Análise PLD 1ª semana operativa de janeiro

Transcrição

1 s Nº 17 1ª semana de janeiro/ O InfoPLD é uma publicação semanal que traz uma análise dos fatores que influenciam na formação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, calculado semanalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. O boletim também apresenta a estimativa dos Encargos de Serviços do Sistema - ESS originados por razão de segurança energética e por restrições elétricas no sistema, bem como uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. Desde a edição nº 167, o Boletim InfoPLD disponibiliza também a evolução da garantia física, discriminada por mês e por tipo de usina, para os anos que compreendem o horizonte do Newave. Estas informações são disponibilizadas no anexo 1. Análise PLD 1ª semana operativa de janeiro A tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 27 de dezembro a 2 de janeiro de 215. Tabela 1 PLD (em R$/MWh) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 388,48 388,48 388,48 388,48 Média 388,48 388,48 388,48 388,48 Leve 388,48 388,48 388,48 388,48 Média semanal 388,48 388,48 388,48 388,48 A tabela 2 apresenta a comparação entre o PLD médio da quarta semana de dezembro e o da primeira semana de janeiro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quarta semana de dezembro e a primeira semana de janeiro (em R$/MWh) Submercado PLD 4ª sem - dez 1ª sem - jan Variação % SE/CO 658,73 388,48-41% S 658,73 388,48-41% NE 658,73 388,48-41% N 658,73 388,48-41% A primeira semana operativa de 215 tem início com o preço em seu novo limite máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, no valor de R$ 388,38/MWh - definido pela Resolução Homologatória nº de 25 de novembro de 214. O Custo Marginal de Operação - CMO apresentou redução de 2% em relação à semana anterior, enquanto que, pelo novo limite, o PLD reduziu 41%. Tal impacto deve-se à expectativa de elevação das afluências e à recuperação dos níveis dos reservatórios, em função do início das chuvas. A estação chuvosa, verificada desde o final de novembro, continuou atuando em dezembro, de modo que a previsão das afluências para o mês de janeiro ficou na faixa de 9% da sua média histórica, cerca de 35% maior que a média de dezembro. Por isso, a previsão da Energia Natural Afluente ENA para todo o sistema em janeiro representou uma elevação, em termos de energia, de quase 24. MWmédios. Esta elevação, que está prevista para acontecer progressivamente ao longo das próximas semanas, sobretudo no submercado Sudeste, refletiu também na expectativa de recuperação dos reservatórios, fato que reduziu o PLD. Contudo, os níveis de armazenamento dos reservatórios vêm se recuperando numa taxa ligeiramente abaixo do previsto na semana anterior, resultando em uma diferença de 47 MWmédios abaixo do esperado. A disponibilidade de máquinas das usinas hidráulicas apresentou elevação de quase 7 MW, de forma preponderante na região Norte, especialmente na usina hidrelétrica de Tucuruí, que tem retorno de sua capacidade total de geração previsto para as primeiras semanas de janeiro, em decorrência da expectativa de elevação das vazões do Rio Tocantins. Em função do feriado de Ano Novo, período de queda do consumo, foi mantida a expectativa de carga reduzida na última semana de 214. Nas semanas seguintes, os valores esperados para os submercados Nordeste e Norte foram revistos para cima, pela expectativa de aumento das temperaturas dessas regiões. Já para o submercado Sul, a carga esperada sofreu redução, de modo que para o SIN a carga é maior em 11 MWmédios. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o gráfico 2 ilustra o PLD máximo e a evolução do CMO, uma vez que tal atualização causou impactos acima do PLD máximo estipulado. Destacamos que os valores de CMO demonstrados foram obtidos do deck utilizado para o cálculo do PLD. O gráfico 2 ilustra as variações no PLD de todos os submercados. 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 ,73 652,44 652,44 657,55 657,55 626,44 626,44 527,79 525,23 525,98 O gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no Sudeste: 5 527,79 525,23 52,88 52, ,83 822,83 86,97 822,83 79,53 84,54 776,88 728,95 R$/MWh ,48 388, ,54 61,21 R$/MWh ,73 378,22 412,65 388, , ,69 125,16 135,43 97,36 67,31 7,28 19,3 37,61 28,95 38,73 29,42 13,25 Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em R$/MWh) Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD para todos os submercados O horizonte de estudo do modelo Decomp compreende dois meses. A partir do segundo mês, as informações associadas ao valor da água são obtidas por meio de uma consulta ao modelo Newave - conhecida como acoplamento entre os modelos Newave e Decomp. A troca do ponto de acoplamento provocou redução de aproximadamente R$

