Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2017 Semana Operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação

PMO de Janeiro 2017

Semana Operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017

1. APRESENTAÇÃO

Na primeira quinzena do mês de dezembro/2016 ocorreu precipitação em todas as bacias hidrográficas do SIN, com volumes significativos no Grande, no Paranaíba, no São Francisco e no Tocantins. Já na segunda quinzena do mês, a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da região Sul.

Na semana de 31/12/2016 a 06/01/2017 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. No final da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul.

Em virtude das festividades de Ano Novo nos dias 31/12/2016 e 01/01/2017, está prevista geração termelétrica a fim de garantir o suprimento de energia elétrica no SIN, conforme Nota Técnica ONS nº 158 - Diretrizes para a Programação e Operação do SIN Durante as Festividades de Natal e Ano Novo – 2016. No PMO de Janeiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO de todos os subsistemas do SIN passou de R$ 107,11/MWh para R$ 133,64/MWh.

2. NOTÍCIAS

 Em 26 e 27/01/2017 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 2017 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

2.1. Janeiro de 2017 – Início de Novo Ciclo Anual de Planejamento da Operação

O Ciclo Anual de Planejamento da Operação é um processo que suporta toda a Programação da Operação do SIN, até o dia “D-1”, no que diz respeito aos Estudos Elétricos – Planejamento da Operação Elétrica e Estudos Energéticos – Planejamento da Operação Energética, ambos de médio prazo, sendo estes desenvolvidos pelas equipes técnicas do ONS/GPO/GPO1, ONS/NSUL3 e ONS/NNNE2, no que diz respeito aos subsistemas Sul e Mato Grosso do Sul e Norte/Nordeste, respectivamente, e pela equipe técnica do ONS/GPO/GPO2, com relação aos estudos energéticos.

Um dos produtos importantes do processo de Planejamento da Operação Elétrica, realizado a cada Ciclo Anual de Planejamento, é o Plano da Operação Elétrica – PEL, onde, dentro dos principais objetivos estratégicos, para um horizonte de 16 meses, estão a definição dos limites de transmissão inter-regionais e os montantes de geração térmica mínima necessária para assegurar a operação do SIN dentro dos padrões

estabelecidos que influenciarão nas estratégias

operativas a serem utilizadas na etapa de operação em tempo real.

Em função do aumento da complexidade do SIN e dos inúmeros atrasos para entrada em operação do sistema de transmissão planejado, o PEL, cada vez mais, torna-se uma importante ferramenta de ações estratégicas para o ONS, Agentes e Poder Concedente, pois antevê e propõe ações de médio prazo que irão garantir a segurança eletroenergética do SIN, fazendo a ligação estratégica entre o planejamento da expansão e a programação da operação.

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A ligação operacional entre o Planejamento da Operação Elétrica e a Programação da Operação se dá, no entanto, através dos estudos intitulados “Diretrizes da Operação Elétrica Quadrimestrais” – os Quadrimestrais, que suportam as avaliações elétricas do “Mensal”, já na área de atuação do ONS/GPD/GPD2.

Com relação aos Estudos Energéticos, a ligação entre o Planejamento da Operação Energética – “Planejamento Anual” e a Programação Mensal/Semanal – horizonte de curto prazo, se dá através da Função de Custo Futuro – FCF, uma função matemática que é calculada considerando-se simulações para um horizonte de cinco anos à frente. Para o Ciclo Anual de 2017 teremos FCF calculadas a partir de simulações para o horizonte de janeiro de 2017 à dezembro de 2021 para cada mês do Programa Mensal da Operação – PMO, ou seja, a cada novo mês diminui-se um mês da janela total de 60 meses de simulação.

Um outro produto importante do Planejamento da Operação Energética, além da elaboração mensal das FCF, é o Plano da Operação Energética, o PEN, normalmente elaborado ao final da estação chuvosa de cada ano civil, com base nos dados do PMO de maio e tendo como referência as projeções de carga da 1ª Revisão Quadrimestral realizada a cada ano e elaborada em conjunto ONS/EPE.

O objetivo do PEN é fazer um diagnóstico de médio prazo do desempenho esperado do SIN à luz dos cronogramas previstos de projetos de geração já licitados através de leilões de energia, ou seja, assim como nos cálculos da FCF para cada PMO, o PEN trabalha com uma oferta determinativa, embora haja a liberdade de flexibilizar alguns parâmetros importantes na avaliação de desempenho do SIN e até mesmo cenários alternativos de carga e/ou oferta.

Portanto, no PEN eventualmente são recomendados ao MME/EPE estudos de viabilidade de antecipação e/ou entrada em operação de novos projetos de geração e/ou transmissão.

Caso haja interesse em conhecer mais detalhes desses estudos de planejamento de médio prazo da operação, consulte os Sumários Executivos do PEL/2016 e do PEN/2016, disponíveis no CDRE, que permitem uma visão executiva das principais conclusões e recomendações do

Ciclo Anual de 2016 do Planejamento da Operação do SIN, concluído ao final de novembro, quando foi elaborado o PMO de dezembro de 2016.

3. INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS PARA A

CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO 3.1. Armazenamentos Iniciais

Os armazenamentos iniciais equivalentes por

subsistema, considerados no modelo NEWAVE, são obtidos a partir dos armazenamentos iniciais dos reservatórios individualizados, utilizados no modelo DECOMP e informados pelos Agentes de Geração para a elaboração do PMO de janeiro/2017.

Estes valores, apresentados na Figura 1, a seguir, determinam a condição inicial de energia armazenada nos subsistemas do SIN sendo utilizada como recurso energético quando da definição da política de operação do SIN.

Figura 1 – Energia armazenada inicial em dezembro/16 e janeiro/17

3.2. Tendência Hidrológica

Na Tabela 1, a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas calculadas pelo NEWAVE para o PMO de

janeiro/2017, comparadas com o PMO de

dezembro/2016.

