RELATÓRIO TÉCNICO ENERGIA ELÉTRICA

Transcrição

1 RELATÓRIO TÉCNICO ENERGIA ELÉTRICA Novembro 2018

2 Sumário Executivo O presente relatório elaborado pela equipe da ABRACE - Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres tem como principal objetivo ser um disseminador de informações quali - quantitativas do mercado de energia e servir como mais um instrumento de auxílio à tomada de decisões dos associados. Neste sentido, apresentamos resumidamente abaixo os principais destaques desta edição. Análise Previsões de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética A Empresa de Pesquisa Energética EPE, o Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE apresentaram as previsões de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o período de e estas serão consideradas as premissas para a atualização da base de dados do Planejamento Anual da Operação Energética a ser utilizada no PMO de janeiro/19. Valor do ESS Para o mês de novembro a Abrace estima que o custo com o despacho para atender questões elétricas foi da ordem de R$ 71 milhões. Além de não haver expectativa de descolamento entre o CMO e o PLD. Valor do PLD médio A média do PLD para todos os submercados ficou em R$ 123,92/MWh. Produção Nacional de Energia Elétrica Em novembro de 2018, a média de produção diária de energia foi de MW médios, 1% maior que o mês de outubro de 2018 e 1% menor do que em novembro de Geração Termoelétrica a Gás Natural A geração média das UTEs a gás natural no mês de novembro de 2018 foi de 2.389,89 MW médios, o que corresponde a um consumo médio de gás de aproximadamente ,27 mil m³/dia. Acompanhamento dos Níveis dos Reservatórios O submercado Sul está com 77% de sua capacidade de armazenamento, 34% maior que no mesmo período do ano passado, o submercado Sudeste/Centro-Oeste com 21%, acréscimo de 17% em relação ao mesmo período do ano passado, o submercado Nordeste com 27%, 421% maior que no mesmo período do ano passado, e o submercado Norte com 23%, acréscimo de 27% em relação ao mesmo período do ano passado. 2

3 Sumário BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 1 ANÁLISE ENCARGOS SETORIAIS 05 3 PREÇOS DE ENERGIA 07 4 PRODUÇÃO NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Acompanhamento das Gerações Térmicas (Média Diária) Perfil de Disponibilidade Térmica para Despacho Acompanhamento dos Níveis dos Reservatórios Consumo 16 3

4 BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 1 Análise - Previsões de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética A Empresa de Pesquisa Energética EPE, o Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE apresentaram as previsões de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o período de e estas serão consideradas as premissas para a atualização da base de dados do Planejamento Anual da Operação Energética a ser utilizada no PMO de janeiro/19. A previsão de mercado de energia elétrica traz que, até 2023, o consumo no SIN deverá crescer à taxa de 3,7% anuais, significando uma expansão média anual de MWmédios. A projeção de carga do SIN atinge MWmédios em Espera-se que o consumo industrial no SIN, nesse período, observe uma taxa média de crescimento de 3,4% ao ano influenciado, em especial, pela retomada gradual de alguns setores intensivos em energia principalmente do setor produtor de alumínio primário. Já as classes residencial e comercial devem registrar taxas de crescimento de aproximadamente 3,8% e 4%, respectivamente. Com isso, a projeção do consumo na rede para o horizonte em questão aponta, em média, 1,7 TWh abaixo do previsto no Planejamento Anual da Operação Energética ª Revisão Quadrimestral. Os impactos considerados na carga industrial levaram em conta as incertezas quanto à operação de grandes consumidores da metalurgia com notável participação no consumo elétrico nacional, especialmente no Norte do País, cujas atividades foram paralisadas por eventos extraordinários sem previsão exata de retorno a operação integral ou em função de condicionantes de mercado. A Tabela 1 resume as taxas de crescimento da carga de energia anual de acordo com o Planejamento Anual da Operação Energética Subsistemas Norte 6,5 4,0 3,5 6,8 5,9 Nordeste 4,2 4,6 4,3 4,5 4,4 Sudeste/CO 3,1 3,4 3,3 3,4 3,5 Sul 3,4 3,7 3,8 3,8 3,8 SIN 3,6 3,7 3,6 3,9 3,9 O ano de 2018 apresentou uma recuperação lenta e gradual da economia brasileira, além do elevado nível de incerteza política e econômica no contexto nacional. Isso levou a um crescimento modesto da carga de energia do SIN de 1,4% quando comparado com Outro destaque que influenciou na carga do SIN, foi a greve dos caminhoneiros ocorrida entre o final de maio e o início de junho/18, quando foi observado um aumento dos estoques de produtos finais e redução dos estoques de insumos, afetando os custos, produção, utilização da capacidade e confiança. Bem como o comportamento diferenciado da carga observada nos dias de jogos do Brasil na Copa do Mundo, que também contribui para o desempenho da carga durante o mês de junho/18. Analisando a carga nos subsistemas no período de janeiro a outubro de 2018, o Sudeste/Centro-Oeste apresenta variação positiva de 1,6% e o subsistema Sul de 1,7%, sobre igual período do ano anterior. Já para o subsistema Nordeste, houve um crescimento de 2,0% no ano, explicada principalmente pelos baixos índices de precipitação acompanhados de temperaturas acima da média ao longo do segundo semestre de No que tange à carga do subsistema Norte, houve uma variação negativa de 1,8%, explicada basicamente pela redução da carga de um Consumidor Livre da Rede Básica que vem se mantendo desta forma desde meados de abril/18. 4

