Análise PLD 1ª semana operativa de outubro

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1 a 125,16 395,73 37,61 13,25 19,03 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 70,28 29,42 166,69 263,06 689,25 287,20 35,66,42 37,73,42 75,93 61,32 83,43 115,58,05 213,29 Nº 262 1ª semana de outubro/ O InfoPLD é uma publicação semanal que traz uma análise dos fatores que influenciam na formação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, calculado semanalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. O boletim também apresenta a estimativa dos Encargos de Serviços do Sistema ESS, originados por razão de segurança energética e por restrições elétricas no sistema, a estimativa dos custos devido ao descolamento entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD, uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE e, no Anexo I, disponibiliza a evolução da garantia física, discriminada por mês e por tipo de usina, para os anos que compreendem o horizonte do Newave. Com o objetivo de fornecer uma visão de futuro do comportamento do preço, o informativo disponibiliza ainda a projeção do PLD para os próximos 14 meses. Análise PLD 1ª semana operativa de outubro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 1 a 7 de outubro de Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 217,84 217,84 217,84 217,84 Média 216,18 216,18 216,18 216,18 Leve 207,74 207,74 207,74 207,74 Média semanal 213,29 213,29 213,29 213,29 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quinta semana de setembro e da primeira de outubro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quinta semana de set e da primeira semana de out (em ) No período entre 1º e 7 de outubro, o PLD subiu 37% em todos os submercados, passando de R$ 155,22/MWh para R$ 213,29/MWh. O preço fica equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não são atingidos. As afluências previstas para setembro ficaram em 81% da Média de Longo Termo MLT, fechando abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (95%), Sul (74%), Nordeste (33%) e Norte (53%). Em outubro, as ENAs são esperadas em 66% da MLT para o Sistema, sendo 77% para o Sudeste, 56% para o Sul, 34% no Nordeste e 61% no Norte. Os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 900 MWmédios acima da última previsão semanal com elevação observada no Sudeste ( MWmédios). As reduções foram de 80 MWmédios no Sul e 40 MWmédios no Norte, enquanto os níveis do Nordeste ficam inalterados. Em função da queda da temperatura, a carga prevista para o Sistema na primeira semana de outubro está aproximadamente 1. MWmédios mais baixa frente a previsão anterior com redução em todos os submercados, exceto no Norte (+10 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para setembro foi estimado em 82,6% e a previsão para outubro é de 90,1%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 237 milhões em setembro, sendo R$ 141 milhões referentes à segurança energética, observando que o montante referente à restrição elétrica se refere à Paralimpíada. Já para o próximo mês, o ESS previsto é de R$ 159 milhões, com o montante de R$ 157 milhões associado à segurança energética. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 ilustra a evolução do preço quando realizada as atualizações das variáveis referentes ao NEWAVE na Função de Custo Futuro FCF da primeira semana de outubro. Submercado PLD 5ª sem - set 1ª sem - out Variação % ,29 SE/CO 155,25 213, % S 155,25 213, % 180 NE 155,25 213, % N 155,25 213, % ,22 150,97 151,81 152,68 157,14 154,18 155, 154,31 156,69 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. 120 O Gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no Sudeste: Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para todos os submercados Conforme ilustrado no Gráfico 2, a FCF de outubro praticamente não causou impacto na variação do PLD A estimativa de ENAs mais otimistas que as esperadas na FCF anterior nos Reservatórios Equivalentes de Energia REEs Madeira, Teles Pires e Belo Monte reduziu o PLD em torno de R$ 4/MWh. 0 A redução dos níveis de armazenamento nos reservatórios do SIN elevou o PLD em aproximadamente R$ 1/MWh, mesma elevação ocasionada pela redução na oferta de usinas não simuladas individualmente, impacto demonstrado no passo UNSI. Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em )