Tabela 1 - Tendência hidrológica para o PMO de janeiro/2017 – NEWAVE [%MLT]

PMO dezembro/2016 PMO janeiro/2017

MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Jun/16 ₁₂₀ ₉₅ ₃₁ ₄₂ 33,7% 74,2% 9,8% 23,1% 33,9% 58,6% 16,1% 19,4% 0% 20% 40% 60% 80% 100%

Sudeste Sul Nordeste Norte

%

EA

R

m

áx

Energia armazenada inicial

dez/16 jan/17

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3

Jul/16 ₉₁ ₉₇ ₃₃ ₄₈ ₉₀ ₉₅ ₃₃ ₄₈ Ago/16 104 112 35 44 104 112 35 45 Set/16 ₉₅ ₇₄ ₃₃ ₅₃ ₉₅ ₇₄ ₃₃ ₅₃ Out/16 85 94 38 51 85 92 38 51 Nov/16 ₈₉ ₇₆ ₃₅ ₅₃ ₈₉ ₇₁ ₃₁ ₅₀ Dez/16 ₇₉ ₉₄ ₅₃ ₅₀ * ≥100% MLT < 100% MLT

No NEWAVE, os cenários de ENA são estimados por um modelo autorregressivo de geração estocástica mensal (GEVAZP “energia”) interno ao modelo, cuja ordem máxima está limitada em 6 meses.

Assim, as ENA verificadas nos 6 meses anteriores constituem uma informação relevante, uma vez que caracterizam a tendência hidrológica da árvore de cenários que será utilizada para a construção da Função de Custo Futuro, com influência direta nos resultados do PMO.

3.3. Destaques da Expansão da Oferta 2017/2021 As principais alterações no cronograma, conforme reunião do DMSE de 21/12/2016, são apresentadas na Tabela 2.

Tabela 2 - Alterações na Expansão da oferta das UHEs

Na reunião de 21/12/2016 o DMSE considerou “Sim” para o PMO a UHE Santa Branca, com datas de tendência para operação comercial (01/01/2021 e 01/03/2021), uma vez que o horizonte de simulação atual passou a ser até 31/12/2021

Tabela 3 - Alterações na Expansão da oferta das UTEs

Na reunião de 21/12/2016 o DMSE considerou “Sim” para o PMO a UTE Boltbah, com data de tendência para operação comercial (01/03/2021), uma vez que o horizonte de simulação atual passou a ser até 31/12/2021.

Na Tabela 4 a seguir, é apresentado o limite de escoamento já considerando as restrições do REE Madeira, contemplando a adição da disponibilidade líquida das 6 UGs adicionais de Santo Antônio, que possuem sistema de transmissão dedicado não concorrente com o Bipolo + Back-to-back.

Tabela 4 – Limites de escoamento de energia do REE Madeira

A partir do PMO de setembro/2016 passou a ser modelada a restrição de escoamento de energia da UHE Belo Monte de forma a representar mais adequadamente a influência da rede de transmissão. A Tabela 5, a seguir, apresenta a modelagem considerada.

UHE Subsistema Situação Potência Total (MW) Leilão UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior 1 100,0 fev/18 +5 meses 2 100,0 abr/18 +5 meses 3 100,0 jun/18 +4 meses 1 75,0 mai/20 +8 meses 2 75,0 jul/20 +8 meses 45 69,6 abr/17 +4 meses 46 69,6 abr/17 +4 meses 47 69,6 abr/17 +4 meses 48 69,6 abr/17 +4 meses 49 69,6 abr/17 +4 meses 50 69,6 abr/17 +4 meses 1 133,3 dez/18 +7 meses 2 133,3 dez/18 +9 meses 3 133,3 dez/18 +7 meses 5 611,1 abr/17 +1 mês 6 611,1 ago/17 +3 meses 7 611,1 nov/17 +4 meses 8 611,1 jan/18 +4 meses 9 611,1 abr/18 +5 meses 10 611,1 jul/18 +6 meses 11 611,1 out/18 +7 meses 12 611,1 jan/19 +8 meses 13 611,1 abr/19 +9 meses 14 611,1 jul/19 +10 meses 15 611,1 out/19 +11 meses 16 611,1 jan/20 +12 meses 17 611,1 abr/20 +13 meses 18 611,1 jul/20 +14 meses EC - Em construção NI - Não iniciada

Itaocara I SE/CO NI 150,0 21º LEN Colíder SE/CO EC 300,0 10º LEN

Sinop SE/CO EC 400,0 16º LEN

Santo Antônio SE/CO EC 3.568,3 19º LEN

Belo Monte N EC 11.233,1 Leilão Belo _Monte

UTE Subsistema Situação Potência Total (MW) Combustível Leilão UG (MW) Data de entrada em operação - DMSE Atraso (+) / Antecipação (-) em relação ao PMO anterior Predilecta SE/CO EC 5,0 Cavaco de

Madeira 23º LEN 1 5,0 jan/20 -11 meses Pampa Sul S EC 340,0 Carvão Mineral 20º LEN 1 340,0 mar/19 -2 meses São Sepé S EC 8,0 Casca de arroz 22º LEN 1 8,0 dez/17 -27 meses 1 189,6 fev/17 +1 mês 2 189,6 mar/17 +1 mês Vapor 3 211,7 mai/17 +1 mês EC - Em construção 20º LEN Mauá 3 N EC 590,8 Gás Natural

Cronograma PMO jan/17

jan/17 3.600 fev/17 a mar/17 5.425 abr/17 5.700 mai/17 a jun/17 1 6.098 1 - limite de 5.700 MW + 6 UGS de 69,59 MW Restrição Escoamento [MW]

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Tabela 5 - Limites de escoamento de energia do REE Belo Monte

A partir do PMO de novembro/2016 passou a ser modelada a restrição de defluência máxima das usinas do rio São Francisco, conforme NT ONS nº 0124/2016 e Despacho SRG/ANEEL nº 2.768/2016. As Tabela 6 a Tabela 9, a seguir, apresentam a modelagem considerada.

Tabela 6 - Limite de escoamento de energia da UHE Itaparica

Tabela 7 - Limite de escoamento da UHE P. Afonso/Moxotó

Tabela 8 - Limite de escoamento da UHE Xingó

Tabela 9 - Limite de escoamento da UHE Três Marias

Nas Figura 2, Figura 3 e Figura 4, a seguir, são apresentadas as evoluções das ofertas hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não

simuladas individualmente, respectivamente, em

comparação ao PMO de dezembro/2016.

