PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 1. APRESENTAÇÃO Na semana de a 26/01/18 as bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e o trecho incremental à UHE Itaipu apresentaram chuva fraca a moderada. Adicionalmente, ocorreu precipitação de intensidade fraca na bacia do rio Paranapanema e em pontos isolados do Tietê e do Grande. Para a semana de 27/01 a 02/02/18 prevê-se chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema, além de precipitação de intensidade fraca a moderada no Tietê, no Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins. Neste PMO Fevereiro/18 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 27/01 a 02/02/18, 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 556/15 e nº 164/16 (item 8). Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO: de R$ 172,05/MWh para R$ 157,33/MWh Sul: de R$ 171,03/MWh para R$ 136,48/MWh NE: de R$ 182,99/MWh para R$ 169,50/MWh Norte: de R$ 124,77/MWh para R$ 76,/MWh 2. NOTÍCIAS Em 22/02 e 23/02/18 será realizada a reunião de elaboração do PMO Março de 18 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 3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS 3.1.1. 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 janeiro/18, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE/MME, realizada em 18/01/18.
MW MW Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs 110.000 107.500 105.000 102.500 100.000 97.500 UHE Belo Monte: UG 13 - jan/ (+8 mês) UG 14 - jan/ (+5 mês) UG 15 - jan/ (+2 mês) UG 16 - jan/ (-1mês) UG 17 - jan/ (-4 mês) UG 18 - jan/ (-7 mês) 95.000 Maior diferença de 1.854 MW PMO jan/18 PMO fev/18 Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs 27.000 26.000 Consideração da UTE Novo Tempo UG 1 a 3 - jan/21 UG 4 - jan/21 25.000 24.000 23.000 22.000 Antecipação da UTE Pampa Sul UG 1 - jul/19 (- mês) Maior diferença de 1644,0 MW PMO jan/18 PMO fev/18
% EARmáx [MWmed] Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas 16.000 15.000 Maior diferença de 251 MWmed 14.000 13.000 12.000 11.000 10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 PMO jan/18 PMO fev/18 3.1.2. 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 fevereiro/18, comparados com os do PMO de janeiro/18. Figura 4 - Energia armazenada inicial em janeiro /18 e fevereiro/18 [% EARmáx] 100% 80% 60% 40% % 0% Energia armazenada inicial 74,0% 53,5% 30,3% 29,8% 21,8% 22,1% 17,3% 12,4% 8,6 p.p.,4 p.p. 4,9 p.p. 7,7 p.p. Sudeste Sul Nordeste Norte jan/18 fev/18 3.1.3. Tendência Hidrológica Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de fevereiro/18, comparadas com o PMO de janeiro/18.
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Tabela 1 Tendência hidrológica para o PMO de fevereiro/18 NEWAVE [%MLT] PMO janeiro/18 PMO fevereiro /18 MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jul/17 79 38 31 60 Ago/17 85 51 32 58 85 51 32 58 Set/17 65 23 29 58 65 23 29 59 Out/17 68 81 21 50 68 81 21 50 Nov/17 103 128 24 58 103 128 24 58 Dez/17 95 83 53 76 95 87 55 74 Jan/18 97 189 36 62 (1) * 100% MLT < 100% MLT DEMAIS ATUALIZAÇÕES Além das informações de carga, limites, oferta, armazenamentos iniciais e tendências hidrológicas, destacamos, as seguintes atualizações: Atualização de dados cadastrais da UHE Sinop, conforme Despacho ANEEL nº 828/17 e NT EPE Nº EPE-DEE_RE099/17; Alteração das características técnicas da UTE Novo Tempo conforme Despacho SCG/ANEEL nº 3.949/17; Inclusão parcial da oferta vendedora (3 PCHs totalizando 72,5 MW) do 26º LEN A-7/17 (3.841,6 MW e 2.930,93 MWmed), constituída de 2 UTEs, 6 PCHs, 6 BIOs e 49 UEEs, totalizando 36 usinas, com entrega a partir de janeiro/23; Entrada em operação comercial da UG 2 da UHE São Manoel (175 MW), conforme Despacho SFG/ANEEL nº 1/18; Alteração dos CVUs das UTEs Aur. Chaves, R. Almeida, Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4 e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 4.388/17, 34/18 e 87/18; Geração Hidráulica Mínima da UHE Tucuruí => 1.394 MWmed (fev/18), 1.448 MWmed (mar/18) e 2.250 MWmed a partir de abr/18; Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os meses de fevereiro /18 e março/18, em consonância com os valores utilizados no curto prazo; Defluências das usinas do Rio São Francisco: a) UHE Três Marias - Vazão defluente fixa de 80 m³/s em fevereiro/18 e março/18. Em abril/18 defluência mínima de 80 m³/s. A partir de maio/18 mantida defluência mínima de 4 m³/s, conforme regra vigente;
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 b) UHE Sobradinho e demais usinas - Vazão defluente mínima de 600 m³/s de fev/18 até abr/18, 900 m³/s de mai/18 até dez/19 e 1.300 m³/s a partir de jan/. As vazões são fixas nos dois primeiros meses de simulação (fev e mar/18), exceto na UHE Sobradinho. 4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA O avanço de uma frente fria, associado a um sistema de baixa pressão, pelas regiões Sul e Sudeste ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema e precipitação de intensidade fraca a moderada no Tietê, no Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins (Figura 5). Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 27/01/18 a 02/02/18 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.
