Análise PLD 1ª semana operativa de junho

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1 Eu estava p ensa 125,16 395,73 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42 166,69 263,6 689,25 287,2 35,66 3,42 37,73 49,42 75,93 59,68 Nº 244 1ª semana de junho/ 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 de Operação - CMO e o PLD, uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE e, no Anexo I, disponibiliza a evolução da garantia física, discriminada por mês e por tipo de usina, para os anos que compreendem o horizonte do Newave. Com o objetivo de fornecer uma visão de futuro do comportamento do preço, o informativo disponibiliza ainda a projeção do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD para os próximos 14 meses. Análise PLD 1ª semana operativa de junho A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 28 de maio a 3 de junho de 216. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 62,78 62,78 145,83 145,83 Média 61,3 61,3 145,83 145,83 Leve 56,79 46,12 139,88 139,88 Média semanal 59,68 55,8 143,67 143,67 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de maio e da primeira de junho: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quarta semana de mai e da primeira semana de jun (em ) Submercado PLD 4ª sem - mai 1ª sem - jun Variação % SE/CO 73,31 59,68-19% S 73,31 55,8-24 % NE 99,79 143, % N 77,98 143, % 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: O PLD, no período entre 28 de maio e 3 de junho, caiu 19% no Sudeste/Centro-Oeste e 24% no Sul, ficando em R$ 59,68/MWh e R$ 55,8/MWh, respectivamente. No Nordeste, o preço foi de R$ 99,79/MWh para R$ 143,67/MWh, aumento de 44%. Na região Norte o PLD saiu de R$ 77,98/MWh e se igualou ao valor fixado para o Nordeste ($ 143,67/MWh), um aumento significativo de 84%. A previsão de afluências para maio ficou em 77% da Média de Longo Termo MLT, encerrando o mês acima da média apenas no Sul (128%). As ENAs, para o quinto mês do ano, fecharam em 87% no Sudeste; 24% no Nordeste; e em 39% no Norte. Em junho, a expectativa é que as afluências sejam de 87% da MLT para todo o Sistema e abaixo da média em todos os submercados, exceto no Sul. A disparidade entre o PLD do Nordeste com os demais permanece, uma vez que os limites de recebimento de energia deste submercado foi atingido. O Norte, assim como o Nordeste, e o contrário ao ocorrido na última semana, também passou a receber energia do Sudeste até o limite máximo, tendo seu preço descolado. Os limites de transmissão de energia entre Nordeste e Norte, por sua vez, deixam de ser atingidos, e os preços entre estes submercados se equalizam. O aumento na expectativa de afluências do Sul faz com que o envio de energia para o Sudeste eleve-se, até que o limite seja atingido e seus preços descolem-se. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente 4. MWmédios acima do esperado, elevação observada em todos os submercados. As elevações foram de 2. MWmédios no Sudeste, 2. MWmédios no Sul, 5 MWmédios no Nordeste e de 6 MWmédios no Norte. A previsão de carga para o SIN na primeira semana de junho está aproximadamente 1. MWmédios mais baixa em relação ao previsto na semana anterior, redução esperada em todos os submercados com exceção do Sul, cuja carga manteve-se praticamente estável. A redução da carga é ocasionada pelas temperaturas mais amenas em todo o país. Já na segunda semana a expectativa se inverte, e ao invés de redução, espera-se um aumento em torno de 1. MWmédios na carga do sistema, sobretudo no Sudeste, cuja carga deve ficar 1.15 MWmédios mais alta. O fator de ajuste do MRE estimado para maio foi estimado em 9%. O índice esperado para junho é de 92,7%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS estão previstos em R$ 29 milhões em maio, sendo R$ 64 milhões referentes à segurança energética. Já para o próximo mês, o ESS esperado é de R$ 111 milhões com o montante de R$ 4 milhões associado à segurança energética. Destaca-seneste mês, a atualização dos limites de intercâmbio, que foram impactados pelo atraso nas obras da ABENGOA, cujas previsões de entrada em operação comercial foram postergadas para após dezembro de 22, ou seja, fora do horizonte de planejamento. 8 7 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 ilustram a evolução do PLD quando realizada as atualizações das variáveis referentes ao NEWAVE presentes no cálculo do PLD da primeira semana de junho. Embora o PLD dos submercados Sudeste e Sul tenham sido diferentes, a atualização das variáveis não provocou diferença entre eles, sendo o impacto demonstrado apenas no Gráfico 2. Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em )

