O QUE DEVE ACONTECER COM OS PREÇOS DA ENERGIA NO AMBIENTE LIVRE 2018/19 03/10/2018

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1 O QUE DEVE ACONTECER COM OS PREÇOS DA ENERGIA NO AMBIENTE LIVRE 2018/19 03/10/2018

2 Fatores que Impactam a Formação de Preço 2 Preço de mercado x Preço de modelo - Ações do Regulador - Posição de cada agente - Inadimplência na CCEE - Liquidez do mercado - Especulação - Memória de curto prazo - Ações do Regulador (ANEEL/CMSE) - Energia Natural Afluente (ENA) - Reservatórios (EAR) - Carga verificada e projetada - Cronogramas de expansão - Previsão de vazões: Remoção de viés Modelos chuva-vazão

3 Fatores que Impactam a Formação de Preço 3 Preço de modelo PLD e CMO Hidrologia Conjuntos de Dados Newave + Decomp Meteorologia Dados dos Agentes e do Governo

4 Fatores que Impactam a Formação de Preço 4 Modelos fortemente dependentes das premissas relacionadas à água (superior a 60% de impacto no PLD) Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE Reunião de Interação com Agentes realizada em 26/09/2018

5 Fatores que Impactam a Formação de Preço 5 Desempenho das afluências ao longo de 2018 Bacia Dez-Abr Maio Junho Julho Agosto Setembro (01 a 25/09) Grande 56% MLT 8º Pior 43% MLT 2º Pior 48% MLT 3º Pior 44% MLT Pior 63% MLT 8º Pior 54% MLT 3º Pior Paranaíba 67% MLT 9º Pior 59% MLT 4º Pior 60% MLT 3º Pior 60% MLT 6º Pior 62% MLT 7º Pior 66% MLT 9º Pior SE/CO 91% MLT 22º Pior 78% MLT 10º Pior 76% MLT 12º Pior 69% MLT 4º Pior 83% MLT 18º Pior 84% MLT 27º Pior Nordeste 48% MLT 4º Pior 36% MLT 3º Pior 38% MLT 3º Pior 36% MLT 3º Pior 39% MLT 3º Pior 41% MLT 3º Pior Norte 97% MLT 37º Pior 83% MLT 28º Pior 73% MLT 19º Pior 76% MLT 15º Pior 72% MLT 5º Pior 75% MLT 10º Pior Sul 110% MLT 30º Melhor 36% MLT 18º Pior 49% MLT 19º Pior 59% MLT 26º Pior 47% MLT 16º Pior 106% MLT 34º Melhor Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro 27 e 28/09/2018

6 Fatores que Impactam a Formação de Preço 6 Despacho Fora da Ordem de Mérito Aumento de Encargos (ESS-GE)

7 EAR [% EARmáx] Fatores que Impactam a Formação de Preço 7 35 Sudeste/Centro-Oeste 30 28,1 26,2 Curva de Referência para a Evolução da Energia Armazenada 25 24,3 22, ,5 19,5 18,5 17,4 16, ,4 15,2 14,9 14,7 14,4 10 Cenário 1 (Chuvas 2006) Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro 27 e 28/09/2018

8 Fatores que Impactam a Formação de Preço 8 Acompanhamento do Níveis de Armazenamento Sudeste/Centro-Oeste 35 32,3 30, ,8 EARM [% EARMmáx] ,1 26,2 24,3 26,7 22,4 24,4 20,5 23,1 22,7 19,5 21,2 18,5 19,2 17,4 18,9 17,8 17,7 17,9 17,8 18,3 16,4 15,4 15,2 14,9 14,7 14, /set 08/set 15/set 22/set 29/set 06/out 13/out 20/out 27/out 03/nov 10/nov 17/nov 24/nov 01/dez Curva de Referência EARM_2017 EARM_2018 Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro 27 e 28/09/2018

9 Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - ENA 9 El Niño

10 Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - ENA 10 Cenários Ampere das últimas semanas ENA Sudeste/Centro-Oeste - [%MLT] ENA Sul - [%MLT] 1 100% 80% 60% 40% 107% 83% 88% 69% 71% 74% 160% 140% 1 100% 80% 60% 40% 110% 84% 134% 65% 143% 99% 0% Outubro Novembro Dezembro 0% Outubro Novembro Dezembro Maior ENA SE/CO Menor ENA SE/CO MLT Maior ENA S Menor ENA S MLT ENA Nordeste - [%MLT] ENA Norte - [%MLT] % 80% 60% 40% 46% 61% 60% 100% 80% 60% 40% 76% 68% 69% 56% 53% 58% 33% 34% 38% 0% Outubro Novembro Dezembro 0% Outubro Novembro Dezembro Maior ENA NE Menor ENA NE MLT Maior ENA N Menor ENA N MLT

