Análise PLD 1ª semana operativa de março

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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 29,42,69 263,6 689,25 287,2 94,28 35,66 3,42 37,73 49,42 75,93 61,32 83,43 115,58 149,2,21,5,19 121,44 128,43 184,49 Nº 283 1ª semana de março/ 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 Ressalta-se que, a partir deste mês, passou-se a utilizar no cálculo do preço o patamar único do custo de déficit, aprovado em R$ 4.65/MWh por meio da Resolução CNPE nº 7/216, de 14 de dezembro de 216 e publicada no Diário Oficial da União - DOU em 15 de fevereiro de 217. 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 março A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 25 de fevereiro a 3 de março de 217. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada Média Leve 186,18 186,18 186,18 33,68 185,54 185,54 185,5 33,68 183, 183, 183, 33,68 Média semanal 184,49 184,49 184,49 33,68 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de fevereiro e da primeira de março: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quarta semana de fev e da primeira semana de mar (em ) Submercado PLD 4ª sem - fev 1ª sem - mar Variação % SE/CO 132,38 184, % S 132,38 184, % NE 148,93 184, % N 33,68 33,68 - 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 25 de fevereiro e 3 de março permaneceu no valor mínimo (R$ 33,68/MWh) no Norte e foi fixado em R$ 184,49/MWh no Sudeste/Centro-Oeste (+4%), Sul (+4%) e Nordeste (+24%). Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte continuam sendo atingidos, o que descola o preço deste submercado dos demais. As afluências previstas para o Sistema em fevereiro ficaram em 7% da Média de Longo Termo MLT, acima da média apenas no Sul (13%) e abaixo no Sudeste (73%), Nordeste (3%) e Norte (76%). Em março, as ENAs são esperadas em 76% da MLT, abaixo da média em todos os submercados - principal fator que ocasionou aumento dos preços no Sudeste, Sul e Nordeste. Já a previsão próxima à média foi a responsável pela manutenção do preço mínimo no Norte. A expectativa de carga para a próxima semana está 1.17 MWmédios mais baixa, com redução esperada em todos os submercados por conta do feriado de Carnaval: Sudeste (-5 MWmédios), Sul (-5 MWmédios), Nordeste (- MWmédios) e Norte (-7 MWmédios). Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente MWmédios abaixo da expectativa, também contribuindo para o aumento do preço no Sudeste, Sul e Nordeste. A redução foi observada em todos os submercados com exceção do Nordeste, cujos níveis se mantiveram estáveis. Os montantes de energia caíram 2.85 MWmédios no Sudeste, 1. MWmédios no Sul e registraram incremento de 75 MWmédios no Norte. O fator de ajuste do MRE previsto para fevereiro é de 112,9% e de 12,7% para março. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 168 milhões em fevereiro, sendo R$ 76 milhões referentes à segurança energética. Já para o próximo mês, o ESS previsto é de R$ 76 milhões com o montante de R$ 64 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 março para o Sudeste e o Sul. O Gráfico 3 ilustra a variação do PLD do Nordeste e o Gráfico 4 para o Norte. 1 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda.

2 18 16 SUDESTE - SUL 184,49 3 e do Gráfico 4, mostra que essa foi a única alteração que impactou o preço de Nordeste e Norte, respectivamente. No caso do Nordeste o impacto foi uma elevação em torno de R$ 11/MWh e no Norte, uma redução de aproximadamente R$ 22/MWh, já zerando o custo deste submercado em função de vertimentos turbináveis ,65 141,7 136,89 139,69 135,39 139,16 139,29 138,53 141,6 146,2 146,43 Para o Nordeste, além da mudança no ponto de acoplamento, o preço subiu em função das atualizações realizadas no DECOMP, que serão explicadas a seguir. 8 Para o Norte, o custo não apresentou variações adicionais a partir do ponto de acoplamento, uma vez que o mesmo permaneceu zerado e apenas se balizou no patamar mínimo, alteração que também será explicitada a seguir. Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul - NEWAVE 19 NORDESTE 184,49 Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD referentes ao Decomp, o Gráfico 5 ilustra as mudanças no preço dos submercados Sudeste e Sul. Já o Gráfico 6 ilustra o impacto das alterações do Decomp no Nordeste, enquanto o Gráfico 7 demonstra as ocorrências no Norte. 18 SUDESTE - SUL ,77 159,77 159,77 159,77 159,77 159,77 159,77 159,77 159,77 159, ,4 186,18 183,72 184,49 184,49 176,68 185,7 185,24 183, , , ,38 12 Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste NEWAVE NORTE Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul - DECOMP 9 NORDESTE ,4 186,18 184,49 184, ,68 185,7 185,24 183, ,25 33, ,93 159, Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte NEWAVE De acordo com o ilustrado no Gráfico 2, as atualizações realizadas no NEWAVE praticamente não causaram impacto na variação do PLD do Sudeste e do Sul, tendo sido a consideração do patamar único do custo de déficit a variável que mais impactou, com um aumento em torno de R$ 5/MWh no preço. Gráfico 6 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste - DECOMP 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-Fevereiro do Gráfico 2

