Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2016 Semana Operativa de 02/01/2016 a 08/01/2016 1. APRESENTAÇÃO Findo o primeiro bimestre do período chuvoso nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, constata-se que as afluências às regiões Norte e Nordeste permanecem críticas, apresentando o pior período novembro-dezembro do histórico de 85 anos; no mesmo período, a região Sudeste/Centro-Oeste apresenta valores em torno da média do histórico. Ainda no mesmo período, a região Sul apresenta afluências situadas entre as maiores do histórico. A Tabela abaixo mostra os valores e a qualificação das Energias Naturais Afluentes aos quatro subsistemas no período novembro-dezembro. Nessa revisão 1 do PMO janeiro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 27,80/MWh para R$ 20,64/MWh; no subsistema NE passou de R$ 376,25/MWh para R$ 380,14/MWh; e no subsistema Norte passou de R$ 101,23/MWh para R$ 98,02/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/01/2016 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2016 no auditório do Escritório Central do ONS. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Condições Hidrometeorológicas As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos marginais. Assim, faz-se necessário o pleno entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a 1º Semana Operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o El Niño e La Niña, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, entendemos ser de fundamental importância as análises de clima e tempo no contexto do SIN. 3.1.1. Condições Antecedentes A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasionou chuva fraca a moderada na bacia do rio Paranapanema e em pontos isolados do Iguaçu, precipitação de intensidade fraca nas demais bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, e em pontos isolados do São Francisco e do Tocantins. No final da semana, uma frente fria, associada à atuação de áreas de instabilidade, avança pelos estados das regiões Sul e Sudeste, mantendo a condição de precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro- Oeste e no alto São Francisco. A Figura 1 mostra a precipitação acumulada nos últimos 7 dias. 1
hidrográficas do subsistema Sul, e nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê (Figura 2). Figura 1 Precipitação observada (mm) no período de 24 a 30/12/2015 A Tabela 1 apresenta a tendência hidrológica através das energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 19 a 25/12/2015 e os estimados para fechamento da semana de 26/12/2015 a 01/01/2016. Tabela 1 Tendência hidrológica das ENAs no PMO de janeiro/2016 Rev.1 do PMO de JANEIRO/2016 - ENAs Subsistema 19/12 a 25/12/2015 26/12 a 1/1/2016 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 42.199 92 40.986 85 S 21.261 288 20.675 281 NE 2.796 28 3.469 32 N 1.744 30 1.881 29 3.1.2. Previsão para a próxima semana O avanço de uma frente fria pela região Sudeste no início da semana ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, no São Francisco e no Tocantins. A partir do dia 3, esse sistema permanece semi-estacionário no litoral da Bahia, organizando a nebulosidade e a precipitação nesse estado, em Goiás e no Tocantins, atingindo as bacias dos rios São Francisco e Tocantins. Uma nova frente fria avança pela região Sul e pelo estado de São Paulo no decorrer da semana, ocasionando chuva fraca nas bacias Figura 2 Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 02 a 08/01/2016 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. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa aumento das afluências nas regiões Sudeste e Norte e queda nas afluências das regiões Sul e Nordeste. A previsão para as afluências médias mensais do mês de janeiro indica a permanência de afluências críticas, significativamente inferiores à média histórica, nas regiões Nordeste e Norte. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de janeiro. Tabela 2 Previsão de ENAs no PMO de janeiro/2016 Revisão 1 do PMO de JANEIRO/2016 - ENAs previstas Subsistema 2/1 a 8/1/2016 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 55.759 89 60.319 96 S 16.954 232 14.513 199 NE 2.488 18 3.634 26 N 2.052 20 2.763 27 2
As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de janeiro/2016. Figura 6 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte PMO de Janeiro/2016 Figura 3 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste PMO de Janeiro/2016 3.2. Cenários de ENAs para o PMO de Janeiro/2016 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de janeiro/2016, para acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2016. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA. 3 Figura 4 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul PMO de Janeiro/2016 Figura 7 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO janeiro/2016 Figura 5 Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste PMO de Janeiro/2016 Figura 8 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO janeiro/2016
Figura 9 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO janeiro/2016 Figura 12 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO janeiro/2016 Figura 10 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO janeiro/2016 Figura 13 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO janeiro/2016 4 Figura 11 Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste em %MLT, para o PMO janeiro/2016 Figura 14 Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO janeiro/2016 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de janeiro e fevereiro são apresentados na tabela a seguir. Tabela 3 MLT da ENA nos meses de janeiro e fevereiro MLT das ENAs (MWmed) Subsistema JANEIRO SE/CO 62.621 S 7.305 NE 14.121 N 10.137 FEVEREIRO 67.096 8.309 14.764 13.657
2.1. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados no PMO. Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados no PMO janeiro/2016 5 (A) DJ 9074 Luziânia 500 kv