5 2 Encargos Setoriais Encargos de Serviços do Sistema - ESS Para o mês de novembro a Abrace estima que o custo com o despacho para atender questões elétricas foi da ordem de R$ 71 milhões. Além de não haver expectativa de descolamento entre o CMO e o PLD. Tabela 1 ESS Restrição da Operação ESS Novembro/18 - Rest. da Operação SIN Custo Total (R$) Carga SE/CO + Sul + NE + N (MWméd) Estimativa do ESS EL (R$/MWh) 1,4833 Custo do Descolamento entre o CMO e o PLD Custo para os Consumidores (R$) - Carga SE/CO + Sul + NE + N (MWméd) Estimativa CD CMO_PLD (R$/MWh) - Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico e CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Com a melhora das condições de armazenamento dos reservatórios no mês de novembro, não houve despacho de térmicas para garantir a segurança energética do sistema. Tabela 2 ESS Segurança Energética ESS Novembro/18 - Seg. Energética Custo Total (R$) - Carga SE/CO + Sul + NE + N (MWméd) Estimativa do ESS GE (R$/MWh) - Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico e CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica A CCEE publicou recentemente as novas Regras de Comercialização com atualizações sobre o módulo Encargos. Neste, ficaram definidas as etapas de cálculo com o objetivo de apurar os montantes de encargos e o rateio desses valores entre os agentes da CCEE. O Encargo de Descolamento Hidráulico determina os custos incorridos às usinas hidrelétricas participantes do MRE em função do deslocamento da geração dessas usinas pela ocorrência de geração fora da ordem de mérito do custo e importação de emergia elétrica sem garantia física associada, sendo que essas usinas hidrelétricas têm o direito a ressarcimento através de dois tipos de encargo: Encargo associado as Deslocamento Hidráulico Energético: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas derivada da geração por segurança energética (GE) e da importação de energia sem lastro associado. Encargo associado ao Deslocamento Hidráulico Elétrico: ressarce os custos das usinas hidrelétricas em função da redução da geração dessas usinas derivada da geração termelétrica por restrição elétrica (EL), elegível, por critérios estabelecidos pelo ONS, como fonte da redução da geração das usinas hidrelétricas no MRE. 5

6 O ESS DH GE é rateado entre todos os consumidores do SIN, enquanto o ESS DH EL é rateado pelos mesmos consumidores que arcam com os custos da restrição elétrica que originou o deslocamento hidráulico. O custo de deslocamento hidráulico por origem energética começará a ser calculado a partir da contabilização de Janeiro/2018. Adicionalmente, o período de Abril/2017 a Dezembro/2017 será recontabilizado para contemplar esta apuração, conforme estabelece o Despacho Aneel nº 4.311/17. Já para o deslocamento hidráulico por origem elétrica, deve-se aguardar o resultado da AP nº83/2017, que irá definir os critérios de elegibilidade para a geração termelétrica despachada por razões elétricas, a ser considerada no deslocamento de geração hidrelétrica. Portanto, até que se conclua a AP 83, a CCEE considerará, a partir da contabilização de Janeiro/18, apenas o deslocamento hidráulico de origem energética. A seguir, o gráfico 1 ilustra os valores do ESS mensal desde outubro de 2017, segregados pelas quatro parcelas principais que o compõem. Gráfico 1 Histórico do Encargo de Serviço do Sistema Milhões de R$ out-17 nov-17 dez-17 jan-18 fev-18 mar-18 abr-18 mai-18 jun-18 jul-18 ago-18 set-18 out-18* nov-18* Restrição da Operação Segurança Energética Serviços Anciliares Custo do Descolamento Estimativa ABRACE, desconsiderando os serviços ancilares * Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico e CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 6

