Análise PLD 1ª semana operativa de agosto

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1 a 125,16 395,73 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42 166,69 263,6 689,25 287,2 35,66 3,42 37,73,42 75,93 61,32 83,43 117,58 Nº 253 1ª semana de agosto/ 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 Preço de Liquidação das Diferenças - PLD para os próximos 14 meses. Análise PLD 1ª semana operativa de agosto A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 3 de julho a 5 de agosto de 216. O PLD, no período entre 3 de julho e 5 de agosto passou de R$ 77,36/MWh para R$ 117,58/MWh nos submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste, aumento de 52% frente ao valor da semana passada. Já o PLD do Nordeste e do Norte ficou praticamente estável, também fixado em R$ 117,58/MWh. A previsão de afluências para julho ficou em 84% da Média de Longo Termo MLT, fechando abaixo da média em todos os submercados. As ENAs de julho fecharam em 97% no Sul e 91% Sudeste, 33% no Nordeste e em 5% no Norte. Em agosto, as afluências são esperadas em 74% da MLT para o Sistema, também inferior à média histórica em todos os submercados. A redução das afluências do Sudeste e do Sul resultou na diminuição do envio de energia para os demais submercados, sendo que os limites de intercâmbio deixaram de ser atingidos, ocasionando a equalização dos preços nos quatro submercados do SIN. Já os níveis dos reservatórios do Sistema registraram alta de 87 MWmédios impulsionada pelos índices do Sudeste (+1. MWmédios) e do Norte (+1 MWmédios). Houve queda no volume de energia no Sul (-16 MWmédios), enquanto os níveis do Nordeste ficaram estáveis. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 12,99 12,99 12,99 12,99 Média 119,1 119,1 119,1 119,1 Leve 114,5 114,5 114,5 114,5 Média semanal 117,58 117,58 117,58 117,58 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quinta semana de julho e da primeira de agosto: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quinta semana de jul e da primeira semana de ago (em ) Submercado PLD 5ª sem - jul 1ª sem - ago Variação % SE/CO 77,36 117, S 77,36 117, NE 117,5 117,58 N 117,5 117,58 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: A carga prevista para o SIN na primeira semana de agosto está aproximadamente 7 MWmédios mais elevada em relação ao previsto na semana anterior com elevação registrada principalmente no Sudeste (+8 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para julho foi estimado em 87% e a previsão para agosto é de 91,2%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 148 milhões em julho, sendo R$ 92 milhões referentes à segurança energética. Já para o próximo mês, o ESS previsto é de R$ 15 milhões com o montante de R$ 148 milhões associado às restrições operativas. O alto valor referente às restrições operativas decorrem da geração necessária para segurança elétrica durante os jogos olímpicos. 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 PLD quando realizada as atualizações das variáveis referentes ao NEWAVE presentes no cálculo do PLD da primeira semana de agosto ,36 88,56 9,78 9,76 92,4 94,94 94,71 93,33 93,33 93,33 117, Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul NEWAVE 2 1 Média Anual - SE Média Mensal - SE Média Semanal - SE Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em )

2 Agosto/216 - Semana ,5 19,43 19,43 19,43 19,43 19,43 19,43 19,43 19,43 19,43 117, ,5 113,89 114,15 116,92 117,35 117,58 117,58 113,17 112,91 19, Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste e Norte - NEWAVE O passo ENA, que ilustra o impacto da atualização da tendência hidrológica na função de custo futuro, demonstra a elevação do PLD de Sudeste e Sul (consequência da estimativa de afluências abaixo da média para estes submercados) e redução do PLD no Nordeste e Norte. Isso ocorre porque além das ENAs previstas para estes submercados estarem levemente mais otimistas que a previsão anterior, o NEWAVE já busca a equalização entre os PLDs de todos os submercados. No Nordeste e no Norte, a atualização das demais variáveis do NEWAVE não causou impactos no PLD, sendo toda sua elevação ocasionada pela atualização das informações do DECOMP. Já no Sudeste e no Sul, a atualização da Função de Custo Futuro - FCF encareceu o preço em decorrência de níveis de armazenamento mais baixos (passo EARM ), de postergações na oferta de energia futura ( Oferta ) e elevação da carga prevista (passo Carga ). Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste/Norte DECOMP Na atualização das afluências estimadas para o mês de agosto (passo Vazões ), o PLD entre todos os submercados já passam a ser os mesmos, uma vez que em função da redução nas afluências previstas, o envio de energia do Sudeste para Nordeste/Norte reduz e os limites de intercâmbio deixam de ser atingidos. A partir desse ponto, os impactos passam a ser os mesmos verificados com o PLD de Sudeste/Sul. O Gráfico 6 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste e o Sul: ,29 114,47 114,24 113,99 115,4 115,3 117,26 117,58 117,58 117,58 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 do Sudeste e do Sul ,89 114,15 116,92 117,35 117,58 117, ,33 113,17 112, , Gráfico 6 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste/Sul O Gráfico 7 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Nordeste e Norte: Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste/Sul DECOMP Conforme verificado no Gráfico 4, além da função de custo mais cara, o PLD do Sudeste e do Sul subiu em decorrência da previsão de afluências mais baixas, cujo impacto foi uma elevação em torno de R$ 2/MWh. A estimativa de aumento na carga estimada para o próximo mês elevou o preço em aproximadamente R$ 4/MWh ,47 115,4 117,27 117,58 117,58 117,58 12,42 114,24 113,99 115,3 O Gráfico 5 ilustra o impacto das principais variáveis do DECOMP para o preço do Nordeste e do Norte: Gráfico 7 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste/Norte 2