11 Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - EARM 11 Cenários Ampere das últimas semanas EARM Sudeste/Centro-Oeste - [%EARMmáx] EARM Sul - [%EARMmáx] 28% 26% 24% 23% 26% 80% 70% 71% 72% 65% 22% 18% 16% 14% 12% 10% 22% 19% 17% 16% 16% 14% 60% 50% 40% 30% 48% 50% 42% 35% 30% 30% 30% 30% Maior EArm SE/CO Menor EArm SE/CO Curva de ref Maior EArm S Menor EArm S Curva de ref EARM Nordeste - [%EARMmáx] EARM Norte - [%EARMmáx] 30% 28% 26% 24% 22% 18% 29% 26% 24% 24% 22% 29% 24% 45% 40% 35% 30% 25% 40% 37% 32,0% 29% 22% 16% 14% 12% 10% 10% 10% 10% 10% 15% 10% 19% 12% Maior EArm NE Menor EArm NE Curva de ref Maior EArm N Menor EArm N

12 Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - EARM Cenários Ampere das últimas semanas 12 EARM Sudeste/Centro-Oeste - [%EARMmáx] EARM Sul - [%EARMmáx] 28% 26% 24% 22% 18% 16% 14% 12% 10% 26% 23% 23,2% 22% 19% 19,4% 17% 17,6% 16% 16% 14% Maior EArm SE/CO Menor EArm SE/CO Curva de ref Cenário_4tri_ % 70% 60% 50% 40% 30% 71% 72% 65% 58,8% 48% 50,0% 50% 42% 35,3% 35% 30% 30% 30% 30% Maior EArm S Menor EArm S Curva de ref Cenário_4tri_ % 25% 15% 10% EARM Nordeste - [%EARMmáx] 29% 29% 26% 24,7% 24% 25,0% 22,5% 24% 24% 22% 10% 10% 10% 10% Maior EArm NE Menor EArm NE Curva de ref Cenário_4tri_ % 40% 35% 30% 25% 15% 10% EARM Norte - [%EARMmáx] 40% 37% 32,2% 29% 32,0% 22% 22,3% 19% 14,6% 12% Maior EArm N Menor EArm N Cenário_4tri_2018

13 Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - PLD 13 Cenários Ampere das últimas semanas PLD Sudeste/Centro-Oeste - [R$/MWh] PLD Sul - [R$/MWh] , , , , ,84 282,53 238, ,84 282,53 238, , , , , Maior PLD SE/CO Menor PLD SE/CO Maior PLD S Menor PLD S PLD Nordeste - [R$/MWh] PLD Norte - [R$/MWh] , , , , ,84 282,53 238, ,84 282,53 238, , , , , Maior PLD NE Menor PLD NE Maior PLD N Menor PLD N

14 Cenários para Padronizados 14 Premissas utilizadas Cenário ENA LI 2019 Sub. %MLT SE/CO 75% S 75% NE 35% N 75% LI Limite Inferior das previsões de vazão Cenário ENA Base 2019 Sub. %MLT SE/CO 90% S 90% NE 50% N 90% Cenário ENA LS 2019 Sub. %MLT SE/CO 105% S 105% NE 65% N 105% LS Limite Superior das previsões de vazão Versão Newave (oficial); Novos patamares de carga a partir de janeiro/2019 (recomendação CPAMP julho/18)

15 Cenários para Padronizados 15 Projeção de Reservatórios

16 Cenários para Padronizados 16 Projeção de Preços

17 Cenários para Padronizados 17 Preços Anuais Cenário ENA LI 2019 Sub. (R$/MWh) SE/CO 262 S 263 NE 241 N 193 LI Limite Inferior das previsões de vazão Cenário ENA Base 2019 Sub. (R$/MWh) SE/CO 128 S 128 NE 120 N 85 Cenário ENA LS 2019 Sub. (R$/MWh) SE/CO 47 S 47 NE 41 N 24 LS Limite Superior das previsões de vazão

18 O que o Futuro nos reserva? 18 Projeção de Preços Precificação horária até 2020 Agilidade na disponibilização das informações diárias/horárias/tempo-real ONS/CCEE Investimento em redes de monitoramento e comunicação Atualização de parâmetros: Revisão do número de séries utilizadas durante o processo de otimização, a ser analisado pela CPAMP em 2019 CVAR: alfa e lambda, em virtude dos novos parâmetros a serem estabelecidos Mudança da Metodologia de Aversão ao Risco Entra SAR? CVAR + Curva de Referência (VminOp)?

19 Equipe de Consultores Planejamento Energético OBRIGADO!

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