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 98, 35,66 3,42 37,73,42 75,93 61,32 83,43 115,58 147,5,21 218,98 122,42 148,4 www.ccee.org.br Nº 275 1ª semana de janeiro/217 8 1 8 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. 8 7 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. 5 3 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 janeiro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 31 de dezembro a 6 de janeiro de 217. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada Média Leve,16,16,16,16,16,16,16,16 146,8 146,8 146,8 146,8 Média semanal 148,4 148,4 148,4 148,4 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quinta semana de dezembro e da primeira de janeiro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da quinta semana de dez e da primeira semana de jan (em ) Submercado PLD 5ª sem - dez 1ª sem - jan Variação % SE/CO 113,62 148,4 + 3% S 113,62 148,4 + 3% NE 113,62 148,4 + 3% N 113,62 148,4 + 3% 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 ) No período entre 31 de dezembro e 6 de janeiro, o PLD subiu 3% em todos os submercados ao passar de R$ 113,62/MWh para R$ 148,4/MW. O preço fica equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não são atingidos. As afluências verificadas em dezembro fecham em 75% da Média de Longo Termo MLT, abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (79%), Sul (94%), Nordeste (53%) e Norte (53%). Em janeiro, as ENAs são esperadas em 69% da MLT para o Sistema. As afluências abaixo da média contribuem para o aumento do PLD. A revisão da carga para o horizonte de médio prazo (NEWAVE - 5 anos), em função das novas premissas do planejamento anual da operação energética ciclo 217 (217-221), causou redução média de aproximadamente 1.7 MWmédios. Assim como a carga, demais premissas, como necessidade de geração por restrições elétricas e limites de intercâmbio entre os submercados, também foram revistas. Já para a primeira semana de janeiro, a expectativa é que a carga fique em torno de 4.5 MWmédios mais alta, reflexo de temperaturas elevadas esperadas, aumento previsto em todos os submercados, sobretudo no Sudeste, cuja carga fica quase 2.5 MWmédios mais alta frente à expectativa anterior. As elevações esperadas são de 1. MWmédios no Sul, 74 MWmédios no Nordeste e de 27 MWmédios no Norte. Os níveis dos reservatórios do SIN, impactados pela queda nas afluências das últimas semanas, estão aproximadamente 7.7 MWmédios abaixo da última previsão semanal com redução observada em todos os submercados, com exceção do Norte (+5 MWmédios). Nos demais submercados, Sudeste, Sul e Nordeste, as reduções foram de 5. MWmédios, 1.8 MWmédios e 3 MWmédios, respectivamente. O fator de ajuste do MRE para dezembro foi estimado em 97,9% e a previsão para janeiro é de 95,3%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 199 milhões em dezembro, sendo R$ 145 milhões referentes à segurança energética. Já para o primeiro mês de 217, o ESS previsto é de R$ 62 milhões com o montante de R$ 59 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 janeiro. 1 Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda.
8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 16 148,4 afluências previstas para o mês de janeiro, que causou um aumento em torno de R$ 34/MWh no preço de todos os submercados. 14 12 113,62 129,84 17,4 112,16 15,17 17,17 Todas as demais variáveis consideradas no cálculo contribuíram para o aumento do preço. 8 6 4 97,42 91,19 9,84 16,31 13,19 14,53 A verificação de níveis de armazenamento mais baixos que os estimados anteriormente causou elevação de cerca de R$ 6,5/MWh, enquanto o aumento da carga esperada aumentou o preço em aproximadamente R$ 7/MWh. 2 A redução da oferta de usinas térmicas, hidráulicas e não simuladas individualmente também aumentou o preço, a elevação conjunta no preço foi de aproximadamente R$ 8/MWh e é ilustrada nos passos UHE-UTE e UNSI do Gráfico 3. Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para todos os submercados O horizonte do NEWAVE considera 5 anos de estudo, sendo que o passo NW 5 anos (Jan/17) ilustra o impacto da consideração do ano de 221 no horizonte. A atualização das demais variáveis praticamente não ocasionou impactos no preço. O Gráfico 4 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal da Operação - CMO e o PLD para todos os submercados: O passo v23 ilustra o impacto da consideração da versão 23 do NEWAVE, que foi aprovada pelo Despacho nº 3.237, de 12 de dezembro de 216 para uso a partir do cálculo do PLD da primeira semana operativa de janeiro de 217. 17 16 15 146,83 147,8 147,12 147,15 147,15 148,4 148,4 148,4 148,4 Conforme ilustrado no Gráfico 2, a consideração de afluências passadas inferiores à média histórica elevou o preço em torno de R$ 16/MWh. A verificação de níveis de armazenamento mais baixos também aumentou o preço, sendo o impacto em torno de R$ 5/MWh. O atraso na oferta de energia, principalmente a hidráulica, em função das postergações previstas principalmente para a UHE Belo Monte, aumentou o preço em torno de R$ 18/MWh. 14 13 12 11 133,64 A redução na carga esperada para todo o horizonte de estudo em função do Planejamento Anual da Operação Energética Ciclo 217 fez com que o preço ficasse cerca de R$ 24/MWh mais baixo. A atualização das demais variáveis praticamente não ocasionou impactos no preço. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD referentes ao Decomp, o Gráfico 3 ilustra as mudanças no preço de todos os submercados. SUDESTE - SUL - NORDESTE - NORTE Gráfico 4 - Decomposição da variação do CMO x PLD para todos os submercados 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. 18 16 14 12 113,62 144,22 148, 148,4 148,4 132,63 137, 126,42 Ao analisar o Gráfico 4 observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de janeiro é superior ao CMO em todos os submercados. 8 14,53 92,85 Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: 6 4 2 Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para todos os submercados Conforme ilustrado no passo Vazões do Gráfico 3, a principal responsável pela elevação do PLD foi a expectativa de redução nas 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). 2
Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx] 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 Newave 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 5 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. 9 8 7 6 54,1 5 64, 4 4,9 31,7 1/jan; 31,8 31,1 3 33,8 28,8 222,4 1 2,5 Limites de Armazenamento (1996 a 215) 214 (Pior do Histórico) 215 216 217 PROJEÇÃO CCEE RV Dez/216 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga) 84,1 83, 79,9 79,9 74,,9 42,4 48,7 36,9 23,2 55,6 55,1 54,5 53,7 53,7 4,7 28,9 54,6 53,1 42,3 42,7 4,8 38, 34,8 36,4 Gráfico 5 Energia armazenada do SIN No Gráfico 5 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN apresentaram pequena redução no final do horizonte de 216, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano, mas plausível em decorrência da redução da carga e pela melhora das afluências em novembro, sobretudo no Sudeste. A pequena redução dos armazenamentos também se deu em função do despacho térmico, quando necessário, e da geração eólica. Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de dezembro com os verificados no final de novembro, observamos redução principalmente no Sul, cujos níveis ficaram em torno de 1% mais baixos. Os níveis do Sudeste e do Norte se mantiveram praticamente os mesmos, com elevação em torno de,5% no Sudeste e redução de aproximadamente 2% no Norte. O armazenamento do Nordeste ficou cerca de 6,5% mais alto que o verificado ao final do mês anterior, principalmente em função da manutenção da defluência mínima na bacia do rio São Francisco. Realizando a comparação entre o final de dezembro de 216 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações positivas em 77,7,7 5,2 45, 4,9 36,4 9 (Melhor do Histórico) PROJEÇÃO CCEE RV Jan/217 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga) 73,9 45, 39,1 36, 31, 7,9 38,2 33,2 32,8 25,1 68,8 33,8 3,2 29, 2,8 19,6 67,7 31,6 27,8 72,1 31,7 28,8 dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 34,8 23,2 todos os submercados com exceção do Sul, cujos níveis ficaram cerca de 38% mais baixos. Os níveis do Sudeste, Nordeste e Norte estão respectivamente cerca de 4%, 11% e 3% mais altos 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 dezembro/16 e janeiro/17 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 e (em %) por submercado Mês SE/CO S NE N Dez/16 33,7 74,2 9,8 23,1 Jan/17 33,9 58,6 16,1 19,4 Diferença,2-15,6 6,3-3,7 Tendência hidrológica As ENAs 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. A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a janeiro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para janeiro, está acima da Média de Longo Termo - MLT 2 para os REEs Itaipu e Belo Monte. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para janeiro. Submercado Tabela 4 ENAs passadas (em % da MLT) Ordem do PAR JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL Sudeste 1 9 63 Madeira 2 78 61 6 Teles Pires 1 96 92 Itaipu 2 124 171 145 Paraná 1 84 77 Sul 1 98 94 Nordeste 3 71 53 31 38 Norte 1 66 52 Belo Monte 3 16 73 74 *A ordem do PAR(p) 3 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 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. 2 Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a 214. 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. 3
Carga (MWmédio) % EARM Máxima 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/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) 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 Com exceção da oferta hidráulica, que foi a mais impactada em relação ao mês passado, a oferta considerada a partir de janeiro de 216 para as demais fontes praticamente não sofreu impactos em relação ao mês anterior. A oferta hidráulica foi atrasada principalmente em função do atraso previsto para as unidades geradoras da UHE Belo Monte, que foi adequada ao andamento das obras. A linha verde tracejada do Gráfico 6 ilustra as restrições impostas às gerações das usinas Belo Monte, Santo Antônio e Jirau em função dos atrasos na transmissão. 19. 17. 15. Expansão da Oferta Hidráulica - UHE Decomp Gráfico 7 Carga no NEWAVE SIN 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. 13. 11. 99. 97. 95. 93. 91. Carga - NEWAVE Gráfico 6 Oferta de Usinas hidráulicas A comparação entre a carga considerada para o Programa Mensal da Operação - PMO de dezembro de 216 e janeiro de 217 é ilustrada no Gráfico 7, mostrando além da compatibilização entre os dados do Newave e Decomp para os dois primeiros meses do horizonte de estudo, a revisão da carga para os cinco anos do horizonte de estudo. A carga do curto prazo (2 meses) ficou mais alta que a expectativa anterior em função da previsão de altas temperaturas. A carga considerada no horizonte do NEWAVE para o PMO de janeiro de 217 foi revista considerando a previsão de carga para o planejamento anual da operação energética ciclo 217 (217-221), realizada pelo ONS e pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE. Esta revisão levou em consideração algumas premissas, como a instabilidade política que ainda impacta a expectativa e retomada de investimentos e consumo das famílias e do mercado de trabalho que ainda não se recuperou. De acordo com as novas premissas, a carga esperada para 217 está cerca de MWmédios mais baixa que a expectativa do PMO de dezembro de 216. Considerando todo o período de estudo, a redução média no sistema é de aproximadamente 1.7 MWmédios. 