Análise PLD 1ª semana operativa de abril

Transcrição

1 A 125,16 395,73 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42,69 263,6 689,25 287,2 94,1 35,66 3,42 37,73 49,42 75,93 61,32 83,43 115,58 149,2,21,5,19 121,44 128,43 216,24 426,1 Nº 288 1ª semana de abril/ 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. 8 7 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 de Operação CMO 1 e o PLD, uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia MRE e, no Anexo I, a evolução da garantia física discriminada por mês e por tipo de usina, para os anos que compreendem o horizonte do Newave. 3 Com o objetivo de fornecer uma visão de futuro do comportamento do preço, o informativo disponibiliza ainda a projeção do PLD para os próximos 14 meses. Análise PLD 1ª semana operativa de abril A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 1 a 7 de abril de 217. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 431,99 431,99 431,99 33,68 Média 431,99 431,99 431,99 33,68 Leve 415,78 415,78 426,89 33,68 Média semanal 426,1 426,1 43,14 33,68 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quinta semana de março e da primeira de abril: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quinta semana de mar e da primeira semana de abr (em ) Submercado PLD 5ª sem mar 1ª sem abr Variação % SE/CO 235,67 426,1 + 8,8 % S 235,67 426,1 + 8,8 % NE 365,35 43, ,7 % N 33,68 33,68 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: Média Anual SE Média Mensal SE Média Semanal SE Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) O PLD para o período entre 1º e 7 de abril subiu 81% nos submercados Sudeste/CentroOeste e Sul ao passar de R$ 235,67/MWh para R$ 426,1/MWh. O valor do Nordeste foi fixado em R$ 43,14/MWh, alta de 18%. No Norte, o PLD segue no valor mínimo (R$ 33,68/MWh). Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte e recebimento pelo Nordeste são atingidos, o que descola os preços destes submercados frente aos demais. As afluências previstas para o Sistema, em março, ficaram em 66% da Média de Longo Termo MLT, abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (68%), Sul (85%), Nordeste (24%) e Norte (84%). Em abril, as ENAs são esperadas em 63% da MLT, também abaixo da média em todo o país, principal fator para o aumento dos preços no Sudeste, Sul e Nordeste. A expectativa de carga para a próxima semana está, aproximadamente, 1.5 MWmédios mais alta com elevação esperada em todos os submercados: Sudeste (+478 MWmédios), Sul (+255 MWmédios), Nordeste (+18 MWmédios) e Norte (+22 MWmédios). Essa previsão também impacta no aumento do PLD da primeira semana de abril. Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram, aproximadamente, 2.23 MWmédios abaixo da expectativa, mais um fator decisivo para o aumento do PLD. A redução foi observada em todos os submercados com exceção do Nordeste, cujos níveis subiram 21 MWmédios. Os montantes de energia caíram 2.25 MWmédios no Sudeste, 2 MWmédios no Sul e 17 MWmédios no Norte. O fator de ajuste do MRE previsto para março é de 16,2% e de 99,6% para abril. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 167 milhões para o mês que se encerrou na sextafeira, sendo R$ 115 milhões referentes à segurança energética. Já para abril, o ESS previsto é de R$ 13 milhões, com o montante de R$ 12 milhões associado à segurança energética. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 ilustra a evolução do preço quando realizadas as atualizações das variáveis referentes ao Newave na Função de Custo Futuro FCF da primeira semana de março para o Sudeste e o Sul. O Gráfico 3 ilustra a variação do PLD do Nordeste e o Gráfico 4 para o Norte. 1 Custo Marginal de Operação custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda.

