Análise PLD 1ª semana operativa de fevereiro

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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 29,42,69 263,06 689,25 287,20 94,28 35,66 30,42 37,73 49,42 75,93 61,32 83,43 115,58 149,02,21,05,19 121,44,64 Nº 279 1ª semana de fevereiro/ 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 1 e o PLD, uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE e, no Anexo I, 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 fevereiro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 28 de janeiro a 3 de fevereiro de Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada Média Leve 101,31 101,31 171,33 101,31 101,31 101,31 171,33 101,31 99,46 99,46 171,33 99,46 Média semanal,64,64 171,33,64 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de janeiro e da primeira de fevereiro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quarta semana de jan e da primeira semana de fev (em ) Submercado PLD 4ª sem - jan 1ª sem - fev Variação % SE/CO 129,90,64-23% S 129,90,64-23% NE 138,94 171,33 +23% N 129,90 171,33-23% 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: Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) O PLD para o período entre 28 de janeiro e 3 de fevereiro caiu 23% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, ao passar de R$ 129,9/MWh para R$,64/MWh. O preço no Nordeste foi fixado em R$ 171,33/MWh, aumento de 23% frente ao PLD da semana anterior. Os limites de intercâmbio referentes ao recebimento de energia do Nordeste foram atingidos, fazendo com que os preços deste submercado fiquem descolados em relação aos demais. As afluências verificadas em janeiro devem ficar em 68% da Média de Longo Termo MLT 2, acima da média apenas no sul. Em fevereiro, as ENAs são esperadas em 77% da MLT para o Sistema, também superior à média somente no Sul (116%) e abaixo nos submercados Sudeste (86%), Nordeste (26%) e Norte (64%). A expectativa de carga para a próxima semana é de 370 MWmédios, inferior à prevista na última semana, com redução no Sul (-390 MWmédios) e no Norte (- MWmédios). A carga esperada para o Sudeste e Nordeste ficaram mais altas em 95 MWmédios e 25 MWmédios, respectivamente. Os níveis dos reservatórios do Sistema estão aproximadamente 280 MWmédios abaixo da previsão anterior, índice impactado pela redução esperada no Sul (-180 MWmédios) e no Nordeste (-300 MWmédios). No Sudeste, os níveis registraram elevação de MWmédios, com leve alta no Norte (+5 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para janeiro foi estimado em 106,5% e a previsão para fevereiro é de 113,9%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 229 milhões em janeiro, sendo R$ 178 milhões referentes à segurança energética. Já para fevereiro, o ESS previsto é de R$ 102 milhões, com o montante de R$ 99 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 realizadas as atualizações das variáveis referentes ao Newave na Função de Custo Futuro FCF da primeira semana de fevereiro para o Sudeste, Sul e Norte. O Gráfico 3 ilustra a variação do PLD do Nordeste. 1 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 2 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a 2014.