2 O preço da primeira semana de outubro também subiu cerca de R$ 4,5/MWh em função do atraso na oferta, resultante da postergação da previsão de entrada em comercial em todas as fontes de energia. A previsão de uma carga mais baixa para os dois primeiros meses do horizonte de estudo (outubro e novembro de 2016) reduziu o PLD em aproximadamente R$ 3/MWh. A atualização das demais variáveis praticamente não ocasionou impactos na variação do preço. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD referentes ao DECOMP, o Gráfico 3 ilustra as mudanças no preço de todos os submercados SUDESTE - SUL - NORDESTE - NORTE 213,22 213,29 213,29 213,29 211,29 211,14 211,21 211,46 211,08 198, SUDESTE - SUL - NORDESTE - NORTE 210,92 212,97 218,29 213,29 213,29 213,28 213,21 209,17 155,22 156,69 Gráfico 4 - Decomposição da variação do CMO x PLD para todos os submercados Levando em conta que o cálculo do PLD desconsidera as restrições elétricas internas aos submercados, desde que estas não afetem os limites de intercâmbio de energia entre eles, o custo total de operação resultante do cálculo do PLD tende a ser inferior ao custo total de operação do cálculo do CMO, uma vez que este é menos restritivo. Porém, em decorrência da redução da carga devido à geração proveniente da restrição elétrica, o CMO resultante do cálculo do PLD tende a ser superior ao CMO do cálculo que considera tais restrições. 120 Ao analisar o Gráfico 4 observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de outubro é superior ao CMO em todos os submercados. Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para todos os submercados Conforme ilustrado nos Gráfico 3, a elevação do PLD ocorreu principalmente em função da previsão de vazões menos otimistas para o mês de outubro. O passo Vazões ilustra o aumento no PLD em decorrência das afluências mais baixas, que ficou em torno de R$ 55/MWh. O PLD também ficou mais alto em decorrência da redução na disponibilidade hidráulica e térmica, com respectivos aumento de aproximadamente R$ 4/MWh e R$ 5/MWh. A verificação de níveis de armazenamento mais altos que os previstos anteriormente causou redução de cerca de R$ 2/MWh no preço de todos os submercados. A redução da carga prevista em função da expectativa de queda nas temperaturas causou diminuição em torno de R$ 5MW/h no preço. O Gráfico 4 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para todos os submercados: Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: Newave FCF (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; RE UHE Paulo Afonso (Geração mínima da UHE Paulo Afonso necessária para segurança do sistema); Rest Conjunturais (Restrições conjunturais consideradas no cálculo do CMO, enquanto no cálculo do PLD são consideradas as restrições estruturais); RE (Despacho por razões elétricas do Sul); RE NE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RE SE/CO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RE N (Restrição operativa da região Manaus). O modelo Newave estima o custo futuro da energia e reflete para o Decomp o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. Nas variáveis que influenciam a obtenção da Função de Custo Futuro incluem-se o armazenamento inicial, a tendência hidrológica, o cronograma de expansão das usinas, entre outras. Armazenamento inicial O Gráfico 5 apresenta a evolução do armazenamento dos últimos dois anos para o SIN e os valores dos armazenamentos mínimo e máximo atingidos nesta região desde o ano 1996, considerando o nível de armazenamento em novembro de cada ano (final do período seco). Tal gráfico foi construído com base nos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO e no Relatório Diário da Situação Hidráulico- 2

