Análise PLD 2ª semana operativa de setembro

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1 s 125,16 395,73 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42 166,69 263,7 688,88 387,24 369,39 24,8 145,9 274,98 245,97 Nº 26 2ª semana de setembro/ O InfoPLD é uma publicação semanal que traz uma análise dos fatores que influenciam na formação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, calculado semanalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. O boletim também apresenta a estimativa dos Encargos de Serviços do Sistema - ESS originados por razão de segurança energética e por restrições elétricas no sistema, a estimativa dos custos devido ao descolamento entre o Custo Marginal da Operação - CMO e o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD. Além da estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. Análise PLD 2ª semana operativa de setembro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 5 a 11 de setembro de 215. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 251,46 251,46 251,46 251,46 Média,6,6,6,6 Leve 24,36 24,36 24,36 24,36 Média semanal 245,97 245,97 245,97 245,97 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da primeira e da segunda semana de setembro: Tabela 2 - Comparação entre o PLD médio da primeira e da segunda semana de setembro (em ) semana, sendo fixado em R$ 245,97/MWh na média para todos os submercados. As afluências esperadas para o Sistema Interligado Nacional SIN subiram de 78% para 91% na segunda semana de setembro, adicionando 4. MWmédios de energia ao sistema, o que contribui para a queda do PLD. Houve elevação nas afluências esperadas para o Sul, que teve um aumento de 2.9 MWmédios (saltando de 81% para 15% da média), e Sudeste, que teve um incremento de 1.6 MWmédios (subindo de 81% para 89%). Já os submercados Nordeste e Norte não apresentaram alterações significativas no período. Assim como na primeira s semanas anteriores do mês, os limites de intercâmbio de energia entre os submercados não foram atingidos e os preços seguem equalizados entre eles. Os níveis de armazenamento nos reservatórios do SIN estão cerca de 5 MWmédios acima do esperado na última semana. Foi registrado o aumento de 1. MWmédios no Sudeste, que contou com o envio de energia das regiões Sul e Norte que, por sua vez, registraram redução nos níveis de armazenamento em MWmédios e 3 MWmédios, respectivamente. A carga esperada para a próxima semana no SIN está 1.5 MWmédios menor, principalmente em razão da passagem de uma frente fria pelas regiões Sul e Sudeste. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 ilustra as mudanças nos quatro submercados. 4 3 Submercado PLD 1ª sem - set 2ª sem - set Variação % 274,98 269,44 248,82 249,17 245,97 245,97 SE/CO 274,98 245,97-11% 247,64 245,47 245,88 245,72 S 274,98 245,97-11% NE 274,98 245,97-11% N 274,98 245,97-11% As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, à previsão de afluências no Sistema Interligado Nacional SIN, que corresponde à estimativa do volume de água que deverá chegar aos reservatórios. O Gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no Sudeste: Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD para todos os submercados O principal fator que influência na redução do PLD foi a melhora nas afluências esperadas para o mês de setembro, com um impacto de cerca de R$ 22,/MWh. Adicionalmente, a redução do PLD foi influenciada pela pequena melhora nos níveis de armazenamento do SIN em relação ao esperado na revisão anterior e pela redução da carga para a segunda semana operativa de setembro. Apenas as variáveis de atualização dos atributos de usinas hidrelétricas e termelétricas e intercâmbio impactaram para elevação do PLD. Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) o Preço de Liquidação das Diferenças PLD para o período de 5 a 11 de setembro registrou queda de 11% em relação ao valor da última

