InfoPLD. Dezembro de 2016

Transcrição

1 InfoPLD Dezembro de 6

2 Destaques do InfoPLD dezembro/6 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 (sem Republicação) despacho antecipado GNL (UTE Luiz O.R. Melo) Recálculo do PLD da ª semana de dezembro de 6 (sem Republicação) flexibilização da defluência mínima do rio São Francisco no º mês do NEWAVE Validação e Homologação das novas versões do modelos NEWAVE_v, DECOMP_v5 e GEVAZP_v6 Carga do SIN nov/6: realizou.59 MWmed abaixo (-,7%) do previsto no PMO de nov/6 ENA (out nov): SE/CO: 8% 89% (tendência de adiantamento e abaixo da MLT), Sul: 95% 76% (La Nina fraca, tendendo para MLT) NE: 8% 5% e N: 5% 55% (tendência de ficar abaixo da MLT) EArm final de nov/6: SE/CO:,8% (-,%), Sul: 7,% (-,8%), NE: 9,8% (-,5%) e N:,6% (-7,9%) PLD: Preços médios de Novembro de 6 (R$/MWh) Sudeste Sul Nordeste Norte 8,98 8,98 8,98 8,98 Projeção do PLD: em torno de R$ 5/MWh até março/7 com elevação a partir de abril/7, em função do final antecipado do período úmido Sensibilidades, e : com a atualização Quadrimestral da Carga (+/-. MWmed, -. MWmed), a partir de jan/7 variação de + R$ 7/MWh, - R$ 6/MWh e R$ /MWh, respectivamente Ajuste do MRE - nov/6: 86,6% ; dez/6: 9,% e 6: 86,% Ajuste do MRE para Repactuação - nov/6: 8,% ; dez/6: 87,% e 6: 86,5% Ajuste do MRE para 7: 8,% ESS nov/6: R$ MM ; dez/6: R$ MM e 6: R$,7 Bi Preços da ª semana de Dezembro/6 (R$/MWh) Sudeste Sul Nordeste Norte 8, 8, 8, 8,

3 Objetivo do encontro Discutir tecnicamente as informações relacionadas ao PLD e publicadas no boletim; Tratar da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados da cadeia de programas (Resolução ANEEL nº 568/); Estreitar o relacionamento com os agentes; Abrir espaço para recebimento de sugestões para o aperfeiçoamento do InfoPLD; Apoiar os agentes em suas análises de mercado, reforçando a transparência e a simetria na divulgação das informações publicadas pela CCEE.

4 Disponibilização das apresentações As apresentações realizadas no encontro são disponibilizadas com antecedência no site da CCEE (até às hmin do dia do InfoPLD); O objetivo é que os agentes que assistem ao InfoPLD por meio da transmissão ao vivo possam acompanhar todos os detalhes das apresentações.

5 Dúvidas durante a transmissão ao vivo do InfoPLD 5 Os agentes que acompanham o InfoPLD por meio da transmissão ao vivo poderão encaminhar suas dúvidas através do preco@ccee.org.br O estará disponível apenas durante a transmissão e serão respondidas somente dúvidas referentes aos assuntos tratados no evento. Outros temas e questões enviadas após o término do InfoPLD deverão ser encaminhadas para a Central de Atendimento da CCEE (pelo atendimento@ccee.org.br ou pelo telefone )

6 Adequabilidade dos dados do PLD 6 Resolução Normativa nº 568/ Estabelece condições e prazos para que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE republique o Preço de Liquidação das Diferenças PLD O recálculo e a consequente republicação do valor do PLD pela CCEE deverá ser efetuado na hipótese de ocorrer a identificação dos seguintes erros: i. Na inserção de dados; ii. iii. No código fonte em qualquer programa da cadeia de modelos; Na representação de qualquer componente do sistema.

7 Adequabilidade dos dados do PLD Resolução Normativa nº 568/ InfoPLD 7 A CCEE deverá realizar reuniões mensais com os agentes para tratar da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados da cadeia de programas. A reunião deverá ser realizada antes da data de divulgação do resultado do aporte de garantias financeiras de cada mês e tratará, no mínimo, dos seguintes temas : i. apresentação das principais modificações nos arquivos de entrada dos modelos de formação de preço; ii. iii. análise dos principais fatores que influenciam na formação do PLD; e validação, pelos agentes, da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados. Caso seja identificado algum erro durante ou em decorrência da reunião de que trata o caput, a CCEE terá o prazo de até (vinte e quatro) horas para informá-lo à ANEEL.

8 Adequabilidade dos dados do PLD 8 Resolução Normativa nº 568/ Os agentes terão até às 8h do dia seguinte à realização do InfoPLD para validar a adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados relacionados ao PLD 8h de 9//6. As eventuais inadequabilidades deverão ser encaminhadas para o preco@ccee.org.br

9 Agenda i. Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 9 ii. Recálculo do PLD da ª semana de dezembro de 6 iii. iv. Forças Tarefa FTs NEWAVE, DECOMP e GEVAZP Análise das Condições Energéticas do SIN Acompanhamento da Energia Natural Afluente, Energia Armazenada e Balanço Energético v. Estimativa do Fator de ajuste do MRE vi. Previsão de encargos e custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD vii. Outubro de 6 Comportamento do PLD em outubro de 6 viii. Novembro de 6 PLD da primeira semana Análise do Newave: Armazenamento inicial, Tendência hidrológica e Cronograma de Oferta (DMSE) Análise do Decomp: CVU, Armazenamento inicial, Decomposição da variação do PLD, Carga e Curva de Oferta e Demanda ix. Projeção do PLD

10 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 SEM republicação

11 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 Tratamento dos dados das usinas GNL O despacho das usinas GNL deve ser conhecido alguns meses antes de sua efetiva realização devido ao tempo requerido para o transporte do GNL desde suas fontes até os pontos onde se localizam as usinas. Este despacho é comandado considerando o custo x benefício da geração da usina 9 estágios a frente. O despacho da usina GNL Luiz Melo (Linhares) não vinha sendo comandado por ordem de mérito pelo DECOMP, porém, em função da necessidade de geração por restrição elétrica desta usina, o ONS vinha considerando o despacho antecipado por restrição: Exemplo Arquivo de saída da ª semana de outubro: Arquivo de entrada para a ª semana de novembro:

12 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 Tratamento dos dados das usinas GNL Considerando que o despacho da UTE Linhares ocorre para atendimento à restrição elétrica, o mesmo vinha sendo desconsiderado do cálculo do PLD. Exemplo Arquivo de entrada da ª semana de novembro:

13 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 Tratamento dos dados das usinas GNL Na ª semana de novembro, o DECOMP comandou o despacho da usina para a semana de //6: E para a ª semana de novembro, foi informado que o despacho era antecipado por ordem de mérito:

14 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 Tratamento dos dados das usinas GNL Porém, considerando que a geração da UTE Linhares também atende restrição elétrica, a mesma foi desconsiderada do cálculo do PLD: A não consideração da geração despachada por ordem de mérito suscitou dúvidas, em relação à preponderância do tipo de geração. Em análise, foi constatado que independente da geração por restrição elétrica, a usina geraria por ordem de mérito, assim, a mesma deve ser considerada no cálculo do PLD.

