigente para despacho GNL Tabela 13b Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sul R$/MWh Capacidade Instalada (MW) Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Pesada Media Leve 18,31 R$/MWh Despacho (MWmed) 178, R$/MWh 177,25 R$/MWh Custo (R$/MWh) SUL CANDIOTA_3 35, 35, 35, 35, 55,5 P.MEDICI A 12, 25, 25, 25, 115,9 P.MEDICI B 32, 1, 1, 1, 115,9 J.LACER. C 33, 35, 35, 35, 128,25 URUGUAIANA ,18 J.LACER. B 22, 25, 25, 25, 155,5 J.LAC. A2 132, 124, 124, 124, 15,45 CHARQUEADA 72, 27, 27, 27, 19,55 TOTAL 1.25, 1.22, 1.22, 1.22, Tabela 13c Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Nordeste Despacho (MWmed) R$/MWh Pesada Media Leve NORDESTE TERMOPE 55, 55, 55, FORTALEZA 339,7 339,7 339,7 TOTAL 844,7 844,7 844,7 Custo (R$/MWh) 3.5 Resumo dos resultados do PMO As figuras 37 a 4 mostram um resumo do resultado do PMO para o mês de junho/212, relacionando, ENA, EAR e CMO, para os quatro subsistemas. Figura 37 Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste 1, 9, 8, 7,, 5, 4, 3, 2, 1,, Resultados do PMO - SE - JUN/212 CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 38 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul 1, 9, 8, 7,, 5, 4, 3, 2, 1,, Resultados do PMO - S - JUN/212 CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura 39 Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste 1, 9, 8, 7,, 5, 4, 3, 2, 1,, Resultados do PMO - NE - JUN/212 CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 2, 18, 1, 14, 12, 1, 8,, 4, 2,, 2, 18, 1, 14, 12, 1, 8,, 4, 2,, 2, 18, 1, 14, 12, 1, 8,, 4, 2,, 14 TOTAL SIN.799,7.485,7.485,7

15 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Figura 4 Resumo do PMO para o Subsistema Norte 1, 9, 8, 7,, 5, 4, 3, 2, 1,, Resultados do PMO - N - JUN/212 CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 2, 18, 1, 14, 12, 1, 8,, 4, 2,, A análise dos resultados dos estudos mostrou que o maior impacto no CMO dos subsistemas SE/CO e Sul ocorreu em função do cronograma de expansão cuja entrada em operação da unidade base da UHE Estreito Tocantins produziu um decréscimo de 8,55 R$/MWh. Quando da aplicação da nova função de custo futuro do médio prazo, elaborada para o PMO de junho 212, observamos um acréscimo no CMO de 7,28 R$/MWh em relação à estimativa do estudo anterior. Os estudos subsequentes apresentaram pequenas variações de CMO. 4. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO Com o objetivo de estimar o impacto das principais atualizações feitas na elaboração do PMO de Junho/212, foi realizada uma análise de sensibilidade considerando-se a previsão das vazões para junho porém ainda considerando a função de custo futuro do PMO de Maio/212 e o estado inicial dos reservatórios segundo a estimativa da Revisão anterior. Em seguida, foi elaborado um conjunto de estudos para avaliação incremental do impacto dos seguintes parâmetros: atualização da função de custo futuro, atualização do cronograma de expansão para o segundo mês, atualização do nível de partida dos reservatórios, e intervenções em equipamentos de transmissão com impacto na definição dos limites de fluxos e intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores do CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos graficamente a seguir. Figura 41 Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/5 a 25/5/212-7,78 7,28-8,55 CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 2/5 a 1//212 SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh) 191,8 184,8 191,3 182,81 18,1 178,28 178,29-2,5-1,88,1 Figura 42 Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas NE e N CMO Médio Semanal 4ª semana operativa 18/5 a 25/5/ ,8 184,8 191,31 182,7 18,1 178,11 178,11 Rev. Anterior -7,78 Vazões NE e N - CMO (R$/MWh) 7,23 FCF jun/212-8,55 Expansão CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 2/5 a 1//212-2, -2,5 Armaz. Iniciais Desligam., Demais Atualiz. Nos subsistemas N/NE, ocorreu em função do cronograma de expansão cuja entrada em operação da unidade base da UHE Estreito Tocantins produziu um decréscimo de 8,55 R$/MWh. Quando da aplicação da nova função de custo futuro do médio prazo, elaborada para o PMO de junho 212, observamos um acréscimo no CMO de 7,28 R$/MWh em relação à estimativa do estudo anterior. Os demais estudos apresentaram variações menores de CMO. Ressaltamos que os valores de CMOs obtidos dos resultados de cada caso estudo são dependentes da ordem em que as atualizações nos dados de entrada estão sendo consideradas. Porém, realizadas todas as atualizações nos dados, os resultados do PMO não dependem da ordem em que estes foram inseridos. 15 Rev. Anterior Vazões FCF jun/212 Expansão Armaz. Iniciais Desligam. Demais Atualiz.

