Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2016 Semana Operativa de 23/01/2016 a 29/01/2016

Transcrição

1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2016 Semana Operativa de 23/01/2016 a 29/01/ APRESENTAÇÃO Informamos que, considerando estudos de simulação desenvolvidos pelo ONS para as próximas 2 semanas, que indicam a viabilidade de manutenção da cota mínima de 324,8 m no reservatório de Três Irmãos neste período, estaremos indicando o retorno à operação da Hidrovia Tietê-Paraná, com níveis mínimos flexibilizados, em caráter temporário, em princípio, no período de 23/janeiro a 05/fevereiro. Esta indicação temporária se deve à significativa melhoria nas condições hidrológicas das usinas localizadas a jusante das bacias dos rios Grande e Paranaíba, assim como das do rio Tietê. Porém, é de fundamental importância a manutenção da política de operação que visa recompor os estoques armazenados nas usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande e Paranaíba, na região SE/CO, Tocantins, na região Norte, e São Francisco, na região Nordeste. Desta forma, faz-se necessária a plena recuperação dos estoques armazenados nas usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande e Paranaíba, para que se garanta a permanência da operação da Hidrovia Tietê- Paraná ao longo do ano. Nessa revisão 4 do PMO janeiro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 9,66/MWh para R$ 6,07/MWh; no subsistema NE se manteve em R$ 304,29/MWh; e no subsistema Norte passou de R$ 12,78/MWh para R$ 7,56/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/01/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Condições Hidrometeorológicas 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 1º 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 A configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul-ZCAS entre as regiões Norte, Centro-Oeste e os estados da Bahia, Minas Gerais e Espírito Santo ocasionou chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins na semana de 16 a 22/01/2015 (Figura 1). 1

2 Figura 1 Precipitação observada (mm) no período de 16 a 22/01/2016 A Tabela 1 apresenta a tendência hidrológica através das energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 09 a 15/01/2016 e os estimados para fechamento da semana de 16 a 22/01/2016. Tabela 1 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de janeiro/2016 Rev.4 do PMO de JANEIRO/ ENAs Subsistema 9/1 a 15/1/ /1 a 22/1/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Previsão para a próxima semana As bacias dos rios São Francisco e Tocantins permanecem apresentando chuva fraca com períodos de moderada no início da semana devido à atuação da ZCAS entre as regiões Norte e Centro-Oeste, e os estados da Bahia, Minas Gerais e do Espírito Santo. A partir do dia 27, uma nova frente fria avança pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, chegando no Sudeste no dia 29, onde provoca precipitação de intensidade fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba (Figura 2). Figura 2 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 23 a 29/01/2016 Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte da bacia do rio 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 das afluências nas regiões Nordeste e Norte e queda nas afluências das regiões Sudeste e Sul. A previsão para as afluências médias mensais do mês de janeiro indica a permanência de afluências críticas, significativamente inferiores à média histórica, nas regiões Nordeste e Norte. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de janeiro. Tabela 2 Previsão de ENAs na REV4 do PMO de janeiro/2016 Revisão 4 do PMO de JANEIRO/ ENAs previstas Subsistema 23/1 a 29/1/2016 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N

3 Probabilidade acumulada ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de janeiro/ REGIÃO NORTE - ENAs - JANEIRO/ RV REGIÃO SUDESTE - ENAs -JANEIRO/ RV /11-04/12 05/12-11/12 12/12-18/12 19/12-25/12 26/12-01/01 02/01-08/01 09/01-15/01 16/01-22/01 23/01-29/01 30/01-05/02 Figura 3 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Janeiro/ REGIÃO SUL - ENAs - JANEIRO/ RV ENA semanal prevista na REV3 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 6 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Janeiro/ Cenários de ENAs para o PMO de Janeiro/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de janeiro/2016, para acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA ENA semanal prevista na REV3 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 28/11-04/12 05/12-11/12 12/12-18/12 19/12-25/12 26/12-01/01 02/01-08/01 09/01-15/01 16/01-22/01 23/01-29/01 30/01-05/ /11-04/12 05/12-11/12 12/12-18/12 19/12-25/12 26/12-01/01 02/01-08/01 09/01-15/01 16/01-22/01 23/01-29/01 30/01-05/02 Figura 4 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Janeiro/ ENA semanal prevista na REV3 ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/ REGIÃO NORDESTE - ENAs - JANEIRO/ RV4 ENA semanal prevista na REV3 ENA semanal prevista Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 REVISÃO ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 7 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO janeiro/ Figura 5 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Janeiro/ /11-04/12 05/12-11/12 12/12-18/12 19/12-25/12 26/12-01/01 02/01-08/01 09/01-15/01 16/01-22/01 23/01-29/01 30/01-05/ SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO RV1 RV2 RV3 RV4 Figura 8 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO janeiro/2016