15 Recálculo do PLD da ª semana de novembro de 6 Tratamento dos dados das usinas GNL O PLD da ª semana foi recalculado, porém as diferenças foram inferiores aos % do PLD mínimo; P atamar de carga P LD Original (R $ / M Wh) P LD N W.6. (R $ / M Wh) D if Original e D C pesada,65,5 -, Sudeste média,65,5 -, leve,9,69 -, P LD médio semanal 8,8 8,68 -,6 pesada,65,5 -, Sul média,65,5 -, leve,9,69 -, P LD médio semanal 8,8 8,68 -,6 pesada,65,5 -, Nordeste média,65,5 -, leve,9,69 -, P LD médio semanal 8,8 8,68 -,6 pesada,65,5 -, Norte média,65,5 -, leve,9,69 -, P LD médio semanal 8,8 8,68 -,6 Foi encaminhada carta à ANEEL informando o erro (CT-CCEE 776/6, de de novembro); A partir da ª semana de novembro a geração por ordem de mérito da UTE Luiz Melo passou a ser considerada no cálculo do PLD.

16 Recálculo do PLD da ª semana de dezembro de 6 SEM republicação

17 Recálculo do PLD da ª semana de dezembro de 6 Consideração da defluência fixa do São Francisco fixa em janeiro de 7 NW e DC: Defluência fixa quando estabelecida pelo grupo gestor dos recursos hídricos da bacia do São Francisco, e caso contrário: Defluência mínima = m /s NW ( meses) e DC: Defluência fixa quando estabelecida pelo grupo gestor dos recursos hídricos da bacia do São Francisco, e caso contrário: Defluência mínima = m /s NW e DC: Defluência fixa = 8 m /s NW (até dez/7): Defluência mínima = 8 m /s NW (jan a dez/8): Defluência mínima =. m /s NW (a partir jan/9): Defluência mínima =. m /s DC: Defluência mínima = 8 m /s NW: Defluência mínima = 8 m /s NW ( meses): Defluência fixa = 8 m /s NW (demais meses até dez/7): Defluência mínima = 8 m /s NW (jan a dez/8): Defluência mínima =. m /s NW (a partir jan/9): Defluência mínima =. m /s NW ( meses): Defluência fixa = 8 m /s NW (demais meses até dez/7): Defluência mínima = 8 m /s NW (jan a dez/8): Defluência mínima =. m /s NW (a partir jan/9): Defluência mínima =. m /s NW e DC: Defluência mínima = 8 m /s NW ( meses): Defluência fixa = 8 m /s NW (demais meses até dez/7): Defl. mín. = 8 m /s NW (jan a dez/8): Defluência mínima =. m /s NW (a partir jan/9): Defluência mínima =. m /s DC: Defluência fixa = 8 m /s

18 Recálculo do PLD da ª semana de dezembro de 6 Consideração da defluência fixa do São Francisco fixa em janeiro de 7 Arquivo RE para o PMO de dez/6 (ª Publicação) Arquivo RE para o PMO de dez/6 (ª Publicação) Defluência fixa apenas no º mês Defluência fixa para os primeiros meses

19 Recálculo do PLD da ª semana de dezembro de 6 Consideração da defluência fixa do São Francisco fixa em janeiro de 7 O PLD da ª semana foi recalculado, porém as diferenças foram inferiores aos % do PLD mínimo; P atamar de carga P LD Original (R $ / M Wh) P LD R ecalculado (R $ / M Wh) D iferença (R $ / M Wh) pesada 8,86 8,,8 Sudeste média 8,86 8,,8 leve 8,8 8,,6 P LD médio semanal 8, 8,6,5 pesada 8,86 8,,8 Sul média 8,86 8,,8 leve 8,8 8,,6 P LD médio semanal 8, 8,6,5 pesada 8,86 8,,8 Nordeste média 8,86 8,,8 leve 8,8 8,,6 P LD médio semanal 8, 8,6,5 pesada 8,86 8,,8 Norte média 8,86 8,,8 leve 8,8 8,,6 P LD médio semanal 8, 8,6,5 Será encaminhada carta à ANEEL informando o erro; A partir da ª semana de dezembro será considerada nova Função de Custo Futuro (NEWAVE) com a defluência das UHEs Itaparica, Complexo Paulo Afonso/Moxotó e Xingó fixa em dez/6 e jan/7.

20 Forças Tarefa FTs NEWAVE/DECOMP/GEVAZP

21 Forças Tarefa Consulta Pública nº /6 Objeto: Autorizar o uso, pelo ONS e pela CCEE, das versões, 5 e 6, dos programas computacionais NEWAVE, DECOMP e GEVAZP Período de contribuição: de //6 a //6 Utilização das versões a partir de janeiro de 7.

22 Forças Tarefa NEWAVE Possibilidade de considerar a geração de cada bloco de usinas não simuladas de forma diferenciada por patamar de carga; Impressão de todos os blocos de usinas não simuladas por patamar ao invés de somente a soma dos blocos; Atualização do sistema operacional (CentOS 7) e da biblioteca de comunicação (MPI..); Inclusão da opção para imprimir a evolução temporal das médias (REE, submercado e SIN) no programa NWLISTOP.

23 Forças Tarefa DECOMP Redução do tempo computacional; Compatibilidade com a nova versão 6 do GEVAZP; Correção em arquivos em formato.csv.

24 Forças Tarefa GEVAZP A validação do modelo GEVAZP foi dividida em duas etapas: ª etapa com término em nov/6: Funcionalidades prioritárias, como a entrada da UHE Belo Monte ª etapa com início em 7: Todas as demais funcionalidades do modelo Validação da ª etapa: Mudança na precisão numérica de variável na rotina de cálculo de distância para o processo de agregação (rodadas em máquinas diferentes poderiam gerar resultados diferentes); Mudança de compilador (watcom para intel); Possibilidade de ajustar um modelo AR() quando necessário; Geração de cenários de forma compatível para postos de vazão total/incremental e lateral para usinas afetadas pela defasagem oriunda do tempo de viagem; Cálculo de cenários para postos artificiais; Fornecimento da tendência hidrológica recente mensal e semanal por posto no arquivo de va~zões gerado para o programa DECOMP; Geração para postos altamente correlacionados, em cascatas diferentes, porém localizadas na mesma região hidrográfica.

