Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 2 do 1. APRESENTAÇÃO Desde a segunda quinzena do mês de dezembro há a atuação de uma massa de ar seco e quente nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, impedindo o avanço de frentes frias por essas regiões ocasionando uma estiagem prolongada e temperaturas elevadas. Essa situação de bloqueio só foi interrompida no período de 16 a 18 de janeiro, quando uma frente fria avançou pela região Sudeste e ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Grande, São Francisco e Paranaíba. Na semana de 08 a 14 de fevereiro, predominou a estiagem nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. A partir do dia 12 uma frente fria avançou pelos estados da região Sul ocasionando chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema. Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, a previsão indica chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, pode ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Com relação às afluências médias mensais cabe destacar que a previsão para fechamento do mês de fevereiro na Revisão 2 do PMO indica que o subsistema SE/CO deve apresentar o 2º pior mês de fevereiro do histórico de 84 anos, e que no subsistema Nordeste deverá ser observado o pior mês de fevereiro desde 1931. No dia 06/02/2014, ocorreram recordes de demanda instantânea, nos subsistemas Sul e Sudeste/ C. Oeste, onde as demandas máximas instantâneas atingiram, respectivamente, 17.971 MW às 14h29min e 51.261 MW às 15h47min. Na elaboração deste PMO, o armazenamento nos reservatórios previsto para o início do estudo foi o parâmetro de maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação CMO na região SE/CO. O CMO médio semanal passou de R$ 1.691,39/MWh para R$ 1.777,54/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 736,59/MWh para R$ 717,79/MWh na região Nordeste e de R$ 205,95/MWh para R$ 574,31/MWh na região Norte. 2. NOTÍCIAS Em 27 e 28/02/2014: reunião de elaboração do PMO Março de 2014 no prédio sede da CEDAE Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ na Av. Presidente Vargas, 2.655 Cidade Nova. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 15 a 21 de fevereiro, prevê-se que a atuação de uma frente fria no estado de São Paulo no início da semana ocasione chuva fraca na bacia do rio Tietê e pancadas de chuva nas bacias dos rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba. No fim da semana, uma nova frente fria deverá avançar pelo Rio Grande do Sul, ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. A bacia do rio Tocantins permanece apresentando chuva fraca à moderada durante toda semana (Figura 1). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 1
Figura 1 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 15 a 21/02/2014 No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 28,5% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação no subsistema, a carga prevista para fevereiro/14 apresenta um acréscimo de 5,2% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado pelo aumento de carga das distribuidoras e entrada de um consumidor industrial do setor de celulose na Rede Básica. Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 15 a 21/02/2014, aumento das afluências em todos os subsistemas do SIN, à exceção do subsistema Nordeste. A revisão das previsões para fechamento do mês de fevereiro indicam queda das afluências em relação à Revisão 1 nos subsistemas Sudeste e Norte, um aumento expressivo nas afluências do subsistema Sul e a permanência das afluências no mesmo patamar previsto na Revisão 1 para o subsistema Nordeste. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e a revisão da previsão para fechamento do mês de fevereiro. Tabela 1 Previsão de ENA na REV2 do PMO de Fevereiro/2014 Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 - ENAs previstas 15/2 a 21/2/2014 Mês de Fevereiro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 20.535 35 21.830 37 S 7.825 93 6.485 77 NE 2.710 18 3.904 26 N 12.126 93 11.548 88 4. PREVISÕES DE CARGA No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,5% é explicado, principalmente, pelo comportamento da carga demandada pelas classes residencial e comercial, reflexo da incorporação de aparelhos elétricos para refrigeração às residências e ao comércio, influenciado pelo aumento da renda familiar. Nos subsistemas SE/CO e Sul, os acréscimos previstos de 12,3% e 21,5%, respectivamente, devem-se ao intenso uso de aparelhos de refrigeração em decorrência das elevadas temperaturas registradas no primeiro decêndio do mês em curso. O maior nº de dias úteis em relação a fevereiro/13 contribuiu para as taxas de crescimento de carga de todos os subsistemas. Tabela 2 - Evolução da carga para a Revisão 2 do PMO de Fevereiro/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem fev/14 fev/14->fev/13 SE/ CO 44.483 44.558 43.890 43.450 44.095 12,3% SUL 13.876 13.819 13.486 13.577 13.690 21,5% NE 10.113 10.168 10.178 10.219 10.170 4,5% NORTE 5.282 5.321 5.311 5.350 5.316 28,5% SIN 73.754 73.866 72.865 72.596 73.271 13,8% 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 15/02/2014 a 21/02/2014. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de SE/CO S NE N Pesada 1784,18 1784,18 732,99 612,71 Média 1784,18 1784,18 732,99 612,71 Leve 1765,78 1765,78 694 506,33 Média Semanal 1777,54 1777,54 717,49 574,31 A diferença entre esses custos marginais foi devido aos limites máximos de intercâmbio entre estas regiões terem sido atingidos neste período de planejamento. 2
