Análise PLD 2ª semana operativa de julho

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1 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 38,73 125,16 97,36 7,28 29,42 35,66 3,42 37,73 49,42 135,43 75,93 61,32 72,94 82,14 166,69 263,6 287, 395,73 689,25 Nº 249 2ª semana de ho/ 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; e a expectativa dos custos devido ao descolamento entre o Custo Marginal da Operação CMO e o PLD, além da estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. Análise PLD 2ª semana operativa de ho A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 2 a 8 de ho. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 85,93 85,93 14,12 86,41 Média 83,1 83,1 14,12 86,41 Leve 79,62 79,62 79,62 79,62 Média semanal 82,14 82,14 95,22 83,94 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da primeira e da segunda semana de ho: Tabela 2 - Comparação entre o PLD médio da primeira e da segunda semana de ho (em ) Submercado PLD 1ª sem - 2ª sem - Variação % SE/CO 72,94 82,14 13% S 72,94 82,14 13% NE 14,13 95,22-9% N 14,13 83,94-19% Sul e Sudeste/Centro-Oeste, os preços ficaram equalizados em R$ 82,14/MWh, aumento de 13%. Em ho, são esperadas afluências em 78% da Média de Longo Termo MLT, abaixo do histórico em todos os submercados. A previsão de ENAs para o período é de 92% da MLT para o Sudeste, 73% para o Sul, 31% para o Nordeste e de 53% da média histórica para o Norte. O Nordeste e Norte permanecem recebendo energia até que seus limites sejam atingidos. Desta forma, o preço destes submercados difere dos demais, se igualando apenas no patamar leve. No Sudeste e Sul os preços são idênticos, uma vez que os limites de intercâmbio entre estes submercados não foram atingidos. O Nordeste permanece recebedor de energia até que seus limites de recebimento sejam atingidos, assim, o preço deste submercado difere dos demais, mesma condição do Norte, que recebe energia do Sudeste até o limite. O preços são idênticos no Sudeste e no Sul, uma vez que os limites de intercâmbio entre estes submercados não são atingidos. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente 1. acima do esperado, com elevação observada principalmente no Sudeste ( ). As reduções foram de no Sul e de 5 no Norte, enquanto não houve alteração nos níveis do Nordeste. Na segunda semana de ho, o único submercado que há previsão de redução da carga é o Nordeste, com expectativa de retração de aproximadamente 3 inferior ao estimado na última semana. O fator de ajuste do MRE estimado para ho é de 98,2%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS estão previstos em R$ 136 milhões para o mês, sendo R$ 13 milhões por segurança energética. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2, o Gráfico 3 e o Gráfico 4 ilustra as mudanças no preço do Sudeste e Sul, Nordeste e Norte respectivamente. 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: 72,94 72, 81,9,42 81,3 81,88 81,84 82,8 82,14 82, Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE Conforme ilustrado no Gráfico 2, a previsão de afluências mais pessimista no Sudeste e no Sul causou elevação em torno de R$ 9/MWh nos preços destes submercados. Nenhuma das demais atualizações das variáveis impactaram nos preços em mais de R$ 1/MWh. Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) O PLD para o período entre 2 e 8 de ho ficou abaixo dos R$,/MWh nos submercados Nordeste e Norte, sendo fixado em R$ 95,22/MWh e R$ 83,94/MWh, respectivamente. Já nos submercados

2 1 8 Maio/16 - Semana 4 14,13 14,12 14,12 14,12 14,12 14,12 95,11 95,21 95,22 95,22,11,7,65 81,56 81,56 81,94 82,14 82,14 82,14 54,12 Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste Gráfico 5 Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul 14,13 O Gráfico 6 traz a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste: 85,14 85,14 85,2 83,93 83,94 83,94 85,6 83,81 83,83 97,69 97,69 12,59 94,98 94,98 95,14 95,22 95,22 95,22 94,72 Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte Para o Nordeste, como pode ser verificado no Gráfico 3, a única atualização que alterou significativamente o PLD foi a redução da carga para este submercado, impactando em cerca de R$ 9/MWh. Para Norte, conforme ilustrado no passo s1 (prev), já se esperava uma redução em seus preços, em torno de R$ 19/MWh, isso em função da elevação de geração da UHE Belo Monte, dado a maior disponibilidade de água para a geração, proveniente da redução do valor da restrição do desvio de água para atendimento do Hidrograma B, definido no Estudo de Impacto Ambiental da usina. As demais variáveis praticamente não causaram impacto nos preços deste submercado. Gráfico 6 Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste O Gráfico 7 traz a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o Norte: 97,69 97,69 12,59,94 81,66 81,66 82, 83,94 83,94 83,94 O Gráfico 5 ilustra a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o Sudeste e o Sul: Gráfico 7 Decomposição da variação do CMO x PLD para o Norte 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 eles, 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. 2