25 Análise das condições energéticas

26 % Carga [MWmédios] Carga do SIN para cálculo do PLD Comparações com o previsto no PMO de janeiro de MWmed Cargas previstas e realizadas para o SIN MWmed MWmed +. MWmed - 55 MWmed +.7 MWmed MWmed MWmed - 6 MWmed MWmed MWmed 58 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 PMO de Janeiro PMO de Fevereiro PMO de Março PMO de Abril PMO de Maio PMO de Junho PMO de Julho PMO de Agosto PMO de Setembro PMO de Outubro PMO de Novembro PMO de Dezembro Realizado Desvios Percentuais em relação a carga prevista no PMO de Janeiro/6 para o SIN,% 5,% 8,8%,%,6%,76%,%,75%,8%,65%,9%,95%,79%,67%,8%,96%,%,9%,% -,8% -,% -,% -,56% -,5% -5,% -,% jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 Realizado PMO de Fevereiro PMO de Março PMO de Abril PMO de Maio PMO de Junho PMO de Julho PMO de Agosto PMO de Setembro PMO de Outubro PMO de Novembro PMO de Dezembro

27 % / MWmed Carga [MWmédios] Carga do SIN para cálculo do PLD Comparações com o previsto no respectivo PMO 7 Cargas previstas e realizadas para o SIN jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 PMO de Janeiro PMO de Fevereiro PMO de Março PMO de Abril PMO de Maio PMO de Junho PMO de Julho PMO de Agosto PMO de Setembro PMO de Outubro PMO de Novembro PMO de Dezembro Realizado Desvios Percentuais em relação a carga prevista em cada PMO para o SIN ,% ,7%,68% 6,% -,7% ,95% -,6% -,9% -,8% -,6% -,7% Comparação PMO x Realizado (%) Comparação PMO x Realizado (MWmed)

28 % Carga [MWmédios] Carga do SIN para cálculo do PLD Revisões quadrimestrais 7 Cargas previstas e realizadas para o SIN jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 PMO de Janeiro PMO de Maio PMO de Setembro PMO de Dezembro Realizado,% 8,% 6,%,%,%,% -,% -,% Desvios Percentuais em relação a carga prevista no PMO de Janeiro/6 para o SIN 8,8%,%,6% -,%,8%,76%,7%,7%,5%,75%,96%,67%,6% -,8% -,% -,56% -,7% -,67% -,6% -,5%-,6% -,6% -,6% -,% jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 Realizado PMO de Maio PMO de Setembro PMO de Dezembro

29 Energia Natural Afluente e Armazenamento Sudeste/Centro-Oeste 9 Fonte: ONS Nível verificado em 6//6 Início da semana operativa,8%

30 Energia Natural Afluente e Armazenamento Sul Fonte: ONS 7,%

31 Energia Natural Afluente e Armazenamento Nordeste Fonte: ONS 9,8%

32 Energia Natural Afluente e Armazenamento Norte Fonte: ONS,6%

33 Histórico de ENA HISTÓRICO DE ENA % MLT verificado JAN/5 FEV/ MAR/5 ABR/5 MAI/5 JUN/5 JUL/5 AGO/5 SET/5 OUT/5 NOV/5 DEZ/5 JAN/6 FEV/6 MAR/6 ABR/6 MAI/6 JUN/6 JUL/6 AGO/6 SET/6 OUT/6 NOV/6 SE 9% 59% 79% 89% 99% 89% % 89% % 9% 8% 5% 7% 89% 99% 7% 89% 9% 9% % 95% 8% 89% S 8% % % 6% 77% % 59% 79% 96% 6% 98% 99% 5% 5% 95% 8% % 96% 97% 6% 7% 95% 76% NE 6% 8% 7% 56% 6% 5% 5% 5% % % 7% 7% % 9% % % % % % 5% % 8% 5% N 6% 56% 69% 8% % 97% 85% 78% 67% 68% % 8% 7% 69% 56% 5% 5% % 5% 5% 5% 5% 55% HISTÓRICO DE ENA Melhores de um Histórico de 85 anos JAN/5 FEV/ MAR/5 ABR/5 MAI/5 JUN/5 JUL/5 AGO/5 SET/5 OUT/5 NOV/5 DEZ/5 JAN/6 FEV/6 MAR/6 ABR/6 MAI/6 JUN/6 JUL/6 AGO/6 SET/6 OUT/6 NOV/6 SE 85º 79º 65º 5º 9º 55º º 56º 7º 5º 6º 7º º 58º º 8º 6º º 5º º º 6º 6º S 6º 7º º º º º º º 6º º 7º º 7º º 5º º º 6º 5º 5º 7º 9º 5º NE 85º 8º 8º 67º 7º 8º 8º 85º 85º 85º 85º 85º 8º 5º 85º 86º 86º 86º 86º 86º 86º 85º 8º N 77º 7º 79º 5º 5º 8º 66º 79º 85º 8º 85º 85º 85º 7º 8º 86º 86º 86º 86º 86º 86º 86º 8º Fonte: ONS

34 Representação Fasorial da Energia Natural Afluente ENA: Amplitude e Ângulo de Fase

35 Transformada de Hilbert Sinal Analítico 5 A série temporal da ENA pode ser interpretada como um Sinal Discreto. Com a Transformada de Hilbert (Marple Jr., 999) é possível obter o Sinal Analítico da ENA (Sacchi, 9). O Sinal Analítico z[n] pode ser expresso pela representação Fasorial: z[ n] A[ n] e j [ n] onde: A[n] é a Amplitude instantânea do Fasor z[n], o que corresponde ao Envelope do sinal original x[n] [n] é o Ângulo de Fase instantâneo de z[n]

36 radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Sudeste/Centro-Oeste: Amplitude e Ângulo de Fase ENA PROJEÇÃO MLT 6...,,5,,5, 9,5 Amplitude Média Projeção,,6,9,57,5,5, -,5 -,5 -,57 -,9 -,6 -, Fase Projeção meses

37 radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Sul: Amplitude e Ângulo de Fase MLT: Novembro: 9. MWmed Dezembro: 7.86 MWmed ENA PROJEÇÃO MLT,,, 9, 8, 7, Amplitude Média Projeção,,6,9,57,5,5, -,5 -,5 -,57 -,9 -,6 -, Fase Projeção meses

38 radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Nordeste: Amplitude e Ângulo de Fase ENA PROJEÇÃO MLT ,, Amplitude Média Projeção, 9, 8, 7,,,6,9,57,5,5, -,5 -,5 -,57 -,9 -,6 -, Fase Projeção Tendência de ficar abaixo da média meses

39 radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Norte: Amplitude e Ângulo de Fase ENA PROJEÇÃO MLT. 5.,,, 9, 8, 7, Amplitude Média Projeção,,6,9,57,5,5, -,5 -,5 -,57 -,9 -,6 -, Fase Projeção Tendência de ficar abaixo da média meses