2 Abril/217 Semana SUDESTE SUL 426,1 do Gráfico 2 e do Gráfico 3, mostra que essa troca impactou o preço do Sudeste/Sul e do Nordeste, respectivamente, em torno de R$ 3/MWh e R$ 13/MWh. Ressaltamos que os efeitos ilustrados até o passo FCF Abril refletem o impacto da nova FCF, porém, ainda com as afluências esperadas anteriormente. O impacto das vazões esperadas para abril é ilustrado na decomposição do DECOMP ,67 25,59 25,64 214,47 214,96 217,6 218,21 219,5 222,9 226,69 Para o Norte, o custo não apresentou variações, uma vez que o mesmo permaneceu zerado e apenas se balizou no patamar mínimo, alteração que também será explicitada a seguir Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD referentes ao Decomp, o Gráfico 5 ilustra as mudanças no preço dos submercados Sudeste e Sul. Já o Gráfico 6 ilustra o impacto das alterações do Decomp no Nordeste, enquanto o Gráfico 7 demonstra as ocorrências no Norte. Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul NEWAVE 47 SUDESTE SUL NORDESTE 43, ,7 426,1 426,1 426,1 45,56 388,96 45,31 43, , ,48 236,92 244,69 246,26 248,89 247,92 25,7 252,51 254, ,67 25,59 226,69 8 Gráfico 5 Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul DECOMP Gráfico 3 Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste NEWAVE 4 35 NORTE 33, ,35 NORDESTE 426,1 43,7 43,14 43,14 415,2 416,31 45,56 389, , ,48 Gráfico 6 Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste DECOMP Gráfico 4 Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte NEWAVE De acordo com o ilustrado no Gráfico 2, as atualizações realizadas no NEWAVE praticamente não causaram impacto na variação do PLD do Sudeste e do Sul, tendo sido as variáveis do DECOMP as principais responsáveis pelo aumento do preço, estando ilustradas no último passo dos gráficos acima. O horizonte de estudo do modelo Decomp compreende dois meses. A partir do segundo mês, as informações associadas ao valor da água são obtidas por meio de uma consulta ao modelo Newave conhecida como acoplamento entre os modelos Newave e Decomp. A troca do ponto de acoplamento, ilustrada no passo FCF Março (acopla m+1) 2

3 Abril/217 Semana NORTE 33, NORDESTE ,6 43,12 43,14 43,14 43,14 425,71 427,4 429,57 429,57 429, Gráfico 7 Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte DECOMP Gráfico 9 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Nordeste Conforme ilustrado no Gráfico 5, a principal responsável pela elevação do preço do Sudeste e do Sul foi a redução nas afluências previstas, elevando o preço em torno de R$ 16/MWh. A verificação de níveis de armazenamento mais baixos que os estimados anteriormente no Sudeste e no Sul causou elevação de cerca de R$ 17/MWh. A expectativa de uma carga mais alta também aumentou os preços, o impacto ficou em torno de R$ 17/MWh. As demais variáveis praticamente não causaram impacto no preço de Sudeste e Sul. O preço do Nordeste apresentou o mesmo comportamento do preço do Sudeste e do Sul, com aumentos em torno de R$ 135/MWh em decorrência da redução das afluências previstas, R$ 16/MWh em função dos níveis de armazenamento mais baixos do sistema e R$ 1/MWh em função do aumento da carga. No Norte, conforme ilustrado no Gráfico 7, o custo ficou zerado, em função da previsão da ocorrência de vertimentos turbináveis nas usinas deste submercado. O passo s1 (oficial) ilustra o balizamento no PLD no mínimo estabelecido pela Aneel. O Gráfico 8 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal da Operação CMO e o PLD para os submercados Sudeste e Sul, o Gráfico 9 para o Nordeste e o Gráfico 1 para o Norte: ,28 425,97 425,9 SUDESTE SUL 425,22 425,22 425,22 425,95 426,1 426,1 426,1 Gráfico 8 Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados Sudeste e Sul Gráfico 1 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado 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. 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 do cálculo que considera tais restrições. Ao analisar o Gráfico 8, o Gráfico 9 e o Gráfico 1, observase que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de abril é superior ao CMO para todos os submercados, sendo que no Norte a diferença entre CMO e PLD decorrem da balização do preço no patamar mínimo estabelecido pela ANEEL. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: FCF (Função de Custo Futuro) No cálculo do CMO as restrições elétricas são descontadas da carga, resultando em uma carga menor a ser atendida, e consequente custo mais barato; RE SF (Geração mínima das UHEs Xingó, Paulo Afonso IV, Sobradinho e Itaparica necessária para segurança do sistema); Rest Conjunturais (Restrições conjunturais consideradas no cálculo do CMO, enquanto no cálculo do PLD são consideradas as restrições estruturais); RE S (Despacho por razões elétricas do Sul); RE NE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RE SE/CO (Despacho por razões elétricas do Sudeste); 3