4 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2016 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 REVISÃO 4 Figura 9 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO janeiro/ SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO RV1 RV2 RV3 RV4 Figura 10 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO janeiro/ SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2016 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 REVISÃO 4 Figura 11 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO janeiro/ SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO RV1 RV2 RV3 RV4 Figura 12 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO janeiro/ SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2016 Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 Sem_06 VE(FEV) REVISÃO 0 REVISÃO 1 REVISÃO 2 REVISÃO 3 REVISÃO 4 Figura 13 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO janeiro/ SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/ PMO RV1 RV2 RV3 RV4 Figura 14 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO janeiro/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de janeiro e fevereiro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 3 MLT da ENA nos meses de janeiro e fevereiro 4 MLT das ENAs (MWmed) Subsistema JANEIRO SE/CO S NE N FEVEREIRO

5 2.1. 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. Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO janeiro/ (A) (B) (C) DJ-15 Miracema 500 kv BCS-3 Samambaia 500 kv / DJ 9356 Itumbiara 500 kv / BCS S.Mesa2 500 kv BR-2 345kV Interlagos

6 2.2. Previsão de Carga Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações previstas da carga para o mês de janeiro/2016, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -7,1% e -3,3%, respectivamente, refletem, sobretudo, o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Ressalta-se que, no mês de janeiro/15, ainda não se observava a redução no consumo de energia decorrente do agravamento da crise econômica, nem os reflexos nos padrões de consumo resultantes da elevação das tarifas de energia elétrica, decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, os quais impactam todas as classes de consumidores. Além disso, também contribuiu para o desempenho da carga do subsistema Sudeste/CO, a ocorrência de chuvas acompanhada de temperaturas amenas para a época do ano. A carga do subsistema Nordeste, que até o final do ano de 2015 estava pouco impactada pelos efeitos da conjuntura econômica adversa, neste início de ano apresenta variação negativa sobre igual período do ano anterior, prevendo-se uma retração de 3,8%, relativamente a janeiro/2016. O comportamento da carga também está influenciado pela ocorrência de chuvas acompanhada de temperaturas amenas na região, com reflexo direto no consumo residencial e comercial. No subsistema Norte, a taxa de crescimento da carga, prevista para o mês de janeiro/2016, de 7,3%, está influenciada pela interligação do sistema Macapá, que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Tabela 5 - Evolução da carga no PMO de janeiro/ Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de janeiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO janeiro/2016. Figura 15 Potência hidráulica disponível no SIN 2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO Jan/16 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 3 do PMO de Janeiro/2016, para a 0:00 h do dia 23/01/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 6

7 EAR (%EARmax) 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio 1 ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.4 DO PMO - JANEIRO/2016 Para a semana operativa de 23/01/2016 a 29/01/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos; Região NE Importadora de energia; Região Norte Importadora de energia 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 janeiro. Figura 16 CMO do mês de janeiro 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. Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[FEV] SUDESTE 29,2 30,1 31,4 34,2 40,5 43,3 46,0 54,7 SUL 98,8 97,7 96,9 95,8 94,1 90,6 87,6 84,0 NORDESTE 5,2 5,1 5,1 5,5 9,5 14,4 20,8 27,7 NORTE 15,6 15,4 15,2 16,3 21,1 24,1 29,0 50,4 Figura 17 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de janeiro/2016 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 janeiro/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema JANEIRO FEVEREIRO SE/CO S NE N GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 23/01/2016 a 29/01/ Tabela 7- CMO para 5ª semana operativa do mês janeiro/ 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 janeiro/2016. Figura 18 - Geração térmica para a 5ª semana operativa do mês janeiro/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 623 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