2 Junho/216 - Semana A expectativa de elevação na carga dos dois primeiros meses do horizonte de estudo elevou o PLD de todos os submercados em aproximadamente R$ 7/MWh ,31 74,5 44,89 47,2 47,23 44,67 51,24 58,46 63,63 64,62 59,68 O atraso nos limites de intercâmbio, proveniente das linhas da ABENGOA, elevou o preço em todos os submercados, também em torno de R$ 7/MWh. As restrições impostas às gerações de usinas, decorrentes de atrasos em linhas de transmissão (impactam as UHEs Santo Antônio, Jirau e Teles Pires), elevou o PLD de todos os submercados em torno de R$ 5/MWh. 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 do Sudeste. Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul NEWAVE , ,79 82,59 7,16 7,16 7,16 7,16 7,16 71,87 79,78 84, ,31 64,62 6,87 59,6 59,31 58,85 59,8 59,53 59,61 59,68 59, Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste DECOMP Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste - NEWAVE ,98 8,26 51,97 61,68 58,22 54,23 62,15 7,76 77,53 81,8 143,67 Conforme verificado no Gráfico 2, a atualização da função de custo futuro para o mês de junho possibilitou uma redução no preço do submercado Sudeste. Além disso, a melhora na afluência e os níveis iniciais dos reservatórios deste submercado permitiram reduções de aproximadamente R$ 4,/MWh e R$ 2,/MWh, respectivamente. Os demais passos apresentados não apresentam variações significantes para o preço deste submercado. O Gráfico 6 ilustra o impacto das principais variáveis do DECOMP para o preço do Sul: ,31 Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte - NEWAVE ,62 6,87 54,28 54,61 54,47 56,1 55,92 55,85 55,8 55,8 Conforme ilustrado, a atualização da Função de Custo Futuro - FCF 1 de junho causou redução nos preços em todos os submercados, com exceção do Norte. A verificação de afluências, próximas a média no Sudeste e acima da média no Sul, influenciou as ENAs esperadas para junho, reduzindo o PLD em cerca de R$ 3/MWh em todos os submercados. 2 Gráfico 6 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul DECOMP 1 Função de Custo Futuro - um dos principais resultados do modelo Newave, que traduz para os modelos de curto prazo o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. 2

3 Junho/216 - Semana 1 As atualizações verificadas para o submercado Sul são semelhantes as do submercado Sudeste, de modo que não serão apresentados maiores detalhes. O Gráfico 7 ilustra a decomposição para o Nordeste: A atualização das demais variáveis não apresentou alterações significativas no preço dos submercados Nordeste e Norte. O Gráfico 9 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste: 185, ,79 84,18 85,37 83,86 18,89 143,66 143,67 143,67 143,67 137, ,7 59,8 59,88 59,43 59,8 59,8 59,8 59,68 59,68 59, Gráfico 7 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste DECOMP A atualização da função de custo futuro do NEWAVE permitiu uma redução de aproximadamente R$ 15,/MWh para o Nordeste. Enquanto isto, as atualizações de afluências e armazenamento não alteraram significativamente os preços deste submercado. Gráfico 9 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste O Gráfico 1 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste: 12 Os maiores impactos foram verificados nos passos de atualização dos atributos hidráulicos e térmicos e da carga. A partir da alteração dos dados hidráulicos, os preços do Nordeste e Norte ficaram equalizados, como pode ser observado no Gráfico 8 referente a decomposição do Norte, e serão apresentados simultaneamente ,28 53,38 55,36 56,14 56,14 56,14 55,8 55,8 55,8 185,7 4 36, ,89 137,81 143,66 143,67 143,67 143, ,98 81,8 84,44 82,95 Gráfico 1 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sul O Gráfico 11 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste: 45 Gráfico 8 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte DECOMP Em relação à semana anterior, além de uma redução da disponibilidade hidráulica, foram atualizados atributos que permitem uma melhor exploração dos recursos hídricos do Norte. A disponibilidade termelétrica também apresentou menores valores, contribuindo para elevação em torno de R$ 76,/MWh nos preços destes submercados ,47 21,47 137,81 137,81 137,81 137,81 137,81 143,67 143,67 143,67 As cargas da próxima semana do Norte e Nordeste apresentaram variações negativas, contribuindo para a diminuição do PLD em cerca de R$ 47,/MWh. O submercado Nordeste teve seus limites de recebimento de energia atualizados, devido ao perfil recebedor de energia assumido pelo Norte após as atualizações dos atributos hidrelétricos, o que contribuiu para a elevação do preço em cerca de R$ 6,/MWh. 5 Gráfico 11 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste 3

