PMO de Março Semana Operativa de 23/03/2019 a 29/03/2019

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1 PMO de Março Semana Operativa de 23/03/19 a 29/03/19 1. APRESENTAÇÃO Na semana de 16/03 a 22/03/19 ocorreu chuva fraca com períodos de moderada nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. No início da semana de 23/03 a 29/03/19 deve ocorrer chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios São Francisco, Tocantins e em pontos isolados do Paranaíba no início da próxima semana. Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/19, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai e da República da Argentina. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO e Sul: de R$ 199,26/MWh para R$ 237,34/MWh NE: de R$ 148,97/MWh para R$ 160,22/MWh Norte: manteve-se em R$ 0,00/MWh 2. NOTÍCIAS Nos dias 28 e 29/03/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Abril de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação de um sistema de baixa pressão entre o litoral norte do Espírito Santo e o litoral sul da Bahia permanece ocasionando chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios São Francisco, Tocantins e em pontos isolados do Paranaíba no início da próxima semana (Figura 1).

2 Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 23/03 a 29/03/19 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 chuvavazão, 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 dos subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste e aumento nas afluências do subsistema Norte. A previsão mensal para março indica a ocorrência de afluências próximas da média histórica para o subsistema Sudeste, acima da média histórica para o subsistema Sul e abaixo dessa média para os subsistemas Nordeste e Norte.

3 Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Março/19 Revisão 4 do PMO de MARÇO/19 - ENAs previstas Subsistema 23/3 a 29/3/19 Mês de MARÇO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA As previsões de carga para março/19 levaram em consideração os efeitos associados ao menor número de dias úteis no mês em função da ocorrência do Carnaval na segunda semana operativa. Além disso, também foram consideradas como premissas, a ocorrência de temperaturas e índices de chuva semelhantes aos ocorridos em fevereiro/19. No entanto, cabe ressaltar, que no subsistema Sul, o comportamento da carga durante as últimas semanas, vêm sendo impactado pelo registro de temperaturas máximas e níveis de precipitação diferentes dos ocorridos no início do período. Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as previsões carga associam-se aos fatores citados acima, sinalizando decréscimos de 1,0% e 2,1%, respectivamente, em relação ao mês de março/18. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento esperada de 4,3%, é explicada principalmente pela ocorrência, em março/18, de muita nebulosidade e precipitação em toda costa leste da região. Adicionalmente, nesse mesmo período houve a redução temporária do consumo de um consumidor industrial conectado na Rede Básica. Para o subsistema Norte, a manutenção da redução da carga de energia de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 18, contribui para a manutenção no nível reduzido da carga prevista para esse subsistema justificando o decréscimo de 1,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior. Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Março/19

4 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 3 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 23/03 a 29/03/19. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de março/19. Figura 2 Evolução do CMO em março/ POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/19, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN; Região Sul Geração utilizada prioritariamente nos períodos de pesada e média para fechamento do balanço da região; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração das UHEs Belo Monte e Tucuruí maximizadas em função da ocorrência de excedentes energéticos, respeitando-se os limites de transferência de energia entre subsistemas.

5 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão. Foram realizados 6 estudos, onde caso inicial foi construído a partir dos dados da revisão anterior, excluída a semana operativa de 16/03/19 a 22/03/19. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana na Revisão 3 do PMO de Março. A partir do conjunto de dados do primeiro estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. O principal fator que impactou o CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foi a atualização da previsão de vazões. Para o subsistema Sul, por exemplo, houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de MWmed para MWmed ( MWmed), em relação ao previsto na semana anterior. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 16/03 a 22/03/19 CMO Médio Semanal 23/03 a 29/03/19 O subsistema Norte continua apresentando excedentes energéticos, com CMO nulo em todos os patamares de carga.

