Análise PLD 3ª semana operativa de dezembro

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1 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 38,73 125,16,36 7,28 29,42 35,66 3,42 37,73,42 135,43 75,93 61,32,43 166,69 115,58 147,5 263,6,21 287,2 218,98 182,12 135,6 159, 395,73 689,25 Nº 272 3ª semana de dezembro/ 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 expectativa dos custos devido ao descolamento entre o Custo Marginal da Operação CMO e o PLD; e a estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia MRE. Esta edição do boletim InfoPLD traz a nova projeção do PLD para os próximos 14 meses, apresentada originalmente na edição nº 27 e revista nesta edição em função dos novos valores de carga esperados para os próximos anos, apresentados e divulgados no 2º workshop sobre previsão de carga do SIN, no dia 7 de dezembro no ONS. O material completo apresentado no workshop pode ser acessado no espaço referente à notícias e opinião no site da CCEE. Análise PLD 3ª semana operativa de dezembro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 1 a 16 de dezembro. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada Média Leve,24,24,24,24,24,24,24,24 157,73 157,73 157,73 157,73 Média semanal 159, 159, 159, 159, A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da segunda e da terceira semana de dezembro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da segunda e da terceira semana de dezembro (em ) Submercado PLD 2ª sem dez 3ª sem dez Variação % SE/CO 135,6 159, + 18% S 135,6 159, + 18% NE 135,6 159, + 18% N 135,6 159, + 18% 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 médio para o período entre 1 e 16 de dezembro passou de R$ 135,6/MWh para R$ 159,/MWh, aumento de 18% frente ao valor da última semana. O preço segue equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não foram atingidos. As afluências previstas para o Sistema Interligado Nacional SIN em dezembro caíram de 92% para 84% da Média de Longo Termo MLT, impactando no aumento do PLD para o período. As ENAs ficaram acima da média apenas no Sul (112%) com quedas no Sudeste (de 12% para 9% da MLT), Nordeste (de 64% para 56%) e no Norte (de 59% para 48% da média histórica). O nível do reservatório da UHE Tucuruí atingiu 62 metros no dia 5 de dezembro, quando a fase 2 deste usina é desligada. Em função deste desligamento, 7 unidades geradoras deixaram de gerar, o que reduziu a disponibilidade de oferta hidráulica do sistema em torno de 2.9 MWmédios e contribuiu para o aumento do preço. A previsão de carga para o SIN na terceira semana de dezembro ficou cerca de 255 MWmédios mais alta em relação à semana anterior, incremento esperado no Sudeste (+12 MWmédios) e no Sul (+15 MWmédios). A expectativa de carga para o Nordeste e para o Norte não sofreu alterações. Os níveis dos reservatórios do Sistema ficaram aproximadamente 1.65 MWmédios abaixo do esperado, redução observada no Sul (42 MWmédios) e, principalmente, no Sudeste (1. MWmédios). Houve elevação nos reservatórios do Nordeste (+31 MWmédios) e do Norte (+8 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para dezembro foi revisto de 96,3% para %. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS, por sua vez, são esperados em R$ 11 milhões para o período, sendo R$ 78 milhões referentes à segurança energética. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 ilustra as mudanças no preço de todos os submercados.

