Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Julho Semana Operativa de 30/06 a 06/07/2012

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Julho Semana Operativa de /6 a 6/7/. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO.. Armazenamentos Iniciais Figura - Armazenamento Inicial cenários que será utilizada para geração da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO. Tabela - Energias Naturais Afluentes Anteriores [MWmed] MÊS SE/CO SUL NE NORTE Janeiro/ 99 8 Fevereiro/ 8 7 Março/ Abril/ Maio/ Junho/ 67 7 PAR(p) Julho/ 69 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 julho/. 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.. Tendência Hidrológica 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 6 meses. Logo, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem-se em uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de A ENA de julho/ não é utilizada pelo modelo Newave.. Destaques da Expansão da Oferta /6 Principais alterações no cronograma conforme reunião do DMSE de /6/: Tabela - Alterações na Expansão da oferta das UHEs UHE Subsistema Situação Simplício (RJ/MG) () Passo São João (RS) () Santo Antônio Rio Madeira ( RO ) () SE/CO Potência Total (MW) UG (MW) Data Entrada em Operação (DMSE) Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior UG,9 SET/ + mês UG,9 SET/ + mês UG,9 OUT/ + mês S EC 77, UG 8, AGO/ + mês SE/CO EC EC,7 Mauá (PR) () S EC,., UG 6,7 OUT/ + meses UG 6,7 DEZ/ + meses UG 6,6 JAN/ + meses UG 69,6 JUN/ + mês UG 69,6 OUT/ + meses UG 6 69,6 OUT/ + mês EC- Usina em fase de construção () º LEN (A-/) () Leilão A - de //6 () LEN St Antônio/7

2 [MWmed] Tabela - Alterações na Expansão da oferta das UTEs UTE Subsistema Situação Combustível Potência Total (MW) Não houve alterações significativas nos cronogramas de expansão das usinas não simuladas individualmente. Figura - Expansão da oferta das Usinas Não-Simuladas UG (MW) Data de Atraso (+) / entrada em Antecipação (-) operação - em relação ao DMSE PMO anterior Palmeiras de 77 x,88,8 JUL/ + mês SE/CO EC Óleo Diesel 7,6 Goiás (GO) () x,,8 JUL/ + mês Porto do Pecém I Carvão Mineral NE EC 7, UG 6, AGO/ + mês (CE) (6) Importado SUAPE II (PE) (6) NE EC Óleo Combustível 8, UG 8, DEZ/ + meses Porto de Itaqui Carvão Mineral N EC 6, UG 6, OUT/ + meses (MA) (6) Importado EC- Usina em fase de construção () º LEN (A-/6) (6) º LEN (A-/7)... Atualização dos CVU das UTN Angra II e da UTE Fortaleza Os Despachos SRG/ANEEL nº.86 e.6/ resolvem conhecer e dar provimento às solicitações das empresas Eletrobras Termonuclear S.A. e Central Geradora Termelétrica Fortaleza S.A. para revisão dos CVU das usinas citadas a seguir. Tabela - Alterações de CVU Usina DE CVU [R$/MWh] PARA Angra II 8,77 9,8 Fortaleza 86,,7... Despacho antecipado de GNL PMO jun/ PMO jul/ Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos faxes ONS nº 8// e //, na elaboração do PMO de julho/ foi instruído o despacho antecipado (9 semanas à frente) das UTE Santa Cruz Nova e Linhares.. Fatos Relevantes Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização mensal de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Neste PMO ocorreram os seguintes destaques:.. Atualização dos CVU da UTN Angra II e da UTE Fortaleza; Entrada em operação comercial da UG6 da UHE Estreito TOC; Atraso nas datas das UG e 6 da UHE Santo Antônio, vinculadas à entrada em operação da LT Porto Velho / Abunã / Rio Branco C, prevista para //; Despacho antecipado GNL. Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de julho/ e agosto/, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL. As usinas são representadas no modelo NEWAVE totalmente inflexíveis: A UTE Linhares com o valor igual a MWmed para julho/ e 6, MWmed para agosto/; e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a MWmed para julho/ e 6, MWmed para agosto/.. Valor da Penalidade da CAR Em função da atualização mensal rotineira dos CVU das usinas vendedoras nos leilões, realizada pela CCEE, pode haver alteração da penalidade da CAR utilizada no modelo NEWAVE. Entretanto, para este PMO não houve alteração da penalidade, mantendo-se os 9, R$/MWh.

