Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

Transcrição

1 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Julho Semana Operativa de 25/06/2016 a 01/07/ APRESENTAÇÃO Na semana de 18 a 24/06/2016, as bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e o trecho incremental a UHE Itaipu apresentaram chuva fraca. No início da semana de 25/06 a 01/07/2016 deve ocorrer precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul e no trecho incremental a UHE Itaipu. No PMO de julho/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO do subsistema SE/CO passou de R$ 36,15/MWh para R$ 47,98/MWh; no subsistema Sul passou de R$ 33,78/MWh para R$ 47,98/MWh; no subsistema Norte passou de R$ 107,54/MWh para R$ 107,32/MWh; e no subsistema NE passou de R$ 127,12/MWh para R$ 107,32/MWh. A partir do dia 23/06/2016 entrou em vigor a MOP/ONS 255-S/2016 alterando os limites de recebimento de energia pela região Nordeste. Para o cenário Norte importador, o novo valor é MW em todos os patamares de carga. A limitação de MW na geração máxima do setor de 50 Hz da UHE Itaipu, devido a indisponibilidade do filtro ZRJ de 3º e 5º harmônicos da subestação de Ibiúna, foi retirada do deck do modelo Decomp em função da adoção de medidas operativas que possibilitaram o retorno a operação plena do elo de corrente contínua. Modelagem das defluências das UHEs da bacia do rio São Francisco em atendimento ao Ofício nº 128/2016 SRG/ANEEL Durante a plenária da reunião do PMO de julho/2016, realizada no dia 23/06/2016, o ONS apresentou a proposição de atendimento ao Ofício nº 128/2016 SRG/ANEEL, onde para o Modelo NEWAVE, foram consideradas restrições elétricas nas UHEs Itaparica, Complexo P. Afonso e Xingo, que emulavam uma vazão fixa de 800 m³/s. Para a UHE Sobradinho era mantida apenas a vazão mínima de 800 m³/s na funcionalidade VAZMINT. Posteriormente este Operador procedeu uma revisão conceitual em relação a melhor forma de atender ao referente Ofício e apresentou na plenária hoje, 24/06/2016, uma retificação da proposição apresentada anteriormente. A retificação proposta por ora, no entendimento ao estrito cumprimento ao Ofício nº 128/2016 SRG/ANEEL, é de que seja representada a defluência igual a 800 m³/s na UHE Sobradinho, através de uma restrição elétrica nesta usina, o que emula, no modelo NEWAVE, a defluência sobredita; para as demais usinas da cascata, exceto a UHE Três Marias, foi modelada apenas a vazão mínima de 800 m³/s na funcionalidade VAZMINT do Modelo NEWAVE. Para a UHE Três Marias este Operador entende que não deve ser alterada a modelagem proposta e apresentada no dia 23/06/2016, onde, igualmente à funcionalidade utilizada para a representação da vazão fixada na UHE Sobradinho, foi utilizada uma restrição elétrica que emula, na UHE Três Marias as defluências mensais fixadas, conforme valores apresentados na Tabela a seguir, para 2016: Mês JUL AGO SET OUT NOV DEZ Defluência (m 3 /s) 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/07/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Agosto de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. DESTAQUES Entrada em operação comercial da UG 2 da UHE Cachoeira Caldeirão (73,0 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.491/2016. Entrada em operação comercial das UG 36 (42ª; 69,59 MW) e UG 43 (43ª; 73,29 MW) da UHE Santo Antônio, 1