40 Balanço energético

41 MWmédios Balanço Energético SIN Fonte: ADO/ONS CARGA HIDRO TERMO EOL

42 MWmédios Balanço Energético Sudeste/Centro-Oeste Em out e nov 6, as frentes chegaram até o Sudeste; Embora não tenham ocorrido ZCAS, o efeito das chuvas foi semelhante; Carga mais baixa em função das temperaturas (efeito LA NINA) Fonte: ADO/ONS CARGA INTERC HIDRO TERMO

43 MWmédios Balanço Energético Sul Fonte: ADO/ONS CARGA INTERC HIDRO TERMO EOL

44 MWmédios Balanço Energético Nordeste Em nov 6, as frentes frias chegaram até o Sudeste e sul da Bahia; Chuva e consequente redução do vento e geração eólica Fonte: ADO/ONS CARGA INTERC HIDRO TERMO EOL

45 MWmédios Balanço Energético Nordeste Geração térmica x eólica Fonte: CCEE TERMO EOL

46 MWmédios Balanço Energético Norte Melhora das afluência e exportação em alguns dias Fonte: ADO/ONS CARGA INTERC HIDRO TERMO

47 Histórico do PLD

48 7,6,5 9, 8,95 67, 8,7 5,6 97,6 7,8 9, 5,66, 7,7 9, 5, 75,9 6, 8, 66,69 5,58 7,5 6,6, R$/MWh 87,, 8,8,8,9 95,7 689,5 Comportamento do PLD de Novembro Sudeste/Centro-Oeste Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE

49 R$/MWh Comportamento semanal do PLD de Novembro 9 5, 8,8,8,9,9 9 8 RV nov/6 RV nov/6 RV nov/6 RV nov/6 Média Semanal - SE Média Semanal - S Média Semanal - NE Média Semanal - N

50 Comportamento da ENA Novembro de 6

51 / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Acumulada Expectativa* % da MLT MWmed 76% 8% Acompanhamento da Energia Natural Afluente SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 7 % 5. 8%. 6%. %. %. % Total Armazenável Acumulada Expectativa* RV RV MLT *Expectativa de ENA para o mês de acordo com a atual revisão do PMO (ONS), atualizada semanalmente Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

52 / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Acumulada Expectativa* / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Acumulada Expectativa* % da MLT 7% 77% MWmed % da MLT MWmed / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Acumulada Expectativa* / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Acumulada Expectativa* 7% 9% 5% 5% % da MLT MWmed % da MLT MWmed Acompanhamento da Energia Natural Afluente REGIÃO NORTE REGIÃO NORDESTE 8 % 8% 6% % % % 8% 6% % % % - % REGIÃO SUL REGIÃO SUDESTE % % % 8% 6% % % % % % 8% 6% % % 88% % % % Total Armazenável Acumulada Expectativa* RV MLT RV RV MLT RV *Expectativa de ENA para o mês de acordo com a atual revisão do PMO (ONS), atualizada semanalmente

53 sem sem sem5 sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem5 sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem5 sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem5 sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem5 sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem sem5 sem sem sem sem sem sem sem sem MWmédio R$/MWh Comportamento do PLD (Sudeste) x ENA de acoplamento jan/ fev/ mar/ abr/ mai/ jun/ jul/ ago/ set/ out/ nov/ dez/ jan/5 fev/5 mar/5 abr/5 mai/5 jun/5 jul/5 ago/5 set/5 out/5 nov/5 dez/5 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 Sudeste Sul Nordeste Norte PLD_SE

54 Comportamento do armazenamento Novembro de 6

55 / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / % EArmMáx Energia Armazenada SIN 55 % SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Fonte: ADO e IPDO/ONS e DECOMP/CCEE 7% % %,5%,% 9,8% 8% 5% DECOMP Operação RV DECOMP Operação RV REALIZADO Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

56 / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / % EArmMáx % EArmMáx / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / % EArmMáx % EArmMáx Energia Armazenada por submercado 56 5% REGIÃO NORTE 5% REGIÃO NORDESTE % % 5% %,%,8% % 9% 9,8% 9,% 5% %,% 7% 5% 8,% REGIÃO SUL REGIÃO SUDESTE 9% 86% 86,% 5% %,%,7% 8% % 78% 75,% % 7% 7% 7,9% % %,9% REALIZADO DECOMP Operação RV DECOMP Operação RV Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

57 Comportamento da geração hidráulica Novembro de 6

58 / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média GWmed 7, 8,8,6,8 Acompanhamento da Geração Hidráulica - SIN 58 SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 6 5 Geração Hidráulica Programada Geração Hidráulica (DECOMP PLD) Geração Hidráulica Realizada Geração Hidráulica (DECOMP Operação) Geração Hidráulica das UHEs tipo I Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

59 M é / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média GWmed 5,7 GWmed 6,5 6,5 6,8 7, 7, 8,9 9, / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média GWmed,7,,, GWmed,,,,5 Acompanhamento da Geração Hidráulica Por submercado 59 REGIÃO NORTE REGIÃO NORDESTE 7,,5 6,, 5,,5,,,,5,,,,5,, REGIÃO SUL REGIÃO SUDESTE Geração Hidráulica Programada Geração Hidráulica Realizada Geração Hidráulica das UHEs tipo I Geração Hidráulica (DECOMP PLD) Geração Hidráulica (DECOMP Operação) Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

60 Estimativa do Fator de Ajuste do MRE

61 Fator de Ajuste do MRE / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / Realizado Real. + DECOMP* Fator de Ajuste do MRE ,7% 86,6% Acompanhamento do Fator de Ajuste do MRE Garantia Física Sazo Modulada SIN Geração Hidráulica Semanal SIN Geração Hidráulica SIN % % % 9% 8% 7%,% 8,% 9,%,% 8,% 99,% 9,6% 8,7% 78,5% 9,% 9,5% 9,7% 88,8% 85,% 8,8% 8,5% 8,% 8,5% 86,% Fator de Ajuste do MRE *Expectativa de fator de ajuste para o mês atualzada diariamente de acordo com a geração verificada e prevista Referência Fonte: CCEE

62 Fator de Ajuste do MRE / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / Realizado Real. + DECOMP* Fator de Ajuste do MRE ,7% 86,6% Acompanhamento do Fator de Ajuste do MRE Fins de Repactuação do Risco Hidrológico 6 Garantia Física Sazo Modulada SIN Geração Hidráulica Semanal SIN Geração Hidráulica SIN % % % 9% 8% 7%,% 8,%9,%,% 8,% 99,% 9,6% 8,7% 78,5% 9,% 9,5% 9,7% 88,8% 85,% 8,8% 8,5% 8,% 8,5% 86,% Fator de Ajuste do MRE Referência *Expectativa de fator de ajuste para o mês atualizada diariamente de acordo com a geração verificada e prevista Fontes: CCEE

