PMO de Fevereiro Semana Operativa de 16/02/19 a 22/02/19 1. APRESENTAÇÃO No início da semana de 09/02 a 15/02/19 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco. No final da semana a ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca no início da semana. No início semana de 16/02 a 22/02/19 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e precipitação de intensidade fraca a moderada no Tietê, Grande, Paranaíba, São Francisco e no Tocantins. Para a semana operativa de 16/02 a 22/02/19, 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$ 527,95/MWh para R$ 464,54/MWh NE: de R$ 173,77/MWh para R$ 166,44/MWh Norte: de R$ $ 54,35/MWh para R$ 33,48/MWh Geração Térmica por Garantia Energética O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), em reunião no dia 08/02/19, decidiu pelo despacho de geração térmica adicional à ordem de mérito, por garantia energética. Assim, vem sendo despachadas as usinas termelétricas até o limite de Custo Variável Unitário CVU de R$ 588,75/MWh nos subsistemas Sudeste-Centro-Oeste e Sul, desde 09/02/19. Adicionalmente, o CMSE deliberou pela consideração da oferta de importação de energia do Uruguai e Argentina como recurso adicional, mantendo a geração de usinas termelétricas. 2. NOTÍCIAS Nos dias 21 e 22/02/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março 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 do sistema de baixa pressão nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no início da próxima semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e precipitação de intensidade fraca a moderada no Tietê, Grande, Paranaíba, São Francisco e no Tocantins (Figura 1). Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 16/02 a 22/02/19 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, leve aumento / estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste e aumento nas afluências de todos os demais subsistemas. A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com destaque para o subsistema Nordeste com previsões significativamente abaixo da média. Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/19 Revisão 3 do PMO de FEVEREIRO/19 - ENAs previstas Subsistema 16/2 a 22/2/19 Mês de FEVEREIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 49.839 71 44.469 64 S 5.708 67 5.444 64 NE 2.653 18 3.031 21 N 17.661 78 16.429 72 4. PREVISÃO DE CARGA Segundo publicações recentes da Fundação Getúlio Vargas FGV, o indicador do nível de utilização da capacidade instalada se encontra no menor patamar desde setembro de 17 (74,3%), indica que a produção industrial ainda se apresenta em ritmo lento. Apesar disso, em decorrência das elevadas temperaturas verificadas na primeira semana operativa de fevereiro, principalmente nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as taxas de crescimento da carga estimadas para o mês em curso ainda são significativas em relação a igual período do ano anterior. Além dos fatores já apresentados, a ocorrência do feriado de Carnaval no mês de fevereiro de 18, justifica as taxas de crescimento previstas de 6,9% e 5,3% para os Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, respectivamente. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento de 8,4% sinalizada para o mês de fevereiro/19, pode ser justificada principalmente pela ocorrência de dois fatores observados em fevereiro de 18, a redução temporária do consumo de um consumidor industrial conectado na Rede Básica e a ocorrência de chuvas no litoral da região. Para o subsistema Norte, apesar da manutenção da carga de energia reduzida de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 18, as elevadas temperaturas nas capitais da região justificam a taxa de crescimento esperada de 2,0% em relação a igual período do ano anterior.
Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/19 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 16/02 a 22/02/19. 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 fevereiro/19. Figura 2 Evolução do CMO em fevereiro/19
5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 16/02 a 22/02/19, 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 dimensionada para preservação dos armazenamentos nas principais bacias 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 09/02/19 a 15/02/19. 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 Fevereiro. 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 redução do CMO nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo, houve uma aumento da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de 41.683 MWmed para 44.689 MWmed (+ 2.896 MWmed), em relação ao previsto na semana anterior.
Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 09/02 a 15/02/19 CMO Médio Semanal 16/02 a 22/02/19 Para o subsistema Nordeste, houve um aumento da previsão de ENA mensal de 2.717 MWmed para 3.031 MWmed (+ 314 MWmed), em relação ao previsto na semana anterior. Além disso, a redução do limite do fluxo Norte-Sul, em função de desligamento previsto, contribui para a variação positiva do CMO na região. Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema NE CMO Médio Semanal 09/02 a 15/02/19 CMO Médio Semanal 16/02 a 22/02/19
Já no subsistema Norte, a atualização da previsão dos níveis de partida das UHEs, de acordo com os dados enviados pelos agentes, foi o principal fator que conduziu à redução do CMO. Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte CMO Médio Semanal 09/02 a 15/02/19 CMO Médio Semanal 16/02 a 22/02/19
7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 6 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 16/02 a 22/02/19. Figura 6 - Geração térmica para a 4ª semana operativa de fevereiro/19 O montante de despacho por garantia energética reflete a decisão do CMSE referente à reunião do dia 08/02/19. Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 646 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de /04 a 26/04/19: 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 86 142,07 430,03 (1) 430,03 (1) 428,18 (1) LUIZORMELO 15 212,89 430,03 (1) 430,03 (1) 428,18 (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 8.1. República Oriental do Uruguai Para a semana operativa de 16/02 a 22/02/19, 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 8.2. República da Argentina Para a semana operativa de 16/02/19 a 22/02/19, foi considerada a seguinte oferta de importação de energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através da conversora de Garabi I (1.100 MW). Tabela 6 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 16/2 a 22/2 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Total Carga Pesada 300,0 0,0 300,0 0,0 500,0 1100,0 Carga Média 300,0 0,0 300,0 0,0 500,0 1100,0 Carga Leve 300,0 300,0 0,0 500,0 0,0 1100,0 CVU (R$/MWh) 479,88 534,93 539,52 1537,58 1542,17 Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO. Entretanto, na etapa de programação diária da operação, as ofertas cujo preço for inferior ao CVU de usinas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, poderão ser utilizadas em substituição a este despacho de geração térmica. Porém, de acordo com o Art. 13º da Portaria MME nº 339, excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE pode decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida.
Neste contexto, para a semana de 16 a 22/02/19, na etapa de Programação Diária da Operação, e de acordo com a decisão do CMSE em reunião do 08/02/19, serão consideradas, adicionalmente à geração térmica, as ofertas de importação com preço inferior a R$ 588,75/MWh. Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos: 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 Para semana operativa de 16/02 a 22/02/19 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. 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 38.584 55 44.469 64 50.407 72 Sul 4.072 48 5.444 64 6.708 79 Nordeste 2.603 18 3.031 21 3.468 24 Norte 15.299 67 16.429 72 17.557 77
Tabela 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 28/2 NÍVEL PMO % EARmáx 15/2 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 25,7 27,8 30,2 25,8 Sul 30,7 35,6 40,2 36,3 Nordeste 41,7 43,1 44,3 42,3 Norte 40,6 45,9 51,2 37,3 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 fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 3 do PMO de fevereiro/19. Tabela 9 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 16/02/19 a 22/02/19 Previsão Mensal fev/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 5.610 54 4.863 47 Madeira 12.248 122 11.689 117 Teles Pires 2.451 80 2.346 77 Itaipu 3.855 96 3.578 89 Paraná 22.854 59 19.318 50 Paranapanema 1.685 43 1.588 41 Sul 3.948 99 3.410 86 Iguaçu 1.760 39 2.033 45 Nordeste 2.653 18 3.031 21 Norte 8.665 68 7.745 61 Belo Monte 7.764 86 7.575 84 Manaus 1.256 147 1.171 137
Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal Previsão Mensal REE 22-fev 28-fev (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 23,6 24,5 Madeira 93,3 93,0 Teles Pires - - Itaipu 74,7 96,4 Paraná 28,6 30,0 Paranapanema 15,7 17,1 Sul 49,7 50,5 Iguaçu 22,0 21,9 Nordeste 42,5 43,1 Norte 41,2 46,2 Belo Monte 96,7 99,5 Manaus 41,4 39,8
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