4 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Junho/216 - Semana 1 O Gráfico 12 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Norte: ,67 143,67 143,67 137,81 137,81 137,81 137, 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 Gráfico 12 - 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. 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 9, o Gráfico 11, o Gráfico 11 e o Gráfico 12 observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de junho é superior ao CMO em todos os submercados, com exceção do Nordeste. Isso ocorre porque o cálculo do CMO considera uma restrição de geração mínima na UHE Paulo Afonso em todos os patamares de carga, ao contrário do cálculo do PLD, quando o modelo tem mais liberdade para gerar em qualquer um dos três patamares. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: 88,19 Newave 91,29 91,51 Corte (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); RestACRO (Despacho por razões elétricas do sistema ACRO); RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RestN (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 Função de Custo Futuro incluem-se o armazenamento inicial, a tendência hidrológica, o cronograma de expansão das usinas, entre outras. Armazenamento inicial , , 28,8 36, ,4 1 4,9 2,5 Limites de Armazenamento (1996 a 215) 9 (Melhor do Histórico) 214 (Pior do Histórico) 215 PROJEÇÃO CCEE JAN/ , 5,1 49,9 23,2 79,9 61,3 28,9 84,1 83, 67, 34,8 36,4 Gráfico 13 Energia armazenada do SIN No Gráfico 8 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN praticamente não apresentaram redução a partir de julho de 215, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano, mas plausível em decorrência da redução da carga (até agosto), das afluências acima da média, sobretudo no Sul e no Sudeste, e da manutenção do despacho térmico adicional. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de maio com os verificados no final de abril, observamos elevação apenas no Sul, em função das afluências verificadas acima da média neste submercado. Nos demais submercados se observa pequenas reduções, cerca de 1% no Sudeste, 2,5% no Nordeste e 2% no Norte. Realizando a comparação ao final de maio de 216 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações positivas e significativas no Sudeste e no Sul, em torno de 21% no Sudeste e 53% no Sul. Os níveis do Nordeste também estão mais altos que os verificados no final de maio de 215, aproximadamente 3,5%. Apenas os níveis do Norte estão mais baixos, aproximadamente 2%, em função da verificação de afluências abaixo da média nos últimos meses. A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de maio e junho 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 mai e (em %) por submercado 79,9 68,6 67,8 55,6 55,7 29/mai 54,9 54,5 5,5 38, 77,7 65,3 45,7 4,9 73,9 6,5 41,2 36, 7,9 54,5 36,4 32,8 Mês SE/CO S NE N Mai/16 57,4 88,3 33,2 63,3 Jun/16 56,9 88,2 3,6 62,2 Diferença -,5 -,1-2,6-1,1 68,8 67,7 48,8 47,3 33,1 33,8 72,1 53,2 39,1 29, 27,8 28,8 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez O Gráfico 8 apresenta a evolução do armazenamento dos últimos dois anos para o SIN e os valores dos armazenamentos mínimo e máximo 4