Figura 2 - Evolução da potência instalada das UHEs

Figura 3 - Evolução da potência instalada das UTEs

Figura 4 - Evolução da oferta das usinas não simuladas

3.4. Fatos Relevantes

Neste PMO ocorreu, conforme preconizado no Módulo 7 dos Procedimentos de Rede, a atualização quadrimestral de dados para os estudos energéticos de médio prazo. Esta atualização tem por base informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS. Destaque para os seguintes itens:

 previsão da carga quinquenal (incluindo ANDE);

jan/17 a fev/18 3.600

mar/18 a nov/19 7.600

Restrição Escoamento [MW]

jan/17 a fev/17 358,32

jan/17 a fev/17 816,08

jan/17 a fev/17 867,68

jan/17 70,97 Restrição Escoamento [MW] 90.000 92.500 95.000 97.500 100.000 102.500 105.000 107.500 110.000 112.500 MW

PMO dez/2016 PMO jan/2017

Maior diferença de 3.056 MW

Atraso no cronograma das UGs da UHE Belo Monte Atraso na UHE Santo Antônio

Atraso na UHE Itaocara I

Atraso na UHE Colíder Atraso na UHE Sinop

22.000 23.000 24.000 25.000 26.000 27.000 MW

PMO dez/2016 PMO jan/2017

Maior diferença de 348 MW

Atraso na UTE Mauá 3

Antecipação da UTE Pampa Sul

6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 [MW me d ]

PMO dez/16 PMO jan/17

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 volumes de espera;  limites de transmissão;

 geração mínima de UTEs por razões de confiabilidade elétrica; e

 taxa de desconto e função de custo de déficit. Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques:

 Atualização da função de custo de déficit de energia elétrica, em quatro patamares, de acordo com a Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190, de 13 de dezembro de 2016, publicada no DOU do dia 29 de dezembro de 2016, em função de ainda não ter sido publicada Resolução do CNPE que altere tanto a competência no estabelecimento dessa função quanto o valor a ser considerado nos modelos computacionais.

 Taxa de desconto mantida em 12% a. a. conforme Ofício SRG/ANEEL nº 282/2016.

 Atualização de volumes de espera, dados cadastrais de UHEs, carga, limites de intercâmbio, geração térmica devido a razões elétricas, inflexibilidades e manutenções de UTEs.

 Adoção de 2015 como o último ano consolidado do histórico de vazões.

 Alteração da versão 22 do modelo NEWAVE para versão 23 em LINUX, conforme Despacho SRG/ANEEL nº 3.237/2016.

 Modelagem de Geração Hidráulica Mínima conjuntural da UHE Tucuruí (GHMIN) com 1.357 MWmed (jan/17) e 2.111 MWmed (fev/17), conforme informação do Agente Eletronorte para o curto prazo, retornando ao valor estrutural de 2.250 MWmed a partir de março/2017.

 Consideração de defluência fixa de 165 m³/s na UHE Três Marias para o mês de janeiro de 2017, conforme estabelecido no âmbito do grupo de acompanhamento da operação da bacia do rio São Francisco. Para fevereiro/2017 foi considerada defluência mínima de 420 m³/s, conforme regra vigente.

 Alteração dos CVUs das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e Parnaíba IV, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 3.245/2016 e nº 3.326/2016.

 Retirada da configuração das UTEs Charqueadas e Termorio_L15, conforme Resolução Autorizativa

ANEEL nº 5.922/2016 e término do suprimento do 15º Leilão de Energia Existente.

 Alteração nos valores de TEIF e IP para a UHE Ilha Solteira Equivalente para 1,722 % e 7,302 %, respectivamente, em função de necessidade de

correção identificada pelo CNOS, conforme

CI 0030/2016.

 Alteração de UTEs e UHEs do Agente TRACTEBEL para Agente ENGIE, conforme Despacho SCG/ANEEL nº 2.337/2016.

 As UTEs Santa Vitória e ERB Candeias foram reclassificadas de Tipo II-A para Tipo III a partir de janeiro/2017. A partir de janeiro/2020 e maio/2018, respectivamente, as usinas serão novamente reclassificadas para Tipo II-A.

 Incorporação do hidrograma TVR nas séries de vazões das UHEs Belo Monte e Pimental (dois novos postos artificiais), não sendo mais necessária a representação por desvio d’água.

 Atualização dos limites de recebimento pelo Nordeste para os meses de janeiro/2017 e fevereiro/2017, em consonância com os valores utilizados no curto prazo, em atendimento ao Ofício

SRG/ANEEL nº 274/2015 e Carta ONS

nº 2.305/100/2015.

3.4.1. Previsão de carga 2017/2021

A carga de energia do SIN prevista para o ano de 2017 deverá crescer 2,2% relativamente ao ano anterior, situando-se 2.164 MWmédios abaixo do valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral da Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2016-2020, considerando o ajuste da base. Para os quatro anos subsequentes, isto é, para o período 2017-2021, prevê-se um crescimento médio anual da carga de energia do SIN de 3,6% ao ano, significando uma expansão média anual de 2.478 MWmédios. A carga do SIN atinge 72.766 MWmédios em 2020, ou seja, é 4.236 MWmédios inferior à previsão da 2ª Revisão Quadrimestral da Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2016-2020.

No subsistema Norte a integração da capital Boa Vista ao SIN (subsistema Norte) continua a ser considerada “Sem Previsão”, conforme reunião do DMSE-Transmissão realizada em 20/12/2016.

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A Tabela 10 a seguir resume para o ciclo anterior (2016-2020) e para o próximo ciclo (2017-2021) os valores previstos da carga de energia em MWmédios e as taxas de crescimento resultantes.

Tabela 10 - Evolução da Carga Própria de Energia 2017/2021

3.4.2. Volumes de Espera

Os volumes de espera foram atualizados neste PMO segundo informações constantes no “Plano Anual de Prevenção de Cheias – Ciclo 2016/2017”, conforme ONS RE 3/0124/2016.

3.4.3. Limites de transmissão

Os cronogramas das obras de transmissão das interligações regionais são definidos em reunião específica coordenada pelo DMSE/MME. As datas são atualizadas a partir de informações obtidas junto aos Agentes e a ANEEL.

Nesta revisão não foram observadas alterações nos limites da interligação Sudeste-Imperatriz.

Em relação aos demais limites de intercâmbio, as maiores alterações ocorreram nas interligações Sul (diferença máxima de 2.300 MWmed) e Sudeste-Norte (diferença máxima de 2.000 MWmed).

