Análise PLD 5ª semana operativa de janeiro

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1 125,16 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42 166,69 263,7 287,2 24,8 145,9 227,4 212,32 22,87 116,8 5,59 46,2 35,76 3,25 3,25 395,73 387,24 369,39 688,88 Nº 226 5ª semana de janeiro/ 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 5ª semana operativa de janeiro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 23 a 29 de janeiro de 216. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 3,25 3,25 314,63 3,25 Média 3,25 3,25 314,63 3,25 Leve 3,25 3,25 286,47 3,25 Média semanal 3,25 3,25 34,41 3,25 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta e da quinta semana de janeiro: Tabela 2 - Comparação entre o PLD médio da quarta e da quinta semana de janeiro (em ) Submercado PLD 3ª sem - jan 4ª sem - jan Variação % SE/CO 35,76 3,25 % S 35,76 3,25 % NE 39,97 34,41-2% N 85,28 3,25 % As variações do Preço de Liquidação das Diferenças 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 Preço de Liquidação das Diferenças PLD para o período de 23 a 29 de janeiro permanece em R$ 3,25/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, que corresponde ao valor mínimo estabelecido pela ANEEL para 216 nos submercados Sudeste/Centro- Oeste, Sul e Norte. O PLD do Nordeste caiu 2% em relação ao valor da última semana, passando de R$ 39,97/MWh para R$ 34,41/MWh. As afluências projetadas para o Sistema em janeiro foram revistas de 11% para 17% da Média de Longo Termo - MLT. A redução é esperada nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (126% para 123% da MLT) e Sul (216% para 27% da MLT), ainda acima da média histórica para o período. Já as ENAs previstas para o Nordeste foram elevadas de 35% para 38%, enquanto no Norte permanecem em 39% da MLT, mesmo índice da semana anterior. As previsões refletem o deslocamento do fenômeno ZCAS (Zona de Convergência do Atlântico Sul) das regiões Sul e Sudeste para as regiões Norte e Nordeste do país, elevando o volume de afluências nessas localidades. Os limites de recebimento de energia do Nordeste continuam sendo atingidos e o preço deste submercado fica diferente aos demais. Em razão da expectativa de elevação das afluências em todo o país, há redução no recebimento de energia do Sudeste pelo Sul e no envio de energia do Sudeste para o Norte, de forma que os limites de intercâmbio entre estes submercados deixam de ser atingidos, resultando na equalização dos preços. A análise também indica que os níveis de armazenamento esperados para os reservatórios do SIN ficaram cerca de 6.5 além da expectativa, com elevação registrada em todos os submercados, especialmente no Sudeste (+4.9 ). Nas demais regiões, o acréscimo provocado pelo aumento nas afluências foi de 1 no Sul, 85 no Nordeste e 65 no Norte. Já a carga de energia do SIN prevista para a quinta semana do mês foi reduzida em 7 frente à semana anterior. A redução concentra-se no Sudeste (-1. ) e no Nordeste (-1 ). Houve elevação na carga prevista para o Sul (+3 ), permanecendo sem alterações na região Norte. O fator de ajuste do MRE esperado para janeiro é de 78,5%, enquanto a previsão dos Encargos de Serviços do Sistema ESS são de R$ 871 milhões, sendo R$ 753 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 dos submercados Sudeste e Sul , ,97 18,79 18,91 18,16 14,9 14,94 14,41 14,41 14,41 Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul O Gráfico 3 ilustra o impacto das alterações no submercado Nordeste.