5 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 Potência (MW) 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 Potência (MW) Junho/216 - Semana 1 Tendência hidrológica As ENAs 2 passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da Função de Custo Futuro. A partir de janeiro de 216, com a consideração dos nove Reservatório Equivalente de Energia - REE, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada REE Expansão da Oferta Hidráulica - PCH A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a junho, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para junho, está acima da Média de Longo Termo - MLT 3 para os REEs Sul e Itaipu. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para junho. Submercado Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Ordem PAR (p) Previsão Jun Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu 1 18 Paraná Sul Nordeste Norte Belo Monte Mai Abr Mar Fev Jan Dez *A ordem do PAR(p) 4 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs DMSE Geração - Abril DMSE Geração - Maio Gráfico 14 Oferta de PCHs Além da oferta proveniente de PCHs, o Leilão A-5 de 29/4/216 também contou com a contratação de 62 MW da UHE Santa Branca (com previsão de entrada em operação comercial a partir de fevereiro de 219) e de 84,5 MW de térmicas movidas a bagaço de cana, também como datas de operação previstas para 219. A oferta hidroelétrica continua sendo impactada pelo cronograma de expansão da transmissão, representada no Gráfico 15 pela linha tracejada verde. Além do atraso associado à transmissão das UHEs Santo Antônio do rio Madeira e Jirau, também é representado o atraso relacionado à UHE Teles Pires. 11. Expansão da Oferta Hidráulica - UHE 18. Cronograma da expansão Com base no cronograma dos empreendimentos licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE 5 revisa mensalmente os cronogramas de entrada em operação comercial das usinas hidrelétricas UHE; termelétricas UTE; fotovoltaicas UFV; eólicas UEE; e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs DMSE Geração - Abril DMSE Geração - Maio Transmissão O destaque na expansão considerada no PMO de junho de 216 foi a inclusão das PCHs vencedoras no Leilão A-5 de 29/4/216, sendo que algumas usinas já possuem previsão de entrada em operação comercial a partir de julho de 216, o total contratado neste leilão soma 132 MW e é ilustrado no Gráfico 14. Gráfico 15 Oferta de usinas hidroelétricas 2 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 3 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p. 5 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 5

6 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 % EARM Máxima Carga (MWmédio) 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/ Junho/216 - Semana 1 Carga - NEWAVE O Gráfico 16 ilustra a comparação entre a carga considerada para o PMO de maio e o de junho de 216. As únicas diferenças verificam-se nos dois primeiros meses do horizonte de estudo, quando ocorre a compatibilização dos dados dos modelos NEWAVE e DECOMP. 12., 1., 8., 6., 4., FMCCO + SE/CO -> Sudeste 2., 8 Carga do SIN, 78 FMCCO+SE/CO->XINGU - PMO Maio FMCCO+SE/CO->XINGU - PMO Junho Decomp Gráfico 18 - Intercâmbio FMCCO + SE/CO -> Sudeste 6 58 Intercâmbio - NEWAVE PMO de maio de 216 PMO de junho de 216 Gráfico 16 Carga no NEWAVE SIN O Gráfico 17 e o Gráfico 18 ilustram a comparação entre os limites de intercâmbio afetados pelo atraso nas obras da ABENGOA. Os limites de recebimento e exportação do Nordeste, bem como do Sudeste também foram afetados, mas como exemplo, ilustramos nos gráficos abaixo as linhas que impactam o transporte de energia da UHE Belo Monte. 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 6 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. Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Armazenamento inicial O Gráfico 19 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: 57, 14., 12., 1., FNS + Xingu -> Sudeste 56, 55, 54, 54,1 54,7 8., 6., 53, 53,1 4., 2.,, 52, 51, Previsto Realizado FNS+XINGU->SE/CO - PMO Maio FNS+XINGU->SE/CO - PMO Junho Gráfico 17 Intercâmbio FNS + Xingu -> Sudeste Gráfico 19 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 53,14% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 54,72% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença positiva de MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado: 6 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 6

7 Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Importação Sudeste Carga MWmédios Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga Carga + Exportação Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Importação Sul Carga Carga + Exportação Junho/216 - Semana 1 Tabela 5 EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de junho 1. Submercado RV jun - previsto (MWmês) RV jun - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) 1.25 SE/CO S NE N Carga - DECOMP O Gráfico 2 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de junho: 25 Oferta Hidro Oferta Térmica 7 8 MWmédios Gráfico 21 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sudeste Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Oferta Hidro Oferta Térmica MWmédios Gráfico 2 - Carga no SIN Ressaltamos que os dados do Gráfico 14 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de junho na RV3 de (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV de (2ª coluna) Gráfico 22 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sul A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a redução da carga do sistema na primeira semana de junho. 8 Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N Oferta e demanda Oferta Hidro Oferta Térmica 1 2 MWmédios O Gráfico 21, o Gráfico 22 e o Gráfico 23 apresentam as curvas de oferta e demanda do SIN para a primeira semana de junho. Observase que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: pelas usinas não-despachadas individualmente, pela geração inflexível e pela geração por ordem de mérito. Gráfico 23 - Oferta e demanda de energia dos submercados Nordeste e Norte 7

