PMO de Novembro Semana Operativa de 17/11/2018 a 23/11/2018

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1 PMO de Novembro Semana Operativa de 17/11/18 a 23/11/18 1. APRESENTAÇÃO No início da semana de 10/11 a 16/11/18 ocorreu precipitação de intensidade fraca nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins e chuva fraca nas bacias hidrográficas da região Sul e Tietê. No início da semana de 17/11 a 23/11/18 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, no Tocantins e no trecho montante a UHE Três Marias. A previsão de armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí para a zero hora do dia 17/11, informada pelo agente Eletronorte, foi inferior ao nível mínimo ao nível mínimo para a operação de todas as unidades geradoras da Fase 2 desta usina, em consonância com a operação que vem sendo realizada. Desta forma, a partir dessa revisão 3 do PMO, a UHE Tucuruí foi modelada com apenas 4 unidades geradoras disponíveis na Fase 2 para o horizonte de curto de prazo (novembro e dezembro/18). Para a semana operativa de 17/11 a 23/11/18, há previsão da importação de energia, por Ordem de Mérito, da República Oriental do Uruguai, de 150 MWmed, 300 MWmed e 550 MWmed nos patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Além disso, para a referida semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina. O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO de todos os subsistemas do SIN passou de R$ 114,48/MWh para R$ 113,40/MWh. Foi identificado, no modelo DECOMP versão 28, um problema na passagem de variáveis entre processadores quando o caso considera entrada ou saída de horário de verão no primeiro mês do estudo, mas somente quando o horário de verão ocorre nas semanas observadas (que antecedem o início do estudo), ou seja, quando o Registro VR aponta para valores negativos ao indicar a semana inicial, a exemplo da revisão 2 do mês de novembro de 18. Desta forma, o Centro de Pesquisa em Energia Elétrica CEPEL recomendou o uso dos resultados da rodada sem o processamento paralelo (serial) nestes casos, de forma a obter o resultado oficial correto. Ressalta-se que para no caso oficial da Revisão 2 do PMO de novembro/18 considerou-se apenas um processador em sua execução. Uma versão com a devida correção será disponibilizada pelo CEPEL e validada em breve. 2. NOTÍCIAS Nos dias 29 e 30/11/18 será realizada a reunião de elaboração do PMO Dezembro de 18 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

2 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste no início da próxima semana ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, no Tocantins e no trecho montante a UHE Três Marias (Figura 1). Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 17 a 23/11/18 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, aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste, Nordeste e Norte e recessão nas afluências do subsistema Sul. A previsão mensal para novembro indica a ocorrência de afluências acima da média histórica para os subsistemas Sudeste e Sul e abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte.

3 Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Novembro/18 Revisão 3 do PMO de NOVEMBRO/18 - ENAs previstas Subsistema 17/11 a 23/11/18 Mês de NOVEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Apesar do processo de recuperação gradual da economia brasileira, as expectativas que ainda perduram em função da mudança de governo a partir de janeiro de 19, tem impactado o comportamento da carga do SIN. A taxa de crescimento da carga prevista para o mês de novembro de 18, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, no Sudeste/Centro-Oeste é de 1,9% a qual está diretamente associada aos fatores supracitados. Por sua vez, a carga do subsistema Sul, elevadas temperaturas, superiores às registradas em igual período do ano anterior e o aumento da carga de irrigação, justificam o acréscimo de 5,9%. Para o subsistema Nordeste, a expectativa de manutenção das elevadas temperaturas e baixos índices de precipitação nas capitais da região, são os principais fatores que se associam à taxa de crescimento esperada de 3,5%, em relação à novembro de 17. Para o subsistema Norte, a redução na carga de um consumidor livre conectado na Rede Básica, desde abril do ano em curso, justifica o decréscimo de 1,8% em relação à novembro do ano passado. Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Novembro/18 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem nov/18 nov/18 -> nov/17 Sudeste ,9% Sul ,9% Nordeste ,5% Norte ,8% SIN ,6%

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 17/11 a 23/11/18. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 115,00 115,00 115,00 115,00 Média 115,00 115,00 115,00 115,00 Leve 110,59 110,59 110,59 110,59 Média Semanal 113,40 113,40 113,40 113,40 Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de novembro/18. Figura 2 Evolução do CMO em novembro/ POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 17/11 a 23/11/18, 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 maximizada prioritariamente nos períodos de pesada e média; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada visando o fechamento do balanço energético do SIN.

