JANEIRO RV0 1º Semana

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1 JANEIRO 2014 RV0 1º Semana

2 Sumário INTRODUÇÃO... 1 INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO Armazenamento inicial dos reservatórios equivalentes Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2014 (%MLT) Expansão da oferta hidrotérmica Limites de Intercâmbio Restrições Elétricas Taxa de desconto e função custo de déficit Despacho antecipado de GNL... 6 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEREOLÓGICAS Climatologia Previsão meteorológica para a próxima semana Expectativas de ENAs... 9 CARGA DE ENERGIA Previsão de carga para janeiro Atendimento a carga... 9 RESULTADOS DA OPERAÇÃO Custo Marginal de Operação Politica de intercâmbio Recuperação dos reservatórios equivalentes dos subsistemas Geração térmica RESUMO... 12

3 INTRODUÇÃO JANEIRO 2014 RV0 Dezembro foi caracterizado pela ocorrência de precipitação nas bacias dos rios São Francisco (incremental à Sobradinho), Tocantins, Doce e Jequitinhonha, devido à configuração da ZCAS. Em comparação com o mês anterior, dezembro apresentou afluências superiores no Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Entre 21 e 27 de dezembro ocorreu precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins. Na próxima semana, de 28 de dezembro até 03 de janeiro, a previsão é de chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Paranaíba e fraca/moderada na bacia do rio Grande e a montante da UHE Três Marias. Também são esperadas pancadas de chuva na bacia do rio Tocantins. Na elaboração do PMO, a previsão de vazões foi o parâmetro que ocasionou maior impacto negativo na variação dos custos marginais de operação, em relação aos valores resultantes da última semana do PMO dezembro/13. O valor do CMO médio semanal passou de R$ 290,77/MWh para R$ 247,01/MWh. Através do Despacho nº 4.288/2013, a ANEEL determina que a partir do PMO de janeiro seja utilizada a versão 19 do NEWAVE. 1 INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO Neste PMO ocorreu 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. Destaque para os seguintes itens: Previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE); Oferta hidráulica e térmica participante ou não dos leilões; Volumes de espera; Limites de transmissão; Geração mínima de UTEs por razões de confiabilidade elétrica; e Taxa de desconto e função de custo de déficit.

4 MWmed JANEIRO 2014 RV0 1 - Armazenamento inicial dos reservatórios equivalentes O gráfico abaixo mostra a evolução em pontos porcentuais de cada subsistema em relação ao mês anterior e que foi utilizado como entrada de dados nos modelos Newave e Decomp para a rodada de janeiro. Comparando os valores finais de armazenamento de dezembro com as expectativas, os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul ficaram abaixo da expectativa e os submercados Nordeste e Norte atingiram os níveis desejados. 2 Figura 1 EAR inicial de janeiro - Fonte ONS 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 janeiro/ Armazenamento do SIN Norte Nordeste Sul Sudeste Máximo 0 Figura 2 Evolução dos armazenamentos - Fonte ONS

5 2 - Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2014 (%MLT) A tendência hidrológica segue um modelo auto-regressivo de ordem (p), onde a ordem máxima da influência de transição da série temporal são seis meses. Os valores da tabela abaixo refletem uma comparação com o histórico de vazão comumente chamado de média de longo termo, onde o valor médio é Mês SE/CO S NE N jul/ ago/ set/ out/ nov/ dez/ PAR(p) Tabela 1 Tendência hidrológica - Fonte ONS 3 Expansão da oferta hidrotérmica As alterações no cronograma de expansão hidrotérmica seguiram as determinações da reunião do DMSE de 18/12/2013. Figura 3 Alterações na expansão hidráulica - Fonte ONS

6 4 Figura 4 Alterações na expansão térmica - Fonte NOS Figura 5 Evolução das usinas não simuladas - Fonte ONS 4 Limites de Intercâmbio Os cronogramas das obras de transmissão das interligações regionais são definidos em reunião específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são atualizadas a partir de informações obtidas junto aos Agentes e a ANEEL. Podemos destacar: Desde fevereiro/2013 o cronograma de entrada em operação comercial das unidades geradoras de Santo Antônio e Jirau é alterado nos modelos de operação de forma a contemplar a restrição de escoamento de energia até a entrada em operação da linha de transmissão.

7 5 Tabela 2 Cronograma de escoamento das UHEs Santo Antônio e Jirau - Fonte ONS Antecipação de dois meses (de jul/2016 para mai/2016) em parte das obras de escoamento da UHE Belo Monte, que aumenta a capacidade de troca de energia entre Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste no período para 1360 MWmed no sentido SE/CO NE e 1560 MWmed no sentido NE SE/CO. 5 Restrições Elétricas A nota técnica ONS nº 0170/2013 detalha as razões pelas quais as usinas térmicas necessitam ser despachadas por restrições elétricas para atendimento aos critérios e padrões definidos nos Procedimentos de Rede. 6 Taxa de desconto e função custo de déficit Neste PMO, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 293/2013 e Resolução Homologatória ANEEL nº 1.667/2013, manteve-se a taxa de desconto de 12% no modelo NEWAVE e passou-se a ser considerada uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares para todos os subsistemas.