7 Preço de Liquidação das Diferenças - PLD A tabela a seguir apresenta o PLD médio mensal verificado no período de 2016 a 2018, bem como sua variação entre os períodos analisados. Tabela 3 Preço de Liquidação das Diferenças de 2016 a 2018 Fonte: CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Sul (R$/MWh) Mês / / / /2016 Janeiro 35,66 121,44 180,07 48,28% 404,96% 35,61 121,44 177,82 46,43% 399,35% Fevereiro 30,42 128,43 188,79 47,00% 520,61% 30,42 128,43 188,54 46,80% 519,79% Março 37,73 216,24 219,23 1,38% 481,05% 37,73 216,24 219,23 1,38% 481,05% Abril 49,42 371,47 109,71-70,47% 122,00% 49,42 371,47 109,71-70,47% 122,00% Maio 75,93 411,49 325,46-20,91% 328,63% 74,91 411,49 325,46-20,91% 334,47% Junho 61,32 124,70 472,87 279,21% 671,15% 56,13 65,91 472,87 617,45% 742,46% Julho 83,43 280,81 505,18 79,90% 505,51% 83,43 280,81 505,18 79,90% 505,51% Agosto 115,58 505,95 505,18-0,15% 337,08% 112,36 505,95 505,18-0,15% 349,61% Setembro 149,02 521,83 472,75-9,41% 217,24% 140,35 521,83 472,75-9,41% 236,84% Outubro 200,21 533,82 273,81-48,71% 36,76% 200,21 533,82 273,81-48,71% 36,76% Novembro 166,05 425,17 123,92-70,85% -25,37% 166,05 425,17 123,92-70,85% -25,37% Dezembro 122,19 235,07-100,00% -100,00% 122,42 235,29-100,00% -100,00% Mês Nordeste (R$/MWh) Norte (R$/MWh) / / / /2016 Janeiro 310,38 139,25 178,01 27,83% -42,65% 63,49 121,44 142,23 17,12% 124,02% Fevereiro 166,28 164,66 178,54 8,43% 7,37% 30,42 82,18 42,91-47,79% 41,06% Março 249,11 284,01 218,14-23,19% -12,43% 37,73 33,68 40,16 19,24% 6,44% Abril 266,71 372,41 108,64-70,83% -59,27% 49,46 33,68 51,13 51,81% 3,38% Maio 106,07 418,20 211,57-49,41% 99,46% 88,98 171,95 159,47-7,26% 79,22% Junho 118,60 143,59 441,96 207,79% 272,65% 102,22 128,96 441,16 242,09% 331,58% Julho 108,68 280,81 505,18 79,90% 364,83% 106,13 280,81 505,18 79,90% 376,00% Agosto 119,47 505,95 505,18-0,15% 322,85% 119,47 505,95 505,18-0,15% 322,85% Setembro 149,02 521,83 472,75-9,41% 217,24% 149,02 521,83 473,58-9,25% 217,80% Outubro 200,21 533,82 273,81-48,71% 36,76% 200,21 533,82 273,81-48,71% 36,76% Novembro 166,05 425,18 123,92-70,85% -25,37% 166,05 425,18 123,92-70,85% -25,37% Dezembro 122,42 234,20-100,00% -100,00% 122,42 233,27-100,00% -100,00% Fonte: CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica A média do PLD para todos os submercados ficou em R$ 123,92/MWh. 7