2 MWmed MWmédio Setembro/215 - Semana 2 Adicionalmente, a decomposição da variação do PLD entre as semanas, o Gráfico 3 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD: 4 3 passando de um patamar de 36. MWmédios para 24. MWmédios na última semana do mês. A partir da primeira semana de setembro, é possível observar a elevação das ENAs, em comparação com as verificadas em sto, o que resultou na redução do PLD para a segunda semana de setembro ,15 239,74 239,85 239,85 24, 24, 24, 24,1 24,1 24, , Gráfico 3 Decomposição da variação do CMO x PLD para todos os submercados Levando em conta que o cálculo do PLD desconsidera as restrições elétricas internas aos submercados, desde que estas não afetem os limites de intercâmbio de energia entre os submercados, o custo total de operação resultante do cálculo do PLD tende a ser inferior ao custo total de operação do cálculo do CMO, uma vez que este é menos restritivo. Porém, em decorrência da redução da carga, devido à geração proveniente da restrição elétrica, o CMO resultante do cálculo do PLD tende a ser superior ao CMO resultante do cálculo que considera as restrições elétricas. Ao analisar o Gráfico 3, observa-se que o PLD da segunda semana operativa de setembro é superior ao CMO em todos os submercados. Gráfico 4 Variação da ENA de acoplamento do SIN sto e setembro de 215 O Gráfico 5 apresenta a elevação da ENA média do SIN, na segunda semana operativa de setembro, principalmente influenciada pela elevação da ENA de acoplamento no Sudeste e no Sul Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: DECOMP Cortes (função de custo futuro); PA (geração mínima da UHE Paulo Afonso necessária para segurança do sistema); StAntJirau (limitação da geração de Santo Antônio e Jirau decorrente dos limites de transmissão); RestConj (restrições conjunturais); RestSul (Despacho por razões elétricas do Sul); RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RestN (Restrição operativa da região Manaus). O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o CMO 1 que, limitado por um piso e um teto, origina o PLD Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Gráfico 5 ENA de acoplamento média do SIN A tabela 3 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da ENA média de acoplamento, considerada no horizonte do Decomp. Tabela 3 ENA de acoplamento média no SIN (MWmédios) SE/CO S NE N Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a Energia Natural Afluente ENA 2 média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Energia Natural Afluente - ENA A ENA para o mês de sto apresentou comportamento de redução, principalmente pelas diminuições verificadas no Sudeste e Sul, 1 Custo Marginal da Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 2 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 2

3 MWmédios Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga % EARM Máxima Setembro/215 - Semana 2 Armazenamento inicial O Gráfico 6 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: A Tabela 5 apresenta a contribuição de cada um dos submercados na variação da carga do sistema considerada na segunda semana de setembro. Tabela 5 Carga (MWmédios) 38, SE/CO S NE N 37, 36, , 35, 34,6 Oferta e demanda 34, 33, 32, Previsto 34,4 Realizado O Gráfico 8 traz a curva de oferta e demanda do SIN, para a segunda semana de setembro. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas não-despachadas individualmente, geração inflexível e por ordem de mérito Gráfico 6 Energia armazenada no SIN 1. O processamento do Decomp na semana anterior indicava nível de armazenamento de 34,4% (Energia Armazenada de.94 MWmês), no SIN, para o início desta semana. Verificou-se o nível,2% acima do esperado, de 34,6% (Energia Armazenada de.653 MWmês), o que representa uma diferença positiva de 559 MWmês. A Tabela 4 traz o nível de armazenamento por submercado: Tabela 4 EARM prevista e realizada para a segunda semana operativa de setembro Oferta Hidro Oferta Térmica MWmédio Submercado RV1 set - previsto RV1 set - realizado Diferença Gráfico 8 Oferta e demanda de energia de todos os submercados SE/CO Carga S NE N O Gráfico 7 ilustra a variação da carga prevista para a segunda semana de setembro: Estimativa de ESS sto e setembro de 215 O Gráfico 9 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS, por tipo de despacho, para o mês de sto: 255,29 Restrições Operativas Segurança Energética Total 177,63 172,28 216, ,9 215,73 176,3 157,7 41,3 1,2 1,34 14,58,54 4,74,29 1 a 7 8 a a a a Gráfico 9 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de sto SIN Gráfico 7 Carga no SIN 3

