PMO de Janeiro Semana Operativa de 29/12/2018 a 04/01/2019

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1 PMO de Janeiro Semana Operativa de 29/12/18 a 04/01/19 1. APRESENTAÇÃO Na primeira semana do mês de dezembro/18 ocorreram totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins. Na segunda quinzena do mês a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas do subsistema Sul. A bacia do rio Jacuí apresentou anomalia positiva de chuva, enquanto nas demais bacias hidrográficas de interesse do SIN a precipitação ficou abaixo da média histórica. Na última semana ocorreu chuva fraca nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul, Sudeste/Centro-Oeste e em pontos isolados do São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca isolada. No início da semana de 29/12/18 a 04/01/19 deve ocorrer deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Paranaíba, Tocantins e São Francisco. No final da semana há previsão de chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande. Conforme decisão da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP), a partir deste PMO, está se utilizando os novos patamares de carga, em acordo com os Submódulos 5.5 e 5.6 dos Procedimentos de Rede do ONS. Para a semana operativa de 29/12/18 a 04/01/19, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, para a referida semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina. Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO e Sul: de R$ 81,73/MWh para R$ 139,45/MWh NE: de R$ 81,73/MWh para R$ 29,94/MWh Norte: de R$ 3,03/MWh para R$ 29,48/MWh 2. NOTÍCIAS Nos dias 24 e 25/01/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 19 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 Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral 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.

2 jan/19 abr/19 jul/19 out/19 jan/ abr/ jul/ out/ jan/21 abr/21 jul/21 out/21 jan/22 abr/22 jul/22 out/22 jan/23 abr/23 jul/23 out/23 MW Sumário do Programa Mensal de Operação 3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS Previsão de Carga 19/23 A projeção de carga do SIN, realizada pelo ONS, EPE e CCEE para o período indica uma redução média, no horizonte de planejamento de 5 anos, de aproximadamente 370 MWmed em relação à previsão de setembro/18. A taxa de crescimento média anual associada a essa nova projeção é de 3,8%, igual àquela utilizada na 2ª Revisão Quadrimestral/18, anterior Limites de Transmissão As principais alterações nos limites de transmissão são observadas na interligação Imperatriz-Norte, com redução máxima de 390 MWmed no período janeiro/19 a dezembro/22 e Norte-Sudeste com redução de no máximo MWmed nos meses de julho a dezembro de 19 a 22. Os demais intercâmbios não sofreram alterações se comparadas à revisão de setembro/18. Maiores detalhes relativos aos limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 0341/18 V 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 dezembro/18, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE/MME, realizada em /12/18. Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs Atraso da UHE Santa Branca: UG1: mai/23 (+ 11 meses) UG2: mai/23 (+ 11 meses) Antecipação da UHE Belo Monte: UG14: set/19 (- 1 mês) Atraso da UHE Baixo Iguaçu: UG1: mar/19 (+ 1 mês) Maior diferença de 611 MW PMO dez/18 PMO jan/19

3 dez/18 fev/19 abr/19 jun/19 ago/19 out/19 dez/19 fev/ abr/ jun/ ago/ out/ dez/ fev/21 abr/21 jun/21 ago/21 out/21 dez/21 fev/22 abr/22 jun/22 ago/22 out/22 dez/22 fev/23 abr/23 jun/23 ago/23 out/23 dez/23 [MWmed] jan/19 abr/19 jul/19 out/19 jan/ abr/ jul/ out/ jan/21 abr/21 jul/21 out/21 jan/22 abr/22 jul/22 out/22 jan/23 abr/23 jul/23 out/23 MW Sumário do Programa Mensal de Operação Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 54,0 MW Atraso UTE Onça Pintada: UG1: jun/21 (+9 meses) Atraso UTE Cambara: UG1: abr/22 (+16 meses) Atraso UTE O. Canoas 1: UG1 a 3: jun/21 (+5 meses) UG4: jun/21 (+5 meses) Antecipação UTE São Sepé: UG1: fev/19 (-1 mês) PMO dez/18 PMO jan/19 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Maior diferença de 147 MWmed PMO dez/18 PMO jan/

