1. APRESENTAÇÃO Em função da implementação, a partir do PMO de Janeiro/2018, de evoluções metodológicas nos modelos de otimização utilizados na elaboração do PMO, neste Sumário Executivo, adicionalmente aos resultados tradicionalmente divulgados, são apresentados resultados de estudos de sensibilidade considerando a aplicação destas evoluções metodológicas no PMO Dezembro/2017 e suas Revisões. Na semana de 16 a 22/12/2017 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba e em pontos isolados do São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresentou pancadas de chuva ao longo da semana. Para a semana de 23 a 29/12/2017 há previsão de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins deve permanecer com a condição de pancadas de chuva. Em virtude das festividades de Natal nos dias 24 e 25/12/2017, está prevista geração termelétrica a fim de garantir o suprimento de energia elétrica no SIN, conforme Nota Técnica ONS nº 141 - Diretrizes para a Programação e Operação do SIN Durante as Festividades de Natal e Ano Novo 2017. Nesta Revisão 4 do PMO Dezembro/2017 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 23/12 a 29/12/2017, através das conversoras de Rivera e Melo, em consonância com oferta de energia declarada pela Eletrobras (agente responsável pela importação) de acordo com as Portarias MME nº 556/2015 e nº 164/2016 (item 8). O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN passou de R$ 273,61/MWh para R$ 241,14/MWh. 2. NOTÍCIAS Em 28 e 29/12/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Janeiro de 2018 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 O avanço de uma nova frente fria pelas regiões Sul e Sudeste ocasiona precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e no alto São Francisco na próxima semana (Figura 1). A bacia do rio Tocantins permanece com a condição de pancadas de chuva. Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 23 a 29/12/2017 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, aumento nas afluências de todos os subsistemas. A previsão mensal para dezembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste, Norte e Sul e próxima da média histórica para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Dezembro/2017 Revisão 4 do PMO de DEZEMBRO/2017 - ENAs previstas Subsistema 23/12 a 29/12/2017 Mês de DEZEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 43.929 94 44.580 95 S 8.697 115 6.103 80 NE 9.887 98 5.782 57 N 6.416 107 4.490 75 4. PREVISÃO DE CARGA O comportamento da carga do SIN ao longo dos últimos meses já vem refletindo sinais da retomada de crescimento em vários setores da economia. As projeções da carga para o mês de dezembro/2017 contemplam a perspectiva de continuidade desse comportamento. Assim, as taxas de crescimento da carga previstas para o mês de dezembro/2017, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, de, respectivamente, 4,9% e 5,7%, já incorporam esses sinais de recuperação da economia. A carga do subsistema Sudeste é fortemente influenciada pelo desempenho da indústria, que vem apresentando crescimento disseminado em vários setores. Ressalta-se que a carga industrial do Sudeste representa cerca de 60% da carga industrial do SIN. No subsistema Sul, as expectativas positivas para a economia da região sinalizam a manutenção do processo de recuperação em curso. No subsistema Nordeste, o crescimento de apenas 0,5% é explicado, principalmente, pela ocorrência de chuvas nas primeiras semanas de dezembro/2017. Para o subsistema Norte, a carga prevista é 3,4% superior à carga verificada no mesmo período do ano anterior, quando a ocorrência de chuvas e muita nebulosidade, principalmente em Manaus, contribuiu para a redução do nível da carga. Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de dezembro/2017
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 23 a 29/12/2017. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 241,70 241,70 241,70 241,70 Média 241,70 241,70 241,70 241,70 Leve 240,41 240,41 240,41 240,41 Média Semanal 241,14 241,14 241,14 241,14 Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de dezembro/2017. Figura 2 Evolução do CMO em dezembro/2017 5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 23 a 29/12/2017, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Exploração da geração prioritariamente nos patamares de carga pesada e média para fechamento do balanço energético do SIN;
Região Sul Exploração da geração nas bacias dos rios Iguaçu e Jacuí prioritariamente nos patamares de carga pesada e média. Geração na bacia do rio Uruguai dimensionada para preservação dos estoques nas cabeceiras; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. 6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO A Figura 3 visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram o CMO desta semana operativa, em comparação com o valor obtido na semana anterior. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN CMO Médio Semanal 16/12 a 22/12/2017 CMO Médio Semanal 23/12 a 29/12/2017 A atualização da previsão de vazões nessa revisão 4 do PMO Dezembro/2017 levou à elevação da ENA prevista no SIN, para a semana de 23 a 29/12/2017, de 60.312 MWmed para 68.929 MWmed (+ 8.617 MWmed), impactando o CMO no sentido de reduzi-lo.