O limite Sudeste-Nordeste passou a considerar a influência da sazonalidade de geração eólica e carga na SE Igaporã. Foram criadas duas novas restrições de agrupamento de intercâmbios, uma envolvendo o Recebimento do Nordeste no cenário Sudeste Exportador (considerando a influência do limite entre

Sudeste e Imperatriz) e outra envolvendo a exportação do Norte, abrangendo as interligações Imperatriz-Sudeste, Norte-Sudeste e Imperatriz-Norte.

Vale ressaltar que a UHE Itaipu, o Sistema Acre/Rondônia e as UHE do Rio Madeira são considerados integrantes do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN, integrante do subsistema Norte, ocorreu em 09/07/2013. A integração física completa do sistema elétrico do Amapá ao SIN ocorreu em 13/09/2015.

Destaca-se que neste PMO de janeiro/2017 a integração da capital Boa Vista ao SIN (subsistema Norte) continua a ser considerada “Sem Previsão”, conforme reunião do DMSE-Transmissão realizada em 20/12/2016.

Maiores detalhes relativos à definição de limites de transmissão estão disponíveis na Nota Técnica ONS n° 0139/2016.

3.4.4. Geração térmica mínima por razões elétricas Na Tabela 11, a seguir, são apresentadas as usinas termoelétricas que necessitam ser despachadas por restrições elétricas para atendimento aos critérios e padrões definidos nos Procedimentos de Rede.

Cenário de Referência - setembro/2016 SIN MWmed Crescimento (%) 2016 66.645 1,0% 2017 68.252 2,4% 2018 70.758 3,7% 2019 73.688 4,1% 2020 77.002 4,5% 2016-2020 3,7%

Cenário de Referência - janeiro/2017 SIN MWmed Crescimento (%) 2017 66.088 -0,1% 2018 68.043 3,0% 2019 70.208 3,2% 2020 72.766 3,6% 2021 76.000 4,4% 2017-2021 3,6%

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Tabela 11 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed] Tabela 11 – Geração Mínima por Razões Elétricas [MWmed]

(cont.)

Maiores detalhes relativos à geração térmica por razões

elétricas estão disponíveis na Nota Técnica

ONS n° 0139/2016.

3.4.5. Taxa de Desconto e Função de Custo de Déficit A partir do PMO de janeiro/2017, conforme

Ofício SRG/ANEEL nº 282/2016 e Resolução

Homologatória ANEEL nº 2.190/2016, foi mantida a taxa de desconto de 12% a. a. no modelo NEWAVE e passou a ser considerada uma nova curva de custo de déficit em quatro patamares, indicada na Figura 5 a seguir.

USINA 2017 2018 2019

Candiota 3 320 (nov a dez) 320 (jan a mar)

300 (nov a dez) 300 (jan a mar) Canoas - 248 (nov a dez) 248 (jan a mar) Eletrobolt 225 (set) 220,46 (out)

218,99 (nov) 220,18 (dez)

225,97 (jan; mar; jul) 223,09 (fev) 218,99 (abr; set; nov) 220,18 (mai; dez) 231,01 (jun)

231,77 (ago) 226,26 (out) 225,97 (jan) 229,46 (fev) 220,18 (mar) Ilha Manaus 154,97 (jan) 133,13 (fev) 147,09 (mar) 133,26 (abr) 144,53 (mai) 131,19 (jun) 170,97 (jul) 212,28 (ago) 219,39 (set) 190,43 (out) 166,18 (nov) 166,18 (dez) 154,72 (jan) 78,25 (fev) 88,90 (mar) 82,24 (abr) 98,23 (mai) 57,61 (jun) 89,01 (jul) 129,02 (ago) 134,64 (set) 119,60 (out) 103,40 (nov) 104,10 (dez) -Ilha Mauá 225,33 (jan) 219,35 (fev) 227,57 (mar) 233,41 (abr) 271,91 (mai) 235,27 (jun) 223,65 (jul) 269,22 (ago) 284,52 (set) 276,37 (out) 248,06 (nov) 243,41 (dez) 241,11 (jan) 223,37 (fev) 231,21 (mar) 170,86 (abr) 208,93 (mai) 174,04 (jun) 161,81 (jul) 207,07 (ago) 218,87 (set) 214,56 (out) 128,22 (nov) 124,91 (dez)

-J. Lacerda A1 - - 70 (nov a dez)

J. Lacerda A2 66 (jan a fez; abr) 33 (mai a out)

33 (jan a mar) 66 (abr a dez)

66 (jan a mar) 33 (abr a out) 120 (nov a dez) J. Lacerda B 160 (jan a abr; nov a dez)

80 (mai a out)

160 (jan a mar; nov a dez) 80 (abr a out)

160 (jan a out) 240 (nov a dez) J. Lacerda C 180 (jan a mar; nov e dez) 180 (jan a mar)

220 (nov e dez) 220 (jan a mar) 335 (nov e dez) Linhares 62,77 (jan) 61,96 (fev) 64,38 (mar) 59,17 (abr) 94,16 (mai; jul) 93,75 (jun; set) 96,57 (ago) 91,86

(out) 91,25 (nov) 91,74 (dez)

62,77 (jan) 61,96 (fev) 62,77 (mar) 60,83 (abr) 91,74 (mai) 96,26 (jun) 94,16 (jul) 96,57 (ago) 91,25 (set)

94,28 (out) 91,25 (nov) 91,74 (dez)

62,77 (jan) 63,74 (fev) 61,16 (mar) 62,50 (abr) 94,16 (mai) 91,25 (jun; set; nov)

96,57 (jul; ago) 94,28 (out) 91,74 (dez) Norte Fluminense 1 125,54 (jan) 123,92 (fev) 128,76 (mar) 118,34 (abr) 125,54 (jan) 123,92 (fev) 125,54 (mar) 121,66 (abr) 125,54 (jan) 127,48 (fev) 122,32 (mar) 125,00 (abr) P. Médici A - 40 (nov e dez) 40 (jan a mar) P. Médici B 25 (jan) 180 (nov e dez) 180 (jan a mar)

200 (nov e dez)