3 jun/16 ago/16 dez/16 fev/17 abr/17 jun/17 ago/17 out/17 dez/17 fev/18 abr/18 jun/18 ago/18 out/18 dez/18 fev/19 abr/19 jun/19 ago/19 out/19 dez/19 fev/20 abr/20 jun/20 ago/20 out/20 dez/20 Potência (MW) Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Hidrológica da Usinas Hidrelétricas do SIN - RDH, disponibilizados diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS , ,4 64,0 28,8 36,6 10 Limites de Armazenamento (1996 a 2015) 2014 (Pior do Histórico) 2015 PROJEÇÃO CCEE JAN/16 (GT até CVU de R$/MWh) 2016 PROJEÇÃO CCEE RV0 SET/2016 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga) 40,9 20,5 74,0 50,1,9 23,2 79,9 61,3 28,9 84,1 67,0 55,6 55,7 34,8 83,0 36,4 Gráfico 5 Energia armazenada do SIN No Gráfico 5 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN apresentaram pequena redução a partir de julho de 2015, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano, mas plausível em decorrência da redução da carga (até agosto) e pelas afluências acima da média, sobretudo no Sul e no Sudeste, e da manutenção do despacho térmico adicional. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de setembro com os verificados no final de agosto, observamos reduções em todos os submercados. As diminuições no Sudeste, Sul, Nordeste e Norte foram respectivamente de - 5,9%, - 10,3%, - 4,4% e 7,3%. Realizando a comparação entre o final de setembro de 2016 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações positivas em todos os submercados. Os níveis do Sudeste, Sul, Nordeste e Norte estão respectivamente cerca de 8%, 2,5%, 1% e 2,5% mais altos que o mesmo período do ano passado. A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de setembro e agosto e suas respectivas diferenças. Os valores referentes à cada submercado são a somatória dos níveis dos Reservatórios Equivalentes de Energia - REEs que compõem os submercados. Tabela 3 Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em set e (em %) por submercado 79,9 68,6 67,8 54,5 53,7 38,0 77,7 65,3 40,9 9 (Melhor do Histórico) PROJEÇÃO CCEE RV0 Out/2016 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga),7 73,9 60,5 36,0 45,0 70,9 54,5 68,8 48,8 67,7 47,3 72,1 53,2 02/out 38,0 38,4 36,4 38,2 33,2 33,1 29,4 32,8 31, ,0 27,2 28,8 0 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Tendência hidrológica As ENAs 1 passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da Função de Custo Futuro - FCF. A partir de janeiro de 2016, com a consideração dos nove REEs, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada REE. A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a outubro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para outubro, está acima da Média de Longo Termo - MLT 2 apenas para o REE Itaipu. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para agosto. Submercado Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Ordem do PAR OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Sul Nordeste Norte Belo Monte *A ordem do PAR(p) 3 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs. Cronograma da expansão Com base no cronograma dos empreendimentos licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE 4 revisa mensalmente os cronogramas de entrada em operação comercial das usinas hidrelétricas UHE; termelétricas UTE; fotovoltaicas UFV; eólicas UEE; e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs. A oferta mais impactada foi a térmica, que sofreu alteração em função do atraso na UTE Mauá 3. O atraso é ilustrado no Gráfico 6 e decorre da adequação do cronograma à fiscalização realizada na usina Expansão da Oferta Térmica Mês SE/CO S NE N Set/16 46,6 89,2 19,8 48,4 Out/16 40,1 80,3 14,6 40,1 Diferença - 6,5-8,9-5,2-8, DMSE Geração - Setembro DMSE Geração - Outubro Gráfico 6 - Oferta de UTEs 1 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 2 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p. 4 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 3

4 MWmédios Carga (MWmédio) Usinas não simuladas individualizadamente (MWmédio) % EARM Máxima Outra fonte impactada foi a de usinas não simuladas individualmente, que considera pequenas hidroelétricas, eólicas, fotovoltaicas e biomassa. Estes atrasos são ilustrados no Gráfico 7 e decorrem de adequações à situação das obras, obtenção de licenciamentos e revogações de outorgas. Armazenamento inicial O Gráfico 9 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: , ,0 4 40, ,0 38,0 38, ,0 Previsto 37,94 Realizado 36,0 PMO de setembro de 2016 PMO de outubro de 2016 Gráfico 7 Oferta de Usinas não simuladas individualmente Gráfico 9 Energia armazenada no SIN Carga - NEWAVE A comparação entre a carga considerada para o PMO de setembro e o de outubro de 2016 é ilustrada no Gráfico 8. As únicas diferenças verificam-se nos dois primeiros meses do horizonte de estudo, quando ocorre a compatibilização dos dados dos modelos NEWAVE e DECOMP Carga do SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 37,94% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 38,25% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença positiva de 897 MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado: Tabela 5 EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de outubro Submercado RV0 out - previsto (MWmês) RV0 out - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO S NE N Carga - DECOMP PMO de setembro de 2016 PMO de outubro de 2016 O Gráfico 10 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de outubro: Gráfico 8 Carga no NEWAVE SIN Decomp O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração das usinas individualizadas, que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o Custo Marginal de Operação CMO 5 que, limitado por um preço mínimo e máximo e levando em consideração apenas as restrições elétricas estruturais que impõem limites de intercâmbio entre os submercados, resulta no PLD Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. 0 Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 10 - Carga no SIN 5 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 4