8 3 Preços de Energia Preço de Mercado da Energia Elétrica Os dados da Tabela 2 são calculados com base nas métricas do Pool de preços apuradas semanalmente pela Dcide utilizando as referências da curva Forward de energia elétrica dos agentes mais comercialmente ativos. Tabela 4 Energia Convencional SE/CO Índice BRIX + PLD Médio. Sendo que o Convencional Trimestre reflete o preço de referência da energia, na respectiva fonte, de Dezembro/2018 a Fevereiro/2019 (trimestre móvel). Quanto ao índice Convencional Longo Prazo reflete o preço médio de referência de energia, na respectiva fonte, de 2020 a 2023 (longo prazo). 4 Produção Nacional de Energia Elétrica Em novembro de 2018, a média de produção diária de energia foi de MW médios, 1% maior que o mês de outubro de 2018 e 1% menor do que em novembro de Tabela 5 Produção de Energia (MW Médios) Geração nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18 jul/18 ago/18 set/18 out/18 nov/18 Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Térmica Eólica Solar Produção nacional Intercambio Internac Total Fonte: IPDO ONS Informativo Preliminar diário da Operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico 8

9 Gráfico 2 Produção Semanal Nacional de Energia Elétrica de novembro/17 a novembro/18 (MW Médios) Hidro Termo Eólica Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico 4.1 Acompanhamento das Gerações Térmicas (Média Diária) O gráfico 5 apresenta os valores verificados de geração térmica por tipo de combustível por semana ao longo de novembro de 2017 a novembro de A geração média das UTEs a gás natural no mês de novembro de 2018 foi de 2.389,89 MW médios, o que corresponde a um consumo médio de gás de aproximadamente ,27 mil m³/dia. Gráfico 3 Geração de Energia das Térmicas por tipo de combustível (MW Médios) Outros Óleo Carvão Nuclear Gás Natural - 1ª Semana Nov/17 3ª Semana Nov/17 5ª Semana Nov/17 2ª Semana Dez/17 4ª Semana Dez/17 6ª Semana Dez/17 2ª Semana Jan/18 4ª Semana Jan/18 1ª Semana Fev/18 3ª Semana Fev/18 5ª Semana Fev/18 2ª Semana Mar/18 4ª Semana Mar/18 1ª Semana Abr/18 3ª Semana Abr/18 5ª Semana Abr/18 2ª Semana Mai/18 4ª Semana Mai/18 1ª Semana Jun/18 3ª Semana Jun/18 5ª Semana Jun/18 1ª Semana Jul/18 3ª Semana Jul/18 5ª Semana Jul/18 2ª Semana Ago/18 4ª Semana Ago/18 1ª Semana Set/18 3ª Semana Set/18 5ª Semana Set/18 2ª Semana Out/18 4ª Semana Out/18 1ª Semana Nov/18 3ª Semana Nov/18 5ª Semana Nov/18 Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico 9

10 4.2 Perfil de Disponibilidade Térmica para Despacho O gráfico 6 ilustra o perfil de disponibilidade de geração de energia elétrica, por fonte, segundo informações contidas no deck do modelo Newave de dezembro de Gráfico 4 Custo de Geração das Usinas Térmicas x Disponibilidade , (MW) ,71 461, (R$/MWh) , , ,96 52,29 33 Nuclear Residuos I Carvao Biomassa Gas Oleo Diesel Disponibilidade Custo Médio Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 Pode-se observar que há uma considerável diferença entre os custos de geração das usinas a gás natural, a óleo combustível e diesel. O custo médio da geração a óleo combustível é aproximadamente três vezes superior ao custo de geração de uma usina a gás natural. A diferença é ainda mais expressiva quando o custo médio das usinas a diesel. A geração a diesel custa, em média, quatro vezes mais do que a geração a gás natural. 10

11 Complementarmente, o gráfico 7 apresenta a disponibilidade das usinas térmicas por ordem crescente de custo variável unitário, conforme o deck de dezembro de Gráfico 5 Disponibilidade das Usinas Térmicas 1.600, , , , , (MW) 800,00 632, (R$/MWh) 600,00 400,00 346, ,00 69, ,00 - Disp (MW) Custo Disp (R$/MWh) Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 Pode-se observar que os maiores custos correspondem às menores disponibilidades de despacho. Assim, quanto maior a quantidade de despachos de usinas térmicas, mais expressiva será a variação do CMO e, consequentemente, do PLD, mesmo para o atendimento de pequenas variações de carga. O gráfico 8 ilustra a disponibilidade acumulada das usinas térmicas e o custo médio dessa geração, iniciando com a geração de menor custo (nuclear) e incorporando-se, uma a uma, as mais caras, em ordem crescente de custo. 11