200 (jan a mar) 180 (nov a dez) Sta Cruz Nova

188,31 (jan; mai; jul) 185,88 (fev) 193,14 (mar; ago) 177,51 (abr) 187,50 (jun) - -TMM 567,19 (jan) 550,61 (fev) 563,60 (mar) 559,07 (abr) 584,20 (mai) 557,29 (jun) 572,44 (jul) 637,16 (ago) 655,00 (set) 651,00 (out) 629,61 (nov) 636,11 (dez) 601,73 (jan) 574,68 (fev) 581,81 (mar) 586,87 (abr) 606,64 (mai) 571,37 (jun) 574,77 (jul) 644,71 (ago) 652,33 (set) 636,74 (out) 635,20 (nov) 650,10 (dez) 625,15 (jan) 606,55 (fev) 616,18 (mar) 618,57 (abr) 641,54 (mai) 609,06 (jun) 606,99 (jul) 660,16 (ago) 648,43 (set) 636,67 (out) 634,25 (nov) 688,76 (dez) Termorio 823,16 (jan) 819,31 (fev) 830,81 (mar) 806,06 (abr) 595,76 (mai; jul) 595,00 (jun) 600,26 (ago) 206,00 (set) 203,49 (out) 203,00

(nov) 203,39 (dez)

-

-Viana

56,49 (mai; jul) 56,25 (jun; set) 57,94 (ago) 55,12

(out) 54,75 (nov) 55,04 (dez)

55,04 (mai; dez) 57,75 (jun) 56,49 (jul) 57,94 (ago) 54,75 (set) 56,57 (out) 54,75 (nov) 56,49 (mai) 54,75 (jun) 57,94 (jul) USINA 2020 2021

Candiota 3 100,19 (nov) 97,99 (dez) 100,07 (jan) 97,99 (fev; nov) 97,67 (mar; dez)

Canoas -

-Eletrobolt

-Ilha Manaus -

-Ilha Mauá -

-J. Lacerda A1 70 (jan a mar; nov a dez) 70 (jan a mar; nov a dez) J. Lacerda A2 120 (jan a mar; nov a dez)

66 (abr a out)

120 (jan a mar; nov a dez) 66 (abr a out) J. Lacerda B 240 (jan a mar; nov a dez)

160 (abr a out)

240 (jan a mar; nov a dez) 160 (abr a out) J. Lacerda C 335 (jan a mar; nov e dez) 335 (jan a mar; nov e dez)

Linhares

62,77 (jan; mar) 62,27 (fev) 60,83 (abr) 91,74 (mai) 93,75 (jun) 96,57 (jul) -Norte Fluminense 1

125,54 (jan; mar) 124,54 (fev)

121,66 (abr)

-P. Médici A -

-P. Médici B 180 (jan a mar; nov a dez) 180 (jan a mar; nov a dez)

Sta Cruz Nova -

-TMM 647,99 (jan) 628,50 (fev) 638,73 (mar) 641,14 (abr) 664,09 (mai) 631,09 (jun) 630,63 (jul) 684,67 (ago) 675,24 (set) 661,66 (out) 659,42 (nov) 712,78 (dez) 674,19 (jan) 653,09 (fev) 665,21 (mar) 666,25 (abr) 691,25 (mai) 657,80 (jun) 659,69 (jul) 714,57 (ago) 704,84 (set) 692,06 (out) 688,06 (nov) 742,96 (dez) Termorio - -Viana -

(8)

-O conteúdo desta publicação foi produzido pelo -ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para fins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

8

Figura 5 - Função de Custo de Déficit 3.4.6. Despacho antecipado de GNL

Conforme metodologia vigente, encaminhada à ANEEL através dos Fax ONS nº 0018/330/2012, foi instruído o despacho antecipado das UTE Santa Cruz Nova e Linhares.

Os despachos são obtidos através da média dos despachos previstos para estas usinas nas semanas de janeiro/2017 e fevereiro/2017, em conformidade com a metodologia de antecipação do despacho GNL, respeitada a disponibilidade máxima declarada pelo agente.

As usinas são representadas no modelo NEWAVE no arquivo específico (adterm.dat) da seguinte forma: A UTE Linhares com o valor igual a 204,0 MWmed em janeiro/2017 e 101,0 MWmed em fevereiro/2017 e a UTE Santa Cruz Nova com o valor igual a 350,0 MWmed em janeiro/2017 e 175,0 MWmed em fevereiro/2017, em todos os patamares de carga. Os valores descritos acima para a UTE Santa Cruz Nova se referem a despacho por ordem de mérito de custo. Para a UTE Linhares se referem a despacho por ordem de mérito de custo e manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo em janeiro/2017 e para manutenção da segurança elétrica na área Espírito Santo em fevereiro/2017. Informações mais detalhadas sobre os estudos de planejamento da operação de médio prazo para o PMO de janeiro/2017 irão compor a Nota Técnica ONS n° 0169/2016, a ser disponibilizada na área dos agentes no site do ONS (www.ons.org.br/agentes) no dia 02/01/2017. Todas as premissas foram apresentadas na plenária do PMO no dia 29/12/2016.

4. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO

4.1. Informações Hidrometeorológicas

4.1.1. Condições Antecedentes

O avanço de frentes frias associadas a sistemas de baixa pressão na primeira quinzena do mês de dezembro ocasionou precipitação em todas as bacias hidrográficas do SIN, com volumes significativos no Grande, Paranaíba, São Francisco e no Tocantins. Já na segunda quinzena do mês foi observado uma mudança desse padrão sinótico, devido a configuração de um bloqueio atmosférico que impediu o avanço das frentes frias pela região sudeste. Dessa forma a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da região Sul (Figura 5), e foram observadas temperaturas extremas (mínima e máxima) acima da média nos estados de São Paulo e do Rio de Janeiro.

Figura 6 – Anomalia da precipitação verificada acumulada (mm) - dezembro/2016

A passagem de uma frente fria associada ao sistema de baixa pressão pelo Rio Grande do Sul e pelo litoral sul de Santa Catarina ocasionou chuva fraca nas bacias hidrográficas da região Sul no decorrer da semana. As demais bacias hidrográficas do SIN não apresentaram precipitação significativa devido a configuração do 1.571,42 3.390,08 7.084,98 8.050,39 1.677,81 3.619,59 7.564,63 8.595,40 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 0 a 5% 5% a 10% 10% a 20% Superior a 20% R $ /MW h

Patamares (% redução da carga)

Função Custo do Déficit

Valores (R$/MWh) - Ciclo Anual 2016 - Resolução Homologatória ANEEL nº 2.002/2015 Valores (R$/MWh) - Ciclo Anual 2017 - Resolução Homologatória ANEEL nº 2.190/2016

1º patamar 2º patamar 3º patamar 4º patamar

106,39 (6,77%)

229,51 (6,77%)

479,65 (6,77%)

(9)

9

bloqueio atmosférico que impediu o avanço dos sistemas frontais pela região Sudeste (Figura 6).