8 6 Figura 6 Atualização do custo de deficit - Fonte ONS 7 Despacho antecipado de GNL Conforme metodologia vigente, para o PMO de janeiro/2014 foi instruído o despacho antecipado das UTEs Santa Cruz Nova com valor de 335 MWméd em janeiro e 256,2 MWméd em fevereiro e Linhares com geração de 204 MWméd em janeiro e 195,5 MWméd em fevereiro. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEREOLÓGICAS 1 - Climatologia As condições da Temperatura da Superfície do Mar TSM observadas na última semana permanecem mostrando predominância de águas frias na região do Pacífico Equatorial próximo à América do Sul. Mesmo com anomalias negativas, a temperatura do Pacífico Equatorial ainda é considerada como neutra:

9 7 Figura 7 Anomalia da TSM - Fonte CPTEC A previsão baseada no modelo Climate Forecast System CFS versão 2, do centro Americano, mostra uma condição de neutralidade no oceano Pacífico na região do Niño 1.2 até o fim do período chuvoso. Figura 8 Previsão de TSM - Fonte National Center for Environmental Prediction

10 2 - Previsão meteorológica para a próxima semana Na semana entre 28 de dezembro e 03 de janeiro espera-se que a atuação de duas frentes frias, no início e fim da semana, ocasione chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Paranaíba e chuva fraca/moderada na baixa do rio Grande e no trecho montante a UHE Três Marias. A bacia do rio Tocantins deve apresentar pancadas de chuva. 8 Figura 9 Previsão de Precipitação para o período 28/12 a 03/01 - Fonte ONS

11 3 - Expectativas de ENAs A partir da previsão meteorológica, prevê-se para a semana operativa vigente, o aumento das afluências em todos os subsistemas, com exceção do Sul que não deve ter variação significativa. A tabela a seguir apresenta os resultados da previsão de ENAs para as próximas semanas e para o mês de janeiro. 9 Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana5 Semana6 Janeiro Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Tabela 3 Expectativa de ENA - Fonte ONS CARGA DE ENERGIA 1 - Previsão de carga para janeiro Subsistema Carga Semanal - MWmed Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana5 Jan/14 Carga Mensal - MWmed var% Jan/14 Jan/13 Sudeste ,60 Sul ,60 Nordeste ,60 Norte ,2 SIN ,20 Tabela 4 Previsão de carga - Fonte ONS 2 - Atendimento a carga Com base nas previsões iniciais do ONS de carga e ENA, temos a seguir a expectativa de evolução dos reservatórios do SIN.

12 R$/MWh MWmed JANEIRO 2014 RV0 Atendimento a Carga em MWmed ENA + Geração Térmica Saldo para Armazenamento Saldo para Armazenamento MW/mês Saldo % EARmax 11% Carga Figura 10 Saldo para armazenamento RESULTADOS DA OPERAÇÃO 1 - Custo Marginal de Operação A tabela a seguir apresenta os CMOs médios por subsistemas, consolidados e previstos para as semanas de janeiro. Os CMOs em negrito são os realizados e vigentes até o dia 03/01/ Previsão CMO - Janeiro Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana5 Sudeste 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 Sul 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 Nordeste 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 Norte 247,01 247,44 246,15 245,79 245,68 Figura 11 CMO realizado e previsto para o mês Fonte ONS

13 2 - Politica de intercâmbio 11 Figura 12 Politica de atendimento Fonte ONS 3 Recuperação dos reservatórios equivalentes dos subsistemas Traçada a politica energética é esperado a evolução dos reservatórios conforme segue: 70% % EARmax dos Subsistemas 60% 50% 40% 30% 20% 58% 57% 55% 53% 45% 43% 43% 36% Sudeste Sul Nordeste Norte 10% 00% Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana5 Figura 13 Evolução do armazenamento Fonte ONS

14 MWmed MWmed JANEIRO 2014 RV0 4 - Geração térmica A geração térmica está na ordem de MWméd distribuída conforme a tabela abaixo: Geração Térmica Programada - 1ª Semana - Janeiro/ SE/CO S NE N SIN Restrição Elétrica Garantia Energética Inflexibilidade Ordem de Mérito Figura 14 Programação do despacho térmico Fonte ONS RESUMO 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% ENA e EAR Sudeste - Janeiro/ % 96% 98% 97% 100% 45% 47% 49% 51% 53% Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana ENA (MWmed) ENA (% MLT) EAR (%EARmax)

15 MWmed MWmed MWmed JANEIRO 2014 RV0 ENA e EAR Sul - Janeiro/ % 91% 84% 85% 80% 70% 60% 60% 40% 57% 55% 55% 55% 55% 20% % Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana ENA (MWmed) ENA (% MLT) EAR (%EARmax) 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% ENA e EAR Nordeste - Janeiro/ % 122% 126% 121% 118% 58% 53% 48% 42% 36% Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana ENA (MWmed) ENA (% MLT) EAR (%EARmax) 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% ENA e EAR Norte - Janeiro/ % 96% 96% 102% 83% 43% 42% 41% 41% 43% Semana1 Semana2 Semana3 Semana4 Semana ENA (MWmed) ENA (% MLT) EAR (%EARmax) Figuras 15 até 18 CMO, ENA e EAR Fonte ONS

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