1. APRESENTAÇÃO Nas três primeiras semanas de novembro ocorreram totais significativos de precipitação na bacia do rio Iguaçu e no trecho incremental à UHE Itaipu. Em seguida, a configuração de um episódio de Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCAS, na quarta semana do mês, ocasionou totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. Para a semana de 25/11 a 01/12/2017 prevê-se precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins deve apresentar pancadas de chuva no decorrer da semana. No PMO de Dezembro não foi comandada importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 25/11 a 01/12/2017 (item 9). Para essa mesma semana, a Tradener não informou disponibilidade proveniente de oferta de energia da Argentina. O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN passou de R$ 446,07/MWh para R$ 204,32/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. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO A atualização de dados para os estudos energéticos de médio prazo é realizada mensalmente quando da elaboração do PMO, tendo por base as informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. 3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS Oferta Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica e termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de novembro/2017, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE/MME, realizada em 16/11/17.
[MWmed] MW MW Sumário do Programa Mensal de Operação 110.000 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHE 107.500 105.000 102.500 100.000 97.500 95.000 Atraso na UHE Colíder: UG 2 - out/18 (+2 meses) UG 3 - dez/18 (+1 mês) Maior diferença de 100 MW PMO nov/2017 PMO dez/2017 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs 26.000 Atraso na UTE O. Canoas I: UGs 1 a 4 - fev/21 (+2 meses) 25.000 24.000 Atraso na UTE São Sepé: UG 1 - jul/18 (+1 mês) 23.000 22.000 Maior diferença de 8,0 MW PMO nov/2017 PMO dez/2017 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas 16.000 15.000 Maior diferença de 151 MWmed 14.000 13.000 12.000 11.000 10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 PMO nov/17 PMO dez/17
% EARmáx Sumário do Programa Mensal de Operação Armazenamentos Iniciais Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de dezembro/2017, comparados com os do PMO de novembro/2017. Figura 4 - Energia armazenada inicial em novembro/17 e dezembro/17 [% EARmáx] 100% Energia armazenada inicial 80% 60% 40% 20% 0% 60,4% 45,5% 17,5% 18,1% 22,1% -1,3 p.p. 17,4% 0,6 p.p. 14,9 p.p. 6,3% 5,0% -4,7 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte nov/17 dez/17 Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de dezembro/2017, comparadas com o PMO de novembro/2017. Tabela 1 Tendência hidrológica para o PMO de dezembro/2017 NEWAVE [%MLT] PMO novembro/2017 PMO dezembro/2017 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Mai/17 100 169 22 58 Jun/17 107 273 33 57 107 273 33 57 Jul/17 79 38 31 58 79 38 31 58 Ago/17 85 51 31 56 85 51 31 56 Set/17 65 23 29 56 65 23 29 56 Out/17 63 80 21 45 69 81 21 62 Nov/17 102 132 24 60 (1) * 100% MLT < 100% MLT
3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES Além das informações de oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas, destacamos, as seguintes atualizações: Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí => 1.308 MWmed (dez/2017), 1.342 MWmed (jan/2018) e 2.250 MWmed a partir de fev/2018; Defluências das usinas do Rio São Francisco: a) UHE Três Marias - Vazão defluente fixa de 80 m³/s em dezembro/2017 e janeiro/2018. De fevereiro/2018 até abril/2018 defluência mínima de 80 m³/s. A partir de maio/2018 mantida defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente; b) UHE Sobradinho e demais usinas - Vazão defluente mínima de 600 m³/s de dez/2017 até abr/2018, 900 m³/s de mai/2018 até dez/2019 e 1.300 m³/s a partir de jan/2020. As vazões são fixas nos dois primeiros meses de simulação (nov e dez/2017), exceto na UHE Sobradinho. Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense (1, 2 e 3) e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.847/2017 e nº 3.914/2017, respectivamente; Entrada em operação comercial da UG7 da UHE Belo Monte, a partir de 28 de outubro de 2017, conforme Despacho SFG/ANEEL n 3.619/2017; Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os meses de dezembro/2017 e janeiro/2018, em consonância com os valores utilizados no curto prazo. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, associada ao avanço de uma frente fria, ocasiona precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva no decorrer da semana (Figura 5).
Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 25/11 a 01/12/2017 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 dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte e pequena recessão nas afluências do subsistema Sul. A previsão mensal para dezembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte, acima da média histórica para o subsistema Sul e próxima desta média para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Dezembro/2017 PMO de DEZEMBRO/2017 - ENAs previstas Subsistema 25/11 a 1/12/2017 Mês de DEZEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 36.603 111 47.202 101 S 11.614 126 9.544 126 NE 2.402 39 5.815 58 N 2.256 63 3.693 62
5. PREVISÃO DE CARGA O comportamento da carga do SIN ao longo dos últimos meses 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. A taxa de crescimento da carga prevista para o mês de dezembro/2017, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, no Sudeste/Centro-Oeste, subsistema que responde por cerca de 60% da carga industrial do SIN, é de 3,2% e está associada a essa recuperação da economia. O crescimento esperado da carga do subsistema Sul, de 0,8%, embora influenciado pelos sinais positivos de recuperação da economia, reflete a ocorrência de temperaturas elevadas e tempo seco em dezembro/2016, o que implicou no aumento da carga de refrigeração e de irrigação, com expressiva elevação da carga da região nesse período. A previsão de crescimento da carga do subsistema Nordeste em dezembro/2017 é de 0,7%, acompanhando a sazonalidade típica para a época do ano. Para o subsistema Norte, a carga prevista é 4,8% superior à carga verificada no mesmo período do ano anterior, quando a ocorrência de chuvas e de muita nebulosidade, principalmente em Manaus, contribuiu para a redução do nível da carga. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de dezembro/2017 6. PRINCIPAIS RESULTADOS 6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 25/11 a 01/12/2017. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 205,80 205,80 205,80 205,80 Média 205,80 205,80 205,80 205,80 Leve 201,73 201,73 201,73 201,73 Média Semanal 204,32 204,32 204,32 204,32
Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de dezembro/2017. Figura 6 Evolução do CMO em dezembro/2017 6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017, 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 prioritariamente nos patamares de carga pesada e média; 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. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO A Figura 7 visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram o CMO desta semana operativa, em comparação com o valor obtido na semana anterior.
Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN CMO Médio Semanal 18/11 a 24/11/2017 CMO Médio Semanal 25/11 a 01/12/2017 A previsão mensal de vazões naturais para dezembro/2017 no subsistema Sudeste/Centro-Oeste conduziu à ENA de 101% MLT, percentual próximo ao que se espera para o fechamento de novembro/2017 (99% MLT 30.428 MWmed verificados até o dia 23/11/2017). Essa previsão impacta fortemente a redução observada de CMO, visto que dezembro é o mês com a 5ª maior MLT mensal dentre os 12 meses do ano, de forma que 100% dessa média corresponde a 47.402 MWmed, valor superior em torno de 17.000 MWmed (~56%) ao verificado em novembro/2017.
8. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 8 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017. Figura 8 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês dezembro/2017 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 543 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Em 03/11/2017 a ANEEL autorizou, através do Despacho SRG/ANEEL nº 3.719/2017, a consideração da geração da UTE Termoceará com óleo diesel, com CVU no valor de R$ 780,46/MWh, até o dia 27/11/2017. Dessa forma, a usina foi considerada com o referido CVU até o dia 27/11, retornando em 28/11 ao CVU de R$ 319,16/MWh, referente à geração com gás natural. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 27/01 a 02/02/2018: Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Benefício (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 114,80 181,92 (1) 181,92 (1) 181,90(1) LUIZORMELO 15 169,99 181,92 (1) 181,92 (1) 181,90(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
9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017, o agente Eletrobras declarou que poderá ser realizada 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 6 - Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 25/11 a 1/12 (MWmed) Bloco 1 Total Carga Pesada 170 170 Carga Média 260 260 Carga Leve 360 360 CVU (R$/MWh) 358,02 Tabela 7 Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO Comando de Importação de Energia (MWmed) RV0 do PMO Dez/2017 Bloco 1 Total Carga Pesada 0 0 Carga Média 0 0 Carga Leve 0 0 10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para a semana operativa de 25/11 a 01/12/2017 não há expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica. 11. 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 8 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade Subsistema Tabela 9 Previsão de %EARmáx para o final do mês NÍVEL PMO % EARmáx - 31/12 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx 24/11 NÍVEL INICIAL VE LI VE LS VE Sudeste 24,5 18,7 24,5 31,3 18,0 Sul 65,9 54,3 65,9 71,3 60,4 Nordeste 12,8 8,0 12,8 17,4 5,0 Norte 12,9 11,1 12,9 14,1 17,4
12. 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, do PMO de dezembro/2017. Tabela 10 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 25/11/2017 a 01/12/2017 Previsão Mensal dez/17 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 4.220 50 5.911 70 Madeira 3.595 70 4.931 96 Teles Pires 599 47 970 77 Itaipu 6.028 202 6.130 206 Paraná 22.156 76 29.259 100 Sul 11.615 153 9.544 126 Nordeste 2.402 24 5.815 58 Norte 2.234 38 3.718 64 Belo Monte 118 95 119 97 Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima REE Previsão Semanal 1-dez Previsão Mensal 31-dez (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 15,3 18,7 Madeira 3,8 6,3 Teles Pires - - Itaipu 80,7 100,0 Paraná 19,0 26,1 Sul 62,3 65,9 Nordeste 5,6 12,8 Norte 15,7 12,8 Belo Monte 19,6 49,4
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