Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação

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Sumário Executivo do

Programa Mensal de Operação

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 reproduç ão ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

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Revisão 3 do PMO de Agosto| Semana Operativa de 17/08 a 23/08/2013

1. APRESENTAÇÃO

Na semana de 10 a 16 de agosto, conforme a previsão, a atuação de duas frentes frias e de áreas de instabilidade voltou a ocasionar precipitação de intensidade moderada a forte na bacia do rio Uruguai e chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Iguaçu. Nas demais bacias do SIN, permaneceu o quadro de ausência de precipitação durante esse período. Para a semana de 17 a 23 de agosto, a previsão é de que apenas uma frente fria consiga atingir a região Sul do Brasil, ocasionando chuva fraca/moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Iguaçu.

Ressalta-se que a previsão mensal das vazões para o subsistema Nordeste continua correspondendo ao pior agosto do histórico de ENAS para este subsistema.

Na elaboração desta Revisão, a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização ocasionou o maior impacto na elevação dos custos marginais de operação – CMOs. O valor do CMO médio semanal, na região SE/CO, passou de R$ 141,48/MWh para R$ 166,32/MWh.

Esta Revisão indicou o despacho de geração térmica de cerca de 7.930 MWmed por ordem de mérito de custo, para a semana de 17/08 a 23/08/2013. Tendo por base decisão do CMSE de manutenção do despacho somente das usinas térmicas da parcela GT1A, e as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, está prevista geração térmica da ordem de 12.760 MWmed.

2. NOTÍCIAS

 Em 29 e 30/08: Reunião de elaboração do PMO Setembro/2013.

3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

Para a semana entre os dias 17 e 23 de agosto a previsão é de que apenas uma frente fria consiga atingir a região Sul do Brasil, ocasionando chuva fraca/moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Iguaçu. Nas bacias dos rios Paraíba do Sul, Grande e Doce ocorrem chuviscos isolados no início da semana. Nas demais bacias do SIN a previsão é de permanência do quadro de estiagem (Figura 1).

Figura 1 - Precipitação acumulada em sete dias prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 17 a 23/08/2013

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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.

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Prevê-se para esta semana operativa que, em relação à

semana anterior, as afluências permaneçam em recessão em todos os subsistemas do SIN. A Tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de Agosto. Vale ressaltar que a previsão mensal para o subsistema Nordeste é do pior agosto do histórico de ENAS.

Tabela 1 - Previsão de Energia Natural Afluente

4. PREVISÕES DE CARGA

No subsistema NE, a expectativa de continuidade do bom desempenho na atividade econômica da região, voltada para o mercado interno, reflexo do incremento da renda e do avanço do emprego, explica a taxa de crescimento prevista de 6,6%.

No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 28,5% decorre, principalmente, da interligação de Manaus a partir do dia 09/07. No entanto, também está sendo previsto no mês, um aumento na carga de um consumidor livre da região.

No subsistema SE/CO, o crescimento previsto de 2,3% reflete o comportamento da indústria que continua não apresentando uma dinâmica de recuperação bem definida. No subsistema Sul, o crescimento da carga previsto de 3,9% tem como principal efeito, o aumento significativo da carga de aquecimento em função da ocorrência de baixas temperaturas durante grande parte dos dias do mês em curso.

Tabela 2 - Evolução da carga para a Revisão 3 do PMO de Agosto/2013

5. PRINCIPAIS RESULTADOS

5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A tabela a seguir apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 17 a 23/08/2013. Tabela 3 – CMO por patamar de carga para a próxima semana

5.2. POLÍTICA DE INTERCÂMBIO

A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 17 a 23/08/2013.

Figura 2 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana

Região Sul  Exportador de energia, devido às condições hidroenergéticas favoráveis da região;

Região NE  Importador de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região; Região Norte  Intercâmbio dimensionado, visando o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco. Região SE/CO  Exportador de energia para as regiões Nordeste e Norte.

Revisão 3 do PMO de Agosto/2013 - ENAs previstas

MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 17.469 98 19.262 108 S 13.210 130 15.744 155 NE 1.686 48 1.815 52 N 1.489 75 1.579 79 Subsistema 17/8 a 23/8/2013 Mês de Agosto Var. (%) ago/13->ago/12 SE/ CO 36.317 37.843 37.558 37.882 37.860 37.956 37.697 2,3% SUL 10.513 10.274 10.664 10.558 10.545 10.410 10.507 3,9% NE 9.243 9.248 9.410 9.356 9.367 9.332 9.338 6,6% NORTE 5.118 5.191 5.259 5.282 5.356 5.378 5.266 28,5% SIN 61.191 62.556 62.891 63.078 63.128 63.076 62.807 5,0%

CARGA MENSAL (MWmed)

ago/13

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed) 5ª Sem 6ª Sem 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem

SE/CO S NE N Pesada 170,29 162,93 170,29 170,29 Média 167,85 162,93 167,85 167,85 Leve 162,93 144,53 162,93 162,93 Média Semanal 166,32 156,25 166,32 166,32 Patamares de Carga CMO (R$/MWh) ITAIP 50Hz 60Hz SE/CO FICT. SUL FICT. NORTE NE 321 2842 4500 4236 2521 1000 8385 4149 R$ 166,32/MWh R$ 166,32/MWh R$ 166,32/MWh R$ 156,25/MWh 977 N S SEMANA 4 MÉDIA DO ESTÁGIO Caso 1: AGO13_RV3_N-2_V Caso 2

ATUALIZAR

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6. 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 de planejamento desta revisão do PMO de Agosto de 2013, foi realizada a partir de cinco estudos.