5 R$ MM R$ MM Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga Ressaltamos que os dados do Gráfico 10 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de outubro na RV4 de setembro de 2016 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV0 de outubro de 2016 (2ª coluna). A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a redução da carga do sistema na primeira semana de outubro. Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Restrição operativa (R$ MM) Sudeste 5,88,79 39,95 16,03 5,28 97,93 Sul Nordeste 0,35 1,16 2,80 1,10 0,90 6,31 Norte 3,00 10,92 11,66 2,37 0, 28,25 Total 9,23 42,87 54,41 19,51 6,48 132, Subm. Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 1,73 9,08 18,48 36,68 58,78 124,75 Norte 0,72-3,68 5,13 6,41 15,93 Total 2,44 9,08 22,16 41,80 65,19 140,68 Oferta e demanda O Gráfico 11 apresenta a curva de oferta e demanda do SIN, para a primeira semana de outubro. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas não-despachadas individualmente, geração inflexível e geração por ordem de mérito. Tabela 7 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de setembro A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 12 e na Tabela 7 resultam na expectativa de R$ 273 milhões em encargos para o mês de setembro, sendo que R$ 141 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 13 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para outubro: Oferta Hidro Oferta Térmica Restrições Operativas Segurança Energética Total 43 41,12 37, , ,65 28, ,12 11,53 11,53 0 1,80 1 a 7 out 8 a 14 out 15 a 21 out 22 a 28 out 29 a 31 out MWmédio Gráfico 11 - Oferta e demanda de energia para todos os submercados Estimativa de ESS set e out/2016 O Gráfico 12 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de setembro: ,67 2,44 9,23 Restrições Operativas Segurança Energética Total 51,95 9,08 42,87 76,57 22,16 54,41 61,31 41,80 19,51 71,67 65,19 Gráfico 12 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de setembro A Tabela 7 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de setembro: 6,48 1 a 2 set 3 a 9 set 10 a 16 set 17 a 23 set 24 a set Gráfico 13 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de outubro A Tabela 8 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de outubro: Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste 1, ,62 Sul Nordeste 0, ,18 Norte Total 1, ,80 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 35,65 28, ,12 11,53 156,91 Norte Total 35,65 28, ,12 11,53 156,91 Tabela 8 - Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de outubro Os valores estimados para o período de 1º a de setembro foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Ressaltamos que os valores previstos neste boletim consideram os encargos por restrição de operação por Constrained-On, ou seja, aqueles pagos pela geração despachada acima da ordem de mérito de custo. 5