Figura 7 - Precipitação observada (mm) no período de 23/12 a 29/12/2016

A Tabela 9 apresenta as energias naturais afluentes das semanas recentes. São apresentados os valores verificados na semana de 17/12 a 18/11/2016 e os estimados para fechamento da semana de 19/11/2016 a 25/11/2016.

Tabela 12 – Tendência hidrológica das ENAs no PMO de dezembro/2016

4.1.2. Climatologia para o trimestre

Janeiro-Fevereiro-Março

Climatologicamente, nesse trimestre, os maiores totais de precipitação são observados nas bacias hidrográficas das regiões Centro-Oeste e Norte (Figura 8).

Figura 8 - Climatologia de Precipitação para o trimestre janeiro-fevereiro-março. Fonte: Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), período-base 1961-1990

4.1.3. Previsão para a próxima semana

A atuação de um sistema de baixa pressão nos estados do Paraná, de São Paulo e do Rio de Janeiro ocasiona precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande na próxima semana. Na região Sul, o avanço de uma frente fria pelo Rio Grande do Sul e por Santa Catarina no final da semana provoca chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sul (Figura 9).

PMO de JANEIRO/2017 - ENAs verificadas e estimadas

MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 42.541 91 36.062 77 S 6.970 92 7.823 104 NE 4.856 48 6.645 66 N 3.439 59 3.808 65 Subsistema 17/12 a 23/12/2016 24/12 a 30/12/2016

(10)

10

Figura 9 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA

(CPTEC/INPE) para o período de 31/12/16 a 06/01/17

Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte da bacia do rio Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, 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,

estabilidade nas afluências do subsistema

Sudeste/Centro-Oeste e aumento nas afluências dos demais subsistemas.

A previsão para as afluências médias mensais do mês de janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul, cuja previsão apresenta-se acima dessa média.

A Tabela 13 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de janeiro.

Tabela 13 – Previsão de ENAs no PMO de janeiro/2017

As figuras a seguir ilustram as ENAs semanais previstas no PMO de dezembro/2016.

Figura 10 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – PMO de janeiro/2017

Figura 11 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Sul – PMO de janeiro/2017

PMO de JANEIRO/2017 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 36.484 59 45.960 72 S 8.188 110 8.541 115 NE 6.800 51 5.724 41 N 4.574 48 6.409 63 31/12 a 6/1/2017 Mês de JANEIRO Subsistema 36.484 41.953 46.509 52.055 55.556 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 ENA (MW m ed ) Mensal LS VE LI 45.960 MWmed 72 %MLT

REGIÃO SUDESTE - ENA PREVISTA - JANEIRO/2017

8.188 8.794 8.725 8.523 8.340 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 ENA (MW m ed ) LI Mensal VE LS 8.541 MWmed 115 %MLT

(11)

11

Figura 12 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Nordeste

– PMO de janeiro/2017

Figura 13 - Energias Naturais Afluentes ao Subsistema Norte – PMO de janeiro/2017

4.1.4. Cenários de ENAs para o PMO de Janeiro/2017 As figuras a seguir apresentam as características dos cenários de energias naturais afluentes gerados no PMO de janeiro /2016, para acoplamento com a FCF do mês de fevereiro/2017. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA.

Figura 14 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, para o PMO Janeiro/2017

Figura 15 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste para o PMO Janeiro/2017

Figura 16 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, para o PMO Janeiro/2017

Figura 17 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul para o PMO Janeiro/2017

6.800 4.459 4.420 6.278 7.640 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 ENA (MW m ed ) Mensal VE LI LS

REGIÃO NORDESTE - ENA PREVISTA - JANEIRO/2017

5.724 MWmed 41 %MLT 4.574 5.231 6.296 7.550 9.420 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 03/12 a 09/12 10/12 a 16/12 17/12 a 23/12 24/12 a 30/12 31/12 a 06/01 07/01 a 13/01 14/01 a 20/01 21/01 a 27/01 28/01 a 03/02 ENA (MW m ed ) Mensal LI LS VE 6.409 MWmed 63 %MLT

REGIÃO NORTE - ENA PREVISTA - JANEIRO/2017

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%

Sem_01 Sem_02 Sem_03 Sem_04 Sem_05 VE(FEV)

En er gi a N atu ra l Afl u en te ( %M LT )

SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% Pr o b ab ili d ad e a cu mula d a

Energia Natural Afluente (%MLT)

SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017

PMO 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%

En e rg ia N atu ra l Afl u e n te ( %M LT )

SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% Pr o b ab ili d ad e a cu mula d a

SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017

(12)

12

Figura 18 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema

Nordeste em %MLT, para o PMO Janeiro/2017

Figura 19 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste para o PMO Janeiro/2017

Figura 20 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, para o PMO Janeiro/2017

Figura 21 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte para o PMO Janeiro/2017

Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de janeiro e fevereiro são apresentados na tabela a seguir.

Tabela 14 – MLT da ENA nos meses de janeiro e fevereiro

4.2. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas

Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites aplicados na revisão 0 do PMO. 0% 50% 100% 150% 200% 250%

SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 50% 100% 150% 200% 250% Pr o b ab ili d ad e a cu mula d a

SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017

PMO 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%

SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO JAN/2017

REVISÃO 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% Pr o b ab ili d ad e a cu mula d a

SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA FEV/2017

PMO

MLT das ENAs (MWmed) Subsistema SE/CO S NE N 14.001 5.817 69.070 8.348 14.641 9.986 64.168 7.403 JANEIRO FEVEREIRO

(13)

13

Figura 22 – Interligações entre regiões

Tabela 15 – Limites de intercâmbio de energia considerados na revisão 0 do PMO janeiro/2017