3 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] Agosto/216 - Semana 1 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 e Gráfico 7 observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de agosto é superior ao CMO em todos os submercados. 1 Limites de Armazenamento (1996 a 215) 29 (Melhor do Histórico) 214 (Pior do Histórico) 215 PROJEÇÃO CCEE JAN/16 (GT até CVU de R$6/MWh) 216 PROJEÇÃO CCEE RV AGOS/216 (GT Mérito) PROJEÇÃO CCEE RV JUL/216 (GT Mérito) 9 84,1 83, 79,9 79,9 8 77,7 74, 73,9 7,9 68,6 68,8 7 67, 67,8 65,3 64, 61,3 6,5 6 55,6 55,7 54,1 54,5 53,7 54,5 5,1 48, 48,8 5,9 4,9 31/jul,1 42,5 4,1 4 4,9 35,2 38, 32,4 28,8 36,6 36,4 34,8 36, 32,8 3 29, 28,9 25,6 222,4 23,2 2,5 72,1 67,7 53,2 47,3 28,8 27,8 25,2 21,6 27,3 22,2 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, 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 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. 1 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Gráfico 8 Energia armazenada do SIN No Gráfico 8 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN apresentaram pequena 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. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de julho com os verificados no final de junho, observamos reduções em todos os submercados, com exceção do Sul, cujo nível no dia 31/7 foi exatamente o mesmo registrado ao final de 3/6. As reduções no Sudeste, Nordeste e Norte foram respectivamente de - 4,5%, - 3,7% e 5,6%. Realizando a comparação ao final de julho de 216 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações positivas no Sudeste, + 14,1% e no Nordeste, +,8%. Os níveis do Sul estão cerca de 9% mais baixos (função do constante envio de energia para o Sudeste) e os do Norte aproximadamente 21% inferiores (função da verificação constante de afluências muito baixas). A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de julho 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 jul e (em %) por submercado Mês SE/CO S NE N Jul/16 56,3 88, 27,6 6,9 Ago/16 51,9 9,5 23,4 55,5 Diferença - 4,4 + 2,5-4,2-5,4 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 216, com a consideração dos nove REEs, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada REE. 1 Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 3

4 jun/16 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) 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) Agosto/216 - Semana 1 A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a agosto, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para agosto, 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 AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV 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 Santo Antônio do rio Madeira e Jirau, bem como o atraso relacionado à UHE Teles Pires Carga - NEWAVE Expansão da Oferta Hidráulica - UHE DMSE Geração - Julho DMSE Geração - Agosto Transmissão Gráfico 1 Oferta de UHEs O Gráfico 11 ilustra a comparação entre a carga considerada para o PMO de julho e o de agosto de 216. As únicas diferenças verificam-se nos dois primeiros meses do horizonte de estudo, quando ocorre a compatibilização dos dados dos modelos NEWAVE e DECOMP. 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 Carga do SIN 7 A maior alteração na oferta considerada a partir de agosto de 216 ocorreu com as fontes térmicas, uma vez que a previsão de entrada em operação comercial das UTEs Novo Tempo e Rio Grande, cada uma com potência de MW, foi postergada de abril de 22 para fevereiro de 221 (fora do horizonte do PMO). O atraso ocorreu uma vez que o empreendedor apresentou e sinalizou postergação de 2 anos em relação a data de início de suprimento (fevereiro de 219), em ação de fiscalização da SFG/ANEEL. O atraso nas fontes térmicas é ilustrado no Gráfico PMO de julho de 216 PMO de agosto de 216 Gráfico 11 Carga no NEWAVE SIN 4. Expansão da Oferta Térmica 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 DMSE Geração - Julho DMSE Geração - Agosto Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Gráfico 9 - Oferta de UTEs A oferta hidroelétrica continua sendo impactada pelo cronograma de expansão da transmissão e é ilustrada no Gráfico 1. No gráfico, a linha tracejada verde ilustra o atraso associado à transmissão das UHEs Armazenamento inicial O Gráfico 12 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: 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. 5 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 4

