Análise PLD 1ª semana operativa de abril

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1 Eu estava p ensa 125,16 395,73 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42 166,69 263,7 688,88 287,2,48,48,48,48 387,24,39 24,8,9,4 212,32 22,87 116,8 35,66 3,42 38,53 46, Nº 235 1ª semana de abril/ 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 a projeção do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD para os próximos 14 meses. Análise PLD 1ª semana operativa de abril A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 26 de março a 1 de abril de 216. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 47,24 47,24 269,52 47,24 Média 46,96 46,96 269,52 46,96 Leve 44,24 44,24 258,53 44,24 Média semanal 46, 46, 265,53 46, A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de março e da primeira de abril: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quarta semana de março e da primeira semana de abril (em ) Submercado PLD 4ª sem - mar 1ª sem - abr Variação % SE/CO 3,25 46, + 52 % S 3,25 46, + 52 % NE 248,6 265, % N 3,25 46, + 52 % As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, à previsão de afluências no Sistema Interligado Nacional SIN, que corresponde à estimativa do volume de água que deverá chegar aos reservatórios. O Gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no Sudeste: Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) O PLD para o período entre 26 de março e 1º de abril foi fixado R$ 46/MWh, alta de 52% frente aos R$ 3,25/MWh da última semana, valor mínimo estabelecido pela Aneel para 216. O PLD do Nordeste também subiu (+7%), passando de R$ 248,6/MWh para R$ 265,53/MWh. Em abril, as afluências são esperadas em 81% da Média de Longo Termo MLT 1. Apenas no Sul as ENAs devem ficar acima da média (%). No Sudeste, a expectativa é de afluências em 92% da MLT com índices nas regiões Nordeste e Norte em 42% e 5% da média histórica, respectivamente. A diferença entre o PLD do Nordeste e os demais é mantida, uma vez que os limites de recebimento de energia deste submercado continuam sendo atingidos. Já os limites de intercâmbio entre Sudeste/Sul/Norte, permanecem não sendo alcançados, o que resulta na equalização dos preços nestes submercados. Houve redução de 2.2 MWmédios nos níveis dos reservatórios do sistema, situação observada em todos os submercados, exceto no Sul, que registrou aumento de 2 MWmédios de energia. As reduções foram de 1.8 MWmédios no Sudeste, 4 MWmédios no Nordeste e 13 MWmédios no Norte. Com a queda esperada nas temperaturas da próxima semana, a previsão de carga para o SIN está aproximadamente 1.3 MWmédios mais baixa em relação ao previsto na última semana, redução prevista em todos os submercados, com exceção do Norte. Já considerando o restante do mês, a carga sobe cerca de 2.3 MWmédios, principalmente no Sudeste, com cerca de 1.6 MWmédios. O fator de ajuste do MRE, estimado em 95,7% no mês de março, tem previsão de chegar a 97,5% em abril. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS de abril estão estimados em R$ 199 milhões, sendo R$ 175 milhões referentes à segurança energética. Em março, o ESS foi de R$ 282 milhões (R$ 152 mi para segurança energética). Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 e o Gráfico 3 ilustram a evolução do Preço quando realizada as atualizações das variáveis presentes no cálculo da primeira semana de abril. 1 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a 214.