2 Janeiro/215 - Semana 1 3/MWh no valor do PLD, o que é demonstrado no passo s1 (NW Acoplamento M+1) do gráfico 2. A atualização da Função de Custo Futuro 1 para o mês de janeiro de 215 resultou em elevação de cerca de R$ 3/MWh, ficando menos otimista que a de dezembro em decorrência da consideração de baixos níveis iniciais dos reservatórios de todos os submercados e da redução da oferta. As energias afluentes passadas (utilizadas para a construção de cenários hidrológicos) mais otimistas que as consideradas no mês anterior contribuiram para que o impacto de elevação não fosse maior. O impacto da atualização da Função de Custo Futuro de janeiro é demonstrado no passo "s1 (FCF Jan/15)". A atualização das demais variáveis não provocou impacto significativo nos custos médios. O último passo, ilustrado no gráfico 2, s1 (PLD - oficial), demonstra a consideração do limite máximo do PLD definido para 215. Adicionalmente à decomposição da variação do PLD entre as semanas, o gráfico 3 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD: Newave 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 e o cronograma de expansão das usinas, entre outras. Armazenamento inicial O gráfico 4 ilustra a evolução do armazenamento dos últimos três anos para a região Sudeste e os valores dos armazenamentos mínimos e máximos atingidos nesta região desde o ano 2. 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 ,36 526,18 526,33 524,63 526,9 525,97 525,97 Limites de armazenamento - 13 anos Média ,44 524,44 525,24 524, R$/MWh ,48 Armazenamento - % , 1 Gráfico 3 Decomposição da variação do CMO x PLD para todos os submercados Considerando que o cálculo do PLD desconsidera as restrições elétricas internas aos submercados, desde que não afetem os limites entre eles, o custo de operação resultante do cálculo do PLD tende a ser inferior ao custo de operação do cálculo do CMO, uma vez que este é menos restritivo. Analisando o gráfico 3, observa-se que o PLD da primeira semana de janeiro é inferior ao CMO. Os passos deste gráfico ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas, são elas: 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). jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Gráfico 4 Energia armazenada no submercado Sudeste/C. Oeste A partir da análise do gráfico 3 é possível observar a recuperação do reservatório equivalente do Sudeste ao longo do ano de 213. Esta recuperação se deu por conta do despacho térmico adicional motivado por segurança energética, verificado até agosto do ano passado, e também devido à melhora nas condições hidrológicas verificadas no final daquele ano. A conjuntura hidrológica desfavorável verificada ao longo de 214 não possibilitou a mesma recuperação realizada em 213. Merece destaque o nível de armazenamento de 19%, indicado no gráfico 3, que se encontra cerca de 24% abaixo do nível registrado neste mesmo mês de 213 e, assim como verificado em outubro e novembro, apresenta nível inferior ao pior do histórico registrado até então. Ao contrário dos meses anteriores, observa-se a recuperação dos níveis dos reservatórios ao longo do mês de dezembro. Quando comparamos o nível dos reservatórios em dezembro deste ano com dezembro do ano anterior nos submercados Sul, Nordeste e Norte, observamos diferenças negativas de 6,2%, 16,8% e 13,7%, respectivamente. 1 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. A tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave dos meses de dezembro de 214 e janeiro de 215 e sua respectiva diferença. 2