2 140 SUDESTE - SUL - NORTE 140 SUDESTE - SUL - NORTE ,90 117,07 118,90 121,51 126,05 125,73,55 124,44 124, ,90 124, ,54, ,72 105,46 108,32,64 104,93 102,72 102,21, Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste, Sul e Norte - NEWAVE Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste, Sul e Norte - DECOMP 190 NORDESTE 190 NORDESTE ,76 170,43 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171, ,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171, , , Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste - NEWAVE 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, ilustrada no passo FCF-Janeiro do Gráfico 2 e do Gráfico 3, mostra a redução em torno de R$ 14/MWh no valor do PLD dos submercados Sudeste, Sul e Norte, e o aumento de aproximadamente R$ 31/MWh no preço do Nordeste. No Nordeste, as demais atualizações na FCF praticamente não causaram impacto no preço, já nos demais submercados, embora sutis, percebemos algumas variações, uma vez que o principal impacto no preço foi ocasionado pelas alterações no modelo Decomp (compiladas no passo Oficial (sem1 Fevereiro) e ilustradas detalhadamente no Gráfico 4). As principais alterações na FCF do Sudeste, Sul e Norte se deram em função do atraso na oferta, tanto de Usinas Não Simuladas Individualmente - UNSI, quanto nas demais usinas. O atraso nas UNSI elevou o preço em torno de R$ 2,5/MWh e, nas demais usinas, elevou o PLD em aproximadamente R$ 4,5/MWh. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD referentes ao Decomp, o Gráfico 4 ilustra as mudanças no preço dos submercados Sudeste, Sul e Norte. Já o Gráfico 5 ilustra o impacto das alterações do Decomp no Nordeste. Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste - DECOMP Conforme ilustrado no Gráfico 4, com exceção da disponibilidade térmica, todas as atualizações contribuíram para a queda do PLD do Sudeste, Sul e Norte. A principal causa foi a expectativa de elevação nas afluências previstas para o mês de fevereiro, que resultou em uma queda em torno de R$ 20/MWh. A verificação de níveis de armazenamento mais altos que os estimados anteriormente no Sudeste causou redução de cerca de R$ 2,50/MWh, enquanto o aumento da disponibilidade hidráulica reduziu o preço em aproximadamente R$ 3,5/MWh. A redução da carga diminuiu o preço em aproximadamente R$ 3/MWh. Já no Nordeste, conforme ilustrado no Gráfico 5, a elevação no preço se deu unicamente pela nova FCF. As demais atualizações não impactaram o preço do Nordeste, uma vez que o PLD se deu sempre pelo custo da térmica marginal, que no caso é a UTE Porto do Pecém 1, com disponibilidade de 720 MW. O Gráfico 6 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal da Operação - CMO e o PLD para os submercados Sudeste, Sul e Norte, e o Gráfico 7 para o Nordeste: 2

3 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] SUDESTE - SUL - NORTE 99,82,07,39,88,26,26,64,64,64 Newave O modelo Newave estima o custo futuro da energia e reflete para o Decomp o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios ,44 Nas variáveis que influenciam a obtenção da FCF incluem-se o armazenamento inicial, a tendência hidrológica, o cronograma de expansão das usinas, entre outras Gráfico 6 - Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados Sudeste, Sul e Norte NORDESTE Armazenamento inicial O Gráfico 8 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 ,69 176,69 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171,33 171, Limites de Armazenamento (1996 a 2015) 9 (Melhor do Histórico) 2014 (Pior do Histórico) PROJEÇÃO CCEE RV0 Jan/2017 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga) PROJEÇÃO CCEE RV0 Fev/2017 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga) 84,1 83,0 79,9 79,9 77,7 74,0 73,9 70,9 72,1 68,8 67,7 64, Gráfico 7 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado 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 tais restrições. Ao analisar o Gráfico 6, observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de fevereiro para Sudeste, Sul e Norte é superior ao CMO em todos os submercados. Já no Gráfico 7, observase que o CMO é mais alto. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: 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 S (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) , ,8 2022,4 20,5 49, ,9 38,5 33,8 31,7 36,9 31,5 29/jan 34, , ,2 55,6 55,1 54,5 53,7 42,0 40,7 28,9 43,9 43,6 42,3 34,8 42,7 40,8 36,4 38,0 37,5 36,4 Gráfico 8 Energia armazenada do SIN No Gráfico 8 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN se mantiveram estáveis no final do horizonte de 2016, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano (se espera aumento nos níveis em função do início do período úmido) mas verificado em decorrência da verificação de afluências abaixo da média em novembro e dezembro. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de janeiro com os verificados no final de dezembro de 2016, observamos pequena elevação em todos os submercados, em função das afluências relativamente elevadas em função do período úmido. Os níveis dos submercados Sudeste, Sul, Nordeste e Norte ficaram respectivamente cerca de 3,5%, 1,5%, 0,5% e 5% mais altos que o verificado no final do mês passado. Realizando a comparação entre o final de janeiro de 2017 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações negativas em todos os submercados, principalmente no Sul, cujos níveis ficaram quase 31% mais baixos. Os níveis do Sudeste, Nordeste e Norte estão respectivamente cerca de 7%, 0,5% e 6,5% abaixo 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 janeiro e fevereiro e 41,9 49,7 40,9 45,0 38,2 36,0 33,8 31,6 31,0 31,7 32,3 32,827, ,8 29,0 26,1 23,2 22,0 25,1 23,2 20,8 19,6 0 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 3