3 Tabela Penalidade da CAR POTÊNCIA TIPO COMB. SUBSIST. CUSTO (R$/MWh) (MW) XAVANTES,7 Diesel SE/CO 9,86 PAU FERRO I,6 Diesel NE 97, TERMOMANAUS 6, Diesel NE 97, CARIOBA 6, Oleo SE/CO 97, UTE BRASILIA, Diesel SE/CO.7,8 Penalidade 9, ONS: Este é o custo mais alto abaixo do primeiro patamar de déficit da térmica disponível As UTE 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. por condições extremas, sendo que em junho os elevados totais de precipitação em parte da região Sul do Brasil e no centro-sul da região Sudeste foram o maior destaque. Até o dia 8 a precipitação observada superou a média histórica em parte das bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranaíba e nas bacias dos rios Paraná (calha principal), Paranapanema, Tietê, Grande, Paraíba do Sul e na cabeceira do rio São Francisco. Nas demais bacias do SIN a precipitação ficou próxima da média histórica, exceto na bacia do rio Jacuí que permanece com precipitação abaixo da média (figura ). Figura - Mapa de anomalia da precipitação acumulada em junho/ no Brasil (até o dia 8) Informações mais detalhadas sobre os estudos energéticos de médio prazo para o PMO de julho/ estão disponíveis na Nota Técnica ONS n 9/, disponível na área dos agentes no site do ONS ( INFORMAÇÕES CONJUTURAIS PARA A ELABORAÇÃO DO PMO. 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 º 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 Este mês de junho vem se caracterizando ainda como um mês de transição entre o fenômeno La Niña (desconfigurado entre os meses de março e abril de ) e o El Niño (com previsão para início entre os meses de julho e agosto de ). Assim, como o mês de maio, este mês de transição também foi caracterizado As condições hidrometeorológicas favoráveis nos subsistemas SE/CO e Sul em junho refletiram no aumento de suas afluências. Nestes subsistemas a variação de maio para junho foi de 9.79 MWmed (% da MLT) para 8.8 MWmed (% da MLT) no SE/CO, e de.9 (66% da MLT) para.977 MWmed (% da MLT) no Sul. Nos demais subsistemas observou-se a continuidade do processo de recessão das afluências. No NE a variação de ENA foi de.66 MWmed (9% da MLT) em maio, para.7 MWmed (67% da MLT) em junho. No subsistema N a redução de ENA de maio para junho foi de.6 MWmed (7% da MLT) para.68 MWmed (7% da MLT).

4 .. Análise Climática Conforme comentado anteriormente, as condições da TSM do Pacífico Equatorial permanecem ainda em uma condição de transição para o fenômeno El Niño, sendo que neste mês de junho as anomalias positivas da TSM já estão se distribuindo para a porção central do Pacífico Equatorial (figura ), indicando que as condições necessárias para a consolidação do fenômeno El Niño já estão próximas (provavelmente entre um a dois meses). Figura - Anomalia da TSM observada na semana entre /6/ e 8/6/. Fonte: CPTEC/INPE A previsão de consenso elaborada pelo CPTEC/INMET para o trimestre julho-agosto-setembro indica que a precipitação deve variar entre a média e acima da média em parte da bacia do rio Uruguai e nas bacias dos rios Iguaçu, Paraná (calha principal), Paranapanema, Tietê e Grande, ficando próxima da média nas demais bacias do SIN... Previsão para Junho Para a próxima semana a previsão meteorológica indica que as frentes frias deverão ficar confinadas na região Sul do Brasil, ocasionando totais de precipitação significativos nas bacias desta região. Nas demais bacias a previsão é de ausência de precipitação neste período (Figura 6). 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 6 - Chuva prevista pelo modelo ETA (Cptec/INPE) para a semana de /7 a 7/7 A previsão baseada no modelo Climate Forecast System CFS versão, do centro Americano, confirma a hipótese de verificarmos a configuração do fenômeno El Niño já nos próximos meses, com a perspectiva de que ele permaneça durante todo o verão de / (figura ). Figura - Previsão da TSM na região do Niño. elaborada pelo modelo CFS versão do National Center for Environmental Prediction NCEP, com diferentes condições iniciais, válida até março de Prevê-se que na próxima semana operativa (/6 a 6/7), as afluências ao subsistema SE/CO e S sofram redução em relação à semana vigente, com valor de ENA, respectivamente, de.89 MWmed (6% da MLT) e de.8 MWmed (7% da MLT). Já nos subsistemas NE e N são previstos aumentos nas afluências, com valores de.8 MWmed (69% da MLT) e.7 MWmed (87% da MLT), respectivamente.