8 EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) EAR ou ENA (%) CMO (R$/MWh) 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 26/03/2016 a 01/04/2016: Tabela 9 UTEs com contrato de combustível GNL REVISÃO 4 DO PMO - SE/CO - JANEIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[FEV ] CMO (R$/MWh) 27,80 20,64 12,60 9,66 6,07 5,72 4,81 EAR(%EARmax) 29,2 30,1 31,4 34,2 40,5 43,3 46,0 54,7 ENA(%mlt) 9 89,0 112,0 172,0 136,5 121,0 117,3 3 25,0 15,0 1 5,0 Figura 19 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Sudeste REVISÃO 4 DO PMO - S - JANEIRO/ ,0 (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar ,0 1 5,0 Ressalta-se que, embora as UTEs LUIZORMELO e SANTA CRUZ não estejam despachadas antecipadamente por ordem de mérito de custo, o ONS comanda seus despachos antecipados, para a semana de 26/03/2016 a 01/04/2016, por garantia energética. 4. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 23/01/2016 a 29/01/2016. Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[FEV ] CMO (R$/MWh) 27,80 20,64 12,60 9,66 6,07 5,72 4,80 EAR(%EARmax) 98,8 97,7 96,9 95,8 94,1 90,6 87,6 84,0 ENA(%mlt) 288,0 277,0 256,0 174,0 126,4 119,0 146,9 Figura 20 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Sul REVISÃO 4 DO PMO - NE - JANEIRO/ RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[FEV ] CMO (R$/MWh) 376,25 380,14 477,49 304,29 304,29 298,95 214,89 EAR(%EARmax) 5,2 5,1 5,1 5,5 9,5 14,4 20,8 27,7 ENA(%mlt) 31,0 23,0 22,0 33,0 67,1 110,6 62,8 As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês janeiro/2016 e os valores esperados para o mês de fevereiro/2016, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Figura 21 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Nordeste REVISÃO 4 DO PMO - N - JANEIRO/ Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 Sem_6 VE[FEV ] CMO (R$/MWh) 101,23 98,02 35,85 12,78 7,56 6,58 5,94 EAR(%EARmax) 15,6 15,4 15,2 16,3 21,1 24,1 29,0 50,4 ENA(%mlt) 28,0 3 44,0 50,6 49,9 59, Figura 22 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Norte

9 6. 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 4 do PMO de janeiro de 2016 foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído a partir dos dados de planejamento da revisão anterior, excluída a semana operativa de 16/01/2016 a 22/01/2016. Nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões e restrições de limites sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 4ª semana operativa 16/01 a 22/01/2016 Norte - CMO (R$/MWh) 5ª semana operativa 23/01 a 29/01/ ,78 12,60 12,93 11,26 8,93 8,99 7,56-0,18 0,33-1,67-2,33 6-1,43 Sem.4 Sem.5 Carga Partida Vazões RE Conjunt. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura 25 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte 4ª semana operativa 16/01 a 22/01/2016 5ª semana operativa 23/01 a 29/01/2016 Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial dos dados conforme detalhado anteriormente. SE/CO e Sul - CMO (R$/MWh) 9,66 9,53 8,75 8,70 6,45 6,61 6,07-0,13-0, ,25 0,16-0,54 Sem.4 Sem.5 Carga Partida Vazões RE Conjunt. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura 23 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul 4ª semana operativa 16/01 a 22/01/2016 Nordeste - CMO (R$/MWh) 5ª semana operativa 23/01 a 29/01/ ,29 308,63 307,48 305,32 298,95 298,95 304,29 7. 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. 9 4,34-1,15-2,16-6,37 0 5,34 Sem.4 Sem.5 Carga Partida Vazões RE Conjunt. (1º Est.) Demais Atualiz. Figura 24 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste

10 8. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo 10