2 Janeiro/216 - Semana NORDESTE 39,97 315,27 312,68 34,41 39,97 39,97 39,97 34,41 34,41 34,41 Nos demais submercados, a previsão de carga totalizou uma redução de 63 MWmed para a próxima semana, apresentando redução apenas no Sudeste, de 96 MWmed, com impacto de redução no CMO de todos estes submercados, sendo de R$,53/MWh para o Sudeste e Sul e de R$,63 para o do Norte. A atualização das demais variáveis não causou alterações significativas no PLD dos submercados. Porém, como o preço da energia encontrouse abaixo do PLD mínimo de R$ 3,25/MWh, este valor foi adotado para os submercados Sudeste, Sul e Norte para todos os patamares. O Gráfico 5 ilustra a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para os submercados Sudeste e Sul: 6 Gráfico 3 Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste 5 O Gráfico 4 ilustra as modificações no submercado Norte , ,4 13,44 13,44 14,41 14,41 14,41 14,41 14, ,7 3 26,27 24,27 3, ,65 2,76 17,32 17,37 16,74 16,74 16,74 Gráfico 5 Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados Sudeste e Sul O Gráfico 6 traz a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste: 45 Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte A manutenção do PLD no valor mínimo regulamentar de R$ 3,25/MWh para o ano de 216 se deve ao valor do Custo Marginal de Operação - CMO calculado pela CCEE apresentar um valor inferior ao valor mínimo. Deste modo, a análise para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte serão realizados em relação este CMO ,29 34,29 34,41 34,41 34,41 34,41 34,41 34,41 34,41 34,41 O CMO da CCEE apresentou redução em relação a quarta semana de janeiro, nos submercados Sudeste, Sul e Norte, devido à elevação nos níveis de armazenamento em relação ao esperado na semana anterior, em decorrência da manutenção do despacho térmico por segurança energética e pela maior afluência verificada nesta semana. Outro fator que impactou a redução foi a elevação na disponibilidade hidrelétrica, proveniente principalmente pelo previsão de retorno em operação de 4 unidades geradoras da Fase 2 de Tucuruí, adicionando 156MW de potência no sistema para a próxima semana. A redução na afluência prevista para o mês de janeiro, demonstrado no passo Vazões dos gráficos de decomposição, impactou na elevação do CMO da CCEE em torno de R$,12/MWh no Sudeste e Sul, de R$,62/MWh no Norte e na redução de R$ 5,3/MWh no preço do Nordeste Gráfico 6 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Nordeste O Gráfico 7 apresenta a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o submercado Norte: A queda de 2% no preço do submercado Nordeste, verificada no Gráfico 3, foi influenciada além da elevação na afluências esperadas, pela redução da carga em 81 MWmed neste submercado para a próxima semana, refletindo em uma redução de R$ 8,27/MWh sobre o preço deste submercado. 2

3 MWmed sem5 MWmédio Janeiro/216 - Semana Em janeiro de 216, observou-se elevação das afluências ao longo das quatro primeiras semanas, comportamento revisto na quinta semana para um valor inferior ao da quarta semana , ,56 15,65 15,66 15,66 16,76 16,76 16,76 16,74 16, Gráfico 7 - 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 resultante do cálculo que considera as restrições elétricas. Ao analisar os gráficos 5, 6 e 7, observa-se que o PLD médio semanal da quarta semana operativa de janeiro é superior ao CMO em todos os submercados. 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 conjunturais); 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. Gráfico 8 Variação da ENA de acoplamento do SIN dezembro de 215 e janeiro de 216 O Gráfico 9 apresenta a variação da ENA média do SIN, na quinta semana operativa de janeiro dez/15 Sudeste Sul Nordeste Norte 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 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 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 Observa-se no Gráfico 8 que, devido ao início do período chuvoso, a ENA do SIN verificada no mês de dezembro se manteve acima dos 7., elevando-se nas três primeiras semanas, principalmente no Sul, em decorrência do fenômeno EL NIÑO. 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 Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Usinas não despachadas individualmente Intercâmbio (Importação Sudeste) Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica + Intercâmbio (Exportação Nordeste/Norte) % EARM Máxima Janeiro/216 - Semana 5 Armazenamento inicial O Gráfico 1 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo modelo Decomp: 4, 39, 38, 37,6 Tabela 5 () SE/CO S NE N Ressaltamos que os dados acima consideram apenas a carga prevista para a semana em análise, neste caso, comparamos o que estava previsto para a quinta semana de janeiro na RV3 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV4 (2ª coluna). 37, 36, 35,4 Oferta e demanda 35, 34, 33, 32, 31, 32,5 Previsto Realizado As curvas de oferta e demanda do SIN, para a quarta semana de janeiro, são apresentadas no Gráfico 12, no Gráfico 13 e no 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. 3, Gráfico 1 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp da 4ª semana de janeiro indicava nível de armazenamento de 35,38% (Energia Armazenada de MWmês), no SIN, para o início desta semana. Contudo, o valor verificado foi de 37,61% (Energia Armazenada de MWmês), o que representa uma diferença positiva de MWmês. A Tabela 4 traz os níveis de armazenamento por submercado: Tabela 4 EARM (MWmês) prevista e realizada para a quinta semana operativa de janeiro Submercado RV4 jan - previsto (MWmês) RV4 jan - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO S NE N Oferta Hidro Oferta Térmica Gráfico 12 Curva de oferta x demanda Sudeste/Centro-Oeste e Sul O Gráfico 11 ilustra a variação da carga prevista para a quinta semana de janeiro: Oferta Hidro 1 Oferta Térmica Gráfico 13 Curva de oferta x demanda Nordeste Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 11 no SIN A Tabela 5 traz a variação da carga do sistema considerada na quinta semana de janeiro. A expectativa da carga apresentou elevação de 712 em relação ao que havia sido previsto na semana anterior. 4