3 9 NORTE 4 35 NORTE 33, ,25 33, ,,,,,,,,, 5,,,,,,,,, Gráfico 7 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte - DECOMP Conforme ilustrado no Gráfico 5, a principal responsável pela elevação do preço do Sudeste e do Sul foi a redução nas afluências previstas, elevando o preço em torno de R$ 3/MWh. A verificação de níveis de armazenamento mais baixos que os estimados anteriormente no Sudeste e no Sul causou elevação de cerca de R$ 1/MWh. As demais variáveis praticamente não causaram impacto no preço de Sudeste e Sul, uma vez que as variações no preço em função destas ficaram em torno de R$ 1/MWh. O preço do Nordeste apresentou o mesmo comportamento do preço do Sudeste e Sul, uma vez que, a partir da atualização das afluências, que estão mais baixas essa semana, o preço entre estes submercados ficou equalizado. A equalização ocorreu uma vez que os limites de recebimento de energia do Nordeste deixaram de ser atingidos, em função da redução das afluências do Sudeste e consequente redução no envio de energia. No Norte, conforme ilustrado no Gráfico 7, o custo ficou zerado, em função da previsão da ocorrência de vertimentos turbináveis nas usinas deste submercado. O passo s1 (oficial) ilustra o balizamento no PLD no mínimo estabelecido pela Aneel. O Gráfico 8 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal da Operação - CMO e o PLD para os submercados Sudeste, Sul e Nordeste, e o Gráfico 9 para o Norte: SUDESTE - SUL - NORDESTE 181,39 181,76 181,77 181,77 182,8 184,71 184,49 184,49 184,49 Gráfico 9 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Norte 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 8 e o Gráfico 9, observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de março é superior ao CMO para todos os submercados, sendo que no Norte a diferença entre CMO e PLD decorrem da balização do preço no patamar mínimo estabelecido pela ANEEL. 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 SF (Geração mínima das UHEs Xingó, Paulo Afonso IV, Sobradinho e Itaparica 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) ,28 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 FCF incluem-se o armazenamento inicial, a tendência hidrológica, o cronograma de expansão das usinas, entre outras. Armazenamento inicial Gráfico 8 - Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados Sudeste, Sul e Nordeste O Gráfico 1 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 3

4 Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] 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 31,7 31,1 3 28,8 22,4 2 4,9 64, 34,7 33,8 2,5 Limites de Armazenamento (1996 a 215) 9 (Melhor do Histórico) 214 (Pior do Histórico) PROJEÇÃO CCEE RV Jan/217 (GT Mérito) PROJEÇÃO CCEE RV Mar/217 (GT Mérito) , 49,9 37,3 28/fev; 37,7 36,9 23,2 79,9 84,1 83, 79,9 55,6 55,1 54,5 53,7 43,9 4,7 28,9 46,5 42,3 34,8 47,1 45,2 42,7 36,4 4,8 38, 77,7 49,7 4,9 4,9 36,4 73,9 45, 36, 7,9 38,2 32,8 34,8 28,4 31, 25,1 68,8 33,8 29, 23,8 2,8 67,7 27,8 72,1 31,6 31,7 21,7 19,6 28,8 24,8 23,2 Tendência hidrológica As ENAs passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da FCF. A partir de janeiro de 216, 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 março, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para março, está acima da MLT para os REEs Teles Pires, Itaipu e Sul. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para março. Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) 1 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Submercado Ordem do PAR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET Gráfico 1 Energia armazenada do SIN No Gráfico 1 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN se mantiveram estáveis no final do horizonte de 216, 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 de afluências abaixo da média em novembro e dezembro. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de fevereiro com os verificados no final de janeiro, observamos pequena elevação em todos os submercados, com exceção do Sul. Os níveis dos submercados Sudeste, Nordeste e Norte ficaram respectivamente cerca de 3%, 3%, e 23% mais altos que o registrado no final do mês passado, enquanto o nível do Sul ficou em torno de 8% mais baixo. Realizando a comparação entre o final de fevereiro de 217 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações negativas em todos os submercados, com exceção do Norte, cujos níveis estão cerca de 4% mais altos. A principal redução foi observada no Sul, com redução de aproximadamente 44%. Os níveis do Sudeste e do Nordeste estão cerca de 11% abaixo do 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 fevereiro e março 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 jan e fev/17 (em %) por submercado Mês SE/CO S NE N Fev/17 36,7% 62,2% 17,% 22,9% Mar/17 4,% 53,2% 2,1% 42,% Diferença 3,3% - 9,% 3,1% 19,1% Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Sul Nordeste Norte Belo Monte *A ordem do PAR(p) 2 indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs. Cronograma da expansão Com base no cronograma dos empreendimentos, licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE 3 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 hidrelétricas, eólicas e pequenas centrais hidrelétricas praticamente não sofreu impactos em relação à oferta considerada no mês passado, sendo a expansão das demais fontes (térmica e fotovoltaica) as mais impactadas. Os atrasos nas fontes fotovoltaicas 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. 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 11 ilustra a oferta futura agrupada das fontes citadas. 2 PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p. 3 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 4