2 Abril/216 - Semana torno de 2.25 MWmédios nas demais semanas, o que eleva o PLD em R$ 1,5/MWh no Sudeste/Sul/Norte e em R$ 8,3/MWh no Nordeste. A atualização dos dados das usinas não simuladas individualizadamente (pequenas) causou redução de cerca de R$ 14/MWh no preço do Nordeste ,55 42,3 46,83 47,16 48,81 47,75 46,7 46, 46, O Gráfico 4 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste/Sul/Norte: 2 2,98 21, Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste/Sul/Norte 6 44,98 44,89 46,26 46,26 46,26 46, 46, 46, ,15 44, ,6 267,15 275,2 276,82 279,65 265,53 265,53 265,53 265,53 271,3 279, Gráfico 4 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste/Sul/Norte 5 O Gráfico 5 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste: Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste 3 276,94 276,94 Conforme ilustrado, a atualização da Função de Custo Futuro - FCF 2 de abril de 216 causou elevação nos preços de todos os submercados, em torno de R$ 1/MWh no Sudeste, Sul e Norte e R$ 18/MWh no Nordeste. O encarecimento da FCF de abril ocorreu principalmente devido aos atrasos nas linhas de transmissão de responsabilidade da ABENGOA, o que impactou os limites de intercâmbio entre os submercados. A expectativa de redução nas afluências esperadas para abril também causou elevação no preço de todos os submercados, cerca de R$ 2/MWh no Sudeste/Sul/Norte e R$ 8/MWh no Nordeste. Ressalta-se que esta elevação se deu sobretudo em função da consulta à FCF mais cara de abril. Os níveis de armazenamento atualizados praticamente não causaram impacto no preço do Sudeste, Sul e Norte, e reduziram em torno de R$ 9/MWh o PLD do Nordeste. A redução da disponibilidade hidráulica causou aumento em torno de R$ 5/MWh no Sudeste, Sul e Norte, e de R$ 11/MWh no Nordeste. A atualização dos atributos termelétricos resultou em uma redução de R$ 5,5/MWh no preço do submercado Nordeste. E nos demais submercados, a disponibilidade térmica apresentou queda com pequeno impacto no PLD do Sudeste, Sul e Norte. A expectativa é que a carga fique cerca de 1.3 MWmédios mais baixa nesta primeira semana de abril. Porém, espera-se um aumento em ,53 265,53 265,53 265,53 265,53 265,53 265,53 265,53 Gráfico 5 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste 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 as restrições elétricas. Ao analisar o Gráfico 4 e o Gráfico 5, observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de abril é superior ao CMO em todos os submercados, com exceção do Nordeste. Isso ocorre porque o cálculo do CMO considera uma restrição de geração mínima na UHE Paulo Afonso em todos os patamares de carga, ao contrário do cálculo 2 Função de Custo Futuro - um dos principais resultados do modelo Newave, que traduz para os modelos de curto prazo o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. 2

3 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Abril/216 - Semana 1 do PLD, quando o modelo tem mais flexibilidade para gerar em qualquer um dos três patamares. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: Newave Corte (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); RestACRO (Despacho por razões elétricas do sistema ACRO); RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RestN (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. Ao comparar os níveis de armazenamento no final de março com os verificados no final de fevereiro, observa-se elevação em todos os submercados, sendo as mais significativas em pontos percentuais percebidas no Sudeste e no Norte, elevações de aproximadamente 6% e 11%, respectivamente. O nível do Sul subiu cerca de 1% e no Nordeste, em torno de 2%. Realizando a comparação ao final de março de 216, com o mesmo período do ano anterior, também observa-se variações positivas em todos os submercados, com exceção do Norte. No Sudeste e no Sul, as variações foram mais significativas: 29% e 57%, respectivamente. No Nordeste, a elevação ficou em 11% e no Norte, o nível ficou cerca de 5% abaixo do mesmo período de 215. A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de março e abril de 216 e suas respectivas diferenças. Os valores referentes a cada submercado são a somatória dos níveis dos Reservatórios Equivalentes de Energia - REEs que compõem cada submercado. Tabela 3 Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em março e abril de 216 (em %) por submercado Mês SE/CO S NE N Mar/16 5,6 94,7 31,4 42,7 Abr/16 57,1 96,1 33,7 56,3 Diferença + 6,1 + 1,4 + 2,3 + 13,6 Armazenamento inicial O Gráfico 6 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- Hidrológica da Usinas Hidrelétricas do SIN - RDH, disponibilizados diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. Tendência hidrológica As ENAs 3 passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da Função de Custo Futuro. A partir de janeiro de 216, com a consideração dos 9 REEs, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada Reservatório Equivalente de Energia - REE. Limites de Armazenamento (1996 a 215) 29 (Melhor do Histórico) 214 (Pior do Histórico) 215 PROJEÇÃO CCEE JAN/16 PROJEÇÃO CCEE PREL. ABR/ , 68,6 67, 67,8 7 65,3 61,3 6,5 64, 6 61,1 61,8 54,5 6,7 55,6 55,6 48,8 5 5,1 27/Mar 56,2 47,3 49,9 42,9 48,4 4,9 4 42,1 36,6 38,5 37,3 35,6 3 53,2 4,1 A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a abril de 216, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para abril, está acima da Média de Longo Termo - MLT para os REEs Sul e Itaipu, cujas afluências estão influenciadas pelo fenômeno El Niño, cujos efeitos ainda são sentidos mesmo com seu enfraquecimento. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para abril de 216. Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) 2 1 2,5 23,2 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Gráfico 6 Energia armazenada do SIN No Gráfico 6 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN praticamente não apresentaram redução a partir de julho de 215, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano, mas plausível em decorrência da redução da carga (até agosto), das afluências acima da média - sobretudo no Sul e no Sudeste - e da manutenção do despacho térmico adicional. Submercado Ordem PAR (p) Previsão Abr Sudeste Madeira Mar Fev Jan Dez Nov Out Teles Pires Itaipu Paraná Sul Nordeste Norte Belo Monte *A ordem do PAR(p) 4 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs. 3 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 4 PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p. 3

