PMO de Dezembro Semana Operativa de 08/12/18 a 14/12/18 1. APRESENTAÇÃO No início da semana de 01/12 a 07/12/18 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande. No decorrer da semana ocorreu precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocantins No início da semana de 08/12 a 14/12/18 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins. As bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste devem apresentar chuva fraca no final da semana. A previsão de armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí para a zero hora do dia 08/12, informada pelo agente Eletronorte, foi inferior ao nível mínimo para a operação de todas as unidades geradoras da Fase 2 desta usina. Desta forma, nesta Revisão 1 do PMO de Dezembro, a UHE Tucuruí permanece modelada com apenas 4 unidades geradoras disponíveis na Fase 2 para o horizonte de curto de prazo (dezembro/18 e janeiro/19). Para a semana operativa de 08/12 a 14/12/18, há previsão da importação de energia, por Ordem de Mérito, da República Oriental do Uruguai, de 1 MWmed e 470 MWmed nos patamares de carga 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$ 54,14/MWh para R$ 62,19/MWh. 2. NOTÍCIAS Nos dias 27 e 28/12/18 será realizada a reunião de elaboração do PMO Janeiro 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 precipitação permanece restrita às bacias dos rios São Francisco e Tocantins no início da próxima semana. As bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste apresentam chuva fraca no final da semana devido ao avanço de uma nova frente fria (Figura 1).
Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 08 a 14/12/18 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, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste e Sul, aumento nas afluências do subsistema Norte e estabilidade para o subsistema Nordeste. A previsão mensal para dezembro indica a ocorrência de afluências acima da média histórica para os subsistemas Sudeste e Norte, abaixo dessa média para o subsistema Sul e próximo desta média para o subsistema Nordeste.
Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Dezembro/18 PMO de DEZEMBRO/18 - ENAs previstas Subsistema 8/12 a 14/12/18 Mês de DEZEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 48.326 102 54.435 115 S 4.740 62 5.647 74 NE 8.739 87 9.954 99 N 9.109 110 10.488 126 4. PREVISÃO DE CARGA O comportamento da carga de energia do SIN, de modo geral, vem sendo impactado diretamente pelo lento processo de recuperação da economia brasileira. Em função disso, as taxas de crescimento da carga previstas para o mês de dezembro de 18, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, são de 2,0% e 0,1% para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, respectivamente. Para o subsistema Nordeste, a previsão de ocorrência de elevadas temperaturas e baixos índices de precipitação nas capitais da região, justificam a taxa de crescimento esperada de 3,3%, em relação a dezembro de 17. Para o subsistema Norte, a manutenção da carga reduzida de um consumidor livre conectado na Rede Básica, desde abril do ano em curso, justifica o decréscimo de 5,2% em relação a dezembro do ano passado. Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Dezembro/18 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem dez/18 dez/18 -> dez/17 Sudeste 39.719 40.010 39.801 38.057 37.409 39.4 2,0% Sul 11.853 12.195 12.013 11.071 11.170 11.724 0,1% Nordeste 11.626 11.625 11.634 10.976 10.958 11.416 3,3% Norte 5.164 5.5 5.191 5.069 5.039 5.146-5,2% SIN 68.362 69.035 68.639 65.173 64.576 67.490 1,3%
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 08/12 a 14/12/18. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 62,53 62,53 62,53 62,53 Média 62,53 62,53 62,53 62,53 Leve 61,60 61,60 61,60 61,60 Média Semanal 62,19 62,19 62,19 62,19 Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de dezembro/18. Figura 2 Evolução do CMO em dezembro/18 5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 08/12 a 14/12/18, 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 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 da UHE Tucuruí explorada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média. 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 01/12 a 07/12/18. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana no PMO de Dezembro. 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. A atualização da previsão de vazões foi o principal fator que conduziu à elevação do CMO em todos os subsistemas do SIN. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo, houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de 57.524 MWmed para 54.435 MWmed (-3.090 MWmed). Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN CMO Médio Semanal 01/12 a 07/12/18 CMO Médio Semanal 08/12 a 14/12/18
7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 08/12 a 14/12/18. Figura 4 - Geração térmica para a 2ª semana operativa de dezembro/18 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 447 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 09/02/19 a 15/02/19: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL UTE Benefício (R$/MWh) Nome Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 223,07 58,81 (2) 58,81 (2) 58,78 (2) LUIZORMELO 15 342,04 58,81 (2) 58,81 (2) 58,78 (2) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar
8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 08/12 a 14/12/18, foi considerada a seguinte oferta de importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Tabela 5 Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 8/12 a 14/12 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Total Carga Pesada 0,0 0,0 0,0 0,0 Carga Média 50,0 70,0 0,0 1,0 Carga Leve 400,0 30,0 40,0 470,0 CVU (R$/MWh) 46,85 49,04 55,85 Tabela 6 Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO Comando de Importação de Energia (MWmed) RV1 do PMO Dez/18 Ordem de Mérito de Custo Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Total Carga Pesada 0,0 0,0 0,0 0,0 Carga Média 50,0 70,0 0,0 1,0 Carga Leve 400,0 30,0 40,0 470,0 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 08/12 a 14/12/18. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 7 Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Leve Pesada Média ESS ELÉTRICO NORTEFLU 2 (100) R$ 69,02 16,7 27,0 13,1 R$ 23.475,69 NORTEFLU 3 (0) R$ 130,24 33,3 53,9 26,2 R$ 475.097,48 AUR.CHAVES (226) R$ 346,37 66,7 68,5 19,7 R$ 2.413.416,97 NORTEFLU 4 (127) R$ 428,17 TOTAL SE/CO 3,3 5,4 2,6 R$ 255.583,60 R$ 3.167.573,74
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. Subsistema Tabela 8 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 44.175 93 54.435 115 65.101 137 Sul 3.768 50 5.647 74 7.640 101 Nordeste 7.996 80 9.954 99 11.944 119 Norte 9.086 109 10.488 126 11.887 143 Tabela 9 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 31/12 NÍVEL PMO % EARmáx 7/12 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 27,2 31,9 36,3 26,0 Sul 55,8 64,2 79,9 67,0 Nordeste 39,8 44,4 46,8 33,4 Norte 16,7 28,8 24,8 22,6
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 dezembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 1 do PMO de dezembro/18. Tabela 10 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 08/12/18 a 14/12/18 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 7.766 93 8.563 102 Madeira 7.282 145 7.639 152 Teles Pires 1.891 103 2.194 1 Itaipu 4.618 154 4.854 161 Paraná 25.167 95 29.394 111 Paranapanema 1.693 63 1.884 70 Sul 2.850 79 3.439 96 Iguaçu 1.890 47 2.7 55 Nordeste 8.739 87 9.954 99 Norte 5.873 106 6.576 118 Belo Monte 2.792 112 3.479 139 Manaus 597 238 611 244 Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal dez/18 REE Previsão Semanal 14-dez Previsão Mensal 31-dez (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 22,2 25,9 Madeira 37,7 56,3 Teles Pires - - Itaipu 88,3 100,0 Paraná 28,4 33,7 Paranapanema 29,2 30,9 Sul 70,7 69,3 Iguaçu 57,8 59,5 Nordeste 35,6 44,4 Norte 22,6 29,3 Belo Monte 36,1 53,0 Manaus 28,4,3
12. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
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 e-mail: pmo@ons.org.br