5 Energia Natural Afluente (%MLT) Para o mês de julho, a previsão é de afluências médias mensais superiores as médias históricas nos subsistemas SE/CO e S com valores de.7 MWmed (% da MLT) e.669 MWmed (% da MLT). Nos subsistemas NE e N, as afluências previstas são, respectivamente, de,.78 MWmed (69% da MLT) e.8mwmed (8% da MLT). Figura 9 - Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Nordeste em julho/ As figuras 7 a 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 julho/ Figura - Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Norte em julho/ Figura 8 - Evolução da Energia Natural Afluente no Subsistema Sul em julho/.. Cenários de Vazões para Julho para Acoplamento com a Função de Custo Futuro As figuras a 8 apresentam as características dos cenários gerados no PMO do mês de julho para acoplamento com a FCF do mês de agosto/. São mostradas para os quatro subsistemas as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENAs. Figura - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO de Julho/ % SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/ 8% 6% % % % 8% 6% % % % Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Mes_ REVISÃO

6 Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Energia Natural Afluente (%MLT) Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Energia Natural Afluente (%MLT) Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sudeste no PMO de Julho/ para o mês de Agosto % 9% 8% 7% 6% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/ Figura - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Nordeste, em %MLT, para o PMO de Julho/ % % 8% 6% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/ % % % % % % % % % % 6% 8% % % % 6% 8% % Energia Natural Afluente (%MLT) % % Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Mes_ REVISÃO PMO Figura - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO de Julho/ Figura 6 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Nordeste no PMO de Julho/ para o mês de Agosto 6% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/ % SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/ 9% % 8% 7% % 6% % % % % % % % % Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Mes_ REVISÃO Figura - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Sul no PMO de Julho/ para o mês de Agosto % 9% 8% 7% 6% % % % % % % SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/ % % % % % % 6% Energia Natural Afluente (%MLT) % % % % % 6% 8% % % Energia Natural Afluente (%MLT) Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENAs gerados para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO de Julho/ % % 8% 6% % % PMO SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JUL/ % Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Mes_ REVISÃO 6 PMO

7 CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) Probabilidade acumulada CMO (R$/MWh) Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários Gerados para a Região Norte no PMO de Julho/ para o mês de Agosto % 9% 8% 7% 6% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA AGO/ Figura 9 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto/ Subsistema SE/CO,,, 8, PMO DE JULHO/ CENÁRIOS - REGIÃO SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % % % % % % % % % 6% 8% % % Energia Natural Afluente (%MLT) PMO 6,,,, % % % 6% 8% % % % 6% 8% % ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Os valores da MLT das energias naturais afluentes para os meses de julho e agosto são apresentados na tabela a seguir. Subsistema MLT (MWmed) Julho Agosto Sudeste Sul Nordeste.. Norte Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto/ Subsistema S,,, 8, PMO DE JULHO/ CENÁRIOS - REGIÃO SUL: CMO x ENA e CMO x EAR 6,. 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 8 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6 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, Agosto/, a ordem das ENAs passadas significativas para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-, S-, NE-, e N-. Nas figuras 9 a estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE, ao final do mês de Agosto, no PMO de Julho/.,,, % % % % % % 6% Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto/ Subsistema NE,,, 8, 6,,,, ENA (%MLT) EAR (%EARmax) PMO JULHO/ CENÁRIOS - REGIÃO NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % % % 6% 8% % % ENA (%MLT) EAR (%EARmax) 7