6 As atualizações da previsões de vazão e das restrições de intercâmbio foram os principais fatores que conduziram à elevação do CMO no subsistema Nordeste. Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 16/03 a 22/03/19 CMO Médio Semanal 23/03 a 29/03/19 7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 5 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 23/03 a 29/03/19. Figura 5 - Geração térmica para a 5ª semana operativa de março/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 628 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

7 Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 25/05 a 31/05/19: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Benefício (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ ,24 235,91 (1) 235,91 (1) 234,38 (1) LUIZORMELO 15 5,18 235,91 (1) 235,91 (1) 234,38 (1) (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 8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI 8.1. República Oriental do Uruguai Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Conforme informado pelos agentes, para a referida semana, a conversora de Melo estará indisponível no sábado(23/03) das 7:00 as 17:00 horas e, adicionalmente, em 12 horas de um dia útil a ser acordado com o ONS, com base na programação diária. Eletrobras Tabela 5 Energia Ofertada para Importação

8 Enel Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela conversora Melo. Tabela 6 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 23/3 a 29/3 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Total Carga Pesada 0,0 0,0 60,0 0,0 60,0 Carga Média 0,0 0,0 0,0 60,0 60,0 Carga Leve 40,0 30,0 0,0 0,0 70,0 CVU (R$/MWh) 153,90 4,68 269,53 364, República da Argentina Para a semana operativa de 23/03 a 29/03/19, foi declarada a seguinte oferta de importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Garabi I (1.100 MW) Garabi II (1.100 MW). Tradener Tabela 7 - Energia Ofertada para Importação Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, na etapa de programação diária da operação, as ofertas cujo preço for inferior ao CVU de usinas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, poderão ser utilizadas em substituição a este despacho de geração térmica. Cabe destacar que, as usinas térmicas passíveis de serem substituídas estão despachadas por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga. Assim sendo, quando da efetivação da substituição de suas gerações, deverão ser respeitadas as restrições operativas das usinas e das conversoras de Rivera, Melo, Garabi I e Garabi II. De acordo com o Art. 13º da Portaria MME nº 339, excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE pode decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida. Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos:

9 Parágrafo 2º Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados nos processos de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da Operação - PMO e de formação do PLD. Parágrafo 5º Os montantes de energia para importação serão utilizados pelo ONS desde que essa importação viabilize redução do custo imediato de operação do SIN Parágrafo 6º Os montantes de energia para importação deverão substituir o despacho de parcelas flexíveis de usina termelétricas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que forem despachadas por ordem de mérito de custo, na ordem decrescente dos seus Custos Variáveis Unitários CVU. Parágrafo 13º Excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE poderá decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 23/03 a 29/03/19. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 8 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Leve Pesada Média ESS ELÉTRICO GLBRIZ_L1 (770) R$ 255,05 187,5 173,9 357,3 R$ ,60 BLSOBR_L13 (65) R$ 344,25 24,5 22,7 41,4 R$ ,81 BLSOBR_L1 (321) R$ 352,45,5 19,0 34,7 R$ ,61 TOTAL SE/CO R$ ,02

10 10. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Para 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 desta revisão PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos. Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência. Subsistema Tabela 9 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Sul Nordeste Norte Tabela 10 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 31/3 NÍVEL PMO % EARmáx 22/3 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 39,2 40,3 41,4 37,9 Sul 43,4 46,3 49,0 46,7 Nordeste 50,7 51,4 52,3 50,3 Norte 66,0 66,4 66,7 65,0

11 11. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de março, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 4 do PMO de março/19. Tabela 11 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 23/03/19 a 29/03/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal mar-19 REE Previsão Semanal 29-mar Previsão Mensal 31-mar (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 29,4 29,6 Madeira 97,9 97,5 Teles Pires - - Itaipu 79,5 85,4 Paraná 44,1 44,6 Paranapanema 30,9 31,4 Sul 51,9 51,7 Iguaçu 41,1 41,6 Nordeste 51,2 51,4 Norte 67,6 67,7 Belo Monte 100,0 100,0 Manaus 41,5 42,0

12 12. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

13 Nas tabelas acima, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem caráter informativo, com o objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos respectivos agentes para o PMO/Revisões. Ressalta-se que nas etapas de Programação Diária e Tempo Real, o montante despachado nas usinas termelétricas indicadas por ordem de mérito é plenamente intitulado como ordem de mérito. Observação: As contribuições referentes ao poderão ser encaminhadas para o pmo@ons.org.br