Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro 2015 Semana Operativa de 12/09/2015 a 18/09/2015

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Setembro 2015 Semana Operativa de 12/09/2015 a 18/09/ APRESENTAÇÃO Na semana de 05 a 11/09/2015 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Paranaíba e precipitação de intensidade moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e no alto São Francisco. No início da semana de 12 a 18/09/2015 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paraíba do Sul, Doce e no alto São Francisco. No decorrer da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. A bacia do rio Tocantins deve apresentar apenas chuva fraca isolada durante a semana. Na revisão 2 do PMO, o Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas SE/CO, S e N sofreu redução em relação aos valores da semana anterior. O parâmetro cuja atualização mais contribuiu para essa redução é a previsão de vazões. O valor médio semanal dos CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e N passou de R$ 227,15/MWh para R$ 182,68/MWh. O CMO da região Nordeste continua não equalizado com o das regiões SE/CO, S e Norte, nos patamares de carga pesada e média, justificado pela política de transferência de energia para a região NE, dada a limitação na geração hidráulica nas usinas da cascata do São Francisco, devido à política de minimização da defluência nas UHE Sobradinho e Xingó. Neste contexto, esgotado o limite de recebimento de energia pela região NE, a mesma passa a depender de seu próprio recurso de geração térmica para o fechamento do balanço energético. O valor médio semanal do CMO do subsistema NE passou de R$ 239,56/MWh para R$ 264,64/MWh. A política de operação hidroenergética das bacias dos rios São Francisco e Paraíba do Sul, em virtude do prolongado período de escassez hídrica observado ao longo dos últimos anos, vem objetivando a preservação de água para atendimento aos usos múltiplos. Neste contexto, no caso da bacia do rio Paraíba do Sul, a operação dos reservatórios das UHEs Paraibuna, Santa Branca, Jaguari e Funil vem atendendo a manutenção de uma vazão objetivo na usina de bombeamento de Santa Cecília de 110 m³/s, considerando que serão vertidos nesta usina 35 m³/s e bombeados 75 m³/s para o rio Guandu, de acordo com autorização da Agência Nacional de Águas - ANA, através da Resolução nº 714, de 29 de junho de No caso da bacia do rio São Francisco, foi implementada a redução da vazão mínima das usinas de Sobradinho e Xingó desde o mês de junho deste ano, em conformidade com a Resolução ANA nº 852, de 27 de julho de Mesmo com essa medida, ainda há a perspectiva de uma acentuada redução do armazenamento do reservatório de Sobradinho ao longo deste período seco. Afim de atenuar este deplecionamento, foi elevada a defluência da usina de Três Maria ainda no mês de agosto para o valor de 400 m³/s. 2. NOTÍCIAS Em 24 e 25/09/2015 será realizada a reunião de elaboração do PMO Outubro de 2015 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Condições Hidrometeorológicas Condições Antecedentes Na semana de 05 a 11 de setembro de 2015, o avanço de duas frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste, uma no início da semana e outra no final, e a atuação de áreas de instabilidade ocasionaram chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Paranaíba, e precipitação de intensidade moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e no alto São Francisco, onde foi observado volume significativo de chuva (Figura 1). 1

2 Figura 1 Precipitação observada (mm) no período de 05 a 11/09/2015 A Tabela 1 apresenta a tendência hidrológica através das energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 29/08 a 04/09/2015 e os estimados para fechamento da semana de 05 a 11/09/2015. Tabela 1 Tendência hidrológica das ENAs semanais na Rev.2 do PMO de Rev.2 do PMO de SETEMBRO/ ENAs Subsistema 29/8 a 4/9/2015 5/9 a 11/9/2015 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão para a próxima semana Uma frente fria permanece estacionária no norte de São Paulo, Rio de Janeiro e sul de Minas Gerais no início da semana, ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paraíba do Sul, Doce e no alto São Francisco. No decorrer da semana a atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e o avanço de um novo sistema frontal ocasionando chuva fraca nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. A bacia do rio Tocantins deve apresentar apenas chuva fraca isolada durante semana (Figura 2). Figura 2 Precipitação acumulada (mm) prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 12 a 18/09/2015 Cabe ressaltar 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 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 em todas as regiões, com destaque para as regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul. A previsão revista para as afluências médias mensais do mês de setembro, indica a ocorrência de afluências superiores à média histórica na região Sudeste/Centro- Oeste. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de setembro. Tabela 2 Previsão de ENAs na Rev.2 do PMO de Revisão 2 do PMO de SETEMBRO/ ENAs previstas Subsistema 12/9 a 18/9/2015 Mês de SETEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N

3 As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de. Figura 6 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Figura 3 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de 3.2. Cenários de ENAs para o PMO de As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes, gerados até a Rev.2 do PMO de, para acoplamento com a FCF do mês de outubro/2015. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. Figura 4 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de 3 Figura 7 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Figura 5 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Figura 8 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO

4 Figura 9 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Figura 12 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Figura 10 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Figura 13 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO 4 Figura 11 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO Figura 14 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de setembro e outubro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 3 MLT da ENA nos meses de setembro e outubro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema SETEMBRO SE/CO S NE N OUTUBRO