63 [%] MWmédios Estimativa do Fator de Ajuste do MRE Novembro e Dezembro de % nov/6 sem dez/6 sem dez/6 sem dez/6 sem dez/6 sem5 dez/6 sem6 dez/6 dez/6 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo % 9% 9,7% 9,% 9,5% 88,8% 85,% 8,8% 8,5% 8,% 8,5% 86,6% 9,% 8% 7% 6% 5% 78,% jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6

64 [%] MWmédios Estimativa do Fator de Ajuste do MRE Novembro e Dezembro de 6 Sazo FLAT (Resolução Normativa ANEEL nº 68 de de dezembro de 5, fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico, o qual considera a garantia física com a sazonalização uniforme ( flat )) % nov/6 sem dez/6 sem dez/6 sem dez/6 sem dez/6 sem5 dez/6 sem6 dez/6 dez/6 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT % 9% 8% 9,7% 99,5% 99,5% 9,7% 86,6% 8,7% 8,6% 8,% 78,% 79,% 8,% 87,% 7% 6% 5% jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6

65 Comportamento da geração térmica Novembro de 6

66 / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média MWmed Acompanhamento do Despacho Térmico (MWmed) SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Programado Inflexibilidade Ordem de Mérito Restrição Elétrica GFOM - Geração Fora do Mérito Energia de Reposição Segurança Energética Exportação Geração Térmica (DECOMP Operação) Geração Térmica (DECOMP PLD) Capacidade Instalada Geração Térmica das UTEs tipo I e II-A Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

67 M MWm ed. / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média MWmed.65.8 MWmed / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / / / / / 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ / Média.8.7 MWmed MWmed Acompanhamento do Despacho Térmico (MWmed) REGIÃO NORTE REGIÃO NORDESTE REGIÃO SUL REGIÃO SUDESTE Programado SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Ordem de Mérito Restrição Elétrica GFOM.7 - Geração Fora do Mérito Energia de Reposição Segurança Energética Exportação Geração Térmica (DECOMP Operação) Geração Térmica (DECOMP PLD) Capacidade Instalada Geração Térmica das UTEs tipo I e II-A Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

68 Estimativa dos ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD

69 jan/ fev/ mar/ abr/ mai/ jun/ jul/ ago/ set/ out/ nov/ dez/ jan/5 fev/5 mar/5 abr/5 mai/5 jun/5 jul/5 ago/5 set/5 out/5 nov/5 dez/5 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 MM R$ Histórico de ESS /5/ ESS e Custos de Novembro estimados ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local) Ultrapassagem da CAR ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE /) Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU < CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração)

70 R$ MM Estimativa de ESS Novembro de Restrições Operativas Segurança Energética Total, 9,8 5,75 5, 5 5 5,95, 7,6 7,96,77 5,66 5,6,79,5,9,5 a nov 5 a nov a 8 nov 9 a 5 nov 6 a nov Encargos estimados para o mês de Novembro de 6 - TOTAL R$,milhões Restrição Operativa R$, milhões Segurança Energética R$ milhões Observação Dados do ADO e IPDO

71 Estimativa de ESS Novembro de 6 7 Subm. Sem Sem Sem Sem Sem 5 Total Restrição operativa (R$ MM) Sudeste -,66,67,9-8, Sul Nordeste,9,7,87, -,9 Norte -,6,6,85,5,99 Total,9,5 5,6,79,5, Subm. Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste, 5,,6 5,78,77,6 Norte,6,,8,8-8,5 Total 5,66 7,6, 7,96,77 9,96 Observação Dados do ADO e IPDO

72 MM R$ Estimativa de Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD Nov/6 7,,9,8,7,6,5,,,,,,,,,, a nov Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD 5 a nov a 8 nov 9 a 5 nov Sudeste Sul Nordeste Norte 6 a nov Custos estimados para o mês de Novembro de 6 - TOTAL R$ Observação Dados do ADO e IPDO

73 R$ MM Estimativa de ESS Dezembro de 6 Restrições Operativas Segurança Energética Total 7 5, ,86,9,89 8,, 9,8,68, 9,6,6,,65,5,5,8,9,68 e dez a 9 dez a 6 dez 7 a dez a dez dez Encargos estimados para o mês de Dezembro de 6 - TOTAL R$,6 milhões Restrição Operativa R$, milhões Segurança Energética R$ 7, milhões Observação Dados do ADO e IPDO

74 Estimativa de ESS Dezembro de 6 7 Subm. Sem Sem Sem Sem Sem 5 Total Restrição operativa (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste Norte,,65,5,5,8,7 Total,,65,5,5,8,7 Subm. Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 9,6,89 8,,68, 7, Norte Total 9,6,89 8,,68, 7, Observação Dados do ADO e IPDO

75 MM R$ Estimativa de Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD Dez/6 75,,9,8,7,6,5,,,,,,,,,,, e dez Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD a 9 dez a 6 dez 7 a dez Sudeste Sul Nordeste Norte a dez dez Custos estimados para o mês de Dezembro de 6 - TOTAL R$ Observação Dados do ADO e IPDO

76 Comportamento do PLD Novembro de 6

77 R$/MWh R$/MWh jul.5 jul.5 out.5 out.5 jan.6 jan.6 abr.6 abr.6 jul.6 jul.6 out.6 out.6 jan.7 jan.7 abr.7 abr.7 jul.7 jul.7 out.7 out.7 jan.8 jan.8 abr.8 abr.8 jul.8 jul.8 out.8 out.8 jan.9 jan.9 abr.9 abr.9 jul.9 jul.9 out.9 out.9 dez.9 dez.9 mar. mar. jun. jun. set. set. dez. dez. mar. mar. R$/MWh R$/MWh jul.5 jul.5 out.5 out.5 jan.6 jan.6 abr.6 abr.6 jul.6 jul.6 out.6 out.6 jan.7 jan.7 abr.7 abr.7 jul.7 jul.7 out.7 out.7 jan.8 jan.8 abr.8 abr.8 jul.8 jul.8 out.8 out.8 jan.9 jan.9 abr.9 abr.9 jul.9 jul.9 out.9 out.9 dez.9 dez.9 mar. mar. jun. jun. set. set. dez. dez. mar. mar. Média das séries 77 5 Sudeste FCF de novembro mais cara 5 Sul set.6 out.6 nov.6 set.6 out.6 nov.6 5 Nordeste 5 Norte set.6 out.6 nov.6 set.6 out.6 nov.6

78 R$ MWh Comportamento do Preço Nov/6 Todos os submercados , +,78,6,,7 6, 8,8,,8-7,6,,,8 9,5 8,7,5,9 5 65,8 5 Sem 5 Set/6 Sem FCF Sem Vazões Sem Armaz Sem Outros Sem Vazões Sem Armaz Sem Outros Sem Vazões Sem Armaz Sem Outros Sem Vazões Sem Armaz Sem Outros