2 [MWmed] MW MW Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação conforme Despachos SFG/ANEEL nº 1.432/2016 e nº 1.591/2016. Entrada em operação comercial da UG 2 da UHE Belo Monte Complementar - Pimental (38,85 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.527/2016. Entrada em operação comercial das UGs 1, 2 e 3 da UTE Maranhão III (Total de 518,8 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1.667/2016, a partir de 01/07/2016. Modelagem de escoamento da UHE Teles Pires em julho e agosto/2016 limitado a 728 MW, equivalente às duas UGs em operação comercial. A restrição deixa de existir a partir de 01/09/2016, quando as outras UGs entrarão em operação comercial. Alteração da vazão mínima defluente das UHEs Sobradinho, Itaparica, Complexo Paulo Afonso-Moxotó e Xingó, passando a ser de 800 m 3 /s até dezembro/2016, conforme Ofício SRG/ANEEL nº 128/2016, retornando a m 3 /s a partir de janeiro/2017, sendo também aplicada como uma restrição elétrica de geração máxima de forma a emular uma operação "inflexível" somente para a UHE Sobradinho. Também foi efetuada modelagem para a UHE Três Marias, de forma similar à UHE Sobradinho, entretanto seguindo tabela específica de defluências. Modelagem das usinas da região metropolitana de Manaus, UTEs Flores (Lotes 1, 2 e 3), Iranduba e São José disponíveis para o SIN até 31/12/2017 e UTE Mauá B4 disponível até 31/07/2020, para atendimento ao Despacho SRG/ANEEL nº 1.605/2016, Portaria MME nº 179/2016 e orientações adicionais da ANEEL. Consideração de disponibilidade nula de energia para as UTEs Santana LM e W no período devido à falta de combustível, conforme declaração do Agente Eletronorte. Atualização de limites de intercâmbio devido aos estudos do PEL , focados apenas no impacto da não consideração das obras da Abengoa. Adaptação dos limites de recebimento do Nordeste para os meses de setembro a dezembro/2016 face às diretrizes operativas do subsistema Norte, contemplando a política de deplecionamento proposta para a UHE Tucuruí para o 2º semestre/2016, conforme determinado pelo Ofício SRG nº 139/2016 e Carta ONS nº 0952/100/2016. Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de julho e agosto/2016, em consonância com os valores utilizados no curto prazo, em atendimento ao Ofício SRG/ANEEL nº 274/2015 e Carta ONS nº 2.305/100/ PREMISSAS 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 junho/ Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE Maior diferença de 686,11 MW Atraso das UHEs Belo Monte e Jirau PMO jun/2016 PMO jul/2016 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs Maior diferença de 147,00 MW Prorrogada a operação comercial das UTEs Flores, Iranduba e São José PMO jun/2016 Maior diferença de 108 MWmed PMO jul/2016 PMO jun/16 PMO jul/16 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas Atendendo ao Despacho ANEEL nº 3.276/2015 a topologia com 9 Reservatórios Equivalentes de Energia REEs passou a ser aplicada a partir do PMO de janeiro/2016. Assim a modelagem do escoamento da energia das UHEs do rio Madeira e da UHE Teles Pires apresenta tratamento específico, para representar adequadamente as restrições pertinentes, não sendo mais necessárias as adaptações no

3 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação cronograma de unidades geradoras das UHEs Santo Antônio, Jirau e Teles Pires, realizadas até o PMO de dezembro/2015. Desta forma, conforme FAX ONS nº 0031/330/2015 e 0100/340/2015, Carta ONS nº 2.285/100/2015 e Ofício SRG/ANEEL nº 271/2015 foram feitas adequações de modelagem nos REEs Madeira, Teles Pires, Itaipu e Norte, com o objetivo de representar especificidades operativas destes REEs. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA O avanço de uma frente fria pela região Sul, associada a um sistema de baixa pressão, ocasiona precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul e no trecho incremental a UHE Itaipu no início da semana (Figura 4). Com relação aos armazenamentos iniciais, foram considerados os valores de 56,3% EARmáx para o subsistema SE/CO (redução de 0,6 p.p.), 88,0% EARmáx para o Sul (redução de 0,2 p.p.), 27,6 % EARmáx para o Nordeste (redução de 3,0 p.p.) e 60,9 % EARmáx para o Norte (redução de 1,2 p.p.). As reduções citadas referem-se à comparação com o PMO de junho/2016. Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de julho/2016, comparadas com o PMO de junho/2016. Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de julho/2016 NEWAVE [%MLT] PMO junho/2016 PMO julho/2016 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Dez/ Jan/ Fev/ Mar/ Abr/ Mai/ Jun/ 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. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 23/06/2016. Figura 4 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 25/06/16 a 01/07/16 Cabe ressaltar que 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 chuva-vazão, 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 recessão nas afluências ao subsistema Sudeste e estabilidade para os demais subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de julho indica a ocorrência de afluências próximas da média para o subsistema Sudeste, levemente abaixo da média para o subsistema Sul e significativamente abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte.