12 Gráfico 6 Disponibilidade das Usinas Térmicas 350, , , ,22 250, ,32 200,00 (MW) R$/MWh 150, , ,12 82,05 50,00-22,96 30,51 Nuclear Residuos I Carvao Biomassa Gas Oleo Diesel 0,00 Disponibilidade Acumulada Custo Médio Ponderado Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 O gráfico 9 mostra o perfil de geração por fonte no período de novembro de 2016 a novembro de 2018 e o PLD médio para o submercado SE/CO. Gráfico 7 Perfil da Geração (MW médio) (R$/MWh) 800,00 700,00 600, , , ,00 200, , ,00 Hidráulica + Eólica Térmica PLD Sudeste/C.Oeste Fontes: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico e CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 12

13 Em novembro, houve alta da geração total no SIN se comparado ao mês de outubro do mesmo ano. A participação da geração hidrelétrica na matriz foi de aproximadamente 76,2% da geração total no Brasil Acompanhamento dos Níveis dos Reservatórios Os gráficos 10, 11, 12 e 13 apresentam a situação dos reservatórios até o final de novembro de Nesse momento, o submercado Sul é o único que detém reservatório acima do nível de armazenamento com 77% de sua capacidade de armazenamento. Abaixo seguem os gráficos do nível de armazenamento para todos os submercados. Gráfico 8 Curvas de Armazenamento Sudeste/Centro-Oeste 80,0% 60,0% (% Volume Útil) 40,0% 20,0% 21% 0,0% Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico 13

14 Gráfico 9 Curvas de Armazenamento Sul 100,0% 80,0% 77% (% Volume Útil) 60,0% 40,0% 20,0% 0,0% Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico Gráfico 10 Curvas de Armazenamento do Nordeste 60,0% (% Volume Útil) 40,0% 27% 20,0% 0,0% Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico 14

15 Gráfico 11 Curvas de Armazenamento do Norte 100,0% 80,0% (% Volume Útil) 60,0% 40,0% 20,0% 23% 0,0% Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico Atualmente, o submercado Sudeste/Centro-Oeste é o que segue em situação mais desfavorável, com armazenamento de 21% do total e o submercado Nordeste se encontra com 23% de armazenamento. A seguir, o gráfico 14 mostra o comparativo entre a Energia Armazenada no período de 2017 a 2018 e os PLDs do subsistema SE/CO nos referidos anos. Gráfico 12 Energia Armazenada x PLD - SE/CO 100% 550,00 80% 450,00 Volume útil 60% 40% 20% 123,92 350,00 250,00 150,00 50,00 R$/MWh 0% -50, PLD 2017 PLD 2018 Em setembro, o PLD médio ficou em R$ 123,92 MWh. Fontes: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico e CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 15

16 4.4 Consumo O documento Previsões de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética publicado em dezembro de 2018 pelo ONS, EPE e CCEE, definiu que a expectativa para o período é de que a carga do SIN cresça 3,7% ao ano, significando uma expansão média anual de MWmédios. A projeção de carga do SIN atinge MWmédios em Essas projeções serão consideradas como uma das premissas para a atualização da base de dados do Planejamento Anual da Operação Energética a ser utilizada a partir do PMO de janeiro/19. O gráfico 15 ilustra a curva da carga realizada em 2017 e Gráfico 13 Carga do SIN em 2017/2018 e PEN para 2018 (MW Médios) (MW médio) Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Previsto 2018 Realizado 2017 Carga no SIN Realizado 2018 Fonte: ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico A carga em novembro de 2018 foi 2,1% maior do que a realizada em novembro de 2017 e 1,5% menor do que a prevista para esse mês. Em relação ao valor futuro do PLD, os próximos gráficos mostram a projeção de sua tendência para cada submercado. Foi analisado um horizonte futuro de 13 meses. Para tal projeção foram consideradas as séries de saída da rodada do deck de dezembro de 2018 do Newave. Gráfico 14 Probabilidades acumuladas do PLD Submercado SE/CO 100% 2,53% 3,32% 4,55% 6,65% 5,92% 4,52% 3,58% 3,60% 11,65% 12,50% 90% 13,95% 6,15% 6,18% 17,00% 17,33% 11,33% 15,83% 8,88% 8,90% 8,57% 300 < PLD < 505,18 80% 70% 52,95% 31,87% 25,30% 18,95% 15,83% 15,43% 15,32% 16,37% 16,37% 14,48% 13,98% 14,70% 13,67% 200 < PLD < % 150 < PLD < % 40% 30% 56,28% 61,25% 65,05% 65,02% 64,25% 64,47% 67,10% 67,45% 70,00% 71,18% 72,97% 74,20% 100 < PLD < % 45,80% 60 < PLD < % 40,16< PLD < 60 0% dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/