8 R$ MM R$ MM R$ MM R$ MM Junho/216 - Semana 1 Estimativa de ESS mai e jun/216 O Gráfico 24 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de maio: ,42 2,93 Restrições Operativas Segurança Energética Total 42,99 43,58 5,83 11,82 67,63 18,1 15,63 5, ,49 1,3 37,16 31,76 49,53 1 a 6 mai 7 a 13 mai 14 a 2 mai 21 a 27 mai 28 a 31 mai Gráfico 24 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de maio O Gráfico 25 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de maio: ,42 8,57 15,18 14,67 42,99 43,58 7,7 8,86 25,35 9,94 19,12 15,6 67,63 33,85 25,65 1,3 1,9,5 4,18 Gráfico 25 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de maio A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 24 e no Gráfico 25 resultam na expectativa de R$ 28 milhões em encargos para o mês de maio, sendo que R$ 62 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 26 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para junho: Sudeste Sul Nordeste Norte Gráfico 26 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de junho O Gráfico 27 apresenta a estimativa de ESS por submercado para junho: 8,13 15,63 1 a 6 mai 7 a 13 mai 14 a 2 mai 21 a 27 mai 28 a 31 mai 12,74 4,1 8,64 Restrição Operativa Segurança Energética Total 16,44 8,79 7,65 33,51 9,14 24,37 4,46 9,79 3,67 8,24 8,24 Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana ,64,98 3,847,3 Sudeste Sul Nordeste Norte 7,65 24,37 3,67 1,44 1,79 1,79,7,8,7 7,28 7,27 7,93 Gráfico 27 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de junho Os valores previstos para o período de 1º a 27 de maio foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS. 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 expectativa, para o período de 28 de maio a 3 de junho, foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão de junho. O ESS referente à segurança energética para o mês de junho foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs com CVU até R$ 15/MWh, seguindo atual determinação do CMSE. A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 26 e no Gráfico 27 resultam na expectativa de R$ 111 milhões em encargos para o mês de junho, sendo que R$ 4 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD, 2,17,5 6,1 Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5 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 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 estimados para o período. 8

9 [%] MWmédios [%] R$ MM MWmédios MM R$ Junho/216 - Semana 1 O Gráfico 28 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para maio:,8,7,6,5,4,3,2,1,,22 1 a 6 mai Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,27,27 7 a 13 mai 14 a 2 mai, 21 a 27 mai Sudeste Sul Nordeste Norte, a 31 mai Gráfico 28 Estimativa de Custos por submercado para o mês de maio A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 28 resulta em uma estimativa de aproximadamente R$ 8 mil em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD em maio. O Gráfico 29 ilustra a previsão de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para junho. As garantias físicas sazonalizadas de maio e junho foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 216 ), publicada no dia 2 de maio de 216. 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 expectativa 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 216, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de maio de 216. 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 32 e o Gráfico 33 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 ) ,7,6,5 Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,65,64, abr/16 sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo ,4,3,2,649,64,65,1,,1,,,1 Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5 Sudeste Sul Nordeste Norte Total Gráfico 29 - Estimativa de Custos por submercado para o mês de junho De acordo com os dados do Gráfico 29, a estimativa de custos para junho são de aproximadamente R$ 1,95 milhão, devido ao descolamento entre CMO e PLD. Gráfico 3 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 31 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para abril, além da previsão para maio e junho. 11% % 9% 8% 7% 6% 5% 78,5% 9,7% 94,3% 93,5% 9,% 92,7% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jul/16 set/16 nov/16 Fator de Ajuste do MRE 65. Gráfico 31 Estimativa do fator de ajuste do MRE 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 3 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para abril, maio e junho. Em maio, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a 27 de maio, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 28 de maio a 3 de junho teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão do Decomp de junho, 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 abr/16 sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 32 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat O Gráfico 33 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para abril, além da previsão para maio e junho. 11% % 99,5% 99,5% 94,7% 9% 9,7% 87,7% 9,9% 8% 7% 6% 5% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jul/16 set/16 nov/16 Gráfico 33 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico 9