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências do subsistema Norte e recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste. A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte e acima desta média para o subsistema Sul. Tabela 2 Previsão de ENAs do PMO de Fevereiro/18 PMO de FEVEREIRO/18 - ENAs previstas Subsistema 27/1 a 2/2/18 Mês de FEVEREIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 53.914 82 59.843 87 S 15.957 5 13.013 154 NE 4.371 31 4.164 28 N 7.078 63 9.563 68 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 fevereiro/18 contemplam a perspectiva de continuidade desse comportamento. Ressalta-se que o comportamento da carga dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul nos meses de verão, nomeadamente no mês de fevereiro, é muito sensível à temperatura, e a expectativa é que ela ocorra em torno da média histórica. Adicionalmente, a ocorrência do carnaval na 3ª semana operativa de fevereiro/18 tem impacto na carga dessa semana, contudo de forma diferenciada nas várias regiões. As taxas de crescimento da carga prevista para o mês de fevereiro/18, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 3,1% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, de 1,0% no Sul, de 3,1% no Nordeste e de 1,5% no Norte, refletem os fatores anteriormente mencionados. Vale observar que o subsistema Sul registrou altas temperaturas em fevereiro/17, o que contribuiu para a forte elevação da carga desse subsistema naquele período do ano passado. Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de fevereiro/18
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 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 27/01 a 02/02/18. Tabela 4 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 162,93 135,72 183,45 76,94 Média 162,93 140,24 183,45 76,94 Leve 147,51 131,23 145,04 74,89 Média Semanal 157,33 136,48 169,50 76, Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de fevereiro/18. Figura 6 Evolução do CMO em fevereiro/18 6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa 27/01 a 02/02/18, 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;
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Região Sul Exploração da geração nas bacias da região Sul prioritariamente nos patamares de carga pesada e média; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte A geração da UHE Belo Monte deverá ser maximizada e a geração da UHE Tucuruí será utilizada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média. 7. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO As Figura 7 a Figura 10 visam identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO desta semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior. O principal fator que contribuiu para a redução do CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Nordeste foi a atualização da função de custo futuro. Já para o subsistema Norte, a perspectiva de uma maior ocorrência de excedentes energéticos no segundo mês do estudo foi fator preponderante para a redução de CMO indicada. Figura 7 - Análise da variação do CMO no subsistema Sudeste CMO Médio Semanal /01 a 26/01/18 CMO Médio Semanal 27/01 a 02/02/18
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul CMO Médio Semanal /01 a 26/01/18 CMO Médio Semanal 27/01 a 02/02/18 Figura 9 - Análise da variação do CMO no subsistema Nordeste CMO Médio Semanal /01 a 26/01/18 CMO Médio Semanal 27/01 a 02/02/18
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 10 - Análise da variação do CMO no subsistema Norte CMO Médio Semanal /01 a 26/01/18 CMO Médio Semanal 27/01 a 02/02/18 8. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 11 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 27/01 a 02/02/18. Figura 11 - Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês fevereiro/18 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 513 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 31/03 a 06/04/18:
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Nome Tabela 5 UTEs com contrato de combustível GNL UTE Cod CVU (R$/MWh) Benefício (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 117,54 152,89 (1) 152,89 (1) 146,34 (1) LUIZORMELO 15 174,36 152,89 (2) 152,89 (2) 146,34 (2) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar Assim sendo, não há previsão de despacho antecipado, por ordem de mérito de custo, para a UTE Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 31/03 a 06/04/18. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo menos, 150 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R. Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 150 MW. 9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 27/01 a 02/02/18, o agente Eletrobras declarou que poderá ser realizada importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Tabela 6 Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 27/1 a 2/2 (MWmed) Bloco 1 Total Carga Pesada - - Carga Média - - Carga Leve 50 50 CVU (R$/MWh) 299,75 Tabela 7 Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO Comando de Importação de Energia (MWmed) RV0 do PMO Fev/18 Bloco 1 Total Carga Pesada - - Carga Média - - Carga Leve - -