4 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Abril/217 Semana 1 Newave RE N (Restrição operativa da região Manaus). O modelo Newave estima o custo futuro da energia e reflete para o Decomp o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. Nas variáveis que influenciam a obtenção da FCF incluemse o armazenamento inicial, a tendência hidrológica, o cronograma de expansão das usinas, entre outras. de aproximadamente 54%. Os níveis do Sudeste e do Nordeste estão, respectivamente, cerca de 17% e 13% abaixo do mesmo período do ano passado. A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de março e abril e suas respectivas diferenças. Os valores referentes à cada submercado são a somatória dos níveis dos Reservatórios Equivalentes de Energia REEs que compõem os submercados. Tabela 3 Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em mar e (em %) por submercado Armazenamento inicial O Gráfico 11 apresenta a evolução do armazenamento dos últimos dois anos para o SIN e os valores dos armazenamentos mínimo e máximo atingidos nesta região desde o ano 1996, considerando o nível de armazenamento em novembro de cada ano (final do período seco). Tal gráfico foi construído com base nos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação IPDO e no Relatório Diário da Situação Hidráulico Hidrológica da Usinas Hidrelétricas do SIN RDH, disponibilizados diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. Mês SE/CO S NE N Mar/17 4,% 53,2% 2,1% 42,% Abr/17 41,5% 44,1% 21,7% 63,7% Diferença +1,5% 9,1% +1,6% +21,7% Tendência hidrológica , ,7 31,1 3 28,8 22,4 2 1 Limites de Armazenamento (1996 a 215) 9 (Melhor do Histórico) 214 (Pior do Histórico) PROJEÇÃO CCEE RV Jan/217 (GT Mérito) PROJEÇÃO CCEE RV3 Mar/217 (GT Mérito) ,1 83, 79,9 79,9 77,7 74, 73,9 7,9 72,1 68,8 67,7 64, 55,6 55,1 54,5 53,7 49,9 2/abr; 39,4 42,4 42,6 4,9 39,3 42,3 34,7 37,9 4,7 34,8 42,7 36,9 33,8 28,9 36,4 23,2 2,5 49,7 45, 4, 4,8 4,9 35,1 36, 38, 36,4 31, 29,4 23,2 25,1 38,2 33,8 32,8 29, 31,6 31, ,8 22,7 19,6 18,7 23,2 2,8 19,6 As ENAs passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da FCF. A partir de janeiro de 216, com a consideração dos nove REEs, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada REE. A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a abril, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para abril, está acima da MLT para os REEs Teles Pires, Itaipu e Belo Monte. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para abril. Submercado Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Ordem do PAR ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Gráfico 11 Energia armazenada do SIN No Gráfico 11 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN se mantiveram estáveis no final do horizonte de 216, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano (se espera aumento nos níveis em função do início do período úmido), mas verificado em decorrência de afluências abaixo da média em novembro e dezembro. O mesmo comportamento se observou nos primeiros meses de 217. Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Sul Nordeste Norte Belo Monte *A ordem do PAR(p) 2 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de março com os verificados no final de fevereiro, observamos pequena elevação no Sudeste e no Nordeste, elevação considerável no Norte e redução no Sul. Os níveis dos submercados Sudeste e Nordeste ficaram, respectivamente, cerca de 1,5% e 1% mais altos que o registrado no final do mês passado, enquanto o nível do Norte, ficou quase 16% mais alto. Já no Sul, a redução ficou em torno de 8%. Realizando a comparação entre o final de março de 217 com o mesmo período do ano anterior, observase variações negativas em todos os submercados, com exceção do Norte, cujos níveis estão cerca de 5% mais altos. A principal redução foi observada no Sul, com diminuição Cronograma da expansão Com base no cronograma dos empreendimentos, licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico DMSE 3 revisa mensalmente os cronogramas de entrada em operação comercial das usinas hidrelétricas UHE; termelétricas UTE; fotovoltaicas UFV; eólicas UEE; Centrais Geradoras Hidrelétricas CGH e Pequenas Centrais Hidrelétricas PCHs. 2 PAR(p) modelo autorregressivo periódico de ordem p. 3 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 4