3 Janeiro/215 - Semana 1 Tabela 3 Comparação dos armazenamentos iniciais de e jan/15 do Newave (em %) Mês SE/CO S NE N Dez/14 15,1 66,9 12,8 28,3 Jan/15 18,8 5,5 17,4 32,7 Diferença +3,7-16,4 +4,6 +4,4 Destacamos no gráfico 5 a oferta de usinas eólicas, que além da inclusão das usinas vencedoras do 2º LEN a partir de janeiro de 219, também ilustra os atrasos decorrentes de adequações aos cronogramas de transmissão A ocorrência de afluências mais otimistas em todos os submercados no mês de dezembro, uma vez que iniciou-se a estação chuvosa, influenciou na elevação dos níveis iniciais de armazenamento do Sudeste, Nordeste e Norte. A redução acentuada do Sul se deve ao constante envio de energia para o Sudeste. Ressalta-se que a recuperação dos níveis de armazenamento também ocorre devido à manutenção do despacho térmico adicional por segurança energética. MWmédio Tendência hidrológica As Energias Naturais Afluentes - ENAs 2 passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da Função de Custo Futuro. A tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a janeiro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica considerada para a construção dos cenários de afluência para o mês de janeiro está abaixo da Média de Longo Termo - MLT 3 em todos os submercados, gerando cenários também abaixo da média. Embora os cenários gerados para janeiro de 215 estejam abaixo da MLT, estes estão mais otimistas quando comparados com os cenários que haviam sido gerados para dezembro de 214. Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Gráfico 5 Oferta de usinas eólicas O gráfico 6 ilustra a oferta de usinas termoelétricas, que além de ilustrar atrasos decorrente de adequações aos cronogramas dos empreendedores, demonstra a partir de janeiro de 219 a oferta das usinas vencedoras do 2º LEN. MWmédio Oferta PMO Dezembro/14 Oferta PMO Janeiro/15 Submercado Ordem PAR (p) Previsão Jan Dez Nov Out Set Ago Jul 12. SE/CO S NE N *A ordem do PAR(p) 4 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs. Decomp Oferta PMO Dezembro/14 Gráfico 6 Oferta de usinas térmicas Oferta PMO Janeiro/15 Cronograma da expansão 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, eólicas UEE e pequenas centrais hidrelétricas - PCHs. A principal alteração em relação à oferta considerada no PMO de dezembro de 214 foi a inclusão da oferta proveniente do 2º Leilão de Energia de Nova - LEN, com produtos cujo início de suprimento é janeiro de 219, ano que passou a ser considerado no horizonte de estudo do Newave. 2 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 3 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p. 5 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 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 intercambio 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. Armazenamento inicial O gráfico 7 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: 6 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 3

4 Janeiro/215 - Semana 1 % EARM Máxima 22, 21,5 21, 2,5 2, 19,5 19, 18,5 21,6 21,46 19,66 Previsto Realizado Gráfico 7 Energia armazenada no SIN Oferta e demanda O gráfico 9 apresenta a curva de oferta e demanda do SIN para a primeira semana de janeiro. 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. R$/MWh Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga O processamento do Decomp na semana anterior indicava um nível de armazenamento de 21,6% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. Entretanto, o armazenamento inicial utilizado foi de 21,46% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença negativa de 391 MWmês. A tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado: Tabela 5 EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de janeiro Submercado RV jan - previsto (MWmês) RV jan - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO S NE N MWmédio Gráfico 9 Oferta e demanda de energia do SIN Estimativa de ESS Dez/214 e Jan/215 Oferta Hidro Oferta Térmica O gráfico 1 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema - ESS por tipo de despacho para o mês de dezembro: Restrições Elétricas Restrições operativas constrained-on Segurança Energética 12 Carga mi R$ ,87 O gráfico 8 ilustra a variação da carga prevista para a primeira semana de janeiro: MWmédios Gráfico 8 Carga no SIN A tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga considerada na primeira semana de janeiro. Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N 9.85 Sudeste Sul Nordeste Norte SIN ,35 35,11 3,6,6 Gráfico 1 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de dezembro O gráfico 11 apresenta a estimativa de ESS por submercado para o mês de dezembro: mi R$ ,96 32,4 Gráfico 11 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de dezembro,38 12,37 1 a 5 dez 6 a 12 dez 13 a 19 dez 2 a 26 dez 27 a 31 dez 2,23 2,1 11,9 Sudeste Sul Nordeste Norte 27,93 43, 25,86,51,51,78 6,74 7,45 5,78 2,62 67,91 5,86 28,9 1 a 5 dez 6 a 12 dez 13 a 19 dez 2 a 26 dez 27 a 31 dez 4