8 78 DMSE Geração - Dezembro DMSE Geração - Janeiro Transmissão Carga do SIN Armazenamento inicial O Gráfico 8 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp: 36, 35, 34, 33, 32, 31, 3, 29, Gráfico 8 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 33,74% (Energia Armazenada de 96.68 MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 31,7% (Energia Armazenada de 88.961 MWmês), verificando-se uma diferença negativa de 7.647 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 janeiro de 217 Submercado 31,5 RV jan - previsto (MWmês) Previsto RV jan - realizado (MWmês) 33,74 31,7 Diferença (MWmês) SE/CO 71.561 65.971-5.59 S 13.1 11.695-1.796 NE 8.652 8.341-311 N 2.94 2.954 5 Realizado 7 7 Carga - DECOMP 6 6 O Gráfico 9 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de janeiro: 58 PMO de dezembro de 216 - Carga revista PMO de janeiro de 217 4
Usinas não despachadas individualmente Inflexibilidade térmica Inflexibilidade hidrelétrica Carga R$ MM R$ MM 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 Restrições Operativas Segurança Energética Total 8 73,75 7,52 7 6 5 54,71 4 56,89 3 25, 2 16,75 9,89 1,91 1 15,77 19,4 2,5 13,63 6,18 15,1,97 4,73 1,48,57 1 e 2 dez 3 a 9 dez 1 a 16 dez 17 a 23 dez 24 a 3 dez 31 dez Gráfico 11 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de dezembro Gráfico 9 - Carga no SIN Ressaltamos que os dados do Gráfico 9 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de janeiro na RV4 de dezembro de 216 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV de janeiro de 217 (2ª coluna). A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da carga do sistema na primeira semana de janeiro. Tabela 6 Carga (MWmédios) SE/CO S NE N + 2.471 + 1.18 + 739 + 27 A Tabela 7 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de dezembro: Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6 Total Sudeste,75 1,36 14,88 4,57 1,56,51 41,63 Sul - - - - - - - Nordeste,2, - - 2,22,6 2,48 Norte,2 3,27 4,16,16 2,32-9,93 Total,97 13,63 19,4 4,73 15,1,57 54,5 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste - - - - - - - Sul - - - - - - - Nordeste 13,72 56,69 54,71 5,83 9,89 1,48 142,32 Norte 2,6,2 -,36 - - 2,61 Total 15,77 56,89 54,71 6,18 9,89 1,48 144,93 Oferta e demanda O Gráfico 1 apresenta a curva de oferta e demanda do SIN para a primeira semana de janeiro de 217. 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. Tabela 7 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de dezembro A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 11 e na Tabela 7 resultam na expectativa de R$ 199 milhões em encargos para o mês de dezembro, sendo que R$ 145 milhões correspondem aos encargos por segurança energética. O Gráfico 12 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para janeiro: 1. 1. 8 Oferta Hidro Oferta Térmica 18 16 14 12 1 8 6 4 Restrições Operativas Segurança Energética Total 15,75 16,14 12,53 12,47 8,91 13,98 8,98 15,75 12,47 7,66 2 3,55 2,16 1,24 1 e 6 jan 7 a 13 jan 14 a 2 jan 21 a 27 jan 28 a 31 jan - 2. 4. 6. 8.. 12. MWmédio Gráfico 12 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de janeiro Gráfico 1 - Oferta e demanda de energia para todos os submercados A Tabela 8 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de janeiro de 217: Estimativa de ESS dez/216 e jan/217 O Gráfico 11 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de dezembro: 5
MM R$ 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 Subm. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Total Sudeste 3,19 - - 2,16 1,24 6,6 Sul - - - - - - Nordeste,36 - - - -,36 Norte - - - - - - Total 3,55,, 2,16 1,24 6,96 Subm. Restrição operativa (R$ MM) Segurança Energética (R$ MM) Sudeste - - - - - - Sul - - - - - - Nordeste 8,98 12,47 15,75 13,98 7,66 58,84 Norte - - - - - - Total 8,98 12,47 15,75 13,98 7,66 58,84 Tabela 8 - Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho e por submercado para o mês de janeiro de 217 Os valores estimados para o período de 1º a 3 de dezembro 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 31 de dezembro de 216 a 31 de janeiro de 217 foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão de janeiro. 