4 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 nov/17 jan/18 mar/18 mai/18 jul/18 set/18 nov/18 jan/19 mar/19 mai/19 jul/19 set/19 nov/19 jan/20 mar/20 mai/20 jul/20 set/20 nov/20 jan/21 mar/21 mai/21 jul/21 set/21 nov/21 Potência (MW) Usinas não simuladas individualizadamente (MWmédio) 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 jan e (em %) por submercado Mês SE/CO S NE N Jan/17 33,9 58,6 16,1 19,4 Fev/17 36,7 62,2 17,0 22,9 Diferença + 2,8 + 3,6 + 0,9 + 3,5 A expansão proveniente da oferta de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, fotovoltaicas e biomassa é agrupada e denominada usinas não simuladas individualmente. A expansão destas fontes é considerada em função da potência das usinas multiplicada por um fator, sendo este calculado em função da geração líquida histórica de cada fonte e em cada submercado (soma da razão entre a média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina, dividido pelo número de usinas). Assim, o Gráfico 9 ilustra a oferta futura agrupada das fontes citadas Tendência hidrológica As ENAs passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da 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 fevereiro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para fevereiro, está acima da MLT para os REEs Itaipu e Sul. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para fevereiro. Submercado Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Ordem do PAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO PMO de janeiro de 2017 PMO de fevereiro de 2017 Gráfico 9 Oferta de Usinas não Simuladas Individualmente Ilustramos também no Gráfico 10 a oferta das usinas hidráulicas, que, além da antecipação da oferta no início do horizonte de estudo em decorrência da entrada em operação comercial das seis últimas unidades geradoras da UHE Santo Antônio, mostra pela linha verde tracejada as restrições impostas as gerações das usinas Belo Monte, Santo Antônio e Jirau em função dos atrasos na transmissão. 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 Expansão da Oferta Hidráulica - UHE Cronograma da expansão DMSE Geração - Dezembro DMSE Geração - Janeiro Transmissão 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; Centrais Geradoras Hidrelétricas CGH e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs. A oferta de usinas térmicas e hidrelétricas praticamente não sofreu impactos em relação à oferta considerada no mês passado, sendo a expansão das demais fontes a mais impactada. Os atrasos decorrem principalmente de adequações aos cronogramas dos empreendedores e às fiscalizações realizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel e pelo Ministério de Minas e Energia - MME. Carga - Newave Gráfico 10 Oferta de Usinas hidráulicas A comparação entre a carga considerada para o Programa Mensal da Operação - PMO de janeiro e fevereiro é ilustrada no Gráfico 11 e mostra que a única diferença decorre da compatibilização entre os dados do Newave e Decomp para os dois primeiros meses do horizonte de estudo, sendo que a expectativa é que a carga para estes meses fique em torno de MWmédios mais baixa que a esperada anteriormente. 3 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. 4

5 % EARM Máxima MWmédios Carga (MWmédio) Carga do SIN (MWmês) (MWmês) (MWmês) SE/CO S NE N Carga - Decomp O Gráfico 13 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de fevereiro: PMO de janeiro de 2017 PMO de fevereiro de Gráfico 11 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 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. Armazenamento inicial O Gráfico 12 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: 36, Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 13 - Carga no SIN Ressaltamos que os dados do Gráfico 13 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de fevereiro na RV3 de janeiro (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV0 de fevereiro (2ª coluna). A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga do sistema na primeira semana de fevereiro. Tabela 6 Carga (MWmédios) 35,0 SE/CO S NE N 34, ,0 34,18 33,0 32,7 Oferta e demanda 32,0 31,0 Previsto Realizado A curva de oferta e demanda dos submercados Sudeste, Sul e Norte para a primeira semana de fevereiro são apresentadas no Gráfico 14 e para o Nordeste no Gráfico 15. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas nãodespachadas individualmente; geração inflexível; e geração por ordem de mérito. Gráfico 12 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 34,18% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 34,08% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença negativa de 281 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 fevereiro Submercado RV0 fev - previsto RV0 fev - realizado Diferença 5