(A) ANO NOVO e LT 500 kV Itaipu 50Hz - Margem Direita C4

Fluxo Patamar Demais

Semanas Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.400 4.400 Pesada 4.100 4.100 Média 4.100 4.100 Leve 4.100 4.100 Pesada 4.100 4.100 Média 4.200 4.200 Leve 4.300 4.300 Pesada 4.700 4.700 Média 4.700 4.700 Leve 4.700 4.700 Pesada 4.500 4.500 Média 4.500 4.500 Leve 4.000 4.000 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 4.000 4.000 Média 4.000 4.000 Leve 4.000 4.000 Pesada 1.000 1.000 Média 1.000 1.000 Leve 1.000 1.000 Pesada 5.200 5.200 Média 5.200 5.200 Leve 4.500 4.500 Pesada 9.500 9.500 Média 9.500 9.500 Leve 9.400 9.400 Pesada 6.500 6.500 Média 6.500 6.500 Leve 5.800 5.800 Pesada 8.100 8.100 Média 8.100 8.100 Leve 8.100 8.100 Pesada 6.300 6.300 Média 6.253 6.300 Leve 6.182 6.300 Pesada 6.300 6.300 Média 6.300 6.300 Leve 6.300 6.300 Pesada 5.600 5.600 Média 5.600 5.600 Leve 5.700 5.700 FNE + FCOMC (EXP. N) ITAIPU 60 Hz RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 50 Hz

LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) 31/12 a 06/01/2017 RNE FNS FSENE+FMCCO FSM FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE (A)

(14)

14

4.3. Previsão de Carga

O baixo desempenho da indústria e a redução observada no nível de atividade do setor de comércio e serviços continuam impactando o comportamento da carga em todo o país. Apesar disso, observam-se elevadas taxas de crescimento, 5,5% e 9,8% apresentadas pelas projeções de carga para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste respectivamente. Essas taxas podem ser explicadas pela ocorrência, em janeiro de 2016, de chuvas intensas acompanhadas de temperaturas amenas

para aquela época do ano influenciando o

comportamento da carga.

Para a carga do subsistema Sul, estima-se um acréscimo de 3,3%, enquanto para que para o subsistema Norte é esperada uma variação positiva da carga de 4,4%, no mês de janeiro, relativamente ao mesmo mês do ano anterior.

Tabela 16 – Evolução da carga no PMO de janeiro/2017

4.4. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN

O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de janeiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a revisão 0 do PMO de janeiro/2017.

Figura 23 – Potência hidráulica disponível no SIN

4.5. Armazenamentos Iniciais por Subsistema

Tabela 17 – Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados na revisão 0 do PMO jan/17

A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto na revisão 4 do PMO de dezembro/2016, para a 0:00 h do dia 31/12/2016. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. 5. PRINCIPAIS RESULTADOS

4.1. Políticas de Intercâmbio

Para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017, está prevista a seguinte política de intercâmbio de energia entre regiões:

Região SE/CO  Exportadora de energia;

Região Sul  Intercâmbio dimensionado em função do fechamento do balanço energético;

Região NE  Importadora de energia; Região Norte  Exportadora de energia.

4.2. Custo Marginal de Operação – CMO

A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de janeiro.

Figura 24 – CMO do mês de janeiro em valores médios

Subsistema

Nível previsto na Revisão 4 do PMO

dez/2016

Partida informada pelos Agentes para a Revisão 0

do PMO jan/2017

SE/CO 35,1 33,1

S 68,8 58,6

NE 16,7 16,1

N 18,3 19,4

(15)

15

A tabela a seguir apresenta o custo marginal de operação, por subsistema e patamar de carga, para a

próxima semana operativa.

Tabela 18 – CMO para 1ª semana operativa do mês janeiro/2017

4.3. Energia Armazenada

O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP indicou os armazenamentos mostrados na figura a seguir para as próximas semanas operativas do mês de janeiro/2017.

Figura 25 – Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de janeiro/2017

Os armazenamentos da figura anterior estão expressos em percentual da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, que são mostradas na tabela a seguir.

Tabela 19 – Energia Armazenável Máxima por subsistema no PMO de janeiro/2017

6. GERAÇÃO TÉRMICA

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017.

Figura 26 – Geração térmica para a 1ª semana operativa do mês janeiro/2017

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 392 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana 04/03/2017 a 10/03/2017:

Tabela 20 – UTEs com contrato de combustível GNL

(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 as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 04/03/2017 a 10/03/2017. Porém, visando a segurança elétrica da área Espírito Santo, existe a necessidade de uma geração na UTE Luiz O. R. Melo de, pelo menos, 100 MW. Desta forma, respeitando a geração mínima contratual da usina, a UTE L. O. R. Melo deverá ser despachada, na referida semana, em 102 MW.

SE/CO S NE N Pesada 134,82 134,82 134,82 134,82 Média 134,82 134,82 134,82 134,82 Leve 131,56 131,56 131,56 131,56 Média Semanal 133,64 133,64 133,64 133,64 Patamares de Carga CMO (R$/MWh)

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV]

SUDESTE 33,1 32,9 33,2 33,9 35,2 36,8 42,4 SUL 58,6 58,7 59,2 59,6 59,2 58,5 54,5 NORDESTE 16,1 16,9 17,2 18,0 19,9 21,8 29,3 NORTE 19,4 20,8 21,9 22,6 24,9 29,5 48,7 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 EA R (%EA Rm ax)

ENERGIAS ARMAZENADAS DO PMO - JANEIRO/2017

ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema SE/CO S NE N 19.957 51.808 15.531 19.957 51.808 15.206 JANEIRO FEVEREIRO 199.307 199.307

Nome Cod CVU

(R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 138,51 122,95 (2) 122,95 (2) 122,78 (2) LUIZORMELO 15 208,15 122,95 (2) 122,95 (2) 122,78 (2) Benefício (R$/MWh) UTE

(16)

16

7. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

A tabela a seguir apresenta a expectativa de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 31/12/2016 a 06/01/2017.

Tabela 21 – Expectativa de custo de despacho térmico por RE

8. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO

As figuras a seguir apresentam um resumo dos resultados do PMO de janeiro/2017, com informações da Energia Natural Afluente (ENA), da Energia Armazenada (EAR) e do Custo Marginal de Operação (CMO) nos subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de fevereiro.

Figura 27 – Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Sudeste

Figura 28 – Resumo Janeiro/2017para o Subsistema Sul

Figura 29 – Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Nordeste

Figura 30 – Resumo Janeiro/2017 para o Subsistema Norte

9. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO

A análise da variação semanal dos custos marginais de operação em função da atualização dos dados do PMO de janeiro 2017 foi realizada, excepcionalmente, a partir de nove estudos. Além das modificações usuais que ocorrem em cada PMO, foram aprovadas as novas versões dos modelos Newave, Gevazp e Decomp. Devido às novas versões, foi considerado um número maior de passos.