5 MWmédios R$ MM Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga % EARM Máxima Agosto/216 - Semana 1 53, A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga do sistema na primeira semana de agosto. 52, 51, 5,7 Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N 5,, , 48, 47, Previsto Gráfico 12 Energia armazenada no SIN,4 Realizado O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de,37% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi,67% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença positiva de 87 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 agosto Oferta e demanda O Gráfico 14 apresenta as curvas de oferta e demanda do SIN para a primeira semana de agosto. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: pelas usinas nãodespachadas individualmente, pela geração inflexível e pela geração por ordem de mérito Oferta Hidro Oferta Térmica RV ago - previsto RV ago - realizado Diferença Submercado (MWmês) (MWmês) (MWmês) SE/CO S NE N MWmédio Gráfico 14 - Oferta e demanda de energia para todos os submercados Carga - DECOMP O Gráfico 13 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de agosto: Estimativa de ESS jul e ago/216 O Gráfico 15 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de julho: ,29,67 3,62 Restrições Operativas Segurança Energética Total 26,5 15,1 25,11 11, 32,46 45,62 36,87 7,34 8,75 21,1 13,55 7,54 17,86,88 16,98 1 jul 2 a 8 jul 9 a 15 jul 16 a 22 jul 23 a 29 jul 3 a 31 jul 1. Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 13 - Carga no SIN Gráfico 15 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de julho A Tabela 7 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de julho: Ressaltamos que os dados do Gráfico 14 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de agosto na RV4 de (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV de (2ª coluna). 5

6 mil R$ R$ MM Agosto/216 - Semana 1 Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6 Total Sudeste 2,88 3,15 1,12 1,4,39 7,64 16,22 Sul Nordeste - 2,39,4,85 1,33 1,66 6,64 Norte,74 5,95 5,82 6,85 5,82 7,68 32,87 Total 3,62 11, 7,34 8,75 7,54 16,98 55,72 Subm. Sudeste,44 4,1 8,19 9,68 9,97,88 33,27 Sul Nordeste - 6,17 9,73 19,9 1,61-36,6 Norte,23 4,75 7,19 8,1 1,97-22,24 Total,67 15,1 25,11 36,87 13,55,88 92,11 Tabela 7 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de julho A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 15 e na Tabela 7 resultam na expectativa de R$ 148 milhões em encargos para o mês de julho, sendo que R$ 92 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 16 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para agosto: ,8 2,8 3, Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) 39,36 39,34 39,42 39,36 39,34 39,42 5, 1 a 5 ago 6 a 12 ago 13 a 19 ago 2 a 26 ago 27 a 31 ago Gráfico 16 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de agosto A Tabela 8 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de agosto: Subm. Restrições Operativas Segurança Energética Total Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste 26,41 34,9 34,7 34,16-128,74 Sul Nordeste 3,59 5,27 5,26 5,26-19,38 Norte Total 3, 39,36 39,34 39,42, 148,12 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste 2, ,8 Sul Nordeste Norte -, - - -, Total 2,8,,,, 2,8 Tabela 8 - Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de agosto Os valores previstos para o período de 1º a 29 de julho 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. elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão de agosto. Considerando a necessidade de geração por restrição elétrica durante as olimpíadas, para as semanas 2, 3 e 4 de agosto (período de duração do evento olímpico), foi considerada a mesma estimativa de geração por restrição elétrica indicada no deck do DECOMP para a primeira semana de agosto. 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 16 e na Tabela 8 resultam na expectativa de R$ 15 milhões em encargos para o mês de agosto, sendo apenas R$ 2 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 Resolução Normativa 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, 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. O Gráfico 17 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para julho: ,,2, 1 jul 2 a 8 jul 9 a 15 jul Gráfico 17 Estimativa de Custos por submercado para o mês de julho A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 17 resulta em uma estimativa de aproximadamente R$,3 milhões em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD em julho. A estimativa de custos para agosto devido ao descolamento entre CMO e PLD é nula., 16 a 22 jul Sudeste Sul Nordeste Norte,1, 23 a 29 jul 3 a 31 jul A expectativa, para o período de 3 de julho a 31 de agosto, foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões 6