5 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO desta semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior. A atualização da previsão de vazões foi o principal fator que impactou o CMO de todos os subsistemas do SIN, resultando em sua redução. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN CMO Médio Semanal 10/11 a 16/11/18 CMO Médio Semanal 17/11 a 23/11/18

6 MWmed 7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 17/11 a 23/11/18. Figura 4 - Geração térmica para a 4ª semana operativa de novembro/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 636 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 19/01/19 a 25/01/19: 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 ,10 101,90 (2) 101,90 (2) 101,81 (2) LUIZORMELO ,54 101,90 (2) 101,90 (2) 101,81 (2) (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

7 8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 17/11 a 23/11/18, foi considerada 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). Tabela 5 Energia Ofertada para Importação Tabela 6 Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para a semana operativa de 17/11 a 23/11/18 não há expectativa de custo de despacho por restrição elétrica. 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 do 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.

8 Subsistema Tabela 7 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 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês

9 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 novembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 3 do PMO de novembro/18. Tabela 9 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 17/11/18 a 23/11/18 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal nov-18 REE Previsão Semanal 23-nov Previsão Mensal 30-nov (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 18,8 19,2 Madeira 13,5 14,9 Teles Pires - - Itaipu 100,0 100,0 Paraná 21,1 21,6 Paranapanema 29,7 30,5 Sul 80,9 78,3 Iguaçu 72,7 66,6 Nordeste 27,9 29,8 Norte 19,9 18,3 Belo Monte 34,3 36,2 Manaus 36,5 35,1

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

11 REGIÃO NORDESTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE (533) 124,98 FORTALEZA (327) 139,88 PROSPERIDA (28) 154,73 P.PECEM1 (7) 218,30 P.PECEM2 (365) 225,40 TERMOCEARA (223) 322,53 R.ALMEIDA (138) 345,02 C.FURTADO (186) 374,87 JS_PEREIRA (368) 450,86 SYKUE I (30) 510,12 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 PERNAMBU_3 (1) 624,17 MARACANAU (168) 706,07 TERMOCABO (50) 719,41 TERMONE (171) 723,65 TERMOPB (171) 723,65 CAMPINA_GR (169) 728,26 SUAPE II (381) 739,08 ALTOS (13) 764,21 ARACATI (11) 764,21 BATURITE (11) 764,21 C.MAIOR (13) 764,21 CAUCAIA (15) 764,21 CRATO (13) 764,21 IGUATU (15) 764,21 JUAZEIRO N (15) 764,21 MARAMBAIA (13) 764,21 NAZARIA (13) 764,21 PECEM (15) 764,21 GLOBAL I (149) 825,70 GLOBAL II (149) 825,70 BAHIA_1 (31) 894,88 AREMBEPE (150) 999,97 MURICY (147) 999,97 PETROLINA (136) 1097,11 POTIGUAR_3 (66) 1254,80 POTIGUAR (53) 1254,81 PAU FERRO (94) 1414,95 TERMOMANAU (143) 1414,95 TOTAL NE (5494) 22,00 22,00 22,00 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,0 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,0 REGIÃO NORTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L C. ROCHA (85) 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 JARAQUI (75) 0,00 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 MANAUARA (67) 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 PONTA NEGR (66) 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 SUZANO MA (255) 0,00 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 TAMBAQUI (93) 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 MARANHAO3 (519) 80,08 482,1 482,1 482,1 17,5,0 30,7 499,6 502,1 512,8 499,6 502,1 512,8 PARNAIB_IV (56) 91,37 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 UTE MAUA 3 (591) 98,25 189,0 189,0 189,0 189,0 189,0 189,0 189,0 189,0 189,0 MARANHAO V (338) 142,06 MARANHAOIV (338) 142,06 N.VENECIA2 (178) 217,01 P. ITAQUI (360) 219,77 APARECIDA (166) 302,19 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 MAUA B3 (110) 411,92 MAUA B4 (150) 575,00 SANTANA I (12) 640,96 MAUA B1 () 711,77 GERAMAR1 (166) 728,23 GERAMAR2 (166) 728,23 SAO JOSE (50) 833,53 IRANDUBA (25) 856,49 FLORES LT1 (40) 868,35 ELECTRON (15) 872,84 FLORES LT2 (40) 883,17 SANTANA II (12) 898,56 APARECD OC (36) 905,99 TOTAL NORTE (4029) 1068,6 1068,6 1068,6 262,8 265,3 276,0 1331,4 1333,9 1344,6 0,0 0,0 0,0 1331,4 1333,9 1344,6 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