5 Carga (MWmédio) jan/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/2 mar/2 mai/2 jul/2 set/2 nov/2 jan/21 mar/21 mai/21 jul/21 set/21 nov/21 Potência (MW) % EARM Máxima Usinas não simuladas individualizadamente (MWmédio) 17 Gráfico 13 Carga no NEWAVE SIN PMO de fevereiro de 217 PMO de março de 217 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. Gráfico 11 Oferta de Usinas não Simuladas Individualmente O Gráfico 12 ilustra a oferta das usinas térmicas, que mostra o atraso da UTE Mauá 3 (59 MW) no início do horizonte, decorrente de problemas com o fornecimento de combustível. Armazenamento inicial O Gráfico 14 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: Expansão da Oferta Térmica 41, 4, , 38, , , 37,6 37, , Previsto Realizado 35, DMSE Geração - PMO Fevereiro DMSE Geração - PMO Março Gráfico 12 Oferta de Usinas térmicas Gráfico 14 Energia armazenada no SIN Carga - Newave A comparação entre a carga considerada para o Programa Mensal da Operação - PMO de fevereiro e março é ilustrada no Gráfico 13 e mostra que a única diferença, embora pequena, decorre da compatibilização entre os dados do Newave e Decomp para os dois primeiros meses do horizonte de estudo Carga do SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 38,64% (Energia Armazenada de MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 37,32% (Energia Armazenada de MWmês), verificando-se uma diferença negativa de 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 março Submercado RV mar - previsto (MWmês) RV mar - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO S NE N Carga - Decomp 6 58 O Gráfico 15 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de março: PMO de fevereiro de 217 PMO de março de 217 5

6 Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga R$ MM MWmédios Usinas não despachadas Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga Oferta Hidro Oferta Térmica Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 15 - Carga no SIN MWmédios Ressaltamos que os dados do Gráfico 15 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de março na RV3 de fevereiro (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV de março (2ª coluna). A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga do sistema na primeira semana de março. Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N Oferta e demanda A curva de oferta e demanda dos submercados Sudeste, Sul e Nordeste para a primeira semana de março são apresentadas no Gráfico 16 e para o Norte no Gráfico 17. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas não-despachadas individualmente; geração inflexível; e geração por ordem de mérito. Gráfico 17 - Oferta e demanda de energia para o submercado Norte Estimativa de ESS fev e mar/217 O Gráfico 18 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de fevereiro: ,28 6,44 5,83 Restrições Operativas Segurança Energética Total 55,69 44,21 11,48 6,32 3,51 16,48 47,84 42,41,23 42,18 Gráfico 18 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de fevereiro A Tabela 7 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de fevereiro: 9,83 64,32 1 a 3 fev 4 a 1 fev 11 a 17 fev 18 a 24 fev 25 a 28 fev 1.5 Oferta Hidro Oferta Térmica 1.25 Intercâmbio MWmédios Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Restrição operativa (R$ MM) Sudeste 2,96 2,42 3,37 37,87 23,89 7,52 Sul ,99-4,99 Nordeste 2,69 8,53-1,74 16,32 29,29 Norte,19,52,15 3,24 1,96 6,6 Total 5,83 11,48 3,51 47,84 42,18 11,84 Subm. Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 6,44 44,21 6,32 16,48,23 73,68 Norte Total 6,44 44,21 6,32 16,48,23 73,68 Gráfico 16 - Oferta e demanda de energia para os submercados Sudeste, Sul e Nordeste Tabela 7 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de fevereiro A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 18 e na Tabela 7 resultam na expectativa de R$ 185 milhões em encargos para o mês de fevereiro de 217, sendo que R$ 74 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 19 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para março: 6

