PMO de Setembro Semana Operativa de 15/09/18 a 21/09/18 1. APRESENTAÇÃO Em reunião realizada no dia 12/09/18, o CMSE decidiu manter, para a semana operativa de 15/09/18 a 21/09/18, o despacho de usinas termelétricas até o limite de custo variável unitário CVU de R$ 766,28/MWh. No início da semana operativa de 08/09 a 14/09/18 não ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. No final da semana ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e o trecho incremental a UHE Itaipu. Na semana operativa de 15/09 a 21/09/18 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e na calha principal do Paraná. Para a semana operativa de 15/09 a 21/09/18 há previsão da importação de energia da República Oriental do Uruguai, de 390 MWmed, 550 MWmed e 550 MWmed nos patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação CMO de todos os subsistemas do SIN passaram de R$ 482,08 /MWh para R$ 478,94 /MWh. 2. NOTÍCIAS Nos dias 27 e 28/09/18 será realizada a reunião de elaboração do PMO Outubro de 18 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 Na próxima semana a atuação do sistema de baixa pressão nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasiona precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e na calha principal do Paraná (Figura 1).
Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 15 a 21/09/18 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. Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste e Sul, estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste e leve recessão nas afluências do subsistema Norte. A previsão mensal para setembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto para o subsistema Sul. Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Setembro/18 Revisão 2 do PMO de SETEMBRO/18 - ENAs previstas Subsistema 15/9 a 21/9/18 Mês de SETEMBRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 13.960 71 14.254 73 S 11.575 96 14.125 117 NE 1.247 41 1.271 42 N 1.758 77 1.844 80
4. PREVISÃO DE CARGA O comportamento da carga do SIN vem sendo impactado pelo cenário do mercado externo e pelas incertezas econômica e política no contexto nacional. Para o mês de setembro/18, espera-se a ocorrência de temperaturas dentro da normalidade para a época do ano, sinalizando o padrão sazonal histórico para o período, exceto no subsistema Nordeste. A taxa de crescimento da carga estimada para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste em setembro/18, relativamente ao mesmo mês do ano anterior, de 0,6% reflete esses fatores. Além disso, cabe ressaltar que o comportamento da carga também está influenciado pela ocorrência de temperaturas mais amenas durante o primeiro decêndio do mês em curso em relação a igual período do ano anterior. No subsistema Sul, as previsões sinalizam um decréscimo previsto de 1,1%, em relação ao comportamento da carga em setembro do ano passado, quando foram registradas elevadas temperaturas nas capitais da região, superiores à média dos últimos anos. Para o subsistema Nordeste a sinalização meteorológica indica ocorrência de temperaturas elevadas nas capitais da região e baixo nível de precipitação ao longo do mês em curso, comportamento diferente do observado em igual período do ano anterior. Esse fato explica a taxa de crescimento prevista de 4,3% em relação a setembro de 17. Para o subsistema Norte, o decréscimo previsto na carga de setembro, de 6,3%, está ainda influenciado pela redução parcial na carga de um consumidor livre conectado na Rede Básica. Subsistema Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Setembro/18 CARGA SEMANAL (MWmed) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem set/18 CARGA MENSAL (MWmed) Var. (%) set/18 -> set/17 Sudeste 37.231 38.113 39.042 39.298 39.318 38.481 0,6% Sul 10.441 10.785 11.094 11.216 11.224 10.907-1,1% Nordeste 10.523 10.621 10.8 10.853 10.889 10.717 4,3% Norte 5.304 5.309 5.382 5.385 5.347 5.345-6,3% SIN 63.499 64.828 66.338 66.752 66.777 65.449 0,3%
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 15/09 a 21/09/18. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 488,51 488,51 488,51 488,51 Média 488,51 488,51 488,51 488,51 Leve 462,14 462,14 462,14 462,14 Média Semanal 478,94 478,94 478,94 478,94 Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de setembro/18. Figura 2 Evolução do CMO em setembro/18 5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 15/09 a 21/09/18, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões: Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN; Região Sul Geração explorada prioritariamente nos períodos de carga pesada e média; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN.
6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO desta semana operativa, em comparação com os valores obtidos na semana anterior. A atualização da carga foi o principal fator que impactou o CMO de todos os subsistemas do SIN, resultando em sua redução. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN CMO Médio Semanal 08/09 a 14/09/18 CMO Médio Semanal 15/09 a 21/09/18
7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 15/09 a 21/09/18. Figura 4 - Geração térmica para a 3ª semana operativa de setembro/18 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 528 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 17/11 a 23/11/18: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL Nome UTE Cod CVU (R$/MWh) Benefício (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 145,63 433,96 (1) 433,96 (1) 433,33 (1) LUIZORMELO 15 219,14 433,96 (1) 433,96 (1) 433,33 (1) (1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar (2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar
8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 15/09 a 21/09/18, foi considerada a seguinte oferta de importação de energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW). Tabela 5 Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 15/9 a 21/9 (MWmed) Bloco 1 Total Carga Pesada 390 390 Carga Média 550 550 Carga Leve 550 550 CVU (R$/MWh) 409,19 Tabela 6 Importação de Energia Elétrica definida pelo PMO Comando de Importação de Energia (MWmed) RV2 do PMO Set/18 Bloco 1 Total Carga Pesada 390 390 Carga Média 550 550 Carga Leve 550 550 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para a semana operativa de 15/09 a 21/09/18 não há expectativa de custo de despacho por restrição elétrica.
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, simulações 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. Subsistema Tabela 7 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 12.022 61 14.254 73 16.679 85 Sul 10.788 90 14.125 117.677 172 Nordeste 1.134 37 1.271 42 1.433 47 Norte 1.562 68 1.844 80 1.828 80 Tabela 8 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 30/9 NÍVEL PMO % EARmáx 14/9 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 21,3 22,9 22,8 25,4 Sul 48,1 54,8 58,4 52,1 Nordeste 27,5 27,8 28,2 30,3 Norte 43,3 43,8 43,9 50,3
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 setembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da Revisão 2 do PMO de setembro/18. Tabela 9 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 15/09/18 a 21/09/18 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 1.396 57 1.403 57 Madeira 1.462 87 1.558 93 Teles Pires 383 76 389 78 Itaipu 3.244 122 3.424 128 Paraná 5.708 56 5.828 57 Paranapanema 1.783 84 1.665 78 Sul 8.382 117 10.064 141 Iguaçu 3.193 65 4.061 83 Nordeste 1.247 41 1.271 42 Norte 996 67 1.028 69 Belo Monte 276 72 309 81 Manaus 525 124 544 129 Tabela 10 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal set/18 REE Previsão Semanal 21-set Previsão Mensal 30-set (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 22,6 21,4 Madeira 48,4 42,8 Teles Pires - - Itaipu 83,0 100,0 Paraná 23,7 22,0 Paranapanema 34,7 34,3 Sul 76,9 81,4 Iguaçu 28,5 30,6 Nordeste 29,2 27,8 Norte 46,8 42,9 Belo Monte 91,8 90,5 Manaus 58,1 59,1
12. 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