5 MWmédios Carga (MWmédio) jun/17 ago/17 out/17 dez/17 fev/18 abr/18 jun/18 ago/18 out/18 dez/18 fev/19 abr/19 jun/19 ago/19 out/19 dez/19 fev/2 abr/2 jun/2 ago/2 out/2 dez/2 fev/21 abr/21 jun/21 ago/21 out/21 dez/21 Potência (MW) % EARM Máxima Abril/217 Semana 1 A oferta de usinas hidrelétricas, eólicas, fotovoltaicas e pequenas centrais hidrelétricas praticamente não sofreu impactos em relação à oferta considerada no mês passado, sendo a expansão da fonte térmica a mais impactada. O Gráfico 12 ilustra a oferta das usinas térmicas, que mostra o atraso da UTE Mauá 3 (59 MW) até janeiro de 219, mesma data de ser compromisso contratual. O atraso decorre de problemas com o fornecimento de combustível, proveniente da Petrobras. Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacamse a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Armazenamento inicial O Gráfico 14 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: Expansão da Oferta Térmica 42, 41, 4, 39, , 38, 37, 39,2 39,13 Previsto Realizado DMSE Geração PMO Março DMSE Geração PMO Abril Carga Newave Gráfico 12 Oferta de Usinas térmicas A comparação entre a carga considerada para o Programa Mensal da Operação PMO de março e abril é ilustrada no Gráfico 13 e mostra que a única diferença decorre da compatibilização entre os dados do Newave e Decomp para os dois primeiros meses do horizonte de estudo. Gráfico 14 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 39,9% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 39,13% (Energia Armazenada de MWmês), verificandose uma diferença negativa de 2. MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado: Tabela 5 EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de abril Carga do SIN RV abr previsto RV abr realizado Diferença Submercado (MWmês) (MWmês) (MWmês) SE/CO S NE N Carga Decomp 6 O Gráfico 15 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de abril: 58 PMO de março de 217 PMO de abril de Gráfico 13 Carga no NEWAVE SIN 6. Decomp O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração das usinas individualizadas, que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o Custo Marginal de Operação CMO que, limitado por um preço mínimo e máximo e levando em consideração apenas as restrições elétricas estruturais que impõem limites de intercâmbio entre os submercados, resulta no PLD Sudeste Sul Nordeste Norte SIN 5

6 Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Usinas não despachadas individualmente Carga Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidráulica Usinas não despachadas individualmente Carga R$ MM Usinas não despachadas Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga Abril/217 Semana 1 Gráfico 15 Carga no SIN 1. Oferta Hidro Ressaltamos que os dados do Gráfico 15 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de abril na RV4 de março (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV de abril (2ª coluna) Oferta Térmica A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga do sistema na primeira semana de abril. 3 Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N MWmédios Gráfico 18 Oferta e demanda de energia para o submercado Norte Oferta e demanda A curva de oferta e demanda dos submercados Sudeste e Sul para a primeira semana de abril são apresentadas no Gráfico 16, para o Nordeste no Gráfico 17 e para o Norte no Gráfico 18. Observase que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas nãodespachadas individualmente; geração inflexível; e geração por ordem de mérito Oferta Hidro Oferta Térmica Intercâmbio Estimativa de ESS mar e abr/217 O Gráfico 19 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de março: ,9 25,9 Restrições Operativas Segurança Energética Total 39,88 8, 2,78 19,1 32,4 3,83 24,67 19,36 36,95 36,38 5 5,31 1,21,57 1 a 3 mar 4 a 1 mar 11 a 17 mar 18 a 24 mar 25 a 31 mar MWmédios Gráfico 16 Oferta e demanda de energia para os submercados Sudeste e Sul Gráfico 19 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de março A Tabela 7 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de março: Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Restrição operativa (R$ MM) Sudeste 18,27 19,1,68 4,34,34 42, Oferta Hidro Oferta Térmica Importação Sul 3,99 3,99 Nordeste 2,42,53,98,24 4,16 Norte,41,41 Total 25,9 19,1 1,21 5,31,57 51,29 8 Subm. Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 8, 2,78 3,83 19,36 36,38 115,35 Norte Total 8, 2,78 3,83 19,36 36,38 115, MWmédios Gráfico 17 Oferta e demanda de energia para o submercado Nordeste Tabela 7 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de março A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 19 e na Tabela 7 resultam na expectativa de R$ 116,6 milhões em encargos para o mês de março de 217, sendo que R$ 115,3 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 2 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para abril: 6