5 Janeiro/215 - Semana 1 O gráfico 12 apresenta a estimativa de ESS por tipo de despacho para o mês de janeiro: Tabela 7 Usina com despacho por restrição elétrica pura programado para a primeira semana operativa de janeiro 45 4 Restrições Elétricas Restrições operativas constrained-on Segurança Energética Nome CVU (R$/MWh) Despacho programado (MW médio) TermoNorte II 678,4 12, 35 3 Muricy 775,66 8,99 mi R$ ,75 Arembepe 775,66 3,84 15 Global I 531,71 8, ,95 Global II 531,71 8,99 1,6 1 e 2 jan 3 a 9 jan 1 a 16 jan 17 a 23 jan 24 a 3 jan 31 jan Bahia I 681,59 2,23 Gráfico 12 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de janeiro Despacho total *Valores médios ponderados 153 MWmédios O gráfico 13 apresenta a estimativa de ESS por submercado para o mês de janeiro: 45 4 Sudeste Sul Nordeste Norte A consolidação dos valores apresentados nos gráficos 1 e 11 resulta em uma estimativa de R$ 253,45 milhões em encargos para o mês de dezembro, sendo que R$ 234,96 milhões correspondem aos encargos por segurança energética, enquanto o restante corresponde àqueles gerados por motivo de restrição elétrica. 35 mi R$ ,17 2,35 11,24 1 e 2 jan 3 a 9 jan 1 a 16 jan 17 a 23 jan 24 a 3 jan 31 jan 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 geração hidráulica no centro de gravidade das usinas participantes desse mecanismo pelo montante total de suas garantias físicas sazonalizadas. Gráfico 13 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de janeiro Os valores estimados para o período de 1 a 26 de dezembro foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O gráfico 14 apresenta a estimativa da geração hidráulica das usinas participantes do MRE comparada com a garantia física sazonalizada para os meses de novembro e dezembro de 214 e o dado preliminar para mês de janeiro de 215, o qual deverá apresentar alterações nos próximos informativos. Essa estimativa é apresentada em base semanal para o mês de dezembro. 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. MWmédios A previsão referente às restrições elétricas para o período de 27 de dezembro a 2 de janeiro foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas indicada no deck de dados do modelo Decomp e considerando as usinas que possuem Custo Variável Unitário - CVU 7 abaixo do CMO e acima do PLD máximo (neste boletim denominadas como restrições operativas Constrained- On). De acordo com o módulo 9 das Regras de Comercialização - Encargos, estas usinas que são despachadas por ordem de mérito pelo Deck do ONS, e não integram o despacho por ordem de mérito em relação ao PLD, são tratadas como se estivessem com restrição operativa local na modalidade Constrained-On nov/14 sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 jan/15 Geração Hidráulica MRE , , , , , , , ,7 Garantia Física Sazonalizada 48.45, , , , , , , , Gráfico 14 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O gráfico 15 apresenta o valor consolidado do fator de Ajuste do MRE para o mês de novembro e a estimativa para os meses de dezembro de 214 e janeiro de 215: A previsão referente aos encargos por segurança energética do período de 27 de dezembro a 2 de janeiro foi realizada considerando a disponibilidade das usinas cujo CVU está acima do CMO calculado pelo ONS. A tabela 7 ilustra as usinas com despacho programado por restrição elétrica pura para a primeira semana de janeiro. 12,% 11,%,% 9,% 8,% 7,% 6,% 87,7% nov/14 96,2% sem1 91,3% 89,% sem2 sem3 77,8% sem4 85,% sem5 87,5% 68,3% jan/15 7 Custo Variável Unitário - Custo para a geração de 1 MWh de energia associado ao custo do combustível e O&M variável. Gráfico 15 Estimativa do fator de Ajuste do MRE 5

