PMO de Fevereiro Semana Operativa de 02/02/2019 a 08/02/2019

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1 PMO de Fevereiro Semana Operativa de 02/02/19 a 08/02/19 1. APRESENTAÇÃO No início da semana operativa de 26/01 a 01/02/19 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, Tocantins e em pontos isolados do São Francisco. Na semana operativa de 02/02 a 08/02/19 deve ocorrer deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, São Francisco e em pontos isolados do Paranaíba e do Tocantins Para a semana operativa de 02/02 a 08/02/19, 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$ 346,45/MWh para R$ 462,48/MWh NE: de R$ 136,31/MWh para R$ 140,25/MWh Norte: de R$ 81,15/MWh para R$ 26,72/MWh 2. NOTÍCIAS Nos dias 21 e 22/02/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA O avanço de uma frente fria pela região Sul e pelo litoral do Sudeste ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, São Francisco e em pontos isolados do Paranaíba e do Tocantins.

2 Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 02/02 a 08/02/19 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, estabilidade nas afluências do subsistema Sudeste, recessão nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e aumento nas afluências do subsistema Norte. A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com destaque para o subsistema Nordeste com previsões significativamente abaixo da média.

3 Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/19 Revisão 1 do PMO de FEVEREIRO/19 - ENAs previstas Subsistema 2/2 a 8/2/19 Mês de FEVEREIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA O indicador do nível de utilização da capacidade instalada que, segundo publicações recentes da Fundação Getúlio Vargas FGV, se encontra no menor patamar desde setembro de 17 (74,1%), indica que a produção industrial ainda se apresenta em ritmo lento. Apesar disso, em decorrência das elevadas temperaturas previstas para o mês de fevereiro, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a carga esperada apresenta crescimento expressivo em relação a igual período do ano anterior. Os fatores supracitados, bem como a ocorrência do feriado de Carnaval no mês de fevereiro do ano anterior, justificam as expressivas taxas de crescimento previstas de 9,5% e 9,1% para os Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, respectivamente. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento sinalizada para o mês de fevereiro/19, em relação a fevereiro do ano anterior, é de 5,6%. Sendo essa taxa explicada principalmente pela ocorrência, em fevereiro/18, de chuvas no litoral e pela redução temporária do consumo de um consumidor industrial conectado na Rede Básica. Para o subsistema Norte, apesar da ocorrência de elevadas temperaturas nas capitais da região, com a manutenção da carga de energia reduzida de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 18, espera-se um crescimento de apenas 0,6% em relação a igual período do ano anterior. Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/19

4 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 3 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 02/02 a 08/02/19. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de fevereiro/19. Figura 2 Evolução do CMO em fevereiro/ POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 02/02 a 08/02/19, 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; 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.

5 6. 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 6 estudos, onde caso inicial foi construído a partir dos dados da revisão anterior, excluída a semana operativa de 26/01 a 01/02/19. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana no PMO de Fevereiro. A partir do conjunto de dados do primeiro estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. A atualização da previsão de vazões foi o principal fator que conduziu à elevação do CMO nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo, houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de MWmed para MWmed ( MWmed). Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 26/01 a 01/02/19 CMO Médio Semanal 02/02 a 08/02/19

6 Para o subsistema Nordeste, o principal fator que conduziu à elevação do CMO foi atualização das disponibilidades das usinas hidroelétricas e termoelétricas, de acordo com as declarações enviadas pelos agentes. Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 26/01 a 01/02/19 CMO Médio Semanal 02/02 a 08/02/19 As atualizações das previsões de vazão e de partida da UHEs do subsistema Norte foram os principais fatores que conduziram à redução do CMO no subsistema Norte. A partir da atualização de vazões, a geração de cenários para o segundo mês conduziu, nesta Revisão, a ENAs superiores às do PMO, proporcionando condições melhores quando da consulta à Função de Custo Futuro.

7 Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte CMO Médio Semanal 26/01 a 01/02/1918 CMO Médio Semanal 02/02 a 08/02/19 7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 6 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 02/02 a 08/02/19. Figura 6 - Geração térmica para a 2ª semana operativa de fevereiro/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 711 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

8 Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 06/04 a 12/04/19: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL UTE Benefício (R$/MWh) Nome Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ ,05 422,23 (1) 422,23 (1) 4,21 (1) LUIZORMELO ,85 422,23 (1) 422,23 (1) 4,21 (1) (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 8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 02/01 a 08/02/19, 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 5 Energia Ofertada para Importação Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º 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. Entretanto, na etapa de programação diária da operação, estas ofertas poderão ser utilizadas para substituir o despacho de geração das últimas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, tendo em vista que o preço da oferta para a importação de energia do Uruguai é inferior ao CVU das usinas despachadas. Cabe destacar que, as usinas térmicas passíveis de serem substituídas estão despachadas por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga. Assim sendo, quando da efetivação da substituição de suas gerações, deverão ser respeitadas as restrições operativas das usinas e das conversoras de Rivera e Melo.

9 Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos: Parágrafo 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. Parágrafo 5º Os montantes de energia para importação serão utilizados pelo ONS desde que essa importação viabilize redução do custo imediato de operação do SIN Parágrafo 6º Os montantes de energia para importação deverão substituir o despacho de parcelas flexíveis de usina termelétricas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que forem despachadas por ordem de mérito de custo, na ordem decrescente dos seus Custos Variáveis Unitários CVU. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para semana operativa de 02/02 a 08/02/19 não há expectativa de custo de despacho por restrição elétrica. 10. 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 6 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

10 Tabela 7 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 28/2 NÍVEL PMO % EARmáx 1/2 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 24,3 27,9 31,9 26,5 Sul 34,0 41,4 49,6 44,6 Nordeste 39,7 40,9 42,2 42,1 Norte 36,9 45,8 55,6 30,6 11. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO de fevereiro/19. Tabela 8 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 02/02/19 a 08/02/19 Previsão Mensal fev/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus

11 Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal Previsão Mensal REE 8-fev 28-fev (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 22,9 25,0 Madeira 90,3 90,8 Teles Pires - - Itaipu 73,1 100,0 Paraná 27,7 29,2 Paranapanema 18,1,3 Sul 54,8 53,1 Iguaçu 31,0 30,8 Nordeste 41,6 40,9 Norte 30,4 46,6 Belo Monte 83,3 98,7 Manaus 37,3 28,5

12 12. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

13 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 poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br