79 Dezembro de 6

80 7,6,5 9, 8,95 67, 8,7 5,6 97,6 7,8 9, 5,66, 7,7 9, 5, 75,9 6, 8, 66,69 5,58 7,5 6,6, 87, 8,98 8, R$/MWh 95,7 689,5 Comportamento do Preço Dezembro de 6 PLD SE/CO 8 8 Preços médios de Novembro de 6 (R$/MWh) Sudeste Sul Nordeste Norte 8,98 8,98 8,98 8, Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE

81 ,7,8 9,, 69,,,,9 9, 7, 8, 5,6, 7,7 9,,7 7,9 56, 8, 66,9,6 9, 5, 8,7, 8,98 8, R$/MWh 66,98 Comportamento do Preço Dezembro de 6 PLD - Sul Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE

82 , 8,5,6, 9,9 7,6,9 9,8 8,9 9, 6, 6, 66,8 6,7 8,6 8,68 9,7 7,5 6,96 9,9,8 9,, 66,7 8,98 8, R$/MWh 5, 669, Comportamento do Preço Dezembro de 6 PLD - Nordeste Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE

83 7,, 8,8 6, 57,,5 99, 9,8 8, 8,8 6,9, 7,7 9,6,8 88,98 6,, 6, 9,7 7,5 6,9 9,8, 8,98 8, R$/MWh 76,7 59,6 Comportamento do Preço Dezembro de 6 PLD - Norte Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE

84 Comportamento do Preço Dezembro de 6 8 PLD Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 8,86 8,86 8,86 8,86 Media 8,86 8,86 8,86 8,86 Leve 8,8 8,8 8,8 8,8 Média Semanal 8, 8, 8, 8, Submercado PLD ª sem - nov ª sem - dez Variação % Sudeste,9 8, - % Sul,9 8, - % Nordeste,9 8, - % Norte,9 8, - %

85 NEWAVE

86 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Armazenamento (SIN) Limites de Armazenamento (996 a 5) 9 (Melhor do Histórico) (Pior do Histórico) 5 PROJEÇÃO CCEE JAN/6 (GT até CVU de R$6/MWh) 6 9 PROJEÇÃO CCEE RV NOV/6 (GT Mérito e ª Revisão Quadrimestral da Carga) PROJEÇÃO CCEE RV Dez/6 (GT Mérito e ª Revisão Quadrimestral da Carga) 8, 8, 8 79,9 79,9 77,7 7 7, 7,9 7,9 7, 68,6 68,8 67, 67,8 67,7 65, 6, 6, 6,5 6 55,6 55,7 5, 5,5 5,7 5,5 5, 5, 5 9,7 8,8 7, 9,9 5,,9 8,,9,8 8, 7/nov,5,5 8,8 6,6 6,,8 6,,8,6,8,,5 8,9 9, 8,8 Armazenamento inicial do Newave (em %): 7,8,,5, Mês SE/CO S NE N Nov/6,9 8,,,6 Dez/6,7 7, 9,8, 86 Diferença -, -9, -,5-7,5 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez * O critério para escolha do melhor e do pior ano do histórico foi o nível de armazenamento ao final de novembro de cada ano (final do período seco) Fontes: ONS e CCEE (projeção)

87 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Armazenamento (SIN) Limites de Armazenamento (996 a 5) 9 (Melhor do Histórico) (Pior do Histórico) 5 PROJEÇÃO CCEE JAN/6 (GT até CVU de R$6/MWh) 6 PROJEÇÃO CCEE RV NOV/6 (GT Mérito e ª Revisão Quadrimestral da Carga) PROJEÇÃO CCEE RV Dez/6 (GT Mérito e ª Revisão Quadrimestral da Carga) 9 8, 8, 79,9 79,9 8 77,7 7, 7,9 7,9 7, 68,6 68,8 7 67, 67,8 67,7 65, 6, 6, 6,5 6 55,6 55,7 5, 5,5 5,7 5,5 5, 5, 9,7 8,8 5 7, 9,9 5,,9 8,,9,8 8, 7/nov,5,5 8,8 6,6 6,,8 6,,8,6,8,,5 8,9 9, 8,8 7,8 Armazenamento inicial do Newave (em %):,,,5 Mês SE/CO S NE N Dez/5 7,7 96,8 5, 9,5 Dez/6,7 7, 9,8, 87 Diferença +6, -,6 +,7 +,6 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez * O critério para escolha do melhor e do pior ano do histórico foi o nível de armazenamento ao final de novembro de cada ano (final do período seco) Fontes: ONS e CCEE (projeção)

88 Tendência Hidrológica (% Média de Longo Termo - MLT) Ordem Previsão Submercado Mai Jun Jul Ago Set Out Novembro % PAR (p) da MLT Sudeste 6 7 Madeira Teles Pires 75 9 Itaipu Parana Sul Nordeste 8 5 Norte Belo Monte Ordem Previsão Submercado Jun Jul Ago Set Out Nov Dezembro % PAR (p) da MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Parana Sul Nordeste Norte 55 6 Belo Monte

89 Tendência Hidrológica (% Média de Longo Termo - MLT) 89 Submercado Out Previsão Nov % da MLT SE/CO 8% 89% S 95% 97% NE 8% 5% N 5% 5% Submercado Nov Previsão Dez % da MLT SE/CO 89% 9% S 76% 88% NE 5% 65% N 55% 6%

90 Cronograma de Expansão (DMSE) UHEs 9 Expansão da Oferta Hidráulica - UHE dez/6 fev/7 abr/7 jun/7 ago/7 out/7 dez/7 fev/8 abr/8 jun/8 ago/8 out/8 dez/8 fev/9 abr/9 Potência (MW) jun/9 ago/9 out/9 dez/9 fev/ abr/ jun/ ago/ out/ dez/ A linha verde tracejada ilustra os limites de geração impostos à UHE Belo Monte A linha verde tracejada ilustra os limites de geração impostos às UHEs Jirau e Santo Antônio do rio Madeira DMSE Geração - Novembro DMSE Geração - Dezembro Transmissão Alterações: Atraso nas UGs da UHE Colíder MW (Atraso no andamento das obras seguindo fiscalização da ANEEL); Atraso da UHE Santa Branca 6 MW (Seguindo definição do Ato Legal); Antecipação da UG da UHE Belo Monte 6 MW (previsto anteriormente para jan/7 e autorizado em nov/6); Antecipação das UGs 6, 7, 8 e 9 da UHE Jirau MW ( UGs previstas anteriormente para dez/6 e UGs para jan/7 e todas autorizadas em nov/6).