17 Gráfico 15 Probabilidades acumuladas do PLD Submercado Sul 100% 2,63% 3,32% 4,47% 6,40% 5,70% 4,67% 3,57% 3,57% 11,65% 12,60% 90% 15,47% 6,08% 6,15% 16,90% 11,25% 17,22% 15,77% 8,77% 8,72% 8,15% 300 < PLD < 505,18 80% 70% 51,98% 31,87% 24,43% 17,40% 15,78% 15,32% 15,15% 15,77% 15,73% 13,88% 13,38% 14,45% 13,67% 200 < PLD < % 150 < PLD < % 100 < PLD < % 30% 56,28% 61,07% 65,05% 64,97% 64,32% 64,70% 67,90% 68,45% 71,03% 72,27% 73,35% 74,27% 60 < PLD < % 46,77% 10% 40,16 < PLD < 60 0% dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 Gráfico 16 Probabilidades acumuladas do PLD Submercado Nordeste 100% 90% 10,18% 6,53% 8,75% 12,58% 9,88% 2,12% 10,77% 4,55% 11,33% 6,65% 5,92% 4,52% 3,58% 6,15% 8,88% 8,88% 8,57% 2,65% 6,22% 300 < PLD < 505,18 11,90% 80% 70% 50,68% 28,22% 15,70% 14,12% 16,37% 16,37% 14,52% 13,98% 14,70% 200 < PLD < % 150 < PLD < % 40% 30% 61,40% 92,23% 89,15% 85,45% 72,25% 72,12% 67,10% 67,45% 70,02% 71,18% 72,97% 77,92% 100 < PLD < % 48,17% 60 < PLD < % 40,16 < PLD < 60 0% dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/

18 Gráfico 17 Probabilidades acumuladas do PLD Submercado Norte 100% 9,12% 6,47% 4,93% 5,25% 4,55% 6,65% 5,92% 4,52% 7,03% 3,58% 3,50% 10,77% 6,23% 6,15% 6,35% 90% 11,33% 8,88% 8,88% 8,57% 300 < PLD < 505,18 80% 70% 50,62% 27,80% 14,08% 16,37% 16,37% 14,52% 13,98% 14,70% 13,17% 200 < PLD < % 150 < PLD < % 40% 30% 48,22% 62,88% 92,30% 91,15% 93,45% 87,05% 72,15% 67,10% 67,45% 70,02% 71,18% 72,97% 75,30% 100 < PLD < < PLD < % 10% 40,16 < PLD < 60 0% dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 Gráfico 18 Probabilidades acumuladas do PLD Submercado Norte 100,00 90,00 80,00 PLD (R$/MWh) 70,00 60,00 62,67 60,37 61,95 58,56 56,49 50,00 40,00 30,00 dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 Sudeste/C. Oeste Sul Nordeste Norte Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/

19 Gráfico 19 Percentis do PLD Médio no Curto Prazo para o submercado Sudeste/Centro-Oeste (R$/MWh) 100,00 90,00 PLD (R$/MWh) 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 77,24 75,59 63,06 61,88 40,56 40,16 P15 MÉDIA P75 30,00 dez/18 jan/19 fev/19 Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 Gráfico 20 Percentis do PLD Médio no Curto Prazo para o submercado Nordeste (R$/MWh) 100,00 90,00 PLD (R$/MWh) 80,00 70,00 60,00 75,08 61,99 P15 MÉDIA P75 50,00 40,00 30,00 44,84 40,16 40,16 dez/18 jan/19 fev/19 Fonte: Deck de dados modelo Newave dez/2018 O modelo está enxergando uma tendência decrescente para o PLD nos próximos meses de

20 ASSOCIADAS ABRACE

21 Expediente Esta é uma publicação da ABRACE Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres Coordenação Edvaldo Alves de Santana Presidente-executivo da ABRACE Execução Equipe de Energia Elétrica Jéssica Guimarães Lopes Natália Oliveira Natália Seyko Inocencio Aoyama Victor Hugo Iocca Designer responsável Karine Pacheco SBN - Quadra 01, Bloco B, nº 14, salas 701/702 Edifício CNC - Asa Norte - Brasília - DF tel.: (61) abrace@abrace.org.br