2 sem5 MWmédio Dezembro/216 Semana ,6 133,37, 159,82 155,93 1,8 159,69 153,14 Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD Conforme ilustrado no Gráfico 2, a redução das afluências previstas para o sistema foi a principal causa da elevação do PLD e causou aumento no preço de todos os submercados em torno de R$ 2/MWh. Os níveis de armazenamento do sistema ficaram em torno de 1.7 MWmédios mais baixo que o esperado na semana passada, o que também elevou o PLD em torno de R$ 1,5/MWh. A redução da oferta hidráulica do SIN, principalmente em função do desligamento da fase 2 da UHE Tucuruí aumentou o preço em aproximadamente R$ 1/MWh. A redução da inflexibilidade térmica do Sudeste, aliada ao aumento do custo das usinas a gás e a carvão, elevou o preço em aproximadamente R$ 3/MWh. A elevação da carga aumentou o PLD em torno de R$ 1/MWh. 159, 159, A atualização das demais variáveis praticamente não causou impactos na variação do PLD. O Gráfico 3 ilustra a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para todos os submercados: 19 SUDESTE SUL NORDESTE NORTE SUDESTE SUL NORDESTE NORTE tende a ser superior ao CMO resultante do cálculo que considera as restrições elétricas. O Gráfico 3 aponta que o custo médio semanal decorrente do cálculo do PLD, na terceira semana operativa de dezembro, é superior ao CMO para todos os submercados. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: DECOMP Cortes (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; PA Geração mínima da UHE Paulo Afonso necessária para segurança do sistema; RestConj Restrições conjunturais consideradas no cálculo do CMO, no cálculo do PLD são consideradas as restrições estruturais; 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 destacamse a Energia Natural Afluente ENA 2 média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Energia Natural Afluente ENA Observase no Gráfico 4 que para novembro, as afluências começaram a apresentar elevação a partir da terceira semana, se intensificando no começo de dezembro. Na segunda semana de dezembro, as afluências do sistema foram revistas de 82% para 92% da média histórica, o que agregou cerca de 6.8 MWmédios. É possível observar também que a principal elevação nesta semana ocorreu no submercado Sudeste (barra azul mais escura) ,96,8,93,93 159,98 152,36, 159, 159, 159, Já para a terceira semana, a dificuldade do avanço das frentes frias concentrou as afluências apenas no Sul, reduzindo a expectativa para os demais submercados e consequentemente para o sistema Gráfico 3 Decomposição da variação do CMO x PLD Todos os Submercados 1. 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. Sudeste Sul Nordeste Norte Porém, em decorrência da redução da carga, devido à geração proveniente da restrição elétrica, o CMO resultante do cálculo do PLD Gráfico 4 Variação da ENA de acoplamento do SIN novembro e dezembro de 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 Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga % EARM Máxima MWmédios MWmed Dezembro/216 Semana 3 O Gráfico 5 apresenta a variação da ENA média do SIN na terceira semana operativa de dezembro. Carga O Gráfico 7 ilustra a variação da carga prevista para a terceira semana de dezembro: Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 2. Gráfico 5 ENA de acoplamento média do SIN A Tabela 3 traz a contribuição de cada um dos submercados para a variação da ENA média de acoplamento da segunda para a terceira semana de dezembro, considerada no horizonte do Decomp. 1. Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 7 Carga no SIN Tabela 3 ENA de acoplamento média no SIN (MWmédios) SE/CO S NE N Armazenamento inicial A Tabela 5 demonstra a elevação da carga prevista na terceira semana de dezembro: Tabela 5 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N O Gráfico 6 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo modelo Decomp: 33, Ressaltamos que os dados do Gráfico 7 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava estimada para a terceira semana na RV1 (1ª coluna) com a expectativa para a mesma semana na RV2 (2ª coluna). 32, 31, 3, 29, 3,8 3,82 3,25 Oferta e demanda A curva de oferta e demanda para todos os submercados para a terceira semana de dezembro são apresentadas no Gráfico 8. Observase que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas nãodespachadas individualmente; geração inflexível; e por ordem de mérito. Previsto Realizado 28, 1. Oferta Hidro Oferta Térmica 1. Gráfico 6 Energia armazenada no SIN 8 O processamento do Decomp da 2ª semana de dezembro indicava nível de armazenamento de 3,82% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN, para o início da terceira semana operativa. Contudo, o valor verificado foi de 3,25% (Energia Armazenada de MWmês), o que representa uma redução de MWmês. A Tabela 4 traz os níveis de armazenamento por submercado: Tabela 4 EARM (MWmês) prevista e realizada para a terceira semana operativa de dezembro MWmédio RV2 dez previsto RV2 dez realizado Diferença Submercado (MWmês) (MWmês) (MWmês) SE/CO S NE N Gráfico 8 Curva de oferta x demanda para todos os submercados Estimativa de ESS dezembro de 216 O Gráfico 9 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS por tipo de despacho. Em dezembro, a expectativa é de R$ 11 milhões, sendo R$ 78 milhões por segurança energética.