4 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/2 abr/2 jun/2 ago/2 out/2 dez/2 Potência (MW) % EARM Máxima 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/2 abr/2 jun/2 ago/2 out/2 dez/2 Potência (MW) Carga (MWmédio) Abril/216 - Semana 1 Cronograma da expansão Elétrica Aneel, que tem como objetivo a compatibilização com os dados do Decomp. A alteração é ilustrada no Gráfico 9. Com base no cronograma dos empreendimentos licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE 5 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 cujo cronograma teve maior impacto foi a proveniente de fontes fotovoltaicas, ilustrada no Gráfico 7. Foram postergados uma média de 55 MWmédios, de outubro de 217 para outubro de 219. O atraso decorreu da adequação ao cronograma de transmissão das conexões as quais as usinas se conectam (todas as obras da ABENGOA foram postergadas em 2 anos) e solicitações de postergação por parte dos empreendedores PMO de março de 216 PMO de abril de Expansão da Oferta Fotovoltaica Gráfico 9 Carga no NEWAVE 2. 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 6 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. DMSE Geração - Fevereiro DMSE Geração - Março Gráfico 7 Oferta de usinas fotovoltáicas A oferta hidroelétrica continua sendo impactada pelo cronograma de expansão da transmissão, representada no Gráfico 8 pela linha tracejada verde. Além do atraso associado à transmissão das UHEs Santo Antônio do rio Madeira e Jirau, também é representado o atraso relacionado à UHE Teles Pires. Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Armazenamento inicial O Gráfico 1 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: Expansão da Oferta Hidráulica - UHE 58, , 56, , , 55, 55, , , Previsto Realizado DMSE Geração - Fevereiro DMSE Geração - Março Transmissão Gráfico 8 Oferta de usinas hidroelétricas Carga - NEWAVE A carga considerada no NEWAVE para o PMO de abril de 216 foi revista apenas para os dois primeiros meses do horizonte de estudo, abril e maio de 216, seguindo definição da Agência Nacional de Energia Gráfico 1 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 56,38% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 55,63% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se 5 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 6 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 4

5 R$ MM MWmédios Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Usinas não despachadas individualmente Intercâmbio (Importação Sudeste + Norte) Carga Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga + Intercâmbio (Exportação para Nordeste) Abril/216 - Semana 1 uma diferença negativa de MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado: 1.2 Tabela 5 EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de abril 1. 8 Submercado RV abr - previsto (MWmês) RV abr - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) 6 SE/CO S NE N Carga - DECOMP 4 2 Oferta Hidro Oferta Térmica MWmédios O Gráfico 11 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de abril: Gráfico 12 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sudeste/Sul/Norte Oferta Hidro Oferta Térmica 1 1. MWmédios Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 13 - Oferta e demanda de energia do submercado Nordeste Gráfico 11 - Carga no SIN A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a redução da carga do sistema na primeira semana de abril. Tabela 6 Carga (MWmédios) Estimativa de ESS mar e abr/216 O Gráfico 14 mostra a estimativa de ESS por tipo de despacho para o mês de março de 216: SE/CO S NE N Ressalta-se que os dados acima consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparou-se no Gráfico 11, o que estava previsto para a primeira semana de abril na RV3 de (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV de (2ª coluna). A partir da segunda semana de abril, a expectativa é de que a carga suba em todos os submercados, com exceção do Norte, sendo que a elevação estimada para o sistema é de aproximadamente 2.25 MWmédios Restrições Operativas Segurança Energética Total 46,68 35,31 79,45 29,73 6,92 22,62 5,63 23,31 38,17 35, ,37 49,72 38,3 27,32 2,6 1 a 4 mar 5 a 11 mar 12 a 18 mar 19 a 25 mar 26 a 31mar Gráfico 14 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de março O Gráfico 15 apresenta a expectativa de ESS, por submercado, para o mês de março: Oferta e demanda O Gráfico 12 e o Gráfico 13 apresentam as curvas de oferta e demanda do SIN, para a primeira semana de abril. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: pelas usinas não-despachadas individualmente, pela geração inflexível e pela geração por ordem de mérito. 5