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, 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 12 e na Tabela 8 resultam na expectativa de R$ 66 milhões em encargos para o mês de janeiro, sendo que R$ 59 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. Em dezembro de 216, a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD é de aproximadamente R$,15 milhões e é ilustrada no Gráfico 13. Para janeiro de 217, a expectativa de custos é nula.,2,2,1,1,1,1,1,,,, 1 e 2 dez Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,15,15 3 a 9 dez Gráfico 13 - Estimativa de custos decorrente do descolamento para o SIN para o mês de dezembro Fator de Ajuste do MRE,,,, 1 a 16 dez 17 a 23 dez Sudeste Sul Nordeste Norte 24 a 3 dez 31 dez 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 14 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 3 de dezembro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 31 de dezembro a 31 de janeiro teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão do Decomp de janeiro, 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 dezembro de 216 e janeiro de 217 foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 216 ), publicada no dia 12 de dezembro 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 aproximadamente 5%, o que representa uma expectativa global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos últimos doze meses. 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 dezembro 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 14 e o Gráfico 15 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 ). Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores previstos para o período. 6
jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 fev/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 16 19 [%] 16 19 2 267 31 2 267 31 MWmédios jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 fev/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 36 3 8 38 56 28 37 75 83 56 75 112 83 14 112 14 [%] jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 fev/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 36 3 8 38 28 61 37 76 83 61 76 83 116 116 MWmédios 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 65. Projeção do PLD - SE/CO 55. 45. 5 35. 25. sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE 47.448.513 5.288 5.399 51.116. 5.261 G. F. Sazo.244 51.947 52.759 52.876 53.628 52.38 52.732 3 Gráfico 14 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 14 traz o valor estimado do fator de ajuste do MRE para dezembro, além da previsão para janeiro. - 11% % 9% 8% 78,4% 9,7% 94,3% 93,5% 88,8% 85,4% 84,8% 83,5% 8,1% 82,2% 86,7% 96,3% 95,3% Gráfico 18 Projeção do PLD do Sudeste Projeção do PLD - S 7% 6% 5% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 Gráfico 15 Estimativa do fator de ajuste do MRE 5 3 O Gráfico 16 traz o valor estimado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para dezembro, além da previsão para janeiro de 217. 65. 55. - 45. 35. 25. sem1 sem2 sem3 sem4 sem5 Ger. Hidr. MRE 47.448.513 5.288 5.399 51.116. 5.261 G. F. FLAT 52.78 51.947 52.759 52.876 53.628 52.38 52.732 5 Gráfico 19 Projeção do PLD do Sul Projeção do PLD - NE Gráfico 16 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat 3 11% % 9% 8% 7% 9,7% 99,5% 99,5% 94,7% 86,6% 83,7% 81,6% 8,% 78,3% 79,% 82,5% 9,% 95,3% 6% 5% - jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 Gráfico 17 Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico Gráfico 2 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 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%). O Gráfico 18, o Gráfico 19, o Gráfico 2 e o Gráfico 21 ilustram os PLDs projetados para o período de dezembro de 216 a janeiro de 218. 7
jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 fev/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 3 8 38 63 37 58 89 12 16 89 12 16 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 5 Projeção do PLD - N SE/CO fev/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 Projeção do PLD 159 172 235 288 263 212 167 148 138 159 122 158 P1% 231 233 21 21 412 414 394 399 374 337 335 223 183 P25% 148 138 117 16 321 32 299 293 261 248 211 176 126 11 Pior Série 158 337 36 3 3 192 526 534 534 534 534 534 534 534 3 S fev/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 Projeção do PLD 159 172 235 288 263 212 167 148 138 159 122 158 P1% 232 234 213 213 412 413 399 391 397 37 337 335 223 183 P25% 15 139 17 321 32 299 292 256 242 211 176 126 11 Pior Série 158 337 36 3 3 192 526 534 534 534 534 534 534 534 NE fev/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 Projeção do PLD 163 172 316 326 289 263 212 167 148 138 162 122 158 P1% 188 214 21 211 362 318 317 318 35 31 295 261 126 155 P25% 148 169 116 19 314 287 256 263 243 23 162 137 16 84 Pior Série 163 337 35 285 112 192 45 518 534 486 534 525 534 534 - N fev/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 Projeção do PLD 159 172 235 288 263 212 167 148 138 159 122 3 P1% 13 129 11 9 354 318 317 318 35 35 286 214 124 14 P25% 129 79 62 34 298 253 255 263 242 23 146 123 85 58 Pior Série 158 337 273 3 3 75 45 518 534 486 534 525 534 534 Gráfico 21 Projeção do PLD do Norte A Tabela 9 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de janeiro de 217 a fevereiro de 218. 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 8
ANEXO 1 Evolução da Garantia Física (MWmédio) 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio) PMO de Janeiro de 217 UHE PCH UTE UEE UFV jan-17 52.879,47 2.962,9 17.14,25 4.453,97, fev-17 53.48,27 2.996,6 17.14,25 4.62,47, mar-17 53.48,27 3.,72 17.674,45 4.641,77, abr-17 53.48,27 3.,72 17.691,45 4.697,87, mai-17 54.279,77 3.13,57 17.691,45 4.791,57, jun-17 54.279,77 3.16,42 17.691,45 4.815,87 58,8 jul-17 54.279,77 3.32,33 17.691,45 4.897,17 58,8 ago-17 54.279,77 3.52,43 17.691,45 4.986,67 142,1 set-17 54.873,7 3.53,78 17.691,45 5.34,67 15,5 out-17 54.873,7 3.7,48 17.691,45 5.23,7 15,5 nov-17 54.873,7 3.71,95 17.691,45 5.218,67 174,8 dez-17 55.466,37 3.78,57 17.691,45 5.258,87 174,8 jan-18 55.888,7 3.86,33 17.698,25 5.372,27 174,8 fev-18 56.153,97 3.94,26 17.698,25 5.423,77 236,3 mar-18 56.243,57 3.94,87 17.698,25 5.478,87 269,9 abr-18 56.243,57 3.114,61 17.698,25 5.582,87 276,6 mai-18 56.36,7 3.115,23 17.698,25 5.77,97 291,1 jun-18 56.36,7 3.12,74 17.698,25 5.875,77 291,1 jul-18 56.333,57 3.124,78 17.698,25 5.992,77 291,1 ago-18 56.333,57 3.135,58 17.698,25 6.19,17 291,1 set-18 56.333,57 3.146,2 17.698,25 6.87,37 291,1 out-18 56.333,57 3.146,2 17.698,25 6.148,97 292,9 nov-18 56.333,57 3.146,2 17.698,25 6.429,67 525,6 dez-18 56.434,47 3.162,92 17.698,25 6.3,37 525,6 jan-19 56.723,57 3.188,23 17.74,65 6.754,77 525,6 fev-19 56.743,27 3.188,23 17.715,25 6.771,47 525,6 mar-19 56.743,27 3.26,48 17.715,25 6.771,47 525,6 abr-19 56.743,27 3.26,48 18.38,75 6.796,17 525,6 mai-19 56.743,27 3.212,29 18.38,75 6.818,7 525,6 jun-19 56.743,27 3.216,89 18.38,75 6.94,7 525,6 jul-19 56.743,27 3.216,89 18.38,75 6.994,27 525,6 ago-19 56.743,27 3.238,3 18.38,75 6.994,27 596,7 set-19 56.743,27 3.238,3 18.38,75 7.48,17 596,7 out-19 56.743,27 3.238,3 18.38,75 7.57,87 596,7 nov-19 56.743,27 3.239,31 18.38,75 7.57,87 674,4 dez-19 56.753,4 3.273,92 18.38,75 7.121,67 674,4 jan-2 56.753,4 3.298,88 18.39,75 7.122,67 674,4 fev-2 56.753,4 3.318,3 18.4,75 7.123,67 674,4 mar-2 56.753,4 3.331,38 18.98,75 7.124,67 674,4 abr-2 56.753,4 3.331,38 18.933,5 7.146,57 674,4 mai-2 56.753,4 3.331,38 18.934,5 7.147,57 674,4 jun-2 56.82,8 3.331,38 19.25,25 7.148,57 674,4 jul-2 56.82,8 3.342,7 19.26,25 7.164,87 674,4 ago-2 56.846,8 3.342,7 19.27,25 7.165,87 674,4 set-2 56.846,8 3.351,46 19.28,25 7.,87 674,4 out-2 56.846,8 3.369,86 19.29,25 7.167,87 674,4 nov-2 56.846,8 3.377,28 19.21,25 7.168,87 674,4 dez-2 56.846,8 3.377,28 19.211,25 7.169,87 674,4 jan-21 56846,796 3377,2769 19213,253 7217,5654 674,4 fev-21 56846,796 3377,2769 19215,253 7217,5654 674,4 mar-21 56846,796 3377,2769 19217,253 7217,5654 674,4 abr-21 56846,796 3377,2769 19219,253 7217,5654 674,4 mai-21 56846,796 3377,2769 19221,253 7217,5654 674,4 jun-21 56846,796 3377,2769 19223,253 7217,5654 674,4 jul-21 56846,796 3377,2769 19225,253 7217,5654 674,4 ago-21 56846,796 3377,2769 19227,253 7217,5654 674,4 set-21 56846,796 3377,2769 19229,253 7217,5654 674,4 out-21 56846,796 3377,2769 19231,253 7217,5654 674,4 nov-21 56846,796 3377,2769 19233,253 7217,5654 674,4 dez-21 56846,796 3377,2769 19235,253 7217,5654 674,4 9