8 CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) Figura - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Agosto/ Subsistema N,,, 8, 6,,,, A figura apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operações dos cenários no final do mês de Agosto/ do subsistema Sudeste com os CMOs dos demais subsistemas para o PMO de Julho/. Figura - Relações entre CMOs dos Subsistemas ao final de Agosto/,,,,, PMO DE JULHO/ CENÁRIOS - REGIÃO NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR % % % 6% 8% % % ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Comparação entre CMOs dos Cenários gerados no PMO do mês de Julho para acoplamento em Agosto/,,,,,,, CMO - SUDESTE (R$/MWh) CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE 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 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. O passo adiante para um novo mês implica numa consulta caracterizada por uma nova Função de Custo Futuro e cenários que apresentam variações em relação à FCF e os cenários do mês antecedente. Tanto a FCF como os cenários estão estreitamente (intrinsecamente) relacionados à MLTs. No sentido de explicitar estas mudanças seguiremos sequencialmente desde a consulta realizada na ª revisão de junho, até a consulta do PMO de julho, passando pela mudança do mês em que fazemos a consulta, mudança de Função de Custo Futuro e finalmente a consideração dos novos cenários gerados neste PMO. Inicialmente foi considerada a FCF gerada no PMO de junho para análise do efeito da simples mudança no mês, comparando a consulta da revisão do PMO de junho com um eventual acoplamento ao final de agosto. 8 A análise dos gráficos acima mostra que, na região consultada, as principais variáveis de estado que influenciam os CMOs de todos os subsistemas, ao final de Agosto, são as Energias Armazenada e Natural Afluente do subsistema Sudeste. Vale ainda destacar que, a partir da análise o dos gráficos acima, observa-se a possibilidade de descolamento dos CMOs da Região Sul em relação às demais quando da ocorrência de vazões altas. A Função de Custo Futuro (FCF) construída pelo modelo Newave, possui atualmente 8 dimensões. Quatro são relativas às Energias Armazenadas dos subsistemas e as demais relacionadas com as Energias Naturais Afluentes mensais. 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

9 Figura Acoplamento da RV de junho - SE Figura 8 Acoplamento da RV de junho ao final de agosto SE Acoplamento RV de junho de - SUDESTE.e+8.96e+8 Acoplamento RV de junho ao final de agosto - SUDESTE x 8 x e+7.8.6e e e+7 x..9e x.e+7 x x Figura Acoplamento da RV de junho - S Figura 9 Acoplamento da RV de junho ao final de agosto S.e+7 Acoplamento RV de junho de - SUL Acoplamento RV de junho ao final de agosto - SUL x 7 x e e e e+7 x e+7 x x Figura 6 Acoplamento da RV de junho - NE x.7e+7.e+7 Figura Acoplamento da RV de junho ao final de agosto NE.. x 7.6e+7 Acoplamento RV de junho de - NORDESTE.. x 7 Acoplamento RV de junho ao final de agosto - NORDESTE.97e e+7.8.8e e e+7 6.e x x Figura 7 Acoplamento da RV de junho N.88e+7 Figura Acoplamento da RV de junho ao final de agosto N.8e+7 Acoplamento RV de junho de - NORTE Acoplamento RV de junho ao final de agosto - NORTE x 7 x 7..9e e+7.7.7e x..e x..e+7.7e+7.e+7

10 Somente pela mudança do mês em que fazemos a consulta já podemos observar a queda da FCF, principalmente nos subsistemas Norte, Sul e Nordeste. As variações nos Valores da Água médios estão dispostas na tabela a seguir. Tabela 6 Variações no Valor da Água com a mudança de mês Acoplamento da RV na FCF gerada no PMO de junho ao final de julho Valor da Água (R$/MWh) Acoplamento da RV na FCF gerada no PMO de junho ao final de agosto Cenários da RV do PMO de junho SE 8,, S 7,, NE 8,7, NE 8,,99 O segundo passo consiste em compararmos um acoplamento realizado ao final de agosto em FCFs distintas calculadas no PMO de junho e julho. Ao realizarmos uma nova consulta com os mesmos cenários da RV do PMO de junho na nova FCF gerada no PMO de julho, vemos uma redução contundente nos valores da Água médios, proveniente de uma FCF gerada a partir de um passado muito úmido, no caso junho. Observa-se claramente através da figura do sudeste que a inclinação da FCF ao final de agosto gerada no PMO de julho está fortemente atenuada na região de consulta, resultando em Valores da Água médios menores. Figura Acoplamento da RV de junho ao final de agosto SE Figura Acoplamento da RV de julho, cenários RV SE x 8.96e+8 Acoplamento RV de junho ao final de agosto - SUDESTE x 8 Acoplamento RV de julho FCF ao final de ago cenarios da RV - SUDESTE.8e e e e x.e+7...6e e+7 x x x Figura Acoplamento da RV de junho ao final de agosto NE Figura Acoplamento da RV de julho, cenários RV NE Acoplamento RV de junho ao final de agosto - NORDESTE Acoplamento RV de julho FCF ao final de ago cenarios da RV - NORDESTE x 7 x e+7..9e e+7.6.e+7.6..e e+7 6.e+7 6 x x.88e+7