6 R$ MM Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Usinas não despachadas individualmente R$ MM Carga Usinas não despachadas individualmente Carga Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica 1. Oferta hidro Oferta térmica Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Restrição operativa (R$ MM) Sudeste 5,59 13,27 6,99 10,12 2,99 38,95 1. Sul Nordeste 3,02 1,96 1,52 0,89-7,40 Norte 0,13 3,86 0,23 0,28-4, Total 8,74 19,09 8,74 11,29 2,99 50,85 Subm. Segurança Energética (R$ MM) Sudeste MWmédios Gráfico 14 - Oferta e demanda de energia para os submercados Sudeste, Sul e Norte Para o Nordeste, além das fontes citadas anteriormente, também é ilustrado o recebimento de energia por esse submercado, assim como seu respectivo custo: Sul Nordeste 18,94 57,16 59,05 26,21 16,73 178,08 Norte Total 18,94 57,16 59,05 26,21 16,73 178,08 Tabela 7 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de janeiro A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 16 e na Tabela 7 resultam na expectativa de R$ 229 milhões em encargos para o mês de janeiro de 2017, sendo que R$ 178 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. 1. Oferta Hidro O Gráfico 17 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para fevereiro: Oferta Térmica Importação 30 Restrições Operativas Segurança Energética Total 26,93 26, , , ,82 26,93 26,58 24,15 8,03 5 8, MWmédios Gráfico 15 - Oferta e demanda de energia para o submercado Nordeste Estimativa de ESS jan e fev/2017 O Gráfico 16 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de janeiro: Restrições Operativas Segurança Energética Total 27,68 18,94 76,25 57,16 67,80 59,05 37,50 26,21 19, ,09 8,74 8,74 11,29 16,73 2,99 1 e 6 jan 7 a 13 jan 14 a 20 jan 21 a 27 jan 28 a 31 jan Gráfico 16 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de janeiro A Tabela 7 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de janeiro: 0 2,24 0,05 0,05 Gráfico 17 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de fevereiro A Tabela 8 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de fevereiro: Subm. 1 a 3 fev 4 a 10 fev 11 a 17 fev 18 a 24 fev 25 a 28 fev Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste 2, ,24 Sul Nordeste Norte Total 2,24 0,00 0,00 0,00 0,00 2,24 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 13,82 26,93 26,58 24,15 8,03 99,50 Norte Total 13,82 26,93 26,58 24,15 8,03 99,50 Tabela 8 - Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de fevereiro Os valores estimados para o período de 1º a 27 de janeiro 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. 6

7 MM R$ MM R$ A expectativa, para o período de 28 de janeiro a 28 de fevereiro, 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 fevereiro. Considerando a determinação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE de desligar as termelétricas fora da ordem de mérito de Sudeste/Centro-Oeste e Sul a partir do dia 4 de junho de 2016, 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 17 e na Tabela 8 resultam na expectativa de R$ 102 milhões em encargos para o mês de fevereiro, sendo que R$ 99 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 previstos para o período. Em janeiro, a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD é de aproximadamente R$ 3,4 milhões e é ilustrada no Gráfico 18. 2,0 Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD 1,43 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 0,21 0,21 3,08 3,09 2,67 1,55 1 a 3 fev Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD 3,08 3,14 0,05 2,67 4 a 10 fev Gráfico 19 - Estimativa de custos decorrente do descolamento para o submercado Nordeste para o mês de fevereiro Fator de Ajuste do MRE 11 a 17 fev 18 a 24 fev Sudeste Sul Nordeste Norte 1,55 25 a 28 fev 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 20 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para novembro e dezembro. Em novembro, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a 27 de janeiro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 28 de janeiro a 28 de fevereiro teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 0 do Decomp de fevereiro, 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 janeiro e fevereiro de 2017 foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais PRELIMINAR ), publicada no dia 20 de janeiro de Os valores consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. Esses montantes de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em aproximadamente 5%, o que representa uma expectativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados contabilizados dos últimos 12 meses. 1,0 0,0 0,70 0,90 0,69 0,33 0,32 0,28 0,65 0,08 0,05 0,53 0,37 0,25 0,28 1 e 6 jan 7 a 13 jan 14 a 20 jan 21 a 27 jan Sudeste Sul Nordeste Norte 28 a 31 jan Gráfico 18 - Estimativa de custos decorrente do descolamento para os submercados Sudeste, Sul e Norte para o mês de janeiro Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 2017, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de janeiro 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 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 ). Para fevereiro, a expectativa de custos é de aproximadamente R$ 10,6/MWh e é ilustrada no Gráfico 19. 7