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 27/01 a 02/02/18. UTE Potência Instalada (MW) Tabela 8 Expectativa de custo de despacho térmico por RE CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média Carga Leve ESS ELÉTRICO VIANA (175) R$ 497,39 25 7 0 R$ 358.875,58 TOTAL SE/CO R$ 358.875,58 C.FURTADO (186) R$ 279,04 0 3 47 R$ 409.700,53 JS_PEREIRA (368) R$ 314,63 0 3 47 R$ 521.239,59 SUAPE II (381) R$ 495,41 0 7 97 R$ 2.267.490,33 TERMONE (171) R$ 497,09 0 3 47 R$ 1.093.069,26 TOTAL NE R$ 4.291.499,71 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 9 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Tabela 10 Previsão de %EARmáx para o final do mês % EARmáx - 28/2 % EARmáx 26/1 Subsistema NÍVEL PMO NÍVEL OPERATIVO NÍVEL INICIAL VE LI VE LS VE Sudeste 39,8 33,6 39,8 43,3 30,5 Sul 81,8 68,6 81,8 94,6 74,0 Nordeste,9 17,9,9 24,6 17,3 Norte 41,1 38,7 41,1 57,2 29,8 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 fevereiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, do PMO de fevereiro/18. Tabela 11 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 27/01/18 a 02/02/18 Previsão Mensal fev/18 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 4.259 41 5.754 55 Madeira 11.070 112 12.002 121 Teles Pires 1.859 88 1.993 94 Itaipu 7.447 187 6.919 174 Paraná 24.103 62 28.681 74 Paranapanema 5.177 134 4.497 116 Sul 8.634 216 6.924 173 Iguaçu 7.323 164 6.089 136 Nordeste 4.371 30 4.164 28 Norte 6.254 49 8.503 66 Belo Monte 9 66 216 69 Manaus 656 77 830 98
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Semanal Previsão Mensal REE 2-fev 28-fev (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 19,9 22,4 Madeira 58,3 59,3 Teles Pires - - Itaipu 100,0 100,0 Paraná 32,1 41,4 Paranapanema 78,1 91,0 Sul 73,8 79,6 Iguaçu 81,6 83,8 Nordeste 17,7,9 Norte 30,0 42,1 Belo Monte 24,0 25,1 Manaus 16,7 23,7 13. ANÁLISE DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 27/01 a 02/02/18, bem como os custos marginais de operação dos subsistemas do SIN, estão representados na Figura 12. Figura 12 Política operativa definida pelo modelo DECOMP para a semana de 27/01 a 02/02/18
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 13.1. DESTAQUES 13.1.1. Limites de intercâmbio ativos Em todos os patamares de carga: o Recebimento Nordeste (RNE) o Fluxo Norte Sul (FNS) o Bipolo Xingú Estreito (XNGEST) o Recebimento do Sudeste (pela região Sul e Itaipu 60 Hz) (RSE) 13.1.2. Interligações com fluxo zero: Nos patamares de carga pesada e média: o Sudeste Nordeste / Nordeste Sudeste (SENE/NESE) No patamar de carga leve: o Imperatriz Sudeste / Sudeste Imperatriz (FCOMC/FMCCO) Houve o esgotamento do limite de recebimento de energia pela região NE (RNE), do limite de exportação de energia da região Norte (FNE, XINGEST e FNS) e do limite de recebimento de energia da região Sudeste (recebimento de energia proveniente do Sul e da usina de Itaipu) (RSE). Dessa forma, a única folga para troca de energia entre os subsistemas é entre SE/CO e Nordeste, pela interligação Sudeste-Nordeste (SENE/NESE). Contudo, mesmo com a folga na SENE/NESE, os custos marginais de operação dos subsistemas SE/CO e NE são diferentes entre si em todos os patamares de carga, devido à representação explícita das perdas nos intercâmbios (Figura 13). Figura 13 Fatores de perdas nos intercâmbios N 3,68 % FC 3,96 % NE 6,30 % 4,94 % 1,67 % SE/CO 50 Hz 60 Hz Itaipu IV 1,73 % S As relações entre os CMO dos subsistemas estão analisadas nos esquemas a seguir.
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 14 - Relações entre os CMO Nordeste e Norte Figura 15 Relações entre os CMO SE/CO e Norte
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 16 Relações entre os CMO SE/CO e Nordeste
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Figura 17 Relações entre os CMO SE/CO e Sul
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 14. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA
PMO de Fevereiro Semana Operativa de 27/01/18 a 02/02/18 Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o e-mail: pmo@ons.org.br