7 MM R$ R$ MM Abril/217 Semana ,71 Gráfico 2 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de abril A Tabela 8 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de abril: Subm. 7,71 Restrições Operativas Segurança Energética Total,57,57,66,32 Tabela 8 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de abril Os valores estimados para o período de 1º a 31 de março foram obtidos a partir dos dados do Boletim Diário da Operação BDO, disponível no site do ONS. Ressaltamos que os valores previstos neste boletim consideram os encargos por restrição de operação por ConstrainedOn, ou seja, aqueles pagos pela geração despachada acima da ordem de mérito de custo. A expectativa para o período de 1º a 3 de abril foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão de abril. Considerando a determinação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE de desligar as termelétricas fora da ordem de mérito de Sudeste/CentroOeste e Sul a partir do dia 4 de junho de 216, e atrelar o despacho adicional do Nordeste à geração das usinas eólicas e à evolução do armazenamento da hidrelétrica de Tucuruí, o ESS referente à segurança energética foi estimado considerando premissas definidas com base nestas situações. A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 2 e na Tabela 8 resultam na expectativa de R$ 12,6 milhões em encargos para o mês de março, sendo que R$ 12 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando o Despacho ANEEL nº 183/215; o descrito na Nota Técnica nº 52/215 SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da Aneel, realizada em 14/4/15; e o disposto na Resolução Normativa ANEEL nº 658/215, as usinas,98 3,11 2,79,32,24,15,9 1 a 7 abr 8 a 14 abr 15 a 21 abr 22 a 28 abr 29 a 31 abr Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste Sul Nordeste Norte,32,32,9,73 Total,,,32,32,9,73 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 7,71,57,66 2,79,15 11,88 Norte Total 7,71,57,66 2,79,15 11,88 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 que possuem Contrato de Comercialização de Energia Elétrica 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 forma, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na previsão dos custos devido ao descolamento entre CMO e PLD. Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores previstos para o período. Em março, a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD é de aproximadamente R$ 5,34 milhões e é ilustrada no Gráfico 21. 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5,, 1 a 3 mar 1,55 1,55 4 a 1 mar Gráfico 21 Estimativa de custos decorrente do descolamento para os submercados Sudeste, Sul e Norte para o mês de março Para abril, a expectativa de custos é nula. Fator de Ajuste do MRE 2,98 2,98 11 a 17 mar,17,17 18 a 24 mar Sudeste Sul Nordeste Norte,79,79 25 a 31 mar 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 22 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para março e abril. Em abril, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a 31 de março, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Boletim Diário da Operação BDO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 1ª a 3 de abril teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão do Decomp de abril, levando em consideração uma expectativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicouse 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 março e abril de 217 foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 217 ), publicada no dia 28 de março de 217. Os valores consideram o fator de operação 7

8 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 [%] MWmédios jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/ [%] jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/ MWmédios Abril/217 Semana 1 comercial da última hora e mês contabilizado. Esses montantes de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em aproximadamente 5%, o que representa uma expectativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados contabilizados dos últimos 12 meses. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 217, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de março de 217. Também foi considerado o perfil de modulação da garantia física. Por fim, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684 de 11 de dezembro de 215, o Gráfico 24 e o Gráfico 25 trazem 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 ). 6. Gráfico 25 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Projeção do PLD As projeções de PLD apresentadas neste boletim são realizadas com base em duas metodologias distintas de projeção de ENA: semelhança histórica e Redes Neurais Artificiais RNA, considerando o horizonte dos próximos 14 meses. Desde a projeção de novembro de 216 a partir de maio de 217 os parâmetros do CVaR definidos pela CPAMP (α = 5% e λ = 4%). O Gráfico 26, o Gráfico 27, o Gráfico 28 e o Gráfico 29 ilustram os PLDs projetados para o período de abril de 217 a maio de 218. Projeção do PLD SE/CO sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 22 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 22 apresenta o valor estimado do fator de ajuste do MRE para março, além da previsão para abril. Gráfico 26 Projeção do PLD do Sudeste 12% 11% % 113,6% 16,3% 16,1% 99,6% Projeção do PLD S 9% 8% 7% 6% 5% jan/17 fev/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 Gráfico 23 Estimativa do fator de ajuste do MRE 3 O Gráfico 24 traz o valor estimado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para março, além da previsão para abril sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 27 Projeção do PLD do Sul Projeção do PLD NE Gráfico 24 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat 3 11% % 9% 8% 96,6% 98,7% 94,7% 86,7% 7% 6% 5% jan/17 fev/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 8

9 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/ Abril/217 Semana 1 Gráfico 28 Projeção do PLD do Nordeste Tabela 9 Resultados da Projeção do PLD Projeção do PLD N SE/CO mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 Projeção do PLD S mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 Projeção do PLD NE mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 Projeção do PLD N mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 Projeção do PLD Gráfico 29 Projeção do PLD do Norte Disclaimer A CCEE alerta e ressalta que é de responsabilidade exclusiva dos agentes de mercado 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 e comerciais, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. Assim, não cabe atribuir à CCEE qualquer responsabilidade pela tomada de decisões administrativas e empresariais relacionadas ao tema. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente material sem a identificação da fonte. A Tabela 9 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de março de 217 a abril de