ANEXO 2 Evolução da Potência (MW) 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 Evolução da Potência por tipo de usina (MW) PMO de Janeiro de 217 UHE PCH UTE UEE UFV jan-17.327,19 5.335,43 34.58,54 9.788,1 2,7 fev-17.977,19 5.36,43 34.58,54 1.21,8 2,7 mar-17.977,19 5.36,43 34.698,9 1.,1 2,7 abr-17 11.16,9 5.36,43 34.925,64 1.238,4 2,7 mai-17 12.44,69 5.378,52 34.925,64 1.416, 2,7 jun-17 12.44,69 5.393,3 35.137,29 1.4,1 222,3 jul-17 12.44,69 5.429,1 35.137,29 1.664,2 222,3 ago-17 12.44,69 5.433,55 35.137,29 1.831,6 2,3 set-17 12.655,79 5.439,55 35.137,29 1.965,4 522,3 out-17 12.655,79 5.439,55 35.137,29 11.356,1 522,3 nov-17 12.655,79 5.454,44 35.137,29 11.386,1 582,3 dez-17 13.266,89 5.7,37 35.137,29 11.456,1 582,3 jan-18 13.46,89 5.557,53 35.137,29 11.696,7 582,3 fev-18 14.17,99 5.572,73 35.137,29 11.821,8 774,37 mar-18 14.257,99 5.573,73 35.137,29 11.971,2 894,37 abr-18 14.257,99 5.573,73 35.137,29 12.31,1 951,37 mai-18 15.19,9 5.592,23 35.137,29 12.46,5 1.23,51 jun-18 15.19,9 5.619,73 35.137,29 12.822,5 1.23,51 jul-18 15.3,9 5.631,63 35.137,29 13.118,5 1.23,51 ago-18 15.96,19 5.631,63 35.137,29 13.174,5 1.23,51 set-18 16.,19 5.65,93 35.137,29 13.269,7 1.23,51 out-18 16.,19 5.65,93 35.137,29 13.365,7 1.33,51 nov-18 16.711,29 5.65,93 35.137,29 13.967,4 1.872,85 dez-18 16.827,99 5.679,43 35.137,29 14.111,4 1.872,85 jan-19 17.184, 5.688,27 35.137,29 14.729,35 1.872,85 fev-19 17.912,29 5.688,27 35.137,29 14.729,35 1.872,85 mar-19 17.912,29 5.723,4 35.137,29 14.729,35 1.92,85 abr-19 17.912,29 5.723,4 35.7,29 14.789,35 1.92,85 mai-19 18.523,39 5.742,18 35.7,29 14.831,35 1.92,85 jun-19 18.523,39 5.766,53 35.7,29 14.997,25 1.92,85 jul-19 18.523,39 5.77,88 35.7,29 15.171,85 1.92,85 ago-19 19.134, 5.812,78 35.7,29 15.171,85 2.292,85 set-19 19.134, 5.812,78 35.7,29 15.261,85 2.292,85 out-19 19.134, 5.812,78 35.7,29 15.281,85 2.292,85 nov-19 19.745,59 5.814,12 35.7,29 15.37,65 2.632,51 dez-19 19.745,59 5.863,56 35.7,29 15.417,85 2.632,51 jan-2 19.745,59 5.912,56 35.7,29 15.417,85 2.632,51 fev-2 11.356,69 5.942,86 35.7,29 15.417,85 2.632,51 mar-2 11.356,69 5.97,56 37.12,93 15.417,85 2.632,51 abr-2 11.356,69 5.97,56 37.4,93 15.467,85 2.632,51 mai-2 11.967,79 5.97,56 37.4,93 15.467,85 2.632,51 jun-2 111.42,79 5.97,56 37.368,93 15.467,85 2.632,51 jul-2 111.42,79 6.,56 37.368,93 15.467,85 2.632,51 ago-2 111.728,89 6.,56 37.368,93 15.467,85 2.632,51 set-2 111.728,89 6.14,56 37.368,93 15.467,85 2.632,51 out-2 111.728,89 6.41,76 37.368,93 15.467,85 2.632,51 nov-2 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.467,85 2.632,51 dez-2 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.467,85 2.632,51 jan-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 fev-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 mar-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 abr-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 mai-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 jun-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 jul-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 ago-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 set-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 out-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 nov-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 dez-21 111.728,89 6.57,56 37.368,93 15.583,5 2.632,51 1
8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/217 - Semana 1 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. 11