4 % EARmáx Sumário do Programa Mensal de Operação 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 janeiro/19, comparados com os do PMO de dezembro/18. Figura 4 - Energia armazenada inicial em dezembro/18 e janeiro/19 [% EARmáx] 100% Energia armazenada inicial 80% 60% 69,8% 59,3% 40% % 24,4% 26,8% 30,1% 39,2% 22,6% 28,4% 0% 2,4 p.p. -10,5 p.p. 9,1 p.p. 5,9 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte dez/18 jan/ Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de janeiro/19, comparadas com o PMO de dezembro/18. Tabela 1 Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/19 NEWAVE [%MLT] PMO dezembro/18 PMO janeiro/19 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jun/ Jul/ Ago/ Set/ Out/ Nov/ Dez/ * 100% MLT < 100% MLT 3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques: Alteração da Curva de Custo de Déficit para 19, em patamar único de déficit para 4.944,89 R$/MWh, conforme Carta CT-CCEE 1709/18;

5 Taxa de desconto mantida em 12% a. a., conforme Ofício SRG/ANEEL nº 139/18; Atualização de volumes de espera segundo informações constantes no Plano Anual de Prevenção de Cheias Ciclo 18/19, conforme ONS DOP-REL-0002/18; Atualização da carga, limites de intercâmbio, volumes de espera, restrições operativas hidráulicas, desvio de água para fins de usos consuntivos, inclusão do ano de 17 nas séries históricas de vazões naturais médias mensais, geração térmica mínima por razões elétricas, inflexibilidades e manutenções; Alteração da versão 24 do modelo NEWAVE para versão 25 em LINUX, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 2.675/18, anuindo à recomendação da Carta ONS 0017/DPL/PE/18, relativa à representação da operação hidráulica das UHE Santo Antônio e Jirau, no âmbito dos estudos de planejamento e de programação do SIN; Atualização quadrimestral dos dados encaminhados pelos agentes: GTMAX, GTMIN e CVU, apresentados pelo ONS nos Faxes ONS nº 0012/DPL/PE/18 a 0014/DPL/PE/18, anuídos pelo Ofício SRG/ANEEL nº 167/18 orientando que, no caso do CVU da UTE Araucária, tendo em vista que o Despacho nº 2.499/18 autorizou a utilização de um valor de CVU até 31/12/18, após a referida data permanecem válidos os comandos do Ofício nº 065/18-SRG/ANEEL, em especial, de que a usina não disporá de um CVU válido para consideração no âmbito do PMO e revisões; Atualização do CVU das UTEs Vale do Açu e Termobahia conforme FAX ONS nº 0015/DPL/PE/18 e Ofício SRG/ANEEL nº 169/18; Entrada em operação comercial da UG 12 de Belo Monte (611,11 MW) e da UG 3 da UTE Mauá 3 (211,65 MW), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 2.838/18 e nº 3.136/18; Alteração do CVU das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4 e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.027/18 e 3.052/18; Inclusão UTE GNA Porto do Açu 3 (1.673 MW, A-6/17) com previsão de entrada em operacão comercial para jan/23; Desativação das UTE P. Médici A, P. Médici B, NUTEPA e São Jerônimo devido à publicação da Portaria MME nº 488/18; Geração hidráulica mínima da UHE Tucuruí MWmed em jan/19 e MWmed em fev/19. A partir do 3º mês foram utilizados os valores sazonalizados, variando entre MWmed e MWmed, conforme informação da Eletronorte no PMO de janeiro/19; Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os meses de janeiro/19 e fevereiro/19, em consonância com os valores utilizados no curto prazo; Defluências das usinas do Rio São Francisco, conforme exposto na Carta ONS 0107/DPL/18, anuída pelo Despacho ANEEL nº 687, de 27/03/18, além das decisões tomadas na Reunião do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco de 17/12/18.

6 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação de um sistema de baixa pressão na região Centro-Oeste no início da próxima semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Paranaíba, Tocantins e São Francisco. No final da semana uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande (Figura 5). Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 29/12/18 a 04/01/19 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 chuvavazão, 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, aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste e Norte e recessão nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste.