4 Setembro/215 - Semana 2 O Gráfico 1 apresenta a previsão de ESS, por submercado, para o mês de sto: 1,68 91,51 41,84 9,96 1,52 49,49 42,25 22,83 13,78 13,39 58,63 23,29 111,26 95,36 15,74 12,95 2,64 9,6 6,33 22,46 1 a 7 8 a a a a 31 Gráfico 1 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de sto O Gráfico 11 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS, por tipo de despacho, para o mês de setembro: geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, da revisão 1 de setembro. O ESS, referente à segurança energética, foi estimado avaliando as usinas cujo CVU é superior ao CMO. A consolidação dos valores apresentados nos gráficos 9 e 1 nos resulta na expectativa de R$ 863 milhões em encargos para o mês de sto, sendo que R$ 845 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando o Despacho ANEEL nº 183/215, e o descrito na Nota Técnica nº 52/215 SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da Aneel, realizada em 14/4/215, e o disposto na REN ANEEL nº 658/215, as usinas enquadradas na condição CMO>CVU>PLD, ou seja, despachadas por ordem de mérito no Deck do ONS e não despachadas em comparativo ao PLD, tem seus custos caracterizados como custos devido ao descolamento entre CMO e PLD Restrições Operativas Segurança Energética Total 122,39 115,59 95,4 62,5 65,86 115,44 19,72 89,28 61,8 62,5, 6,95 5,87 5,76 4,5 1 a 4 set 5 a 11 set 12 a 18 set 19 a 25 set 26 a 3 set A mesma nota técnica esclarece que as usinas termelétricas contratadas em Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na situação CMO>CVU>PLD, devem ter seu custo adicional coberto por meio da receita de venda advinda desses contratos. Desta maneira, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na previsão, devido ao descolamento entre CMO e PLD. Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores estimados para o período. Gráfico 11 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de setembro O Gráfico 13 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD por submercado para o mês de sto: O Gráfico 12 apresenta a previsão de ESS, por submercado, para o mês de setembro: ,58 14,9 14,22 3,17 13,75 5,87 36,83 36,75 28,64 28,43 5,76 36,72 8,41 43,17 44,54 44,16 9,43 25,56,29 3,58 1 a 4 set 5 a 11 set 12 a 18 set 19 a 25 set 26 a 3 set Gráfico 12 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de setembro Os valores estimados para o período de 1º de sto a 3 de setembro foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Para a expectativa de geração do dia 4 de setembro foi considerada a mesma geração disponível no IPDO para o dia 3. Ressaltamos que os valores previstos neste boletim consideram os encargos por restrição de operação por Constrained-On, ou seja, aqueles ps pela geração despachada acima da ordem de mérito de custo. 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, 11,79 11,79 1 a 7 Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD 1,49 1,49 8 a 14 Gráfico 13 Estimativa de Custos por submercado para o mês de sto A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 13 resulta em uma estimativa de R$ 2 milhões em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD para o mês de setembro. O fator A expectativa de custos é nula, devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para o mês de setembro. Fator de Ajuste do MRE 3,77,48 3,6 3,29 3,6 15 a a 28 Total, 29 a 31 O MRE é um mecanismo de compartilhamento e mitigação de risco hidrológico, o que possibilita o despacho centralizado das usinas hidrelétricas. O fator de ajuste do MRE representa a razão entre a geração hidráulica, no centro de gravidade das usinas participantes desse mecanismo, pelo montante total de suas garantias físicas sazonalizadas. A previsão para o período de 5 a 3 de setembro foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico, por razões operativas e da 4

5 MWmédios Setembro/215 - Semana 2 O Gráfico 14 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para os meses de sto e setembro de 215. Para setembro, essa expectativa é apresentada em base semanal No período de 1º a 3 de setembro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para o dia 4 de setembro, foram considerados os números do ADO, repetidos do dia 3. O restante do mês de setembro teve os valores de geração hidráulica estimados a partir da revisão 1 do Decomp, levando em conta uma estimativa da geração térmica por segurança energética sem5 Geração Hidráulica MRE , , , , , , ,31 Garantia Física Sazonalizada ,92 46.,9 46.,9 46.,9 46.,9 46.,9 46.,9 Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (de rede básica mais perdas internas), obtido a partir da análise do histórico, e um fator de modulação semanal, com o objetivo de emular o comportamento operativo do SIN aos fins de semana. Gráfico 14 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 15 apresenta o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para sto e a previsão para setembro de 215: Já as garantias físicas sazonalizadas de sto e setembro foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 215 ), publicada no dia 7 de sto de 215. Os valores correspondem, respectivamente, a MWmédios e 46. MWmédios, e consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. 11,%,% 9,% 8,% 85,6% 94,1% 81,% 86,8% 89,% 89,1% 84,3% 7,% Esses valores de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em 4%, o que representa uma estimativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados de 214. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 215, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de sto deste ano. 6,%,% sem5 Gráfico 15 Estimativa do fator de ajuste do MRE 5