7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 23 a 29/12/2017. Figura 4 - Geração térmica para a 5ª semana operativa do mês dezembro/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 524 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 24/02 a 02/03/2018: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Benefício (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 129,50 229,04 (1) 229,04 (1) 228,90 (1) LUIZORMELO 15 193,42 229,04 (1) 229,04 (1) 228,90 (1) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar 8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 23/12 a 29/12/2017, o agente Eletrobras declarou disponibilidade nula para importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW).
9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 23 a 29/12/2017. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 5 Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Geração (MWmed) Carga Carga Carga Leve Pesada Média ESS ELÉTRICO BLSOBR_L1 (321) 283,00 0 14 30 R$ 139.528,10 GLBRIZ_L13 (266) 296,34 0 7 14 R$ 87.758,86 M.LAGO (929) 505,18 0 24 52 R$ 1.510.948,54 TOTAL SE/CO R$ 1.738.235,50 C.FURTADO (186) 279,04 0 8 17 R$ 71.837,43 R.ALMEIDA (138) 292,35 0 6 12 R$ 69.811,44 TERMONE (171) 500,82 0 4 9 R$ 254.007,78 TERMOPB (171) 500,82 0 4 9 R$ 254.007,78 GLOBAL I (149) 569,24 0 3 7 R$ 246.641,73 BAHIA_1 (31) 611,26 TOTAL NE 0 1 2 R$ 83.708,90 R$ 980.015,05 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.
Tabela 6 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema Tabela 7 Previsão de %EARmáx para o final do mês NÍVEL PMO % EARmáx - 31/12 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx 22/12 NÍVEL INICIAL VE LI VE LS VE Sudeste 22,5 20,9 22,5 24,3 20,7 Sul 52,5 47,3 52,5 57,8 50,0 Nordeste 13,1 11,6 13,1 14,7 10,3 Norte 24,1 22,2 24,1 25,9 19,6
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 4 do PMO de dezembro/2017. Tabela 8 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 23/12/2017 a 29/12/2017 Previsão Mensal dez/17 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 7.223 86 6.648 79 Madeira 5.879 115 5.224 102 Teles Pires 1.344 106 1.080 85 Itaipu 5.576 187 5.773 194 Paraná 23.905 82 25.857 89 Sul 8.698 115 6.103 80 Nordeste 9.887 98 5.781 57 Norte 6.559 112 4.549 78 Belo Monte 125 102 122 99 Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima REE Previsão Semanal 29-dez Previsão Mensal 31-dez (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 18,1 18,4 Madeira 9,1 9,7 Teles Pires - - Itaipu 100,0 100,0 Paraná 23,0 23,6 Sul 51,8 52,5 Nordeste 12,5 13,1 Norte 22,9 24,1 Belo Monte 26,8 30,7
12. EVOLUÇÕES METODOLÓGICAS 2018 A partir do PMO Janeiro/2018 serão implementadas as seguintes evoluções metodológicas nos modelos de otimização utilizados no PMO: Representação explícita das perdas nos intercâmbios; Alteração do número de Reservatórios Equivalentes de Energia do SIN de 9 para 12; Modelagem da evaporação dos reservatórios como função linear dos volumes (apenas no modelo de curto prazo). Desta forma, foi simulada, a título de sensibilidade, a consideração destas evoluções já desde o PMO Dezembro/2017. Os resultados referentes a Custo Marginal de Operação (R$/MWh) e Fluxo nos Intercâmbios (MWmed) estão representados a seguir, comparados com os resultados vigentes do PMO Dezembro/2017 e suas revisões. Figura 5 PMO - Semana de 25/11 a 01/12/2017 Figura 6 Revisão 1 - Semana de 02 a 08/12/2017
Figura 7 Revisão 2 - Semana de 09 a 15/12/2017 Figura 8 Revisão 3 - Semana de 16 a 22/12/2017
Figura 9 Revisão 4 - Semana de 23 a 29/12/2017
13. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o e-mail: pmo@ons.org.br