4 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de julho/2016 PMO de JULHO/ ENAs previstas Subsistema 25/6 a 1/7/2016 Mês de JULHO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, os crescimentos da carga previstos para o mês de julho/2016 de, respectivamente, 1,3% e 6,0%, refletem a perspectiva de manutenção das condições climáticas típicas de inverno que já vêm sendo observadas ao longo do mês de junho nessas regiões, contrariamente ao que ocorreu no ano anterior, que registrou temperaturas bastante amenas para o período. Ressalta-se que a expectativa de ocorrência de baixas temperaturas no subsistema Sul, principalmente no que se refere às temperaturas mínimas, contribui para o aumento da carga nesse subsistema, em função da maior utilização de equipamentos de condicionamento térmico. A carga do subsistema Nordeste prevista para o mês de julho/2016 situa-se em patamar ligeiramente inferior ao estimado para o mês de junho/2016, resultando em um crescimento de 6,0% relativamente a julho/2015. No subsistema Norte, a taxa de crescimento da carga de 4,3% está influenciada pela interligação do sistema Macapá que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Tabela 3 - Evolução da carga para o PMO de julho/ PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 25/06/2016 a 01/07/2016. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana 6.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 25/06/2016 a 01/07/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exportadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético do SIN; Região NE Importadora de energia; Região Norte Importadora de energia. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento do PMO de julho de 2016 foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados preliminares de planejamento deste PMO, considerando a nova previsão de afluências, porém ainda utilizando a função de custo futuro elaborada no PMO de junho. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de junho e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas, bem como, foram excluídas as novas máquinas das UHEs em expansão. O segundo estudo foi realizado com os mesmos dados do caso inicial, sendo substituída apenas a função de custo futuro do PMO de junho pela nova função elaborada para o PMO de julho. A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: partida dos reservatórios, expansão do parque hidráulico e limites conjunturais nos fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas.

5 MWmed Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação O valor médio do CMO indicado nos resultados de cada estudo foi reproduzido, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 18/06 a 24/06/2016 1ª semana operativa 25/06 a 01/07/2016 4ª semana operativa 18/06 a 24/06/2016 SE/CO - CMO (R$/MWh) 1ª semana operativa 25/06 a 01/07/ ,54 Norte - CMO (R$/MWh) 86,41 86,41 90,10 99,10 104,12 107,32 36,15 42,51 53,53 48,21 48,29 48,09 47,98-21,13 0 3,69 9,00 5,02 3,20 6,36 11,02-5,32 8-0,20-0,11 Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO 4ª semana operativa 18/06 a 24/06/ ,78 42,51 Sul - CMO (R$/MWh) 1ª semana operativa 25/06 a 01/07/ ,53 48,21 48,29 48,09 47,98 Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados conforme detalhado anteriormente tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados. 8. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 25/06/2016 a 01/07/ ,73 11,02-5,32 8-0,20-0, Figura 6 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul 4ª semana operativa 18/06 a 24/06/ ,12 Nordeste - CMO (R$/MWh) 1ª semana operativa 25/06 a 01/07/ ,69 97,69 99,01 99,01 104,12 107,32-29,43 0 1,32 1,32 5,11 3,20 Figura 7 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Figura 9 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês julho/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 542 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 27/08/2016 a 02/09/2016:

6 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Não há comando antecipado de despacho das UTEs LUIZORMELO e SANTA CRUZ para a semana de 27/08/2016 a 02/09/ ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 25/06/2016 a 01/07/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Benefício (R$/MWh) Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 91,97 48,43 (2) 48,43 (2) 48,42 (2) LUIZORMELO ,88 48,43 (2) 48,43 (2) 48,42 (2) As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de julho/2016, com informações da Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do Custo Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de agosto Figura 11 - Subsistema Sul Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 Figura 12 Subsistema Nordeste VE[AGO ] CMO (R$/MWh) 47,98 47,82 47,71 47,49 47,27 47,30 46,25 EAR(%EARmax) 88,0 87,3 86,9 85,7 83,8 81,3 79,8 67,9 ENA(%mlt) 90,3 88,3 85,0 85,7 85,2 92,4 91, PMO - S - JULHO/2016 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[AGO ] CMO (R$/MWh) 107,32 91,53 97,66 97,66 97,66 103,35 70,74 EAR(%EARmax) 27,6 26,7 25,8 24,9 24,1 23,3 22,4 18,9 ENA(%mlt) 31,0 36,1 33,2 33,8 33,6 36,6 38, PMO - NE - JULHO/2016 PMO - N - JULHO/ PMO - SE/CO - JULHO/ Figura 13 - Subsistema Norte Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[AGO ] CMO (R$/MWh) 107,32 71,31 86,38 86,38 86,38 86,38 69,95 EAR(%EARmax) 60,9 60,7 60,2 59,5 58,7 57,9 57,0 50,2 ENA(%mlt) 38,8 56,2 51,0 49,5 48,2 59,3 52, ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[AGO] CMO (R$/MWh) 47,98 47,82 47,72 47,49 47,27 47,30 47,39 EAR(%EARmax) 56,3 55,2 54,1 52,9 51,6 50,3 48,7 42,3 ENA(%mlt) 91,2 107,3 101,8 97,0 92,1 98,5 96,4 Figura 10 Subsistema Sudeste De forma a permitir 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 continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações

7 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal VE LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE SUL NORDESTE NORTE Figura 14 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kv 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de MW, sendo MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras) e MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta Tensão (CCAT), composto por dois bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de km. A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kv), conforme apresentado na Figura 14. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) serão conectadas diretamente no sistema de 230 kv, a partir da subestação de Porto Velho 230 kv. Em 29/11/2013 foi iniciada a operação do 1 Bipolo, na configuração monopolar com retorno metálico, que permitiu a injeção de até MW, sendo 700 MW diretamente no sistema Sudeste (subestação de Araraquara 2) e até 400 MW através do Back-to-Back, para atendimento ao sistema Acre Rondônia. A operação na configuração bipolar foi iniciada em novembro de 2014, sendo possível disponibilizar para o SIN uma potência de até MW no Bipolo 1 e de até 400 MW, em um bloco do Back-to-Back, perfazendo um total de MW. Em janeiro de 2016 entrou em operação o modo bi bloco do Back-to-Back e em meados de maio de 2016 ficou disponível para operação o terceiro circuito em 230 kv desde a SE Porto Velho até a SE Jauru, disponibilizando uma potência de 700 MW para o AC/RO, totalizando um valor de MW de geração no Complexo do Madeira. Em agosto de 2016 está prevista a entrada em operação do 1º polo do Bipolo 2, permitindo o escoamento de até MW. Em outubro/2016 está prevista a entrada em operação da LT 500 kv Marimbondo 2 - Assis, seccionamento na SE Marimbondo 2 e 2º polo do Bipolo 2. Os empreendimentos citados irão agregar maior segurança ao suprimento de energia, sendo possível escoar através dos dois Bipolos e do Back-to-Back uma potência total de MW. Em maio/2017 está prevista a entrada da LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté permitindo o escoamento de até MW e em dezembro/2017, com a entrada das LTs 500

8 Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação kv Araraquara 2 Fernão Dias e Araraquara 2 Itatiba será possível o escoamento pleno do bipolos (7.000 MW). Destaca-se que, do ponto de vista energético, essas usinas são consideradas a fio d água, isto é, não possuem reservatórios para armazenamento de água. Portanto, seu perfil de geração será semelhante ao perfil sazonal de suas afluências, apresentando oferta hidroelétrica abundante no primeiro semestre (estação chuvosa), podendo produzir sua capacidade máxima de geração, e reduzida no segundo semestre (estação seca), podendo gerar, em média, MWmed. Em sua configuração final, esse regime de geração impactará a operação das demais usinas hidrelétricas do SIN, que poderão iniciar a estação seca com maiores níveis de armazenamento. Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br