3 MWmed sem5 MWmédio Maio/16 - Semana 4 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 5, o Gráfico 6 e o Gráfico 7, observa-se que o custo médio semanal decorrente do cálculo do PLD, na segunda semana operativa de ho, é superior ao CMO no Sudeste e no Sul. No Nordeste e Norte, o PLD fica mais elevado em função da desconsideração de uma restrição de geração mínima em todos os patamares para a UHE Paulo Afonso IV. Porém, os preços nos submercados Norte e Nordeste também são impactados e sofrem redução devido às considerações das restrições estruturais ao invés das conturais, que possuem limites mais restritos, neste caso, o fornecimento de energia do Sudeste para o Norte/Nordeste /16 Sudeste Sul Nordeste Norte 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 conturais); 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. 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 É possível observar no Gráfico 8 a manutenção da ENA em torno de 45. ao longo de ho de 16. Em termos de energia, as afluências da primeira semana de ho reduziram para cerca de 35.. Já para a segunda semana, a estimativa de piora na ENA de Sudeste e Sul reduziram as afluências do SIN, para aproximadamente 78%, contra os 86% previstos anteriormente, de modo que a ENA de acoplamento reduziu-se para cerca de 32.. Gráfico 8 Variação da ENA de acoplamento do SIN ho e ho de 16 O Gráfico 9 apresenta a variação da ENA média do SIN, na segunda semana operativa de ho Gráfico 9 - ENA de acoplamento média do SIN A Tabela 3 traz 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 () SE/CO S NE N Armazenamento inicial Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 O Gráfico 1 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo modelo Decomp: 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. 3

4 Usinas não despachadas Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Importação Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Usinas não despachadas individualmente Importação Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica + Intercâmbio (Exportação Nordeste) % EARM Máxima Maio/16 - Semana 4 56, estava previsto para a segunda semana de ho na RV (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV1 (2ª coluna). 55, 54, 53,6 Oferta e demanda 53, 52, Previsto 53,1 52,6 Realizado As curvas de oferta e demanda do SIN, para a segunda semana de ho, são apresentadas no Gráfico 12, Gráfico 13 e Gráfico 14. 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. 51, 1. Gráfico 1 Energia armazenada no SIN 1.25 O processamento do Decomp da 1ª semana de ho indicava nível de armazenamento de 52,62% (Energia Armazenada de MWmês), no SIN, para o início da segunda semana operativa. Contudo, o valor verificado foi de 53,13% (Energia Armazenada de MWmês), o que representa uma elevação de MWmês. A Tabela 4 traz os níveis de armazenamento por submercado: Tabela 4 EARM (MWmês) prevista e realizada para a segunda semana operativa de ho Submercado RV - previsto (MWmês) RV1 - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO S NE N Oferta Hidro Oferta Térmica Gráfico 12 Curva de oferta x demanda Sudeste/Centro-Oeste O Gráfico 11 ilustra a variação da carga prevista para a segunda semana de ho: Oferta Hidro Oferta Térmica Gráfico 13 Curva de oferta x demanda Nordeste Sudeste Sul Nordeste Norte SIN 7 Gráfico 11 no SIN A Tabela 5 traz a variação da carga do sistema considerada na segunda semana de ho. A expectativa é de redução apenas no submercado Nordeste. Tabela 5 () SE/CO S NE N Oferta Hidro Oferta Térmica Gráfico 14 Curva de oferta x demanda Norte Ressaltamos que os dados do Gráfico 11 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que 4