7 MM R$ MM R$ R$ MM Restrições Operativas Segurança Energética Total 17,12 15,44 14,82 15,17 13,66 3,9 12,35 13,66 17,12 14,82 15,17 1 a 3 mar 4 a 1 mar 11 a 17 mar 18 a 24 mar 25 a 31 mar Gráfico 19 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de março A Tabela 8 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de março: Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste 9, ,46 Sul Nordeste 2, ,89 Norte Total 12,35,,,, 12,35 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste Sul Nordeste 3,9 13,66 17,12 14,82 15,17 63,87 Norte Total 3,9 13,66 17,12 14,82 15,17 63,87 Tabela 8 - Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de março Os valores estimados para o período de 1º a 28 de fevereiro 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. A expectativa para o período de 1º a 31 de março foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão de março. 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 216, 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 19 e na Tabela 8 resultam na expectativa de R$ 76 milhões em encargos para o mês de março, sendo que R$ 64 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 previstos para o período. Em fevereiro, a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD é de aproximadamente R$,83 milhões e é ilustrada no Gráfico 2.,5,4,4,3,3,2,2,1,1,,2,1,39,2,19,37,12 Gráfico 2 - Estimativa de custos decorrente do descolamento para os submercados Sudeste, Sul e Norte para o mês de fevereiro Para março, a expectativa de custos é de aproximadamente R$ 2,55/MWh, ilustrada no Gráfico 21.,9,8,7,6,5,4,3,2,1, 1 a 3 fev, 1 a 3 mar Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD 4 a 1 fev Gráfico 21 - Estimativa de custos decorrente do descolamento para o submercado Nordeste para o mês de março Fator de Ajuste do MRE,14,2 11 a 17 fev,11,11 18 a 24 fev Sudeste Sul Nordeste Norte Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,48,5,6,6,72,28, 25 a 28 fev,85,4,42,44,44,45 4 a 1 mar 11 a 17 mar 18 a 24 mar Sudeste Sul Nordeste Norte 25 a 31 mar 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 22 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 28 de fevereiro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário 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 fev/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 abr/ [%] MWmédios [%] MWmédios da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 1ª a 31 de março teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão do Decomp de março, 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 fevereiro e março de 217 foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais PRELIMINAR ), publicada no dia 2 de janeiro de 217. 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. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 217, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de fevereiro de 217. 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 24 e o Gráfico 25 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 ) fev/16 Gráfico 24 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat Gráfico 25 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Projeção do PLD sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT % % 9% 8% 7% 6% 5% 96,7% 98,6% 97,% jan/17 fev/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 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 216, passou-se a considerar a partir de janeiro de 217 um patamar único de custo de déficit (R$ 4.65/MWh), e a partir de maio de 217 os parâmetros do CVaR definidos pela CPAMP (α = 5% e λ = 4%) fev/16 sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo Gráfico 22 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 22 apresenta o valor estimado do fator de ajuste do MRE para fevereiro, além da previsão para março. O Gráfico 26, o Gráfico 27, o Gráfico 28 e o Gráfico 29 ilustram os PLDs projetados para o período de março de 217 a abril de Projeção do PLD - SE/CO 12% 11% % 113,2% 16,5% 18,8% 9% 8% 7% 6% - 5% jan/17 fev/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 Gráfico 23 Estimativa do fator de ajuste do MRE Gráfico 26 Projeção do PLD do Sudeste O Gráfico 24 traz o valor estimado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para fevereiro, além da previsão para março. 8

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 fev/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 abr/ 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 fev/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 abr/18 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 fev/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 abr/ Projeção do PLD - S 6 Projeção do PLD - N Gráfico 27 Projeção do PLD do Sul Projeção do PLD - NE Gráfico 29 Projeção do PLD do Norte A Tabela 9 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de março de 217 a abril de Tabela 9 Resultados da Projeção do PLD 4 3 SE/CO abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série S abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série Gráfico 28 Projeção do PLD do Nordeste NE abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série N abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 Projeção do PLD P1% P25% Pior Série 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) 1

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 217 a 221. 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 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. 12