5.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de. Figura 2 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana FICT. 5300 NORTE 2489 R$ 574,31/MWh R$ 717,49/MWh N 3635 2811 SE/CO NE 600 R$ 1777,54/MWh Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul 1691,39 1688,03 1663,24 SE/CO e Sul - 1794,24 1804,52 1811,91 1777,54 1323 50 Hz ITAIP 60 Hz 5575 3531 Caso 1: FEV14_RV2_N-2_V Caso 2 SEMANA 3-3,36-24,79 131,00 10,28 7,39-34,37 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 2044 S R$ 1777,54/MWh Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região; Região NE Importadora dos excedentes energéticos da região Norte; Região Norte Exportadora de energia para as regiões Nordeste e SE/CO; Região SE/CO Importadora de energia da região Norte em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema NE 736,59-68,12 Nordeste - 668,47 711,60 713,35 731,74 717,49 717,49 43,13 1,75 18,39-14,25 0 3 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO CMO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Fevereiro de 2014, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados da Revisão 1 do PMO, excluindo a semana operativa de 08/02/2014 a 14/02/2014. Nos estudos seguintes foram atualizados, sucessivamente, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Figura 5 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Norte - 205,95 157,53 157,53 157,53 182,17 182,17 574,31-48,42 0 0 24,64 0 392,14
MWmed 7. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de. Figura 6 - Geração térmica para a do mês Fevereiro/2014 17500 15000 12500 10000 7500 8.140 5000 3.983 2500 1.910 1.994 0 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 0 0 0 0 0 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 24 60 85 INFLEXIBILIDADE 83 0 0 322 405 ORDEM DE MÉRITO 8056 1910 3958 1611 15536 Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: 16.026 Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2 e 3, Atlântico, L. C. Prestes, Sta. Cruz Nova², G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, Luiz O. R. Melo², A. Chaves, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá, Pirat.12 O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e Xavantes; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira¹, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado¹, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³, Baturite³, C. Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro N³, Marambaia³, Nazaria³, Pecém³ e Camaçari Gás³; Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Mauá B5B³, Distrito A³, Geramar 1³ e Geramar 2³. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. Foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 19/04/2014 a 25/04/2014. 8. ESTIMATIVA DE ENCARGOS Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o Custo Variável Unitário - CVU e o CMO. UTE CVU () 9. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados do PMO de fevereiro/2014, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de Março. Figura 7 Sudeste Figura 8 - Sul Pesada Geração (MWmed) Média Leve ESS ELÉTRICO POTIGUAR_3 R$ 1.021,69 11 18 8 R$ 686.701,80 POTIGUAR R$ 1.021,71 9 14 6 R$ 531.951,06 TOTAL NE R$ 1.218.652,86 REVISÃO 2 DO PMO - SE/CO - Fevereiro/2014 7 5 3 1 1.065,74 1.691,39 1.777,54 1.764,11 1.633,01 EAR(%EARmax) 40,1 37,8 36,0 34,8 34,6 37,4 ENA(%mlt) 36,0 28,0 35,0 49,8 65,8 REVISÃO 2 DO PMO - S - Fevereiro/2014 1 10 8 1.065,74 1.691,39 1.777,54 1.764,11 1.633,01 EAR(%EARmax) 56,7 49,4 44,0 43,1 44,7 42,9 ENA(%mlt) 56,0 48,0 91,7 111,5 82,3 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 4
Figura 9 Nordeste REVISÃO 2 DO PMO - NE - Fevereiro/2014 Tabela 4 - Evolução dos Armazenamentos Fevereiro/2014 45,0 35,0 3 25,0 15,0 1 5,0 Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR ] 836,47 736,59 717,49 723,60 529,39 EAR(%EARmax) 42,7 42,8 42,0 41,5 41,0 42,7 ENA(%mlt) 38,0 3 18,6 38,0 90 80 70 60 50 40 30 20 10 11. SENSIBILIDADE Armazenamento (%EARmax) - 24 hs Verificado Partida Previsão 31-jan 7-fev 14-fev 21-fev 28-fev SE/CO 40,2 38,1 36,1 34,6 34,2 S 57,5 50,1 43,6 41,6 41,6 NE 42,6 42,7 42,3 41,5 41,0 N 60,9 67,5 71,3 77,8 78,9 Figura 10 - Norte REVISÃO 2 DO PMO - N - Fevereiro/2014 1 10 8 836,47 205,95 574,31 574,08 153,38 EAR(%EARmax) 61,8 68,5 71,0 77,8 78,9 83,3 ENA(%mlt) 89,0 81,0 93,2 91,3 96,0 10. EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO, contemplando a aplicação da metodologia vigente, também conduziram ao atingimento de Custos Marginais de Operação superiores ao 1º patamar de déficit determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da ANEEL. Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido, o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico. A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a de Fevereiro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de Fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 5 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS 23.878 40% 7.355 88% 4.069 27% 11.922 91% VE 21.830 37% 6.485 77% 3.904 26% 11.548 88% LI 19.814 34% 5.597 67% 3.737 25% 11.174 85% A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Figura 11 dos cenários de sensibilidade 2.400 2.000 1.600 1.200 SE/CO Regiões SE/CO e Sul 1.777,54 S 2.006,99 1.766,13 1.487,12 850 800 750 700 650 NE Região Nordeste 717,49 N 815,51 717,40 712,45 5 Assim sendo, a operação do SIN continuará sendo realizada considerando o pleno atendimento aos requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido na Resolução GCE nº 109/2002 em seu artigo 6º, parágrafo 1º que prevê: os valores obtidos para a função Custo do Déficit não implicam acionamento de medidas de redução compulsória de consumo. 630 580 530 Região Norte 574,31 612,71 574,08 574,08 Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados ao final das semanas operativas 3 e 4 do PMO de Fevereiro/2014 são apresentados na tabela a seguir: Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br