Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação 1. APRESENTAÇÃO 2. NOTÍCIAS Na semana de 12 a 18/07/2014, ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu, e chuva fraca isolada nas bacias dos rios Tietê e Paraíba do Sul. Para a semana de 19 a 25/07/2014, a previsão é de chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Tietê, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paraíba do Sul. Em 24 e 25/07/2014: reunião de elaboração do PMO Agosto de 2014 no auditório do Escritório Central do ONS, situado na Rua Júlio do Carmo, nº 251 Cidade Nova. Durante a reunião do PMO Agosto de 2014, será apresentado pelo ONS: Destaques sobre a Resolução Normativa nº 614/2014 - ANEEL, que consolida as normas referentes à apuração de indisponibilidades em unidades geradoras. Nesta revisão, observamos que o maior impacto no CMO foi decorrente da atualização do período do estudo no caso inicial. As demais atualizações dos dados de planejamento indicaram menores alterações no valor do CMO dos subsistemas do SIN. Nesta revisão, o CMO médio semanal passou de R$ 680,90/MWh para R$ 710,16/MWh nas regiões SE/CO, NE e Norte, e de R$ 684/MWh para R$ 710,16/MWh na região Sul. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA Para a semana de 19 a 25 de julho, a previsão é de que a passagem de uma frente fria pela região Sul e pelo estado de São Paulo no fim da semana ocasione chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Tietê, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paraíba do Sul (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 prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 19/07 a 25/07/2014
Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Norte e Sudeste/C.Oeste e estabilidade nos subsistemas Sul e Nordeste. Quanto à previsão das afluências para o mês de julho, o subsistema Sul deve apresentar valores acima de sua média histórica e os subsistemas Sudeste/C.Oeste, Norte e Nordeste abaixo desta média. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para a média do mês de Julho. Tabela 1 Previsão de ENAs da Revisão 3 do PMO de julho/2014 Revisão 3 do PMO de Julho/2014 - ENAs previstas 19/7 a 25/7/2014 Mês de Julho MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 15.018 71 16.155 76 S 11.093 102 18.165 167 NE 1.955 49 1.872 47 N 2.213 79 2.426 86 4. PREVISÃO DE CARGA O efeito da Copa do Mundo sobre a carga no mês de julho vem se refletindo em um crescimento menor, em comparação com o mesmo mês do ano anterior. A carga prevista para o mês de julho, no subsistema Nordeste, mantém a expectativa de crescimento com base no comportamento do consumo das classes residencial e comercial. Relativamente ao mesmo mês do ano anterior, a taxa de crescimento prevista é de 3,5%. No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista de 6,8% reflete, ainda, o efeito da interligação ao SIN do sistema Manaus, ocorrida a partir de 09 de julho de 2013. Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as taxas de crescimento previstas de 0,5% e 2,0%, respectivamente, refletem o desempenho recente da indústria que ainda não apresenta sinais de crescimento que impactam no aumento da carga. Contudo, o comportamento da indústria tem um efeito mais acentuado na carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, dada a maior predominância de segmentos industriais de elevado consumo dessa região. Tabela 2 - Evolução da carga para a Revisão 3 do PMO de Julho/2014 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jul/14 jul/14->jul/13 SE/ CO 36.670 36.524 36.503 36.868 37.084 36.724 0,5% SUL 10.717 10.800 10.788 10.851 10.856 10.809 2,0% NE 9.468 9.424 9.573 9.555 9.542 9.516 3,5% NORTE 4.995 5.016 5.010 5.035 4.960 5.005 6,8% SIN 61.850 61.764 61.874 62.309 62.442 62.054 1,7% 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 19/07 a 25/07/2014. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de SE/CO S NE N Pesada 734,80 734,80 734,80 734,80 5.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO Para a semana operativa de 19/07/2014 a 25/07/2014, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos; Região NE Importadora de energia; Região Norte Intercâmbio dimensionado para fechamento do balanço energético do SIN; Região SE/CO Importadora dos excedentes energéticos da região Sul. Média 734,80 734,80 734,80 734,80 Leve 666,95 666,95 666,95 666,95 Média Semanal 710,16 710,16 710,16 710,16 2