11 A tabela a seguir mostra a redução dos Valores da Água médios ao trocarmos a FCF. Tabela 7 Variação do Valor da Água com a troca da FCF Acoplamento da RV na FCF gerada no PMO de junho ao final de agosto Valor da Água (R$/MWh) Acoplamento da RV na FCF gerada no PMO de julho ao final de agosto Cenários da RV do PMO de junho SE, 9, S, 7,88 NE,,6 NE,99,7 O acoplamento final da sequência ilustra o que acontece quanto utilizamos os novos cenários e na nova FCF calculados no PMO de julho. Estes cenários são relativamente menores do que os cenários da RV devido às próprias características sazonais da hidrologia, fazendo com que o acoplamento se dê numa região de menos energia. Figura 6 Acoplamento da RV de julho, cenários RV SE Figura 9 Acoplamento da RV do PMO de julho - SE x 8 Acoplamento RV de julho FCF ao final de ago cenarios da RV - SUDESTE.8e+8 x 8.98e+8 Acoplamento RV do PMO de julho - SUDESTE e e e e+7 x...68e+7....e+7 x x x Figura 7 Acoplamento da RV de julho, cenários RV S Figura Acoplamento da RV do PMO de julho S Acoplamento RV do PMO de julho - SUL.e+7 x 7. x 7 Acoplamento RV de julho FCF ao final de ago cenarios da RV - SUL..8e e+7.e e e+7 x...e x.e+7 x x Figura 8 Acoplamento da RV de julho, cenários RV NE Figura Acoplamento da RV do PMO de julho - NE Acoplamento RV de julho FCF ao final de ago cenarios da RV - NORDESTE.8e+7 Acoplamento RV do PMO de julho - NORDESTE x 7 x e+7..7e e+7.8.6e+7..e+7 6 x.e+7 6..e x

12 Figura Acoplamento da RV de julho, cenários RV N Figura Acoplamento da RV do PMO de julho N.e+7 Acoplamento RV do PMO de julho - NORTE.e+7 Acoplamento RV do PMO de julho - NORTE x 7 x e+7.9.8e e+7...e e+7...e+7 x x Na tabela a seguir são mostrados os impactos nos Valores da Água médios resultantes da mudança na região de consulta. Tabela 8 Variações no Valor da Água pela troca de cenários Acoplamento da RV na FCF gerada no PMO de julho ao final de agosto Cenários da RV - junho Valor da Água (R$/MWh) Acoplamento da RV na FCF gerada no PMO de julho ao final de agosto Cenários da RV - Julho SE, 6, S,, NE, 6, NE,99 6,

13 . Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na º Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados no PMO de Julho. Tabela 9 -Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO de Julho/ IMITE DE INTERCÂMBIO (MWmed PMO jul/ Revisão FLUXO PATAMAR Semana Demais Semanas Pesada.. RNE Média.. Leve. (A). Pesada.. FNS Média.. Leve.86 (B). Pesada.. FSENE+FMCCO Média.. Leve.. Pesada.. FNE Média.. Leve.. Pesada.. EXPORT. NE Média.. Leve.7.7 Pesada.. FMCCO Média.. Leve.. Pesada.8.8 FCOMC Média.8.8 Leve.8.8 Pesada.. FSENE Média.. Leve.. Pesada.. FSM Média.. Leve.7 (B). Pesada RSE Média Leve Pesada.6.6 FORNEC. SUL Média.6.6 Leve.. Pesada RECEB. SUL Média Leve Pesada. 6. ITAIPU Hz Média. (C) 6. Leve Pesada ITAIPU 6 Hz Média Leve (A) LT kv US. L.GONZAGA/U.SOBRADINHO C- (B) ANDE Segregada com UG + C IPU-Mdir (C) ANDE Segregada/ ZRB Foz Hz/ LT kv Xavantes - M.Fornasaro/ C Itaipu / M. Direita/ Sanar vazamento DCP