10 ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Abril/217 Semana 1 Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Abril de 217 UHE PCH UTE UEE UFV abr ,27 3.9, , ,37, mai ,57 3.9, , ,47, jun , , , ,57, jul , , , ,7, ago , , ,25 4.8,7 62,5 set , , , ,17 79,3 out , , , ,97 79,3 nov , , , ,7 86,2 dez , , , ,87 86,2 jan , , , ,67 94,6 fev , , , ,97 94,6 mar ,87 3.9, , ,47 119,4 abr , , , ,97 217,3 mai , , , ,27 265,4 jun , , ,5 5.59,47 265,4 jul , , , ,87 265,4 ago , , , ,27 291,1 set , , , ,57 291,1 out , , , ,7 291,1 nov , , ,5 6.29,87 291,1 dez , , , ,7 516, jan , , , ,57 516, fev , , , ,57 516, mar , , , ,77 516, abr , , , ,47 523,8 mai , , , ,47 523,8 jun , , , ,97 523,8 jul , , , ,67 523,8 ago , , , ,47 541,8 set , , ,75 7.5,37 541,8 out , , , ,67 541,8 nov , , , ,67 541,8 dez , , , ,47 548,9 jan , , , ,47 548,9 fev , , , ,47 548,9 mar , , , ,47 548,9 abr , , , ,37 548,9 mai , , , ,37 548,9 jun , , , ,37 548,9 jul , , , ,37 548,9 ago , , , ,37 548,9 set , , , ,37 548,9 out , , , ,37 548,9 nov , , , ,37 548,9 dez , , , ,37 548,9 jan , , , ,7 548,9 fev , , , ,7 548,9 mar , 3.377, , ,7 548,9 abr , 3.377, , ,7 548,9 mai , 3.377, , ,7 548,9 jun , 3.377, , ,7 548,9 jul , 3.377, , ,7 548,9 ago , 3.377, , ,7 548,9 set , 3.377, , ,7 548,9 out , 3.377, , ,7 548,9 nov , 3.377, , ,7 548,9 dez , 3.377, , ,7 548,9 1

11 ANEXO 2 Evolução da Potência (MW) Abril/217 Semana 1 Evolução da Potência por tipo de usina (MW) PMO de Abril de 217 UHE PCH UTE UEE UFV abr , , , ,6 2,7 mai , , , ,5 2,7 jun , , , ,4 2,7 jul , , , ,5 2,7 ago , , , ,5 222,3 set , , , ,9 282,3 out , , , ,2 282,3 nov , , , ,1 282,3 dez , , , ,1 282,3 jan , , , ,3 312,3 fev , , , ,2 312,3 mar , , , ,4 41,97 abr , , , ,9 721,97 mai , , , ,8 941,11 jun , , , ,3 941,11 jul , , , ,1 941,11 ago , , , ,1 1.23,51 set18 16., , , ,1 1.23,51 out18 16., , , ,8 1.23,51 nov , , , , ,51 dez , , , , ,85 jan , , , , ,85 fev , , , , ,85 mar , , , , ,85 abr , , , , ,85 mai , , , , ,85 jun , , , , ,85 jul , , , , ,85 ago , , , , ,85 set , , , , ,85 out , , , , ,85 nov , , , , ,85 dez , , , , ,85 jan , , , , ,85 fev , , , , ,85 mar , , , , ,85 abr , , , , ,85 mai , , , , ,85 jun , , , , ,85 jul , , , , ,85 ago , , , , ,85 set , , , , ,85 out , , , , ,85 nov , , , , ,85 dez , , , , ,85 jan , , , , ,85 fev , , , , ,85 mar , , , , ,85 abr , , , , ,85 mai , , , , ,85 jun , , , , ,85 jul , , , , ,85 ago , , , , ,85 set , , , , ,85 out , , , , ,85 nov , , , , ,85 dez , , , , ,85 11

12 Abril/217 Semana 1 Os anexos ilustram a evolução da garantia física e da potência ao longo do horizonte do Newave de 217 a 221. Os dados constantes nestes anexos consideram a garantia física e a potência de todas as usinas, participantes e não participantes do MRE. As informações das UTEs consideram os valores das usinas movidas a biomassa. Os dados referentes à operação comercial foram extraídos do InfoMercado Dados Individuais disponibilizado no site da CCEE e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial. A partir de outubro de 216 são consideradas as usinas em expansão constantes nos anexos provenientes da reunião mensal do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE, bem como a garantia física referente às unidades geradoras que entraram em operação comercial. As datas da expansão respeitam o constante nos anexos das reuniões do DMSE. 12