O caso inicial foi construído com base nos dados da Revisão 2 do PMO, excluindo a semana operativa de 10/08 a 16/08/2013. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO, Nordeste e Norte

Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistema Sul

7. GERAÇÃO TÉRMICA

O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 17 a 23/08/2013.

Figura 5 - Geração térmica para a 4ª semana operativa do mês Agosto/2013

Despacho Térmico por ordem de mérito de custo:

 Região Sudeste/C.Oeste: Angra 1 e Angra 2, Norte Fluminense 1, 2 e 3, St. Cruz Nova², L. C. Prestes, Atlântico, Linhares², G. L. Brizola e Cocal³;

 Região Sul: Candiota III, P. Médici A¹, P. Médici B e J. Lacerda C;

 Região Nordeste: Termopernambuco, P. Pecém I e Fortaleza;

 Região Norte: Maranhão IV, Maranhão V e P. Itaqui.

¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente.

² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL.

³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média.

Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTE St. Cruz Nova e UTE Linhares para a semana operativa de 19/10 a 25/10/2013.

8. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Para a semana operativa de 17 a 23/08/2013, não há previsão de custos de despacho térmico por restrição elétrica no SIN.

1,43 0,07 -1,07 20,42 0,00 3,99

141,48 142,91 142,98 141,91

162,33 162,33 166,32

Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais

Vazões Desligam. (1º Est.)

Demais Atualiz. SE/CO, Nordeste e Norte - CMO (R$/MWh)

-5,56 1,87 -1,38 73,41 0,00 -0,07

87,98 _82,42 84,29 82,91

156,32 156,32 156,25

Sem.3 Sem.4 Carga Armaz. Iniciais Vazões Desligam. (1º Est.) Demais Atualiz. Sul - CMO (R$/MWh)

SE/CO SUL NE NORTE SIN

GARANTIA ENERGÉTICA 1943 867 719 0 3529 RESTRIÇÃO ELÉTRICA 0 0 0 280 280 INFLEXIBILIDADE 356 92 0 572 1020 ORDEM DE MÉRITO 4666 785 1452 1035 7937 6.964 1.744 2.171 12.766 1.887 0 5000 10000 15000 MW med

CMO Médio Semanal 3ª semana operativa

10/08 a 16/08/2013

17/08 a 23/08/2013

10/08 a 16/08/2013

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9. RESUMO DOS RESULTADOS DO PMO

As figuras a seguir mostram o resumo dos resultados da Revisão-3 do PMO de Agosto/2013, relacionando, Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do SIN. São apresentados os valores semanais observados e previstos e o valor esperado dos cenários gerados para o mês de Setembro.

Figura 6 – Subsistema Sudeste

Figura 7 - Subsistema Sul

Figura 8 – Subsistema Nordeste

Figura 9 - Subsistema Norte

10. RESULTADOS DO PMO COM A GERAÇÃO TÉRMICA ADICIONAL POR GARANTIA ENERGÉTICA

Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, está previsto o despacho pleno das usinas térmicas da parcela GT1A, que corresponde a um despacho adicional de cerca de 3.530 MWmed no SIN. Contemplando essa geração térmica adicional, na tabela a seguir tem-se a evolução dos armazenamentos dos subsistemas, esperada para o mês de agosto/13:

Tabela 4 – Evolução dos Armazenamentos nos Subsistemas

10.1. CÁLCULO DA PARCELA ΔCMO

Com base no cálculo definido na Resolução nº3 do CNPE para o rateio dos Encargos de Serviço do Sistema – ESS por garantia energética, faz-se neste item o cálculo estimado do ΔCMO, incremento calculado de forma análoga ao ΔPLD, a partir do despacho térmico adicional à ordem de mérito de custo definido para a semana. Além disso, calcula-se CMOF,

dado pela soma do ΔCMO com CMO resultante da elaboração do PMO.