O caso inicial foi construído com base nos dados da RV4 do PMO de dezembro, com uma previsão de referência, baseada nas vazões medianas dos cenários da RV4, com a função de custo futuro e com as versões dos modelos computacionais vigentes em dezembro de 2016. Neste estudo, a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado na última revisão de dezembro e foram desconsideradas as restrições de limites conjunturais sobre os fluxos de intercâmbio de energia entre os subsistemas. Carga Pesada Carga Média Carga Leve GLBRIZ_L13 (266) SE / CO R$ 224,79 44 9 26 R$ 291.184,99 BLSOBR_L13 (65) SE / CO R$ 227,71 11 2 6 R$ 70.117,54 NORTEFLU 4 (127) SE / CO R$ 232,56 21 4 12 R$ 145.673,16 GLBRIZ_L1 (770) SE / CO R$ 236,10 106 21 62 R$ 777.904,84 BLSOBR_L1 (321) SE / CO R$ 309,73 34 7 20 R$ 433.381,26 M.LAGO (929) SE / CO R$ 533,82 79 16 47 R$ 2.288.833,38 R$ 4.007.095,16 FORTALEZA (327) NE R$ 139,88 50 10 30 R$ 24.283,00 TERMOPB (171) NE R$ 391,15 23 5 14 R$ 441.877,33 R$ 466.160,33 TOTAL SE/CO TOTAL NE UTE

Potência Instalada (MW) CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO Subsist.

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,77 132,90 131,90 131,35 131,10 119,90 EAR(%EARmax) 58,6 58,7 59,2 59,6 59,2 58,5 54,5 ENA(%mlt) 104,6 112,7 112,0 109,5 101,8 94,4 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% ) PMO - S - JANEIRO/2017

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[FEV] CMO (R$/MWh) 133,77 132,90 131,90 131,35 131,10 86,80 EAR(%EARmax) 19,4 20,8 21,9 22,6 24,9 29,5 48,7 ENA(%mlt) 41,7 45,4 54,7 66,1 72,8 87,8 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

PMO - N - JANEIRO/2017

(17)

17

O segundo estudo foi realizado com o mesmo deck do caso inicial, porém utilizando as novas versões dos modelos; GEVAZP 6.0 e Decomp 25.0.

Em sequência foram atualizados a carga (3º caso), os níveis de partida (4º caso), os novos cortes gerados no PMO de janeiro de 2017 (5º caso) e as vazões previstas no PMO de janeiro de 2017 (6º caso), limites de intercâmbio (7º caso), e, por último, foi atualizada a disponibilidade do SIN (8º caso).

Os valores médios do CMO observados em cada estudo foram reproduzidos graficamente a seguir.

Figura 31 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN Ressaltamos que a sequência de atualização dos dados, conforme detalhado anteriormente, tem influência nos resultados desta análise, ou seja, nos valores de CMO observados.

10. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

De forma a permitir 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 deste PMO continuarão a contemplar cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também serão realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a aplicação dos referidos cenários de afluência.

Tabela 22 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 23 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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 janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da revisão 0 do PMO Janeiro/2017.

Tabela 24 – Previsão de ENA por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 33.747 53 45.960 72 58.537 91

SUL 5.162 70 8.541 115 11.919 161

NORDESTE 3.830 27 5.724 41 7.631 55 NORTE 5.343 53 6.409 63 7.472 74

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE 36,0 31,5 36,0 42,2 SUL 60,0 51,3 60,0 62,6 NORDESTE 21,0 16,8 21,0 25,4 NORTE 26,8 24,5 26,8 28,8 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 31/1 NÍVEL PMO Subsistema (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 4.773 47 6.649 64 MADEIRA 4.546 62 5.912 76 TELES PIRES 1.957 112 2.096 115 ITAIPU 5.403 170 5.720 177 PARANÁ 19.806 50 25.582 63 SUL 8.188 110 8.541 115 NORDESTE 6.800 51 5.724 41 NORTE 4.697 48 6.584 62 BELO MONTE 24 111 27 116 REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

31/12/2016 a 06/01/2017 jan-16

Previsão Semanal Previsão Mensal

CMO Médio Semanal 5ª semana operativa 24/12 a 30/12/2016

CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 31/12/2016 a 06/01/2017

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Tabela 25 - Previsão de %EARmáx por REE

12. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 1ª semana operativa de janeiro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de janeiro.

A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de dezembro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Tabela 26 – ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos.

Figura 32 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

13. INTEGRAÇÃO DO COMPLEXO DO MADEIRA

O complexo de geração no Madeira é composto pelas usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, localizadas no estado de Rondônia. Essas usinas agregarão na capacidade instalada do SIN uma potência de 7.318 MW, sendo 3.568 MW em Santo Antônio (50 unidades geradoras) e 3.750 MW em Jirau (50 unidades geradoras), com previsão de motorização plena em 2016. A conexão dessas usinas ao SIN é feita por meio de um sistema de transmissão em Corrente Contínua de Alta

Tensão (CCAT), composto por dois bipolos

(3150 MW ± 600 kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km.

A ligação do Complexo do Madeira ao sistema de 230 kV do Acre – Rondônia é realizada por uma estação conversora Back-to-Back, composta de dois blocos (400 MW ± 51 kV), conforme apresentado na Figura 4. Vale ressaltar que das 50 unidades geradoras da UHE Santo Antônio, 6 unidades (417 MW) serão conectadas diretamente no sistema de 230 kV, a partir da subestação de Porto Velho 230 kV.

Figura 33 - Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram integradas ao sistema Acre - Rondônia em março de 2012, através de um Transformador Provisório 500/230 kV – 465 MVA. A integração da estação conversora Back-to-Back ao SIN ocorreu em março de 2013.

Previsão Semanal Previsão Mensal

6-jan 31-jan (%EARmáx) (%EARmáx) SUDESTE 16,3 18,9 MADEIRA 24,2 17,9 TELES PIRES - -ITAIPU 78,0 100,0 PARANÁ 37,8 40,9 SUL 58,9 60,0 NORDESTE 16,9 21,0 NORTE 20,8 26,8 BELO MONTE 33,4 34,1

% Energia Armazenável Máxima

REE

MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT

LS 60.485 94% 11.805 162% 7.746 55% 7.901 77% VE 48.124 75% 8.642 118% 5.856 41% 6.877 67% LI 36.254 56% 5.473 75% 3.991 28% 5.851 57% ENA MENSAL NE SE/CO S N