4 MM R$ R$ MM Dezembro/216 Semana ,8 55, ,77 14, 4,68 5,4 4, 2,16 2, 1,3 2,52 2,3 2,2,61 2,52,34,27 1 e 2 dez 3 a 9 dez 1 a 16 dez 17 a 23 dez 24 a 3 dez 31 dez Gráfico 9 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de dezembro A Tabela 6 ilustra a previsão de ESS, por submercado e por tipo, para dezembro: Tabela 6 Estimativa de ESS por submercado e por razão de despacho para o mês de dezembro Subm. Restrições Operativas Segurança Energética Total 69,66 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6 Total Sudeste,75 1,37 1,65 1,79 1,99,28 16,84 Sul Nordeste,2,,21 Norte,8 4,12,87,5,53,6 6,15 Total 1,3 14, 2,52 2,3 2,52,34 23,2 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 13,72,98 2,16 2, 2,2,27 75,89 Norte 2,6,2 2,25 Total 15,77 55,17 2,16 2, 2,2,27 78,14 O valor estimado para a geração do período de 1º a 8 de dezembro pode ser encontrado no Informativo Preliminar Diário da Operação IPDO, disponível no site do ONS. Para o dia 9 foi considerado o mesmo dado do dia 8. 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 1 a 31 de dezembro foi calculada com base na programação de despacho termelétrico indicada pelo modelo Decomp da revisão 2 de dezembro de 216. O ESS referente à segurança energética foi previsto considerando a determinação do CMSE de desligar as termelétricas fora da ordem de mérito do Sudeste/CentroOeste e Sul, a partir de 4 de junho, 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 1/215; o descrito na Nota Técnica nº 52/215 SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria do órgão regulador, realizada em 14/4/215; e o disposto na REN ANEEL nº 658/215, as usinas enquadradas na condição CMO>CVU>PLD, ou seja, despachadas por ordem de mérito no Deck do ONS e não despachadas em comparativo ao PLD, 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 dezembro de 216 apresentada no Gráfico 1 é de R$,15 milhões.,2,2,1,1,1,1,1,,,, 1 e 2 dez Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,15,15 3 a 9 dez Gráfico 1 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de dezembro Fator de Ajuste do MRE,,,, 1 a 16 dez 17 a 23 dez Sudeste Sul Nordeste Norte 24 a 3 dez 31 dez 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 11 apresenta a previsão de geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para novembro e dezembro, sendo que neste último mês a estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º de novembro a 7 de dezembro as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação ADO, para o dia 8 de dezembro os dados são do Informativo Preliminar Diário da Operação IPDO, ambos disponíveis no site do ONS. Para o dia 9 de dezembro foram utilizados os mesmos dados do IPDO do dia 8. O período de 1 a 31 de dezembro teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 2 do Decomp de dezembro, 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 novembro e dezembro foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 216 ), publicada no dia 11 de novembro 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 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 216, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de novembro de 216. Também foi considerado o perfil de modulação da garantia física.

5 [%] MWmédios Carga (MWmédio) [%] MWmédios Dezembro/216 Semana Desde a projeção de novembro de 216, passouse a considerar a partir de janeiro de 217 um patamar único de custo de déficit (R$ 4.65/MWh), e a partir de maio de 217 os parâmetros do CVaR definidos pela CPAMP (α = 5% e λ = 4%) sem5 sem6 Gráfico 11 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 12 traz o histórico do fator de ajuste do MRE para 216. Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo % % 9% 8% 7% 78,4% 9,7% 94,3% 93,5% 88,8% 85,4% 87,8% 84,8%,5% 8,1% 82,2%,% A projeção para o PLD a partir de dezembro de 216 apresentada originalmente na edição nº 27 do boletim InfoPLD, foi realizada novamente considerando a carga prevista para os próximos anos. A carga para os próximos anos foi revista e apresentada pela CCEE, ONS e EPE no 2º workshop sobre previsão de carga do SIN, realizado no dia 7 de dezembro no ONS. Ressaltase que as demais premissas consideradas na projeção original permaneceram as mesmas. O Gráfico 15 ilustra a diferença entre a carga que era esperada no PMO de dezembro de 216 e a nova previsão: 8 78 Carga do SIN 6% 7 5% 7 Gráfico 12 Estimativa do fator de ajuste do MRE Por fim, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684, de 11 de dezembro de 215, o Gráfico 13 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 ) Carga prevista no PMO de dez/216 Carga revista no 2ª workshop Gráfico 15 Comparação da carga esperada no PMO de dez/216 e a nova previsão sem5 sem6 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 13 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat O Gráfico 14 traz o histórico do fator de ajuste do MRE para 216 para fins de repactuação do risco hidrológico. O Gráfico 16, o Gráfico 17, o Gráfico 18 e o Gráfico 19 ilustram os PLDs projetados para o período de dezembro de 216 a janeiro de 218. A linha vermelha se refere à projeção original, enquanto a linha laranja ilustra o PLD projetado com a nova carga. Projeção do PLD SE/CO 11% % 9% 8% 9,7% 99,5% 99,5% 94,7% 86,6%,7% 81,6% 8,% 78,3% 79,%,6% 9,6% 7% 6% 5% Gráfico 14 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Gráfico 16 Projeção do PLD do Sudeste Projeção do PLD Projeção do PLD S 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. Gráfico 17 Projeção do PLD do Sul

6 Dezembro/216 Semana 3 Projeção do PLD NE A Tabela 7 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de dezembro de 216 a janeiro de 218. Tabela 7 Resultados da Projeção do PLD SE/CO Projeção do PLD Atual. Carga S Projeção do PLD Atual. Carga NE Projeção do PLD Atual. Carga N Projeção do PLD Atual. Carga Gráfico 18 Projeção do PLD do Nordeste Projeção do PLD N 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. Gráfico 19 Projeção do PLD do Norte