6 R$ R$ MM R$ R$ MM R$ MM Abril/216 - Semana ,73 4,35,5 36,55 Sudeste Sul Nordeste Norte 5,53 1,13,6 72,73 5,97,18,6 54,71 5,4 1,4,4 43,8 13,3,57,7 24,22 1 a 4 mar 5 a 11 mar 12 a 18 mar 19 a 25 mar 26 a 31mar Gráfico 15 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de março A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 14 e no Gráfico 15 resultam na expectativa de R$ 276 milhões em encargos para o mês de março, sendo que R$ 147 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 16 traz a previsão de ESS, por tipo de despacho, para abril de 216: ,37 5,92,45 41,68 41,68 55,17 41,91 42,36 42,77 42,36 42,77 1,51 7,21, 13,25,, 3,3 1 abr 2 a 8 abr 9 a 15 abr 16 a 22 abr 23 a 29 abr 3 abr Gráfico 16 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de abril O Gráfico 17 apresenta a estimativa de ESS por submercado para abril de 216: ,23,11,1 4,3 Restrições Operativas Segurança Energética Total Sudeste Sul Nordeste Norte 12,92,11,9 26,21,26,15,9,9 13,18 13,22,48,9 28,56 28,61 28,94 28,98 5,22,,16 5,13 1 abr 2 a 8 abr 9 a 15 abr 16 a 22 abr 23 a 29 abr 3 abr Gráfico 17 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de abril Os valores previstos para o período de 1º a 25 de março foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Observa-se 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. A expectativa para o período de 26 de março à 3 de abril foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp - revisão de abril de 216. O ESS referente à segurança energética foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs com CVU até R$ 211/MWh, seguindo determinação do CMSE. A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 16 e no Gráfico 17 resultam na expectativa de R$ 199 milhões em encargos para o mês de abril, sendo que R$ 182 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando 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 14/4/15; 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, tem 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, 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. O Gráfico 18 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para março: Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD Gráfico 18 Estimativa de Custos por submercado para o mês de março A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 18 resulta em uma estimativa de aproximadamente R$ 4. em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD em março de 216. O Gráfico 19 ilustra a previsão de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para abril de a 4 mar 5 a 11 mar a 18 mar Sudeste Sul Nordeste Norte 19 a 25 mar Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD abr 2 a 8 abr 9 a 15 abr 16 a 22 abr Sudeste Sul Nordeste Norte Gráfico 19 - Estimativa de Custos por submercado para o mês de abril 26 a 31mar a 29 abr 6

7 MWmédios [%] MWmédios [%] Abril/216 - Semana 1 De acordo com os dados do Gráfico 19, a estimativa de custos para abril de 216 é de aproximadamente R$ 17., devido ao descolamento entre CMO e PLD. 11% % 9% 9,7% 95,4% 97,5% Fator de Ajuste do MRE 8% 7% 6% 78,4% 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 2 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para janeiro, fevereiro e março de 216. Em fevereiro, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º de fevereiro a 23 de março, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para 24 e 25 de março foram considerados os mesmos dados do dia 23. O período de 26 a 31 de março teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão do Decomp de abril de 216, 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 março e abril foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do boletim InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 216 ), publicado em 1/3/216. Os valores consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. Tais valores 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 214. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 216, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de março de 216. 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 215, o Gráfico 22 e o Gráfico 23 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 ) sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 sem6 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 2 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 21 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fevereiro de 216, além da previsão para março e abril de % jan/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 Gráfico 21 Estimativa do fator de ajuste do MRE Gráfico 22 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat O Gráfico 23 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para fevereiro de 216, além da previsão para março e abril de 216. Gráfico 23 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Projeção do PLD sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 sem6 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT % % 9% 8% 7% 6% 5%,5% 99,3% 98,4% 9,3% jan/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 As projeções de PLD apresentadas neste boletim são realizadas com base em duas metodologias distintas de projeção de ENA: semelhança histórica e Redes Neurais Artificiais (RNA), considerando o horizonte dos próximos 14 meses. A partir de janeiro de 216, a CCEE passou a utilizar a representação do SIN em nove reservatórios equivalentes de energia, de acordo com a definição da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico CPAMP. Os reservatórios equivalentes de energia escolhidos para serem utilizados foram: Sudeste, Madeira, Teles Pires, Paraná, Itaipu, Sul, Nordeste, Norte e Belo Monte. O Gráfico 24, o Gráfico 25, o Gráfico 26 e o Gráfico 27 ilustram os PLDs projetados para o período de abril de 216 a maio de 217. Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e o despacho térmico das UTEs com CVU até R$ 211/MWh (seguindo o aprovado pelo CMSE), os gráficos também ilustram a projeção do PLD considerando a pior série de março a novembro do histórico de ENA para o SIN (de março de 1934 a abril de 1935) e as curvas P1 e P25, que resultam de simulações sem a consideração da tendência hidrológica. Há 1% de chance do PLD estar acima da curva P1% para o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja P25% para o período. 7