7 A previsão mensal para Janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste e acima da média histórica para o subsistema Norte. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Janeiro/19 PMO de JANEIRO/19 - ENAs previstas Subsistema 29/12 a 4/1/19 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Apesar do ritmo lento da produção industrial, cuja utilização da capacidade instalada se encontra no menor nível desde outubro de 17 (74,5%), segundo publicação da Fundação Getúlio Vargas - FGV, o comportamento da carga de energia do SIN previsto para janeiro de 19, está influenciado pela expectativa de ocorrência de temperaturas acima da média histórica, e superiores às verificadas no mesmo período do ano anterior. Além disso, a redução da carga das plantas energointensivas, principalmente no subsistema Norte, também está contribuindo para o resultado esperado. Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as taxas de crescimento previstas para o mês de janeiro/19, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, são de 4,1% e 4,7%, respectivamente. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento prevista para o mês de janeiro/19, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, é de 3,4%, Para o subsistema Norte, a manutenção da carga reduzida de um consumidor livre conectado na Rede Básica, desde abril do ano de 18, justifica o decréscimo de 1,0% em relação à janeiro do ano passado. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de janeiro/19

8 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 29/12/18 a 04/01/19. 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 janeiro/19. Figura 6 Evolução do CMO em janeiro/ POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 29/12/18 a 04/01/19, 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 utilizada prioritariamente nos períodos de pesada e média para fechamento do balanço da região;

9 Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração da UHE Tucuruí explorada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão. Foram realizados 7 estudos, onde caso inicial foi construído com base nos dados preliminares para este PMO de Janeiro, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO de Dezembro. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana na última revisão do PMO de Dezembro. O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a Função de Custo Futuro do PMO de Dezembro pela nova Função elaborada para o PMO de Janeiro. A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de vazões, partida dos reservatórios, previsão de carga, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. O principal fator que impactou o CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF), resultando em sua elevação. Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 22/12/18 a 28/12/18 CMO Médio Semanal 29/12/18 a 04/01/19

10 No subsistema Nordeste, o principal fator que impactou a variação do CMO também foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF), causando sua redução. Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 22/12/18 a 28/12/18 CMO Médio Semanal 29/12/18 a 04/01/19 Já no subsistema Norte, a atualização dos limites de intercâmbio foi o principal fator que impactou a variação do CMO, causando seu aumento. Figura 9 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte CMO Médio Semanal 22/12/18 a 28/12/18 CMO Médio Semanal 29/12/18 a 04/01/19

11 8. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 10 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 29/12/18 a 04/01/19. Figura 10 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de janeiro/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 641 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 02/03 a 08/03/19: 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 Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para as UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 02/03 a 08/03/19. Porém, visando a segurança elétrica da área Rio de Janeiro durante o Carnaval, existe a necessidade de geração de 350 MW na UTE Santa Cruz, da 18:00h do dia 01/03 até as 12:00h do dia 06/03/19.

12 9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 29/12/18 a 04/01/19, 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 Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia, descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO. Transcreve-se abaixo o referido artigo: Art. 2º Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados nos processos de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação - PMO e de formação do PLD. 10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 29/12/18 a 04/01/19. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 7 Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Leve Pesada Média ESS ELÉTRICO NORTEFLU 3 (0) R$ 139, ,6 R$ 3.112, SANTA CRUZ (500) R$ 223,07 87,5 93,9 132,6 R$ ,34 GLBRIZ_L1 (770) R$ 223, ,1 50,5 R$ ,97 NORTEFLU 4 (127) R$ 357, ,6 6,3 R$ ,28 TOTAL SE/CO R$ ,79

13 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. Subsistema Tabela 8 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Sul Nordeste Norte Tabela 9 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 31/1 NÍVEL PMO % EARmáx 28/12 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 27,4 34,2 40,4 26,6 Sul 49,7 58,9 69,1 59,3 Nordeste 40,9 46,0 51,6 39,2 Norte,3 32,2 47,9 28,4

14 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 janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO de janeiro/19. Tabela 10 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 29/12/18 a 04/01/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal jan-18 REE Previsão Semanal 4-jan Previsão Mensal 31-jan (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 22,4 27,3 Madeira 57,8 71,5 Teles Pires - - Itaipu 80,9 100,0 Paraná 29,5 37,1 Paranapanema 24,0 23,4 Sul 68,8 54,3 Iguaçu 51,8 63,3 Nordeste 39,8 46,0 Norte 24,8 32,6 Belo Monte 64,5 95,8 Manaus 34,4 23,5

15 13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

16 Nas tabelas acima, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem caráter informativo, com o objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos respectivos agentes para o PMO/Revisões. Ressalta-se que nas etapas de Programação Diária e Tempo Real, o montante despachado nas usinas termelétricas indicadas por ordem de mérito é plenamente intitulado como ordem de mérito. Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br