6 [%] MM R$ MWmédios A expectativa, para o período de 1 a 28 de outubro, foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão 0 de outubro. Considerando a determinação do CMSE de desligar as termelétricas fora da ordem de mérito de Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a partir do dia 4 de junho, e atrelar o despacho adicional do Nordeste à geração das usinas eólicas e à evolução do armazenamento da hidrelétrica de Tucuruí, o ESS referente à segurança energética foi estimado considerando premissas definidas com base nestas situações. A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 13 e na Tabela 8 resultam na expectativa de R$ 159 milhões em encargos para o mês de outubro, sendo R$ 157 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando o Despacho ANEEL nº 183/2015; o descrito na Nota Técnica nº 52/2015 SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da Aneel, realizada em 14/04/15; e o disposto na Resolução Normativa ANEEL nº 658/2015, as usinas enquadradas na condição CMO>CVU>PLD, ou seja, despachadas por ordem de mérito no Deck do ONS e não despachadas em comparativo ao PLD, têm seus custos caracterizados como custos devido ao descolamento entre CMO e PLD. A mesma nota técnica esclarece que as usinas termelétricas que possuem Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na situação CMO>CVU>PLD, devem ter seu custo adicional coberto por meio da receita de venda advinda desses contratos. Desta forma, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na previsão dos custos devido ao descolamento entre CMO e PLD. Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores estimados para o período. geração hidráulica no centro de gravidade das usinas participantes desse mecanismo pelo montante total de suas garantias físicas sazonalizadas. O Gráfico 15 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para setembro e outubro. Em outubro, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a de setembro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 1 a 28 de outubro teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 0 do Decomp de outubro, levando em consideração uma expectativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (rede básica e internas), obtido a partir da análise do histórico e um fator de modulação semanal, com o objetivo de emular o comportamento operativo do SIN aos finais de semana. As garantias físicas sazonalizadas de agosto e setembro foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 2016 ), publicada no dia 8 de setembro de Os valores consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. Esses valores de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em 4%, o que representa uma expectativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados de Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 2016, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de setembro de Também foi considerado o perfil de modulação da garantia física. Por fim, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684 de 11 de dezembro de 2015, o Gráfico 15 e o Gráfico 16 trazem as estimativas do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico, o qual considera a garantia física com a sazonalização uniforme ( flat ). A estimativa de custos, para setembro de 2016, devido ao descolamento entre CMO e PLD é de R$ 2 mi e é ilustrada no Gráfico Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo a 2 set 3 a 9 set 10 a 16 set 17 a 23 set Sudeste Sul Nordeste Norte 24 a set Gráfico 15 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 15 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para setembro, além da previsão para outubro. Gráfico 14 - Estimativa de custos decorrente do descolamento para o SIN para o mês de setembro 110% % A estimativa de custos, para setembro de 2016, devido ao descolamento entre CMO e PLD é de R$ 2 mi e nula para o mês de outubro. 90% 80% 70% 78,4% 90,7% 94,3% 93,5% 88,8% 85,4% 84,8% 83,7% 82,6% 90,1% 60% Fator de Ajuste do MRE O MRE é um mecanismo de compartilhamento e mitigação de risco hidrológico, o que possibilita o despacho centralizado das usinas hidrelétricas. O fator de ajuste do MRE representa a razão entre a 50% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 nov/16 dez/16 Gráfico 16 Estimativa do fator de ajuste do MRE 6

7 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/ [%] jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/ MWmédios O Gráfico 17 traz o valor do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para setembro, além da previsão para outubro. 500 Projeção do PLD - SE/CO sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 17 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat Gráfico 19 Projeção do PLD do Sudeste 110% % 99,5% 99,5% 94,7% Projeção do PLD - S 90% 80% 90,7% 86,6% 83,7% 81,6% 8% 80,6% 86,5% % 60% 50% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 nov/16 dez/16 0 Gráfico 18 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Projeção do PLD 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. - Gráfico 20 Projeção do PLD do Sul A partir de janeiro de 2016, 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. 500 Projeção do PLD - NE 0 O Gráfico 19, o Gráfico 20, o Gráfico 21 e o Gráfico 22 ilustram os PLDs projetados para o período de outubro de 2016 a novembro de Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e despacho térmico por ordem de mérito, é apresentada uma sensibilidade: a série de afluências como sendo a pior série hidrológica de maio a novembro (de maio de 1934 a novembro de 1934 período seco) seguida pela pior série hidrológica de dezembro a abril do histórico de ENA (de dezembro de 1970 a abril de 1971 período úmido) para o SIN. Adicionalmente, as curvas P10 e P25, que resultam de simulações do modelo Newave sem tendência hidrológica, são exibidas para a comparação com as demais projeções de PLD. Nestes dois últimos cenários considerados, há 10% de chance do PLD estar acima da curva P10% para o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja P25% para o período. - Gráfico 21 Projeção do PLD do Nordeste 7

8 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/ Projeção do PLD - N Tabela 9 Resultados da Projeção do PLD SE/CO nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série S nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série NE nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série N nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série Gráfico 22 Projeção do PLD do Norte A Tabela 9 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de outubro de 2016 a novembro de 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 8