91 nov/6 jan/7 mar/7 mai/7 jul/7 set/7 nov/7 jan/8 mar/8 mai/8 jul/8 set/8 nov/8 jan/9 mar/9 mai/9 jul/9 set/9 nov/9 jan/ mar/ mai/ jul/ set/ nov/ Potência (MW) Cronograma de Expansão (DMSE) UTEs 9 Expansão da Oferta Térmica DMSE Geração - Novembro DMSE Geração - Dezembro

92 nov/6 jan/7 mar/7 mai/7 jul/7 set/7 nov/7 jan/8 mar/8 mai/8 jul/8 set/8 nov/8 jan/9 mar/9 mai/9 jul/9 set/9 nov/9 jan/ mar/ mai/ jul/ set/ nov/ Potência (MW) Cronograma de Expansão (DMSE) UEEs 9 Expansão da Oferta Eólica DMSE Geração - Novembro DMSE Geração - Dezembro Atrasos/antecipações em função de obtenção de licenças, adequações ao cronograma/andamento das obras e alteração de ponto de conexão

93 nov/6 jan/7 mar/7 mai/7 jul/7 set/7 nov/7 jan/8 mar/8 mai/8 jul/8 set/8 nov/8 jan/9 mar/9 mai/9 jul/9 set/9 nov/9 jan/ mar/ mai/ jul/ set/ nov/ Potência (MW) Cronograma de Expansão (DMSE) PCHs e CGHs 9 Expansão da Oferta Hidráulica - PCH e CGH DMSE Geração - Novembro DMSE Geração - Dezembro Atrasos/antecipações em função de obtenção de licenças e adequações ao cronograma/andamento das obras

94 nov/6 jan/7 mar/7 mai/7 jul/7 set/7 nov/7 jan/8 mar/8 mai/8 jul/8 set/8 nov/8 jan/9 mar/9 mai/9 jul/9 set/9 nov/9 jan/ mar/ mai/ jul/ set/ nov/ Potência (MW) Cronograma de Expansão (DMSE) UFVs 9 Expansão da Oferta Fotovoltaica DMSE Geração - Novembro DMSE Geração - Dezembro Atrasos em função de obtenção de licenças, adequações ao cronograma/andamento das obras e viabilidade econômica Inabilitação da UFV Fazenda Esmeralda ( MW a partir de nov/8)

95 Usinas não simuladas individualizadamente (MWmédio) Usinas não simuladas individualizadamente - SIN PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6

96 Usinas não simuladas individualizadamente Por submercado NORTE (MWmédios) NORDESTE (MWmédios) PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 SUL (MWmédios) 6 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 SUDESTE (MWmédios) PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6

97 Carga (MWmédio) Carga SIN 97 8 Carga do SIN Dez: -.6 MWmed Jan: -. MWmed 58 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6

98 Carga por submercado 98 Carga do NORTE (MWmédios) Carga do NORDESTE (MWmédios) Jan: - 5 MWmed Jan: - MWmed PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 5 Dez: - MWmed Jan: -.9 MWmed Carga do SUL (MWmédios) Carga do SUDESTE (MWmédios) Dez: -. MWmed Jan: -. MWmed PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6

99 Carga por submercado Carga média anual - Norte 7: - 5 MWmed Carga média anual - Nordeste 7: - MWmed dez/ dez/ PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de Carga média anual - Sul 7: - 86 MWmed dez/ Carga média anual - Sudeste 7: - 8 MWmed dez/ PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6 PMO de novembro de 6 PMO de dezembro de 6

100 dez/6 fev/7 abr/7 jun/7 ago/7 out/7 dez/7 fev/8 abr/8 jun/8 ago/8 out/8 dez/8 fev/9 abr/9 jun/9 ago/9 out/9 dez/9 fev/ abr/ jun/ ago/ out/ dez/ Limites de intercâmbio AGRINT 6., Recebimento do Nordeste 5.,.,.,.,.,, RECEBIMENTO NE - PMO Novembro RECEBIMENTO NE - PMO Dezembro Compatibilização para os dois primeiros meses com os dados do DECOMP; Consideração do Norte exportador; Os demais agrupamentos não sofreram alterações em relação ao mês anterior.

101 jul.5 out.5 jan.6 abr.6 jul.6 out.6 jan.7 abr.7 jul.7 out.7 jan.8 abr.8 jul.8 out.8 jan.9 abr.9 jul.9 out.9 dez.9 mar. jun. set. dez. mar. R$/MWh Média das séries - Sudeste 5 Sudeste 5 5 out.6 nov.6 dez.6

102 5 5 5 jul.5 out.5 jan.6 abr.6 jul.6 out.6 jan.7 abr.7 jul.7 out.7 jan.8 abr.8 jul.8 out.8 jan.9 abr.9 jul.9 out.9 dez.9 mar. jun. set. dez. mar. R$/MWh Norte out.6 nov.6 dez jul.5 out.5 jan.6 abr.6 jul.6 out.6 jan.7 abr.7 jul.7 out.7 jan.8 abr.8 jul.8 out.8 jan.9 abr.9 jul.9 out.9 dez.9 mar. jun. set. dez. mar. R$/MWh Nordeste out.6 nov.6 dez jul.5 out.5 jan.6 abr.6 jul.6 out.6 jan.7 abr.7 jul.7 out.7 jan.8 abr.8 jul.8 out.8 jan.9 abr.9 jul.9 out.9 dez.9 mar. jun. set. dez. mar. R$/MWh Sul out.6 nov.6 dez.6 Média das séries jul.5 out.5 jan.6 abr.6 jul.6 out.6 jan.7 abr.7 jul.7 out.7 jan.8 abr.8 jul.8 out.8 jan.9 abr.9 jul.9 out.9 dez.9 mar. jun. set. dez. mar. R$/MWh out.6 nov.6 dez.6 Sudeste

103 R$/MWh CVU Pilha de térmica: Novembro RV Dezembro RV PILHA DE TÉRMICA - SIN., PLD Max Novembro RV 6 Dezembro RV 6., 8, 6,,, Usinas a Óleo do Nordeste (º LEN em diante), 6 8 MW 6 8

104 R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh CVU Pilha de térmica por Submercado: Novembro RV Dezembro RV.,., PILHA DE TÉRMICA - N PLD Max Novembro RV 6 Dezembro RV 6.,., PILHA DE TÉRMICA - NE PLD Max Novembro RV 6 Dezembro RV 6 8, 8, 6, 6,,,,,, MW, 5 6 MW., 8, PILHA DE TÉRMICA - S PLD Max Novembro RV 6 Dezembro RV 6.,., PILHA DE TÉRMICA - SE PLD Max Novembro RV 6 Dezembro RV 6 6, 8,, 6,,,,, MW, 6 8 MW

105 % EARM Máxima Comportamento do Preço Dezembro de 6 Semana Nível inicial de armazenamento Previsto x Verificado 5,,,,,,,58, Previsto Realizado

106 MWmédios Comportamento do Preço Dezembro de 6 Semana Variação da Carga 6 ª semana: Sudeste Sul Nordeste Norte SIN

107 Comportamento do Preço Dezembro de 6 Semana Curva de Oferta e Demanda 7. Oferta Hidro Oferta Térmica. R$/MWh 8 6 Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga MWmédio

108 R$/MWh Comportamento do Preço Dezembro de 6 Decomposição do PLD NEWAVE 8 5,9,9 99,9 98,7, 97,5,98,65 97, 8, 5 5

109 R$/MWh Comportamento do Preço Dezembro de 6 Decomposição do PLD - DECOMP 9,9,6 8, ,,7 98,8 79,6 8, 8, 8, 6 5

110 R$/MWh Comportamento do Preço Dezembro de 6 Semana Diferença PLD x CMO SUDESTE - SUL - NORDESTE - NORTE , 8,8 8,9 8, 8, 8, 8, ,88 8,95 8,

111 InfoMercado Semanal

112 InfoMercado Semanal a de novembro O InfoMercado semanal apresenta os resultados preliminares de medições de consumo e geração de energia elétrica no mês corrente e dados da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais.