16 A tabela 14, a seguir, apresenta os valores médios do CMO projetados no estudo da revisão anterior e os valores médios de CMO observados para esta revisão em cada subsistema. Tabela 14 Variação do CMO Médio Semanal CMO Médio Semanal (R$/MWh) Rev.3 PMO mai/212 Rev. PMO jun/212 Variação SE/CO 191,8 178,29-13,57 S 191,8 178,29-13,57 NE 191,8 178,11-13,75 N 191,8 178,11-13, MWmed (84%MLT) para o SE/CO, 3.24 MWmed (35 %MLT) para o Sul, 3.91 MWmed (3 %MLT) para o NE e MWmed (54 %MLT) para o Norte. Já a consideração do limite superior para a 2ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 2.53 MWmed (1%MLT) para o SE/CO, MWmed (12 %MLT) para o Sul, 3.85 MWmed (79 %MLT) para o NE e MWmed (2 %MLT) para o Norte. Figura 43 Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior 5. CUSTO DO DESPACHO TÉRMICO POR RESTRIÇÃO ELÉTRICA Os valores nas tabelas a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a 1º semana operativa do mês de maio, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. 7. ANÁLISE PROSPECTIVA DO ATENDIMENTO À DEMANDA HORÁRIA UTILIZANDO O MODELO DESSEM-PAT Em virtude da redução da carga, em função das temperaturas mais baixas, típicas para esta época do ano, e do montante de geração térmica a ser despachado por ordem de mérito na semana de 2/5 a 1//212, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE JUNHO/12 A MAIO/13. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa, de 2/mai a 1/jun, foram feitos estudos de sensibilidade para os custos marginais de operação, considerando os cenários limite inferior e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de junho/12. A consideração do limite inferior para a 2ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de O estudo prospectivo apresentado neste documento tem por objetivo efetuar uma prospecção da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas que compõe o SIN, através de simulações a usinas individualizadas utilizando o modelo Decomp. As afluências consideradas correspondem ao valor esperado da previsão de afluências mensais para o período de estudo. A Função de Custo Futuro utilizada é a FCF preliminar elaborada para o PMO de Junho, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus cortes a cada mês.

17 Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 1 MWmed, a fim de se representar as estratégias de operação a serem adotadas para esta região durante a etapa da Programação Diária da Operação. Não obstante, foi inserida uma restrição de armazenamento mínimo da Região Sul de 35% do EARmáx, de forma a não permitir o acentuado deplecionamento do referido subsistema. Os valores efetivos dos armazenamentos, políticas de operação e, consequentemente, custos marginais de operação somente poderão ser conhecidos ao longo do ano, quando da elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões. Figura 44 ENA SE/CO Figura 45 ENA SUL 8.1. Premissas Carga Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga própria considerada no Planejamento Anual Energético Figura 4 ENA NE Níveis de Partida Os níveis de partida adotados para 1//212 foram obtidos a partir dos resultados da Rev. 3 do PMO de Maio/ Energia Natural Afluente

18 Figura 47 ENA N Figura 5 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SUL 8.2. Resultados Figura 51 Balanço Energético da Região Sul Evolução dos Armazenamentos Figura 48 Evolução dos Armazenamentos Subsistema SE/CO Figura 52 Evolução dos Armazenamentos Subsistema NE 18 Figura 49 Balanço Energético da Região Sudeste

19 Figura 53 Balanço Energético da Região Nordeste 9. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS, na área dos agentes ( Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels: (21) / 937 e pelo pmo@ons.org.br Figura 54 Evolução dos Armazenamentos Subsistema N As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br Figura 55 Balanço Energético da Região Norte Custos Marginais Prospectivos

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