Neste contexto, e baseado no valor de 6.913 MW para o Mercado de Curto Prazo, estima-se, para a semana operativa de 17 a 23/08/2013, um ΔCMO de R$ 27,05/MWh. Desta forma, a seguir têm-se os valores de CMOF para os subsistemas:

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 148,05 159,10 141,48 166,32 165,98 168,09 EAR(%EARmax) 61,2 60,4 59,3 58,0 56,6 55,1 49,1 ENA(%mlt) 130,0 122,0 104,0 98,9 99,5 114,7 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

REVISÃO 3 DO PMO - SE/CO - Agosto/2013

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 148,05 159,10 87,98 156,25 156,80 150,16 EAR(%EARmax) 88,8 88,5 93,6 93,0 90,2 87,1 81,1 ENA(%mlt) 115,0 156,0 236,0 129,7 115,9 118,8 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

REVISÃO 3 DO PMO - S - Agosto/2013

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 148,05 159,10 141,48 166,32 165,98 168,09 EAR(%EARmax) 42,4 41,1 40,0 39,0 37,7 36,4 30,8 ENA(%mlt) 54,0 55,0 55,0 51,8 50,5 54,6 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 CM O (R $/M Wh) EA R o u E N A (% )

REVISÃO 3 DO PMO - NE - Agosto/2013

Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 Sem_5 VE[SET] CMO (R$/MWh) 148,05 159,10 141,48 166,32 165,98 168,09 EAR(%EARmax) 86,4 83,4 80,5 78,0 74,5 71,3 57,6 ENA(%mlt) 77,0 88,0 79,0 77,3 72,7 85,3 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 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 (% )

REVISÃO 3 DO PMO - N - Agosto/2013

Partida

26-jul 2-ago 9-ago 16-ago 23-ago 30-ago 6-set

SE/CO 61,2 60,5 59,4 58,1 57,0 55,8 54,6 S 88,6 88,4 91,8 93,3 90,6 87,8 84,6 NE 42,2 41,0 39,9 39,0 37,7 36,4 35,3 N 86,8 83,8 80,8 77,8 74,5 71,6 68,9 Subsistema Armazenamento (%EARmax) - 24 hs Verificado Previsão

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Tabela 5 – CMOf dos subsistemas , por patamar de carga

11. SENSIBILIDADE

A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 4ª semana operativa de Agosto, foram feitos estudos de sensibilidade para o CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de Agosto. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Agosto com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa.

Tabela 6– ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade

Figura 10 – CMO (R$/MWh) dos cenários de sensibilidade

12. A INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ-MANAUS-MACAPÁ (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN foi planejada para se realizar através da interligação denominada Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM) em circuito duplo de mesma torre. Esta interligação é fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas de óleo combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, através do mecanismo financeiro da Conta de Consumo de Combustível (CCC). A integração do sistema elétrico de Manaus ao SIN ocorreu às 00h21 do dia 9 de julho de 2013, através da interligação TMM, que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kV de mesma torre Tucuruí – Xingu - Jurupari – Oriximiná – Silves - Lechuga, conforme mostrado na Figura 11, a seguir.

Figura 11 – Interligação Tucuruí - Manaus – Macapá (TMM)

O sistema elétrico de Macapá continua isolado do SIN, pois apesar do sistema em 230 kV do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kV – 2x450 MVA e da LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá, em circuito duplo de mesma torre estar previsto para agosto, as obras do sistema receptor só permitirão a integração desse sistema a partir de fevereiro de 2014.

No caso do sistema elétrico de Manaus, com a entrada em operação de sua interligação, estava prevista a desativação de grande parte do parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kV e 138 kV, esse sistema elétrico foi integrado ao SIN através de uma configuração provisória, o que implica em operar esta interligação com níveis baixos de intercâmbios e consequentemente manter o parque térmico existente. Cabe ressaltar que pelo fato das obras previstas no sistema receptor de Manaus, em especial a implantação da rede de 138 kV e a transferência de cargas para essa rede, não estarem ainda concluídas, concentra nas LTs 230 kV Balbina – Manaus e Lechuga – Manaus (torre única), o fluxo das principais fontes de suprimento às cargas de Manaus, oriundos da UHE Balbina, da UTE Cristiano Rocha e da Interligação TMM. Desta forma, além da limitação na Interligação TMM, adicionalmente, o somatório dos fluxos de 230 kV Balbina – Manaus e Lechuga – Manaus vem sendo restringido.

Com a evolução da configuração provisória em várias etapas, de acordo com a entrada em operação das obras, tanto no sistema de 230 kV quanto no sistema de 138 kV, até sua configuração definitiva, o sistema receptor e o de 230 kV deixam de ser restritivos para a plena utilização da interligação, que ficará limitada aos critérios de segurança preconizados nos Procedimentos de Rede.

Observação: As contribuições referentes ao Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação poderão ser

encaminhadas para o email: [email protected]

Patamar/Subsistema SE/CO S NE N Pesada 197,34 189,98 197,34 197,34

Média 194,90 189,98 194,90 194,90

Leve 189,98 171,58 189,98 189,98

CMOf (R$/MWh)

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

LS 19.825 111% 17.264 170% 1.844 53% 1.604 80% VE 19.262 108% 15.744 155% 1.815 52% 1.579 79% LI 18.701 105% 14.172 140% 1.786 51% 1.554 78% ENA MENSAL NE SE/CO S N 166,59 187,19 166,32 148,75 130 160 190 17/08 a 23/08/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE R$/ MW h Regiões SE/CO, NE e N VE LI LS 158,42 185,08 156,25 132,16 130 160 190 17/08 a 23/08/2013 CASOS DE SENSIBILIDADE R$/ MWh Região Sul VE LI LS