MWmed 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Julho de 2014, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados do estudo da Revisão 2 do PMO, excluindo a semana operativa de 12/07 a 18/07/2014. 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. Os valores dos CMOs resultantes de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. 3ª semana operativa 12/07 a 18/07/2014 SE/CO, Nordeste e Norte - 680,90 706,18 711,29 717,44 717,11 716,85 710,16 25,28 5,11 6,15-0,33-0,26-6,69 Sem.3 Sem.4 Partida Vazões Limites Demais Atualiz. Sul - 4ª semana operativa 19/07 a 25/07/2014 Figura 2 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Norte e Nordeste 3ª semana operativa 4ª semana operativa 12/07 a 18/07/2014 19/07 a 25/07/2014 684 706,18 711,29 717,44 717,00 716,69 710,16 26,14 5,11 6,15-0,44-0,31-6,53 Sem.3 Sem.4 Partida Vazões Limites Demais Atualiz. Figura 3 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul Ressaltamos que o valores dos CMOs obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos dados conforme detalhado. 7. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 19/07 a 25/07/2014. Figura 4 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês Julho/2014 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 976 MW de UTEs do Sistema Manaus. Além disso, ressalta-se que os montantes definidos para geração térmica por garantia energética constituem uma estimativa, a título de sensibilidade, com base na geração que vem sendo vislumbrada nas etapas de Programação Diária e Operação em Tempo Real. Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2¹, Angra 1, Norteflu 1, Norteflu 2, Norteflu 3, Baixada Fl, St.Cruz No², Atlantico, Lcpres_L1, Glbriz_L1, Cocal, Pie-Rp¹, Luizormelo², W.Arjona, Juiz De Fo, Blsobr_L1, Erocha_L1, Aur.Chaves, St.Cruz 34¹, Norteflu 4, Blsobr_L13, Glbriz_L13, Lcpres_L13, Euzebi_L13, M.Lago, Fgasparian, Cuiaba Cc¹, Pirat.12 O¹, R.Silveira¹, Tnorte 2, Viana e Igarape; 17500 15000 12500 10000 7.277 7500 5000 4.442 2.817 2500 1.512 0 SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA 212 33 253 0 498 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 2 0 0 23 25 INFLEXIBILIDADE 0 0 0 0 0 ORDEM DE MÉRITO 7063 1479 4189 2794 15525 16.047 Região Sul: Candiota_3, P.Medici A¹, P.Medici B, J.Lacer. C, J.Lacer. B, J.Lac. A2, Charqueada, Madeira, J.Lac. A1, S.Jeronimo¹, Figueira, Araucaria e S.Tiaraju³; Região Nordeste: Termope, P.Pecem1, P.Pecem2, Fortaleza, Termoceara, R.Almeida, C.Furtado, Js_Pereira, Pernambu_3, Maracanau, Termocabo, Termone, Termopb, Campina_Gr, Suape II, Global I, Global II, Altos³, Aracati³, Baturite³, C.Maior³, Caucaia³, Crato³, Iguatu³, Juazeiro N³, Marambaia³, Nazaria³, Pecem³ e Camacari G¹, ³; Região Norte: Parnaib_Iv, P. Itaqui, Maranhao V, Maranhaoiv, N.Venecia2, Geramar1 e Geramar2; 3
o Sistema Manaus: Aparecida, Maua B3, Maua B4, Maua B5b, Distrito A, Maua B5a, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nov, Maua B6, Maua B7, Sao Jose 1 e Sao Jose 2. 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. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. 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 20/09/2014 a 26/09/2014. Figura 6 - Sul REVISÃO 3 DO PMO - S - Julho/2014 0 351,99 684 710,16 702,68 625,44 EAR(%EARmax) 92,1 97,2 96,5 94,0 90,5 86,6 87,9 ENA(%mlt) 518,0 17 104,0 100,9 93,5 153,4 REVISÃO 3 DO PMO - NE - Julho/2014 6 80 70 80 8. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS 5 4 70 Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 19/07 a 25/07/2014, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. 3 2 1 340,85 546,69 680,90 710,16 703,13 696,79 EAR(%EARmax) 36,5 35,4 34,5 34,0 32,7 31,8 26,8 ENA(%mlt) 41,0 45,0 46,0 50,8 51,1 51,8 UTE CVU (R$/MWh) Pesada Geração (MWmed) Média Leve PALMEIR_GO R$ 778,44 0 0 5 R$ 34.004,45 TOTAL SE/CO R$ 34.004,45 9. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO ESS ELÉTRICO As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados desta revisão do PMO de julho/2014, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos 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 agosto. Figura 7 Nordeste REVISÃO 3 DO PMO - N - Julho/2014 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Figura 8 - Norte 340,85 546,69 680,90 710,16 703,13 696,79 EAR(%EARmax) 91,6 91,1 90,1 89,0 87,8 86,2 73,6 ENA(%mlt) 85,0 94,0 85,0 81,7 78,1 86,8 80 70 4 REVISÃO 3 DO PMO - SE/CO - Julho/2014 10. NÍVEL DE ARMAZENAMENTO OPERATIVO 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Figura 5 Sudeste 340,85 546,69 680,90 710,16 703,13 696,79 EAR(%EARmax) 36,5 36,0 35,2 35,0 34,0 33,2 29,5 ENA(%mlt) 8 8 77,0 71,5 71,5 76,1 80 70 O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco. Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu.
Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do parque gerador térmico existente no SIN. Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais. Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo. Entretanto, mesmo com a consideração dessa política energética, não há expectativa de armazenamentos nos subsistemas, ao final do mês de julho, diferentes dos previstos nesta Revisão. Na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados para as regiões SE/CO e NE. Tabela 4 Níveis de armazenamento operativos %EARmáx (31/jul) SE/CO 33,3 NE 31,9 5 Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o email: pmo-ouv@ons.org.br