14 . Previsões de Carga Tabela - Previsão da Evolução da carga para o PMO do mês de Julho/ SISTEMAS MENSAL SE/ CO SUL S / SE / CO 6.7 NORTE. NE 8.68 N / NE.696 SEMANAS ª ª ª ª ª SIN Fatores de Disponibilidade das Usinas Hidrelétricas Tabela - Fatores de disponibilidade de usinas hidrelétricas com base no cronograma consolidado de manutenção de UGs Fator de Disponibilidade USINA HIDROELÉTRICA /6 a 6/7 7/7 a /7 /7 a /7 /7 a 7/7 8/7 a /8 6 FURNAS,66,8,89,768,7 7 M. DE MORAES,9,8,9,, 8 ESTREITO,8,786,8,, IGARAPAVA,8,8,8,8,8 6 A.S.OLIVEIRA,,,,, 7 MARIMBONDO,89,98,9,87,87 8 A. VERMELHA,,,,,9 7 CAPIM BRANC,,,,87,8 CORUMBA I,7,,,, ITUMBIARA,9,99,99,9,8 CACH.DOURADA,,,98,97,97 SAO SIMAO,,,,,9 8 A.S. LIMA,667,,,,76 9 IBITINGA,667,,,, NAVANHANDAVA,667,667,667,667,667 I. SOLT. EQV,9,9,89,88,9 JUPIA,99,99,99,99,99 6 P. PRIMAVERA,,99,99,99,99 L.N. GARCEZ,7,7,7,7,7 CANOAS I,667,667,667,667, ITAIPU,9,9,9,9,9 7 G.B. MUNHOZ,7,7,7,7,7 76 SEGREDO,,,,,8 78 SALTO OSORIO,976,,,,88 8 SALTO CAXIAS,87,7,7,7,89 9 MACHADINHO,87,,,, 9 ITA,,87,8,, JACUI,,88,976,,88 ITAUBA,8,,,, G.P. SOUZA,,,9,, 9 HENRY BORDEN,78,88,88,88,88 7 SOBRAGI,,,76,87,8 ILHA POMBOS,,878,878,8,78 NILO PECANHA,,866,8,8,97 P. ESTRELA,,,,87, MASCARENHAS,7,,,7,7 8 IRAPE,,,,7, RETIRO BAIXO,6,7,,, 6 TRES MARIAS,7,667,667,667,667 6 QUEIMADO,667,667,667,667, SOBRADINHO,,,9,8,8 7 ITAPARICA,88,8,,8,8 7 MOXOTO,7,7,7,99, 7 P.AFONSO,,7,,,7 78 XINGO,88,8,8,8,8 9 B. ESPERANCA,67,6,6,6,6 SERRA MESA,7,667,667,667, SAO SALVADOR,7,6,,, 7 PEIXE ANGIC,667,8,,, 6 LAJEADO,,,,87,8 6 SALTO,7,,,99, 67 ESTREITO TOC,99,,,88,8 7 CURUA-UNA,,,76,667,667 7 TUCURUI,9,9,9,9,9 79 SAMUEL,,886,9,, 8 PONTE PEDRA,76,76,76,, 87 STO ANTONIO,,87,667,9, DARDANELOS,8,8,,, CACU,6,,,, B. COQUEIROS,7,,,,

15 .6 Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela - Armazenamentos iniciais por subsistema, considerados na Rev. PMO Junho/ e no PMO Julho/ Armazenamento Subsistema (%EARmáx) Rev. PMO jun/ PMO jul/ Armazenamento Final Partida Informada Semana (: hs pelos Agentes (: /jun) hs /jun) SUDESTE/C.OESTE 7,8 7, SUL 6,9 6, NORDESTE 66, 66, NORTE 9, 9,9 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na Revisão do PMO de Junho, para a : h do dia /6. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios.. Custos Marginais de Operação As figuras a seguir, apresentam os custos marginais de operação por patamar de carga, para as semanas operativas que compõe o mês de julho. Figura - CMOs do mês de julho, carga pesada 9, 8, 8, 7, 7, CMOs DO PMO - CARGA PESADA JUL/ 6, Sudeste 8,6 7, 7, 7,8 8, Sul 8,6 7, 7, 7,8 8, Nordeste 8,6 7, 7, 7,8 8, Norte 8,6 7, 7, 7,8 8, Figura - CMOs do mês de julho, carga média. PRINCIPAIS RESULTADOS. Políticas de Intercâmbio 7, 7, 7, CMOs DO PMO - CARGA MEDIA JUL/ Tabela - Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de /6/ a 6/7/ 6,8 6,6 6, 6, 6,,8 Sudeste 7,8 6,6 6, 6,98 7,6 Sul 7,8 6,6 6, 6,98 7,6 Nordeste 7,8 6,6 6, 6,98 7,6 Norte 7,8 6,6 6, 6,98 7,6 Figura 6 - CMOs do mês de julho, carga leve 6, CMOs DO PMO - CARGA LEVE JUL/ 6,,,,,,, Sudeste,9,8,7 6,,6 Sul,9,8,7 6,,6 Nordeste,9,8,7 6,,6 Norte,9,8,7 6,,6