8 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/ [%] MWmédios jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/ [%] jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/ MWmédios Projeção do PLD - SE/CO jan/16 sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 20 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 20 traz o valor estimado do fator de ajuste do MRE para dezembro, além da previsão para janeiro % 110% % 90% 80% 70% 78,4% 90,7% 94,3% 93,5% 88,8% 85,4% 84,8% 83,5% 80,1% 82,2% 85,0% 95,9% 113,9% 106,5% Gráfico 24 Projeção do PLD do Sudeste Projeção do PLD - S 60% % jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 Gráfico 21 Estimativa do fator de ajuste do MRE 300 O Gráfico 22 traz o valor estimado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para dezembro, além da previsão para janeiro jan/16 sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 25 Projeção do PLD do Sul Projeção do PLD - NE Gráfico 22 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat % % 90% 99,5% 99,5% 94,7% 90,7% 96,8% 99,3% 89,5% 80% 70% 86,6% 83,7% 81,6% 80,0% 78,3% 79,0% 80,8% 60% 50% - jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 Gráfico 23 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Gráfico 26 Projeção do PLD do Nordeste 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. Desde a projeção de novembro de 2016, passou-se a considerar a partir de janeiro de 2017 um patamar único de custo de déficit (R$ 4.650/MWh), e a partir de maio de 2017 os parâmetros do CVaR definidos pela CPAMP (α = 50% e λ = 40%). O Gráfico 24, o Gráfico 25, o Gráfico 26 e o Gráfico 27 ilustram os PLDs projetados para o período de fevereiro de 2017 a março de

9 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/ Projeção do PLD - N SE/CO mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série S mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série NE mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série N mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 Projeção do PLD P10% P25% Pior Série Gráfico 27 Projeção do PLD do Norte A Tabela 9 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de fevereiro de 2017 a março de Tabela 9 Resultados da Projeção do PLD 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 9

10 ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Fevereiro de 2017 UHE PCH UTE UEE UFV fev , , , ,37 0,00 mar , , , ,37 0,00 abr , , , ,87 0,00 mai , , , ,07 0,00 jun , , , ,87 58,80 jul , , , ,27 58,80 ago , , , ,47 62,50 set , , , ,57 79,30 out , , , ,87 79,30 nov , , , ,37 86,20 dez , , , ,17 86,20 jan , , , ,37 86,20 fev , , , ,67 86,20 mar , , , ,77 111,00 abr , , , ,97 208,90 mai , , , ,17 257,00 jun , , , ,67 257,00 jul , , , ,67 257,00 ago , , , ,07 282,70 set , , , ,07 282,70 out , , , ,57 284,50 nov , , , ,87 284,50 dez , , , ,07 517,80 jan , , , ,07 517,80 fev , , , ,77 517,80 mar , , , ,97 517,80 abr , , , ,67 525,60 mai , , , ,67 525,60 jun , , , ,17 525,60 jul , , , ,87 525,60 ago , , , ,67 596,70 set , , , ,57 596,70 out , , , ,87 596,70 nov , , , ,87 667,30 dez , , , ,67 674,40 jan , , ,75 7.,67 674,40 fev , , , ,67 674,40 mar , , , ,67 674,40 abr , , , ,57 674,40 mai , , , ,57 674,40 jun , , , ,57 674,40 jul , , , ,87 674,40 ago , , , ,87 674,40 set , , ,25 7.,87 674,40 out , , , ,87 674,40 nov , , , ,87 674,40 dez , , , ,87 674,40 jan , , , ,57 674,40 fev , , , ,57 674,40 mar , , , ,57 674,40 abr , , , ,57 674,40 mai , , , ,57 674,40 jun , , , ,57 674,40 jul , , , ,57 674,40 ago , , , ,57 674,40 set , , , ,57 674,40 out , , , ,57 674,40 nov , , , ,57 674,40 dez , , , ,57 674,40 10

11 ANEXO 2 Evolução da Potência (MW) 11

12 Os anexos ilustram a evolução da garantia física e da potência ao longo do horizonte do Newave de 2017 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. 12