Custos Marginais de Operação

Na Figura 7-17, a seguir, são apresentados gráficos do tipo “box-plot”, para os CMOs anuais obtidos da simulação das 2000 séries sintéticas de ENA, considerando o Cenário de Sensibilidade. Nesses gráficos, os limites de cada caixa representam o primeiro quartil, que corresponde à 25% da distribuição dos CMOs, e o terceiro quartil, que corresponde à 75% da distribuição. A linha em negrito, dentro de cada caixa, representa a mediana da distribuição. São apresentados também os limites superior (“cerca superior”) e inferior (“cerca inferior”) da distribuição. Os pontos acima da cerca superior dos gráficos representam os “outliers” da distribuição. As escalas desses gráficos foram ajustadas de forma a permitir uma melhor visualização das caixas.

Figura 7-17: “Box-Plot” dos Custos Marginais de Operação (R$/MWh) – Cenário de Sensibilidade

Na Tabela 7-3, a seguir, são apresentadas as estatísticas associadas ao gráfico da Figura 7-17.

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 45 / 64 Tabela 7-3: Estatísticas dos Custos Marginais de Operação (R$/MWh) – Cenário de

Sensibilidade

Ano Média Mínimo

1º Quartil (25%) Mediana 3º Quartil (75%) Máximo S E /C O 2016 279,36 - 57,66 138,93 305,63 3.405,52 2017 204,59 - 51,53 108,80 228,86 3.972,15 2018 165,89 0,08 45,74 93,54 186,78 2.646,37 S 2016 296,73 - 59,48 144,48 324,63 3.620,92 2017 212,58 - 51,11 110,77 233,54 3.978,25 2018 168,39 0,06 45,07 93,15 189,45 3.356,16 N E 2016 169,61 - 48,68 103,09 212,38 3.230,59 2017 127,00 - 42,11 84,14 159,99 2.674,90 2018 134,21 0,08 40,46 80,99 153,50 2.506,15 N 2016 170,36 - 48,68 103,09 212,38 3.408,86 2017 124,86 - 40,91 82,04 156,28 2.674,90 2018 133,36 0,08 39,72 79,39 150,25 2.744,10 A C /R O 2016 280,82 - 57,66 138,93 305,63 3.754,03 2017 205,19 - 51,64 108,87 229,03 4.872,14 2018 166,61 0,08 45,74 93,54 186,78 2.984,64 T M M 2016 170,97 - 48,68 103,09 212,38 3.408,86 2017 125,22 - 40,91 82,04 156,28 2.829,33 2018 133,64 0,08 39,72 79,39 150,24 2.887,99 OBS: Custo Marginal de Expansão utilizado pela EPE no PDE 2022 = 108,00 R$/MWh.

Observa-se, nos gráficos da Figura 7-17 e nas estatísticas da Tabela 7-3, anteriores, que as distribuições associadas aos custos marginais de operação possuem grande assimetria, com a presença de vários “outliers”. Esses pontos estão associados a series críticas, que apresentam déficit durante o ano ou estão com valores da água muito elevados em função de baixos armazenamentos. No Volume I, Condições de Atendimento, também são apresentados os gráficos do tipo “box-plot”, para os CMOs anuais obtidos da simulação das 2.000 séries sintéticas de ENA, considerando o Cenário de Referência.

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 46 / 64 Vale destacar que, para os dois cenários, no horizonte 2016/2018 os CMOs médios anuais são superiores ao valor de 108,00 R$/MWh utilizado pela EPE no Plano Decenal de Energia 2022 como indicativo do Custo Marginal de Expansão – CME para todos os subsistemas.

A situação de elevados CMOs médios anuais é reflexo dos baixos níveis de armazenamento verificados no SIN ao final da estação chuvosa de 2014, além da consideração de restrições operativas que não foram consideradas nos estudos de planejamento da expansão, como, por exemplo, volumes de espera para controle de cheias, dentre outros.

Não obstante, ao longo do ano, os estudos prospectivos realizados nos Programas Mensais de Operação – PMO conduzem a uma visão determinística dos valores do CMO, considerando-se a atualização deste parâmetro em relação à evolução das condições hidroenergéticas conjunturais do SIN, com base nos valores esperados da previsão de afluências.

Fator relevante é que os subsistemas Norte e Nordeste têm, em geral, CMOs inferiores aos demais subsistemas, indicando, mais uma vez, a necessidade de se avaliar a viabilidade econômica de ampliação da capacidade de exportação do Norte/Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

Todavia, em função da variabilidade hidrológica, é significativa a incerteza em relação a valores médios do CMO. No Volume I – Condições de Atendimento são apresentados, para cada subsistema, os valores de custos marginais de operação – CMOs mensais no período 2015/2018, em termos de valor esperado, medianas - que representam o valor central da amostra de 2.000 resultados de CMOs - e dos percentis de 10% e 90%, assim como também é apresentada uma análise das diferenças entre os CMOs dos subsistemas adjacentes.

Além disso, é analisado o congestionamento de todas as interligações entre subsistemas. O congestionamento é avaliado pela contabilização da frequência com que o intercâmbio de energia entre subsistemas diretamente conectados atinge o limite da interligação – frequência de intercâmbios máximos. Destaca-se na Figura 7-18, a seguir, a frequência de intercâmbios máximos para a interligação Norte-Sul, no sentido Imperatriz (IPZ)SE/CO. Os valores indicam congestionamento elevado ao longo de todo o período de estudo, atingindo valores da ordem de 70%, com tendência de redução apenas em 2018, quando da entrada em operação do sistema de transmissão associado à UHE Belo Monte (1º Bipolo – março/2018).

A mesma Figura 7-18 também apresenta uma avaliação indicativa do benefício da antecipação do 1º Bipolo da UHE Belo Monte, previsto para março de 2018 e considerado para efeitos de estudo, em março de 2017.

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 47 / 64 Figura 7-18: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação Norte/Sul sentido

IPZ->SE/CO

Deve-se destacar que frequências de intercâmbios máximos elevadas, combinadas às diferenças significativas dos CMOs entre subsistemas diretamente conectados, indicam mais uma vez a necessidade de estudos detalhados para avaliação técnico-econômica, por parte da EPE/MME, de reforços nas interligações entre o Norte-Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste - Sul.

A Figura 7-19, a seguir, apresenta uma avaliação do impacto decorrente do “congestionamento” da interligação Norte/Sul em diversas séries sintéticas de ENAs, em termos do valor esperado de geração térmica adicional decorrente dessa situação. Também na Figura 7-19, é apresentado o benefício da antecipação do 1º Bipolo de escoamento da UHE Belo Monte, indicando que existem ganhos nessa antecipação da ordem de 200 MW med em 2016 e de 1.200 MW med em 2017. 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

PEN 2014 - Caso Sensibilidade

Antecipação do reforço transmissão Belo Monte

Antecipação do Reforço Transmissão B. Monte – Elo CC SE Xingu-SE Estreito Motorização do Complexo Madeira

F re q u ên ci a

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 48 / 64 Figura 7-19: Benefícios na antecipação do 1º Bipolo de escoamento da UHE Belo Monte