16 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR (%EARmax) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh). Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir. Figura 7 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Julho/. Resumo dos resultados do PMO As figuras a seguir mostram um resumo do resultado do PMO para o mês de julho/, relacionando, ENA, EAR e CMO, para os quatro subsistemas. Figura 9 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste, 9, 8, 7, 6,,,,,,, ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO JUL/ Inic Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ VE(Mês_) SUDESTE 7, 7,6 7, 7,8 7, 7, 69,7 SUL 6, 66, 68, 68, 66, 6,6, NORDESTE 67, 6, 6, 6, 7,6,, 8, 7, 6,,,,,,, 9, 8, 7, 6,,,,,,, Resultados do PMO - SE - JUL/ Inic Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ VE(Mês_) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 7, 6,,,,,,, NORTE 9, 9, 9, 87, 8,9 8,8 7, Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir. Figura 8 - Energia Armazenável Máxima por subsistema Subsistema Energia Armazenável Máxima (MWmed) Julho Agosto Sudeste.7.7 Sul Nordeste Norte Tabela de geração térmica Tabela - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sudeste Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Pesada Media Leve Custo (R$/MWh) R$/MWh 8,6 R$/MWh 7,8 R$/MWh,9 R$/MWh SE/CO CUIABA CC 9, () () () 6,7 ANGRA.,.,.,., 9,8 ANGRA 6, 6, 6, 6,,7 NORTEFLU,,,, 7,8 ST.CRUZ NO 6, 7 () 7 () 7 () 6, LINHARES, () () () 9,88 TOTAL () Considerada indisponível, conforme Despacho ANEEL nº., de //9. () Despacho instruído antecipadamente, tendo por base metodologia vigente para despacho GNL. Tabela - Tabela de Geração Térmica por Ordem de Mérito de Custo na Região Sul Capacidade Instalada (MW) Despacho (MWmed) Pesada Media Leve Custo (R$/MWh) R$/MWh 8,6 R$/MWh 7,8 R$/MWh,9 R$/MWh SUL CANDIOTA_,,, -,6 TOTAL,,,, Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Sul,,,, 9, 8, 7, 6,,,,,,, Resultados do PMO - S - JUL/, Inic Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ VE(Mês_) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste, 9, 8, 7, 6,,,,,,,, Inic Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ VE(Mês_) Figura - Resumo do PMO para o Subsistema Norte, 9, 8, 7, 6,,,,,,, Resultados do PMO - NE - JUL/ CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) Resultados do PMO - N - JUL/ 6,,,,,, 7, 6,,,,,, 7, 6,,,,,,, Inic Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ Sem_ VE(Mês_) CMO (R$/MWh) EAR(%EARmax) ENA(%mlt) 6

17 . 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 Julho/, foi realizada uma análise de sensibilidade considerandose algumas das principais atualizações nos dados de planejamento do PMO DECOMP, iniciando-se com o estudo da atualização da previsão de afluências para julho, porém ainda considerando a função de custo futuro do PMO de Junho/ e o estado inicial dos reservatórios segundo armazenamento estimado na última revisão do PMO de junho. Em seguida, foram elaborados estudos para avaliação incremental do impacto do CMO a partir da 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. No entanto, ressaltamos que os valores de CMOs obtidos nos resultados, são dependentes da ordem em que as atualizações foram consideradas. Em contrapartida essa mesma ordem em não influencia no resultado final do PMO. Figura - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistemas SE/CO, Sul e Norte CMO Médio Semanal ª semana operativa /6 a 9/6/ CMO Médio Semanal ª semana operativa /6 a 6/7/ SE/CO, Sul e N - CMO (R$/MWh) A análise dos resultados dos estudos mostrou que os maiores impactos no CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte ocorreram em função da atualização da Função de Custo Futuro do médio prazo e da previsão de afluências, indicando decréscimos de,6 R$/MWh e 9, R$/MWh respectivamente. Os estudos subsequentes apresentaram pequenas variações de CMO. Figura - Análise da Variação do CMO Médio Semanal Subsistema NE CMO Médio Semanal ª semana operativa /6 a 9/6/ 77, Rev. Anterior 68, -9,7 -,6 Vazões NE - CMO (R$/MWh) 7, 7, 6,8 6, 6,8 FCF jul/ -, -,9 -,8 Expansão O mesmo ocorreu para o subsistema NE, sendo que a partir da atualização da previsão de afluências o CMO ficou igual em todos os subsistemas do SIN. A tabela a seguir apresenta os valores médios do CMO projetados no estudo da revisão anterior e os valores médios de CMO observados para o PMO em cada subsistema. Tabela 6 - Variação do CMO Médio Semanal CMO Médio Semanal ª semana operativa /6 a 6/7/ Armaz. Iniciais Desligam.,8 Demais Atualiz. 7 77,8 Rev. Anterior 68, -9, -,6 Vazões 7, 7, 6,8 6, 6,8 FCF jul/ -, -,9 -,8 Expansão Armaz. Iniciais Desligam.,8 Demais Atualiz. CMO Médio Semanal (R$/MWh) Rev. PMO jun/ Rev. PMO jul/ Variação SE/CO 77,8 6,8 -,8 S 77,8 6,8 -,8 NE 77, 6,8 -,8 N 77,8 6,8 -,8