6 Janeiro/215 - Semana 1 No período de 1 a 28 de dezembro, os dados de geração hidráulica foram obtidos a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O mês de janeiro teve os valores de geração hidráulica estimados a partir da revisão do Decomp de janeiro de 215, levando em consideração a geração térmica por segurança energética indicada pelo ONS. MWmédios (3.326) (12) (466) (575) (1.161) (264) (2.556) (5.95) mm R$ Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (perdas de rede básica e perdas internas), obtido a partir da análise do histórico. Já a garantia física sazonalizada teve seu valor ponderado por fatores de operação comercial, disponibilidade e perdas internas da última contabilização nov/14 sem1 sem2 sem3 Impacto em mm R$ sem4 sem5 Ajuste do MRE Gráfico 16 Estimativa do fator de Ajuste do MRE jan/ No gráfico 16, o fator de ajuste do MRE é aplicado sobre a garantia física sazonalizada, de modo a obter o ajuste do MRE em MW médios. Em seguida, para estimar o impacto em milhões de reais deste ajuste, essa energia é valorada ao PLD. O PLD utilizado para o cálculo de dezembro de 214 foi o preço médio mensal deste mês. Já o PLD utilizado para janeiro de 215 teve como base os valores esperados pelo Decomp da revisão até a última semana de janeiro. O fator de ajuste do MRE foi estimado para dezembro em 87,5%, o qual representa redução da garantia física do MRE em 5.94 MW médios. Este montante de energia, valorado ao PLD médio de dezembro, de R$ 61,21/MWh, resulta em um impacto estimado em R$ milhões para as usinas participantes do MRE. Cabe ressaltar que tal impacto depende das posições comerciais de cada agente, podendo implicar em pagamento adicional para os agentes expostos negativamente ou em menor receita para os expostos positivamente. 6

7 Nº 17 1ª semana de janeiro/ ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de janeiro de 215 UHE UTE UEE UFV jan , , ,15, fev , , ,95, mar , ,9 2.62,55, abr , , ,85, mai , ,5 2.23,5, jun , , ,25, jul , , ,45, ago , , ,15, set , , ,65, out , , ,55, nov , , ,5, dez , , ,25, jan , , ,45, fev , ,5 3.43,45, mar , ,5 3.68,5, abr , , ,5, mai , , ,5, jun , , ,75, jul , , ,45, ago , , ,5, set , , ,5, out , , ,5, nov , , ,45, dez , , ,5, jan , , ,75, fev , , ,95, mar , , ,15, abr , 15.81, ,15, mai , 15.81, ,35, jun , , ,5, jul , , ,5, ago , , ,5, set , , ,5, out , , ,45 22,3 nov , , ,45 22,3 dez , , ,45 22,3 jan , , ,75 22,3 fev , , ,45 22,3 mar , , ,25 22,3 abr , , ,85 22,3 mai , , ,85 22,3 jun , , ,85 22,3 jul , , ,85 22,3 ago , , ,85 22,3 set , , ,85 22,3 out , , ,85 22,3 nov , , ,85 22,3 dez , , ,85 22,3 jan , , ,5 22,3 fev , , ,45 22,3 mar , , ,45 22,3 abr , , ,45 22,3 mai , , ,45 22,3 jun , , ,45 22,3 jul , , ,45 22,3 ago , , ,45 22,3 set , , ,45 22,3 out , , ,45 22,3 nov , , ,45 22,3 dez , , ,45 22,3

8 Janeiro/215 - Semana 1 O presente anexo ilustra a evolução da garantia física ao longo do horizonte do Newave, neste caso, para o período de 215 a 219. Os dados de UHE não consideram as garantias físicas das pequenas centrais hidrelétricas. Os dados de UTE consideram as garantias físicas das usinas movidas a biomassa. Os dados referentes à Garantia Física em operação comercial foram extraídos do Boletim de Operação das Usinas nº 12/214, disponível no site da CCEE, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de outubro de 214. A partir de novembro de 214, 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. 8