5 R$ MM MM R$ R$ MM Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Intercâmbio (Importação Norte) Janeiro/216 - Semana A estimativa para o período de 23 a 31 de janeiro foi calculada com base na programação de despacho termelétrico indicada pelo modelo Decomp da revisão 4 de janeiro de 216. O ESS referente à segurança energética foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs com CVU até R$ 6/MWh Oferta Hidro Oferta Térmica Gráfico 14 - Curva de oferta x demanda Norte Estimativa de ESS janeiro de 216 O Gráfico 15 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS, por tipo de despacho, para janeiro no valor de R$ 871 milhões: Restrições Operativas Segurança Energética Total 163,4 129,39 214,69 182,96 146,65 127,22 251,46 231,93 75,14 19,61 69,91 11,63 7,98 33,65 31,73 19,43 19,52 5,23 1 jan 2 a 8 jan 9 a 15 jan 16 a 22 jan 23 a 29 jan 3 e 31 jan Gráfico 15 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de janeiro O Gráfico 16 ilustra a previsão de ESS, por submercado, para janeiro: ,61 2,18,3,1 17,39 Sudeste Sul Nordeste Norte 163,4 6,4 14,98,7 141,95 214,69 3,65 25,33 14,5 171,22 146,65 12,65 171,1 Gráfico 16 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de janeiro O valor estimado para o período de 1º a 21 de janeiro foi obtido a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Para a expectativa de geração do dia 22 de janeiro foi considerada a mesma disponível no IPDO no dia 21. 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. 1,1 18,83 15,16 251,46 52,31 3,26 24,87 75,14 14,62 1,11 7,11 52,3 1 jan 2 a 8 jan 9 a 15 jan 16 a 22 jan 23 a 29 jan 3 e 31 jan Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando que 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 14/4/215; 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, devido ao descolamento entre CMO e PLD para janeiro de 216, é apresentada no Gráfico 17, por submercado, e totalizam R$ 3,3 milhões. 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,,31,4,37 1 jan 2 a 8 jan 1,18,62,56 9 a 15 jan Gráfico 17 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de janeiro Fator de Ajuste do MRE,89,15,74 16 a 22 jan Sudeste Sul Nordeste Norte,65,65 23 a 29 jan, 3 e 31 jan 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 18 apresenta a estimativa da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para dezembro de 215 e janeiro de 216. Os valores de dezembro são provenientes dos dados preliminares de contabilização e para janeiro de 216 essa expectativa é apresentada em base semanal. No período de 1º a 2 de janeiro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para o dia 21 5

6 Janeiro/216 - Semana 5 de janeiro, foram considerados os números do IPDO, repetidos do dia 22. O restante do mês de janeiro teve os valores de geração hidráulica estimados a partir da revisão 4 do Decomp, considerando a expectativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (de rede básica mais perdas 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 fins de semana. Já as garantias físicas sazonalizadas de janeiro foram previstas a partir dos dados preliminares da sazonalização de garantia física de 216. Esses valores de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em 4%, fator que representa uma expectativa global da disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados de 214 e 215. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 215 e 216, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de dezembro deste ano. 65. O Gráfico 19 apresenta a previsão do fator de ajuste do MRE para dezembro de 215 e janeiro de 216: 11,% 1,% 9,% 8,% 7,% 6,% 5,% 95,7% dez/15 63,6% 76,4% 8,5% 78,8% 82,3% 72,9% 78,5% sem5 Gráfico 19 Estimativa do fator de ajuste do MRE sem dez/15 sem5 sem6 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 18 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada 6