18 . 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 º semana operativa do mês de julho, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO T. NORTE 87,6 GOIANIA 686,8 6. SENSIBILIDADE PESADA 8,6 8 R$.89.7, MÉDIA 7,8 R$.7.8, LEVE,9 R$.66.7, PESADA 8,6 8 R$ 9.6, MÉDIA 7,8 R$ - LEVE,9 R$ - TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO PESADA 8,6 R$.87., MÉDIA 7,8 R$.9.7, LEVE,9 9 R$.67., SEMANA TÉRMICAS CVU PAT CMO GER CUSTO DE OPERAÇÃO MARACANAU, SEMANA TOTAL SE/CO R$..98,8 S. TIARAJU,9 SEMANA TOTAL SUL R$ , PESADA 8,6 R$ - MÉDIA 7,8 R$ - LEVE,9 R$ 8.8, TOTAL NE R$ 8.8, A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a ª semana operativa, de /jun a 6/jul, 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 julho/. A consideração do limite inferior a partir da ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de 7.6 MWmed (9 %MLT) para o SE/CO, 6.68 MWmed (6 %MLT) para o Sul,.69 MWmed (66 %MLT) para o NE e. MWmed (8 %MLT) para o Norte. Já a consideração do limite superior a partir da ª semana operativa resulta em uma ENA média mensal de.99 MWmed (6 %MLT) para o SE/CO,.98 MWmed ( %MLT) para o Sul,.97 MWmed (7 %MLT) para o NE e.6 MWmed (8 %MLT) para o Norte. Figura Sensibilidade Limite Inferior e Limite Superior, 8, 6,,,,, 8, 6,,,, Região SE/CO 6,8 CMO º SEMANA Região NE 6,8 CMO º SEMANA 9,68,8 SENSIBILIDADE SENSIBILIDADE 9,68, 6,8 9,68,9 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 /6 a 6/7/, não há expectativa de despacho de geração térmica complementar para atendimento à demanda horária. 8. ANÁLISE PROSPECTIVA DA EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS NOS SUBSISTEMAS QUE COMPÕEM O SIN, PARA O PERÍODO DE JULHO/ A JUNHO / 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 elaborada para o PMO de Junho, mantendo-se a mesma inalterada ao longo do período de estudo, sendo consultados seus cortes a cada mês. Adicionalmente, foi estabelecido um recebimento mínimo de energia pela região Nordeste de 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 % do EARmáx, de forma a, 8, 6,,,,, 8, 6,,,, Região SUL CMO º SEMANA Região N 6,8 CMO º SEMANA SENSIBILIDADE 9,68, SENSIBILIDADE 8

19 não permitir o acentuado deplecionamento do referido subsistema. Figura 7 ENA SUL 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. 8.. Premissas 8... Carga Para o estudo prospectivo foi utilizada a mesma carga própria considerada no Planejamento Anual Energético -6. Figura 8 ENA NE 8... Níveis de Partida Os níveis de partida adotados para /7/ foram obtidos a partir dos resultados da Rev. do PMO de Junho/. Figura 9 ENA N Energia Natural Afluente Figura 6 ENA SE/CO

20 8.. Resultados Figura 6 - Balanço Energético da Região Sul 8... Evolução dos Armazenamentos Figura 6 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste Figura 6 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Nordeste Figura 6 - Balanço Energético da Região Sudeste/ Centro- Oeste Figura 6 - Balanço Energético da Região Nordeste Figura 6 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Sul

21 Figura 66 - Evolução dos Armazenamentos Subsistema Norte Figura 67 - Balanço Energético da Região Norte 8... Custos Marginais Prospectivos 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 GPD, pelos tels: ()-98 / 97 e pelo pmo@ons.org.br As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação, poderão ser encaminhadas para o pmo-ouv@ons.org.br