7 MWmédios [%] MWmédios [%] Agosto/216 - Semana 1 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. 11% 1% 9% 8% 7% 6% 5% 9,7% 94,3% 93,5% 88,8% 85,4% 87,% 91,2% 78,5% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 set/16 nov/16 Gráfico 19 Estimativa do fator de ajuste do MRE O Gráfico 18 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para abril, maio e junho. Em maio, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º a 29 de julho, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 3 de julho a 31 de agosto teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão do Decomp de agosto, 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. O Gráfico 2 traz o valor do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para julho, além da previsão para agosto sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT Gráfico 2 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat As garantias físicas sazonalizadas de julho e agosto foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 216 ), publicada no dia 18 de julho de 216. 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 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 julho 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 2 e o Gráfico 21 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 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 18 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 18 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para julho, além da previsão para agosto. 11% 1% 99,5% 99,5% 94,7% 9% 9,7% 86,6% 87,1% 83,7% 83,5% 8% 7% 6% 5% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 set/16 nov/16 Gráfico 21 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. 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 Erro! Fonte de referência não encontrada., o Erro! Fonte de referência não encontrada., o Erro! Fonte de referência não encontrada. e o Erro! Fonte de referência não encontrada. ilustram os PLDs projetados para o período de agosto de 216 a setembro de 217. 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 197 a abril de 1971 período úmido) para o SIN. Adicionalmente, as curvas P1 e P25, que resultam de simulações do modelo Newave sem tendência hidrológica, são exibidas para a comparação com as demais projeções de PLD. Nestes 7

8 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/ jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/ Agosto/216 - Semana 1 dois últimos cenários considerados, 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. 6 5 Projeção do PLD - N 6 Projeção do PLD - SE/CO A Tabela 9 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de agosto de 216 a setembro de 217. Gráfico 25 Projeção do PLD do Norte Gráfico 22 Projeção do PLD do Sudeste Projeção do PLD - S Tabela 9 Resultados da Projeção do PLD SE/CO set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série S set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série NE set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série N set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série Gráfico 23 Projeção do PLD do Sul Projeção do PLD - NE 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 Gráfico 24 Projeção do PLD do Nordeste 8

9 ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) Agosto/216 - Semana 1 Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Agosto de 216 UHE PCH UTE UEE UFV ago , , , ,77, set , , , ,27, out , , , ,27, nov , , , ,57, dez , , , ,77, jan , , , ,7, fev , , , ,97, mar , , , ,47, abr ,77 3.2, , ,67, mai ,7 3.15, , ,27, jun , , , ,27, jul , , , ,27 47, ago , , , ,27 122,1 set , , , ,27 146,6 out ,17 3.6, , ,87 268,8 nov ,17 3.6, , ,7 292,9 dez , , , ,87 292,9 jan , , , ,67 292,9 fev , , , ,57 292,9 mar , , , ,47 292,9 abr , , , ,57 292,9 mai , , , ,97 292,9 jun , , , ,17 292,9 jul , , , ,37 292,9 ago , , , ,97 292,9 set , , , ,97 292,9 out , , , ,27 292,9 nov , , , ,97 538,9 dez , , , ,37 538,9 jan , , , ,67 538,9 fev , , , ,97 538,9 mar , , , ,97 538,9 abr , , , ,97 538,9 mai , , , ,97 538,9 jun , , , ,97 538,9 jul , , , ,97 538,9 ago , , , ,97 61, set , , , ,97 61, out , , , ,97 61, nov , , , ,97 68,6 dez , , , ,97 68,6 jan , , , ,97 68,6 fev , , , ,97 68,6 mar , , , ,97 68,6 abr , , , ,97 68,6 mai , , , ,97 68,6 jun , , , ,97 68,6 jul , , , ,97 68,6 ago , , , ,97 68,6 set , , , ,97 68,6 out , , , ,97 68,6 nov , , , ,97 68,6 dez , , , ,97 68,6 9

10 Agosto/216 - Semana 1 O anexo ilustra a evolução da garantia física ao longo do horizonte do Newave, de 216 a 22. Os dados constantes neste 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 31 de maio de 216, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de março de 216. A partir de abril 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