113 InfoMercado Semanal a de novembro Geração e consumo no SIN Representatividade da Geração

114 InfoMercado Semanal a de novembro Detalhamento da geração - Hidráulica + 5,6% - 7,%

115 InfoMercado Semanal a de novembro Detalhamento da geração - Térmica 5 +,7% - 5, % - 8,5 % - 5, % - 6, % - 8,8 %

116 InfoMercado Semanal a de novembro Comportamento do Consumo por Ambiente de Contratação 6

117 InfoMercado Semanal a de novembro Comparativo do consumo no ACL por ramo de atividade 7

118 Projeção do PLD Revisão de Dezembro de 6

119 Disclaimer 9 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 a CCEE qualquer responsabilidade pela tomada de decisões administrativas e empresariais relacionadas ao tema. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

120 Metodologias de Projeção do PLD

121 Metodologias Metodologias de Projeção de ENA: Projeção de ENA por Redes Neurais Artificiais Transformação Logarítmica Metodologia de Simulação: Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP

122 Projeção da ENA: Projeção do log da ENA por RNAs Transformação Logarítmica: É feita a projeção do logaritmo da ENA por RNAs ENA Recuperação do sinal Transformação Logarítmica do sinal da ENA ENA (projeção) Projeção do log(ena) por RNAs

123 Mês M+ Mês M+ Mês M Projeção do PLD: Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP Descrição: Com o objetivo de melhor emular o procedimento de cálculo do PLD, para cada mês que se deseja projetar o PLD são processados um NEWAVE e dois DECOMPs (um de operação, com premissas de geração térmica por segurança energética, e um de preço) de forma sequencial, encadeando o processo para todo o horizonte de projeção. Premissas PMO, Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M, Sensibilidades mês M, etc. NEWAVE FCFM DECOMP DECOMP (operação) DECOMP (preço) PLD M Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M+, Sensibilidades mês M+, etc. FCF M+ NEWAVE Níveis Níveis de de Reservatório das UHEs, Despacho Antecipado das UHEs GNL e Vazões com Tempo de Viagem FCFM+ DECOMP DECOMP (operação) DECOMP (preço) PLD M+ Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M+, Sensibilidades mês M+, etc. FCF M+ NEWAVE Níveis Níveis de de Reservatório das UHEs, Despacho Antecipado das UHEs GNL e Vazões com Tempo de Viagem FCFM+ DECOMP DECOMP (operação) DECOMP (preço) PLD M+ FCF M+ São processados vários NEWAVE e DECOMP que consultam várias Funções de Custo Futuro atualizadas!

124 Resultados da Projeção do PLD Revisão de Dezembro de 6

125 Premissas 5 Projeção do PLD: Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP Despacho Térmico por Ordem de Mérito Sensibilidade : Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP Despacho Térmico por Ordem de Mérito Elevação de. MWmed na Carga do SIN Sensibilidade : Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP Despacho Térmico por Ordem de Mérito Redução de. MWmed na Carga do SIN Sensibilidade : Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP Despacho Térmico por Ordem de Mérito Redução de. MWmed na Carga do SIN Obs.: As simulação a partir de Janeiro/7 foram realizadas com as versões do NEWAVE e DECOMP que estão na Consulta Pública nº /6, porém com a versão atual do GEVAZP.

126 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD SE/CO Projeção do PLD 6 Projeção do PLD (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 5 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) Projeção do PLD,59 95,9 - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

127 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD SE/CO. Sensibilidade: Elevação de. MWmed na Carga do SIN 7 Projeção do PLD (PLD) Proj. PLD, Elev. (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) 5 Projeção do PLD,59 95,9 Atual. Carga Ele.. MW,59 67,5 - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

128 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD SE/CO. Sensibilidade: Redução de. MWmed na Carga do SIN 8 Projeção do PLD (PLD) Proj. PLD, Red. (CMO) Proj. PLD, Red. (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 5 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) Projeção do PLD,59 95,9 Atual. Carga Ele.. MW,59 67,5 Atual. Carga Red.. MW,59, - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

129 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD SE/CO. Sensibilidade: Redução de. MWmed na Carga do SIN 9 Projeção do PLD (PLD) Proj. PLD, Red. (PLD) Proj. PLD, Elev. (PLD) Proj. PLD, Red. (CMO) Proj. PLD, Red. (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 5 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) Projeção do PLD,59 95,9 Atual. Carga Ele.. MW,59 67,5 Atual. Carga Red.. MW,59, Atual. Carga Red.. MW,59 8,9 - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

130 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD S Projeção do PLD Projeção do PLD (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 5 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) Projeção do PLD,5 95,9 - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

131 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD S. Sensibilidade: Elevação de. MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD) Proj. PLD, Elev. (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) 5 Projeção do PLD,5 95,9 Atual. Carga Ele.. MW,5 67,5 - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

132 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD S. Sensibilidade: Redução de. MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD) Proj. PLD, Red. (CMO) Proj. PLD, Red. (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 5 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) Projeção do PLD,5 95,9 Atual. Carga Ele.. MW,5 67,5 Atual. Carga Red.. MW,5, - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh

133 jan/6 fev/6 mar/6 abr/6 mai/6 jun/6 jul/6 ago/6 set/6 out/6 nov/6 dez/6 jan/7 fev/7 mar/7 abr/7 mai/7 jun/7 jul/7 ago/7 set/7 out/7 nov/7 dez/7 jan/ R$/MWh Projeção do PLD S. Sensibilidade: Redução de. MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD) Proj. PLD, Red. (PLD) Proj. PLD, Elev. (PLD) Proj. PLD, Red. (CMO) Proj. PLD, Red. (PLD) Realizado(PLD/CMO) 6 5 Série Média 6 (R$/MWh) Média 7 (R$/MWh) Projeção do PLD,5 95,9 Atual. Carga Ele.. MW,5 67,5 Atual. Carga Red.. MW,5, Atual. Carga Red.. MW,5 8,9 - * Foram considerados: - 6: PLD MAX = R$,56/MWh, PLD MIN = R$,5/MWh - 7: PLD MAX = R$ 5,8/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$,5/MWh