5 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 52 variáveis de estado do sistema: - 4 Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes passadas, para cada subsistema, e 24 associadas ao despacho térmico antecipado. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, outubro/2015, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-3, S-1, NE-4, e N- 4. Figura 17 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema NE Rev.2 do PMO de Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 259 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de outubro/2015 na Revisão 2 do PMO de. Figura 18 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema N Rev.2 do PMO de 5 Figura 15 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema SE/CO Rev.2 do PMO de A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de outubro/2015 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas na Rev.2 do PMO de. Figura 19 Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de outubro/2015 na Rev.2 do PMO de Figura 16 Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de outubro/2015 Subsistema S Rev.2 do PMO de A análise dos gráficos acima mostra que na região da FCF consultada, a afluência do Sudeste é a variável

6 predominante para determinação do CMO no mês de. Verifica-se também a possibilidade de descolamento do CMO do Sul em relação ao restante do SIN. Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO Setembro/ 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 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados no PMO. 6 (A) LT 500 kv IMPERATRIZ /COLINAS C-2 / LT 500 kv IMPERATRIZ / P.DUTRA C-1 + DJs P. Dutra / DJ 500 kv U.SOBRADINHO V1 / DJ 500 / V IMPERATRIZ 06 (B) LT 500 kv S.DA MESA / GURUPI C 2 (C) LT 500 kv IMPERATRIZ /COLINAS C-2 (D) DJ 54 Assis 525 kv / BS 3A+3B Ivaiporã / Ibiuna - Bateias C.1 (E) AT02 500/345kV Ibiúna (F) Ibiuna - Bateias C.1

7 2.2. Previsão de Carga Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações previstas da carga para o mês de, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -7,5% e -7,3%, respectivamente, refletem, sobretudo, o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Além disso, as temperaturas amenas registradas na semana em curso, bem como as sinalizadas pela meteorologia para os próximos dias, também contribuíram para o comportamento esperado da carga nessas regiões. Adicionalmente, a elevação das tarifas de energia elétrica decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, vem se refletindo nos padrões de consumo, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul onde o impacto do aumento das tarifas é maior. A carga dos consumidores industriais eletro intensivos do Norte, passou por expressiva contração ao longo dos últimos anos e mantém-se em patamar bastante reduzido desde meados do ano passado. No entanto, os subsistemas Nordeste e Norte vêm sofrendo menor impacto da conjuntura adversa, o que se reflete nas taxas de crescimentos previstas de 0,5% e 4,0%, respectivamente. Tabela 5 - Evolução da carga no PMO de Setembro/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de Setembro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO Setembro/2015. Figura 20 Potência hidráulica disponível no SIN 2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados nas rv1 e rv2 do PMO set/15 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 1 do PMO de Setembro/2015, para a 0:00 h do dia 12/09/2015. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 12/09/2015 a 18/09/2015, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas nas suas bacias; Região NE Importadora de energia; Região Norte Exportadora de energia. 7

8 4.2. Custo Marginal de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de setembro. Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostrados na tabela a seguir. Tabela 8 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema SETEMBRO OUTUBRO SE/CO S NE N Figura 21 CMO do mês de Setembro em valores médios semanais A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. 4. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 12/09/2015 a 18/09/2015. Tabela 7- CMO para 3ª semana operativa do mês Setembro/ Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de. Figura 23 - Geração térmica para a 3ª semana operativa do mês Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 636 MW de UTEs do Sistema Manaus. 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 14/11/2015 a 20/11/2015: Figura 22 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de

9 Tabela 9 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 Figura 25 Resumo para o Subsistema Sul Ressalta-se que, embora a UTE LUIZORMELO não esteja despachada antecipadamente por ordem de mérito de custo, o ONS comanda seu despacho antecipado, para a semana de 14/11/2015 a 20/11/2015, por garantia energética. 5. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 12/09/2015 a 18/09/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês e os valores esperados para o mês de outubro/2015, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Figura 26 Resumo para o Subsistema Nordeste 9 Figura 27 Resumo para o Subsistema Norte Figura 24 Resumo para o Subsistema Sudeste 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento da revisão 2 do PMO de setembro de 2015 foi realizada a partir de cinco estudos.

10 O caso inicial foi construído com base nos dados de planejamento do PMO, excluindo a semana operativa de 29/08 a 04/09/2015. Nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões e restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 05/09 a 11/09/2015 CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 12/09 a 18/09/2015 SE/CO, Sul e Norte - CMO (R$/MWh) 8. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS De forma a permitir uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados deste PMO continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. 227,15 230,04 226,50 221,66 178,10 177,89 182,68 2,89-3,54-4,84-43,56-0,21 4,79 Figura 28 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Sul e Norte CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 05/09 a 11/09/2015 Nordeste - CMO (R$/MWh) 239,56 230,04 226,50 221,66 178,10-9,52-3,54-4,84-43,56 85,06 CMO Médio Semanal 3ª semana operativa 12/09 a 18/09/ ,16 264,64 1,48 Subsistema 9. SENSIBILIDADE NÍVEL PMO % EARmáx - 30/9 NÍVEL OPERATIVO VE LI VE LS SUDESTE 31,7 31,7 33,1 34,6 SUL 80,2 56,9 83,7 94,3 NORDESTE 14,4 14,1 14,4 14,8 NORTE 43,4 45,4 44,1 44,1 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 3ª semana operativa de setembro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de setembro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de setembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. 10 Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial dos dados conforme detalhado anteriormente. Tabela 10 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

11 A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 30 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 10. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo 11

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