8 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/ jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/ jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/ Abril/216 - Semana Projeção do PLD - SE/CO 2. Gráfico 26 Projeção do PLD do Nordeste Projeção do PLD - N Gráfico 24 Projeção do PLD do Sudeste jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/ Projeção do PLD - S Gráfico 27 Projeção do PLD do Norte A Tabela 7 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de abril de 216 a maio de Tabela 7 Resultados da Projeção do PLD SE/CO mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico S mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico NE mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico Gráfico 25 Projeção do PLD do Sul Projeção do PLD - NE N mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série do Histórico 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 Abril/216 - Semana 1 ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Março de 216 UHE PCH UTE UEE UFV abr ,7 2.84, , ,34, mai ,4 2.84, , ,4, jun ,1 2.89, , ,74, jul ,3 2.89, , ,4, ago ,3 2.89, , ,94, set , , , ,34, out , , , ,54, nov , , , ,64, dez , , , ,24, jan , , , ,94, fev , 2.876, , ,84, mar ,6 2.93, , ,4, abr ,9 2.93, , ,14, mai ,7 2.93, , ,64, jun ,7 2.93, , ,64 1,8 jul , , , ,74 43,8 ago , , , ,94 234,1 set , , , ,94 234,1 out , , , ,4 314,7 nov , , , ,4 314,7 dez ,4 3.6, ,73 5.9,24 314,7 jan ,5 3.2, , ,84 314,7 fev ,5 3.3, , ,74 314,7 mar ,6 3.3, , ,94 314,7 abr ,6 3.56, , ,74 314,7 mai ,7 3.98, , ,34 314,7 jun ,7 3.98, , ,54 314,7 jul ,6 3.98, , ,54 314,7 ago ,6 3.98, , ,34 314,7 set ,1 3.98, , ,24 314,7 out ,1 3.98, , ,24 314,7 nov ,8 3.98, , ,44 538,2 dez ,8 3.98, , ,84 538,2 jan , , , ,4 56,7 fev , , , ,14 56,7 mar , , , ,14 56,7 abr , , , ,14 56,7 mai ,8 3., , ,14 56,7 jun ,8 3., , ,14 56,7 jul ,8 3., , ,14 56,7 ago ,8 3., , ,14 631,8 set ,8 3., , ,14 631,8 out ,8 3., , ,14 631,8 nov , , , ,14 68,6 dez , , , ,14 68,6 jan , , , ,14 68,6 fev , , , ,14 68,6 mar , , , ,14 68,6 abr , , , ,14 68,6 mai , , , ,14 68,6 jun , , , ,14 68,6 jul , , , ,14 68,6 ago , , ,3 7.26,14 68,6 set , , , ,14 68,6 out , , , ,14 68,6 nov , , , ,14 68,6 dez , , , ,14 68,6 9

10 Abril/216 - Semana 1 O anexo ilustra a evolução da garantia física ao longo do horizonte do Newave, de 216 a 22. Os dados constantes deste anexo consideram a garantia de todas as usinas, participantes e não participantes do MRE. As informações das UTEs consideram as garantias físicas das usinas movidas a biomassa. Os dados referentes à garantia física em operação comercial foram extraídos do InfoMercado Dados Individuais 215, disponibilizado no site da CCEE em 1/3/216, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de dezembro de 215. A partir de janeiro de 216, 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. 1