5 R$ MM R$ MM Maio/16 - Semana 4 Estimativa de ESS ho e ho de 16 O Gráfico 15 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS por tipo de despacho, que para ho é de R$ 234 milhões, sendo R$ 96 milhões por segurança energética. 1 22,77 18,35 4,42 119,59 46,26 73,33 38,69 14,33 24,37 19,46 12,11 7,35 33,7 4,88 28,19 Gráfico 15 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de ho A Tabela 6 ilustra a previsão de ESS, por submercado e por tipo, para ho: Tabela 6 Estimativa de ESS por submercado e por razão de despacho para o mês de ho O Gráfico 15 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS por tipo de despacho, que para ho é de R$ 136 milhões, sendo R$ 13 milhões por segurança energética a 3 4 a 1 11 a a a 3 Restrições Operativas Segurança Energética Total Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste,71 64,87 15,47 1,18 23,46 15,7 Sul Nordeste,95 2,45 2,71,37,1 6,58 Norte 2,76 6,1 6,19 5, 4,62 25,38 Total 4,42 73,33 24,37 7,35 28,19 137,66 Sudeste 4,83 3,58 3,53 8,91 3,82 24,67 Sul Nordeste 13,5 39,77 7,17 1,49,3 61,5 Norte,46 2,92 3,63 1,71 1,3 9,75 Total 18,35 46,26 14,33 12,11 4,88 95,92 5,22,69 4,53 Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Restrições Operativas Segurança Energética Total 32,6 3,94 3,79 2,56 28,28 28,38 29,37 29,48 2,66 2,66 26,71 26,82 8,44,78 Gráfico 16 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de ho A Tabela 7 ilustra a previsão de ESS, por submercado e por tipo, para ho: 7, a 8 9 a a a 29 3 a 31 Tabela 7 Estimativa de ESS por submercado e por razão de despacho para o mês de ho Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6 Total Sudeste 4,53, ,92 Sul Nordeste Norte - 27,89 28,38 26,71 26,82 7,66 117,47 Total 4,53 28,28 28,38 26,71 26,82 7,66 122,38 Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste,45 2,37 2,43 2,46 2,52,74 1,98 Sul Nordeste -,32,12,,14,3,81 Norte,25 1, ,35 Total,69 3,79 2,56 2,66 2,66,78 13,13 O valor estimado para a geração do período de 1º a 3 de ho pode ser encontrado no Informativo Preliminar Diário da Operação IPDO, disponibilizado diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. Para o dia 1º de ho foi considerada a mesma geração do dia 3 de ho. Ressaltamos que os valores previstos neste boletim consideram os encargos por restrição de operação por Constrained-On, ou seja, aqueles pagos pela geração despachada acima da ordem de mérito de custo. A estimativa para o período de 2 a 31 de ho foi calculada com base na programação de despacho termelétrico indicada pelo modelo Decomp da revisão 1º de ho de 16. O ESS referente à segurança energética foi estimado considerando a determinação do CMSE de desligar as termelétricas fora da ordem de mérito do Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a partir do dia 4 de ho, e atrelar o despacho adicional do Nordeste à geração das usinas eólicas e à evolução do armazenamento da hidrelétrica de Tucuruí. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando o Despacho ANEEL nº 183/15; o descrito na Nota Técnica nº 52/15 SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria do órgão regulador, realizada em 14/4/15; e o disposto na REN ANEEL nº 658/15, 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, têm seus custos caracterizados como custos devido ao descolamento entre CMO e PLD. A mesma nota técnica esclarece que as usinas termelétricas contratadas por meio dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na situação CMO>CVU>PLD, devem ter seus custos adicionais cobertos por meio das receitas de venda advindas desses contratos. Desta maneira, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na estimativa, devido ao descolamento entre o CMO e o PLD. Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores estimados para o período. A expectativa de custos para ho de 16 devido ao descolamento entre CMO e PLD - apresentada no Gráfico 17 por submercado - totalizou cerca de R$ 1,36 milhões. 5

6 [%] mil R$ [%] MM R$ Maio/16 - Semana 4 5, 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, 1,67 3,29 1,2,78,65 3,72,1,76,2,1 1 a 3 Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD 4,5,2,76 3,3 4 a 1 11 a a 24 Sudeste Sul Nordeste Norte 25 a 3 Gráfico 17 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de ho A expectativa de custos para ho de 16 devido ao descolamento entre CMO e PLD - apresentada no Gráfico 18 por submercado - totalizou cerca de R$ 7,25 mil. expectativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados de 14. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 16, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de maio de 16. Também foi considerado o perfil de modulação da garantia física /16 sem5 sem6 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 19 - Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada 1, Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD O Gráfico traz a o histórico do fator de ajuste do MRE para 16. 8, 6, 4, 2,,, 7,25 7, a 8 9 a 15 Gráfico 18 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de ho Fator de Ajuste do MRE,,,, 16 a 22 Sudeste Sul Nordeste Norte 23 a 29 3 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. O Gráfico 19 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para maio e ho. Em ho, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a 3 de ho, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O dia 1º de ho teve os mesmos dados do ADO do dia 3 de ho. O período de 2 a 31 de ho teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 1 do Decomp de ho, levando em consideração uma expectativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (rede básica e 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 finais de semana. As garantias físicas sazonalizadas de maio e ho foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 16 ), publicada no dia 22 de ho de 16. Os valores consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. Esses valores de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em 4%, o que representa uma 11% % 9% % 7% % 5% 78,5% 9,7% 94,3% 93,5% 88,8% 86,5% 98,2% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 /16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Gráfico - Estimativa do fator de ajuste do MRE Por fim, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684, de 11 de dezembro de 15, o Gráfico 21 traz as estimativas do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico, o qual considera a garantia física com a sazonalização uniforme ( flat ) /16 sem5 sem6 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 21 - Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat O Gráfico 22 traz o histórico do fator de ajuste do MRE para 16 para fins de repactuação do risco hidrológico. 11% % 9% % 7% % 5% 9,7% 99,5% 99,5% 94,7% 86,1% 84,7% 94,2% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 /16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Gráfico 22 - Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico 6