10 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/ Junho/216 - Semana 1 Projeção do PLD Projeção do PLD - NE 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. A partir de janeiro de 216, a CCEE passou a utilizar a representação do SIN em nove reservatórios equivalentes de energia, de acordo com a definição da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico CPAMP. Os reservatórios equivalentes de energia escolhidos para serem utilizados foram: Sudeste, Madeira, Teles Pires, Paraná, Itaipu, Sul, Nordeste, Norte e Belo Monte. - O Gráfico 34, o Gráfico 35, o Gráfico 36 e o Gráfico 37 ilustram os PLDs projetados para o período de junho de 216 a julho de 217. Gráfico 36 Projeção do PLD do Nordeste Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e despacho térmico por segurança energética de UTEs com CVU abaixo de R$ 15/MWh, são apresentadas duas sensibilidades: a primeira considerando apenas despacho térmico por ordem de mérito, e a segunda sensibilizando a série de afluências como sendo a pior série hidrológica de maio a novembro (de maio de 1934 a novembro de 1934 período seco) seguida pela pior série hidrológica de dezembro a abril do histórico de ENA (de dezembro de 197 a abril de 1971 período úmido) para o SIN. Adicionalmente, as curvas P1 e P25, que resultam de simulações do modelo Newave com a consideração do despacho térmico por segurança energética e sem tendência hidrológica, são exibidas para a comparação com as demais projeções de PLD. Nestes dois últimos cenários considerados, há 1% de chance do PLD estar acima da curva P1% para o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja P25% para o período. - Projeção do PLD - N Projeção do PLD - SE/CO Gráfico 37 Projeção do PLD do Norte A Tabela 7 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de junho de 216 a julho de 217. Tabela 7 Resultados da Projeção do PLD SE/CO jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 Projeção do PLD Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico S jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 Projeção do PLD Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico Gráfico 34 Projeção do PLD do Sudeste Projeção do PLD - S NE jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 Projeção do PLD Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico N jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 Projeção do PLD Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico Gráfico 35 Projeção do PLD do Sul 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. 1

11 Nº 244 1ª semana de junho/ ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Maio de 216 UHE PCH UTE UEE UFV jun , , ,5 3.53,84, jul , , , ,34, ago , , , ,64, set , , , ,4, out , , , ,4, nov , , ,75 4.4,74, dez , , , ,34, jan , , , ,24, fev , , , ,34, mar ,37 3.1, , ,54, abr , , , ,44, mai , , , ,4, jun ,7 3.18, , ,4, jul ,7 3.3, ,5 4.52,74 47, ago , , , ,94 122,1 set , , , ,94 146,6 out , , , ,74 268,8 nov , , , ,94 292,9 dez , , , ,94 292,9 jan , , , ,74 292,9 fev , , ,75 5.,64 292,9 mar , , , ,54 292,9 abr , , , ,54 292,9 mai , , , ,94 292,9 jun , , , ,14 292,9 jul ,7 3.23, , ,34 292,9 ago , , , ,14 292,9 set , , , ,54 292,9 out , , , ,84 292,9 nov , , , ,54 516,4 dez , , , ,94 516,4 jan , , , ,24 538,9 fev , , , ,54 538,9 mar , , , ,54 538,9 abr , , , ,54 538,9 mai , , , ,54 538,9 jun , , , ,54 538,9 jul , , , ,54 538,9 ago , , , ,54 61, set , , , ,54 61, out , , , ,54 61, nov , , , ,54 68,6 dez , , , ,54 68,6 jan , , , ,54 68,6 fev , , , ,54 68,6 mar , , , ,54 68,6 abr , , , ,54 68,6 mai , , , ,54 68,6 jun , , , ,54 68,6 jul , , , ,54 68,6 ago , , , ,54 68,6 set , , , ,54 68,6 out , , , ,54 68,6 nov , , , ,54 68,6 dez , , , ,54 68,6 O anexo ilustra a evolução da garantia física ao longo do horizonte do Newave, de 216 a 22.

12 Junho/216 - Semana 1 Os dados constantes neste anexo consideram a garantia de todas as usinas, participantes e não participantes do MRE. As informações das UTEs consideram as garantias físicas das usinas movidas a biomassa. Os dados referentes à garantia física em operação comercial foram extraídos do InfoMercado Dados Individuais 215, disponibilizado no site da CCEE em 2 de maio de 216, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de março de 216. A partir de abril 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