9 ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Outubro de 2016 UHE PCH UTE UEE UFV out , , ,37 0 nov , , dez , , , ,67 0 jan , , , ,47 0 fev , , , ,07 0 mar , , , ,67 0 abr , , , ,77 0 mai , , , jun , , , ,67 0 jul , , , ,67 0 ago , , , ,67 66, set , , , ,07 122,10 out , , , ,67 182,70 nov , , , ,77 206,80 dez , , , ,37 268,40 jan , , , ,67 292,90 fev , , , ,57 292,90 mar , , , ,57 292,90 abr ,07 3., , ,07 292,90 mai ,47 3., , ,67 292,90 jun , , , ,27 292,90 jul , , , ,47 292,90 ago , , , ,47 292,90 set , , , ,27 292,90 out , , , ,57 292,90 nov , , , ,27 538,90 dez , , , ,67 538,90 jan ,77 3., , ,47 538,90 fev ,77 3., , ,17 538,90 mar ,77 3., , ,17 538,90 abr , , , ,17 538,90 mai , , , ,17 538,90 jun , , , ,17 538,90 jul , , , ,37 538,90 ago , , , , set , , , , out , , , , nov , , , ,07 680,60 dez , , , ,07 680,60 jan , , , ,07 680,60 fev , , , ,07 680,60 mar , , , ,07 680,60 abr , , ,55 7.,07 680,60 mai , , , ,07 680,60 jun , , , ,07 680,60 jul , , , ,07 680,60 ago , , , ,07 680,60 set , , , ,07 680,60 out , , , ,07 680,60 nov , , , ,07 680,60 dez , , , ,07 680,60 9

10 ANEXO 2 Evolução da Potência (MW) Evolução da Potência por tipo de usina (MW) PMO de Outubro de 2016 UHE PCH UTE UEE UFV out , , , ,27 20,70 nov , , , ,50 20,70 dez , , , ,20 20,70 jan , , , , 20,70 fev , , , , 20,70 mar , , , , 20,70 abr ,80 5.3, , ,20 20,70 mai , , , ,50 20,70 jun , , , ,40 20,70 jul , , , ,40 20,70 ago , 5.419, , ,10 170,37 set , , , ,70,37 out , , , ,70 641,97 nov , , , ,90 755,97 dez ,10 5.7, , ,60 965,97 jan ,10 5.5, , , ,97 fev ,20 5.5, , , ,97 mar , , , , ,97 abr , , , , ,97 mai , , , , ,11 jun , 5.610, , , ,11 jul , 5.615, , , ,11 ago , , , , ,11 set , , , , ,11 out , , , , ,11 nov , , , , ,45 dez , , , , ,45 jan , , , , ,45 fev , , , , ,45 mar , , , , ,45 abr , , , , ,45 mai , , , , ,45 jun , , , , ,45 jul , , , , ,45 ago , , , , ,45 set , , , , ,45 out , , , , ,45 nov , , , , ,11 dez , , , , ,11 jan , , , , ,11 fev , , , , ,11 mar , , , , ,11 abr , , , , ,11 mai ,00 5.8, , , ,11 jun , , , , ,11 jul , , , , ,11 ago , , , , ,11 set , , , , ,11 out , , , , ,11 nov , , , , ,11 dez , , , , ,11 10

11 Os anexos ilustram a evolução da garantia física e da potência ao longo do horizonte do Newave, de 2016 a Os dados constantes nestes anexos consideram a garantia física e a potência de todas as usinas, participantes e não participantes do MRE. As informações das UTEs consideram os valores das usinas movidas a biomassa. Os dados referentes à operação comercial foram extraídos do InfoMercado Dados Individuais disponibilizado no site da CCEE e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial. A partir de outubro de 2016 são consideradas as usinas em expansão constantes nos anexos provenientes da reunião mensal do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE, bem como a garantia física referente às unidades geradoras que entraram em operação comercial. As datas da expansão respeitam o constante nos anexos das reuniões do DMSE. 11