2.2. Previsão de Carga Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as variações previstas da carga para o mês de janeiro/2016, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de -6,1% e -6,6%, respectivamente, refletem, sobretudo, o baixo desempenho da indústria, bem como a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços. Acrescenta-se, ainda, o fato de que no mês de janeiro/15 ainda não se observava a redução no consumo de energia decorrente do agravamento da crise econômica, nem os reflexos nos padrões de consumo em função da elevação das tarifas de energia elétrica, decorrentes das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e do reajuste tarifário anual, observados principalmente a partir do mês de abril nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, onde o impacto do aumento das tarifas é maior. O subsistema Nordeste vem sofrendo menor impacto da conjuntura adversa, o que se reflete na taxa de crescimento prevista de 1,5%. Além disso, a perspectiva de temperaturas elevadas e o aumento do consumo de energia da classe comercial, por conta do fluxo turístico na região nesta época do ano, devem contribuir para o aumento da taxa. No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista da carga para o mês de janeiro/2016, de 9,0%, está influenciada pela interligação do sistema Macapá, que, a partir do mês de outubro/2015, já se encontra totalmente interligado ao SIN. Tabela 5 - Evolução da carga no PMO de janeiro/2016 2.3. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de janeiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para o PMO janeiro/2016. Figura 15 Potência hidráulica disponível no SIN 2.4. Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO Jan/16 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto no PMO de Janeiro/2016, para a 0:00 h do dia 02/01/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 6
4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio Para a semana operativa de 02/01/2016 a 08/01/2016, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Importadora de energia; Região Sul Exportadora dos excedentes energéticos; Região NE Importadora de energia; Região Norte Importadora de energia. 4.2. Custo Marginal de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de janeiro. Figura 16 CMO do mês de janeiro em valores médios semanais A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a próxima semana operativa. Figura 17 Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de janeiro/2016 Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostrados na tabela a seguir. Tabela 8 Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de janeiro/2016 ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema JANEIRO FEVEREIRO SE/CO 203.299 203.299 S NE N 19.957 51.808 15.833 19.957 51.808 15.648 3. GERAÇÃO TÉRMICA O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 02/01/2016 a 08/01/2016. 7 Tabela 7- CMO para 2ª semana operativa do mês janeiro/2016 4.3. Energia Armazenada O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de janeiro/2016. Figura 18 - Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês janeiro/2016 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 570 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
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. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 05/03/2016 a 11/03/2016: Tabela 9 UTEs com contrato de combustível GNL Figura 19 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Sudeste (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 Ressalta-se que, embora as UTEs LUIZORMELO e SANTA CRUZ não estejam despachadas antecipadamente por ordem de mérito de custo, o ONS comanda seus despachos antecipados, para a semana de 05/03/2016 a 11/03/2016, por garantia energética. 4. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 02/01/2016 a 08/01/2016. Figura 20 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Sul 8 5. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês janeiro/2016 e os valores esperados para o mês de fevereiro/2016, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Figura 21 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Nordeste Figura 22 Resumo janeiro/2016 para o Subsistema Norte
6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de janeiro de 2016 foi realizada a partir de seis estudos. O caso inicial foi construído a partir dos dados de planejamento do PMO, excluída a semana operativa de 26/12/2015 a 01/01/2016. Nos demais estudos foram atualizados, sequencialmente, os seguintes blocos de dados: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas e disponibilidade. Os valores dos CMOs em cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. Figura 25 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste 9 Figura 23 - Análise da variação do CMO no subsistema SE/CO Figura 26 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte Ressaltamos que os valores de CMO resultantes destes estudos são decorrentes da sequência de atualização parcial dos dados conforme detalhado anteriormente. 7. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS Figura 24 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul De forma a permitir 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 deste PMO continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos.
Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências. Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência. 8. SENSIBILIDADE A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 2ª semana operativa de janeiro, 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 janeiro. 10 A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de janeiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. Tabela 10 ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade Figura 27 CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade 9. CONSIDERAÇÕES FINAIS A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. Esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelo e-mail pmo@ons.org.br.