125,16 37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 7,28 29,42 166,69 263,7 287,2 24,8,9,4 212,32 22,87 116,8 5,59 46,2 395,73,48,48,48,48 387,24,39 688,88 www.ccee.org.br Nº 223 2ª semana de janeiro/16 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 6 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 expectativa dos custos devido ao descolamento entre o Custo Marginal da Operação CMO e o PLD. Além da estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia MRE. 5 4 3 2 1 Com o objetivo de fornecer uma visão de futuro do comportamento do preço, este informativo disponibiliza a projeção do Preço de Liquidação das Diferenças PLD para os próximos 14 meses. Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Análise PLD 2ª semana operativa de janeiro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 2 a 8 de janeiro de 216. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 48,2 48,2 358,16 112,21 Média 48,2 48,2 358,16 112,21 Leve 42,5 41,84 343,56 19,27 Média semanal 46,2 45,78 352,86 111,14 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da primeira e da segunda semana de janeiro: Tabela 2 Comparação entre o PLD médio da primeira e da segunda semana de janeiro (em ) Submercado PLD 1ª sem jan 2ª sem jan Variação % SE/CO 5,59 46,2 9 % S 5,59 45,78 1 % NE 344,41 352,86 + 2 % N 19,12 111,14 + 2 % As variações do Preço de Liquidação das Diferenças PLD estão atreladas, entre outros fatores, a 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: Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) O PLD, para o período de 2 a 8 de janeiro, foi fixado em R$ 46,2/MWh no Sudeste/CentroOeste e R$ 45,78/MWh no Sul, reduções de 9% e 1%, respectivamente. No Nordeste, o preço subiu 2%, passando de R$ 344,41/MWh para R$ 352,86/MWh. O PLD, no Norte, também foi elevado em 2%, chegando a R$ 111,14/MWh. As afluências previstas para o SIN, em janeiro, subiram para 85% da Média de Longo Termo MLT com acréscimo de 8 de energia ao Sistema. Destaque para a região Sudeste, onde a previsão passou de 86% para 95% da média histórica. Houve queda nas ENAs esperadas para o Sul (248% para 199%), Nordeste (29% para 26%) e Norte (33% para 27% da MLT). Em função da situação energética do Nordeste (baixas afluências), o envio de energia para este submercado é elevado e constante, o que faz com que os limites de recebimento de energia continuem sendo atingidos, deixando seu PLD diferente dos demais submercados. Já o limite de envio de energia do Sul para o Sudeste foi atingido no patamar de carga leve, desacoplando o preço médio semanal entre esses submercados. Os níveis de armazenamento esperados para os reservatórios do SIN ficaram cerca de 5.35 acima da expectativa, com elevação em todos os submercados. Esta foi provocada pelo aumento nas afluências do Sudeste, manutenção das altas afluências no Sul e pela carga baixa em função dos feriados de final de ano. O aumento mais expressivo foi registrado no Sudeste (+4.45 ), seguido pelo Sul (+7 ), Norte (+14 ) e Nordeste (+5 ). Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 ilustra as mudanças no preço do submercado Sudeste. 45 4 35 3 25 2 15 1 5 5,59 52,68 45,85 45,85 45,97 46,2 46,2 48,5 46,9 45,53 Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste
8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/216 Semana 2 O Gráfico 3 ilustra a decomposição da variação do PLD do Sul. 45 4 35 Já no Nordeste e no Norte, as afluências mais baixas causaram aumento de aproximadamente R$ 7/MWh e R$ 3/MWh, respectivamente. No Norte, a verificação do nível de armazenamento mais alto que o previsto provocou redução de cerca de R$ 3/MWh em seu preço. 3 25 A atualização das demais variáveis não causou alterações significativas no PLD dos submercados. 2 15 1 5 5,59 52,63 46,97 45,41 44,78 45,42 45,42 45,24 45,78 45,78 O Gráfico 6 ilustra a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação CMO e o PLD para os submercados Sudeste e Sul (o PLD entre estes dois submercados foi diferente, mas considerando que as diferenças foram pequenas, ilustraremos apenas o gráfico referente ao Sudeste): 45 4 Gráfico 3 Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul 35 O Gráfico 4 ilustra o impacto das alterações no submercado Nordeste. 3 25 45 2 4 35 344,41 35,73 351,93 353,85 352,86 352,86 352,86 352,86 352,86 352,86 15 1 3 25 5 2,64 44,16 43,58 44,53 45,78 45,78 45,78 46,2 46,2 46,2 2 15 1 5 Gráfico 6 Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados Sudeste e Sul O Gráfico 7 traz a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação CMO e o PLD para o submercado Nordeste: Gráfico 4 Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste 45 4 38,14 38,14 O Gráfico 5 ilustra as modificações no submercado Norte. 35 3 352,86 352,86 352,86 352,86 352,86 352,86 352,86 352,86 45 25 4 2 35 15 3 1 25 2 5 15 19,12 112,17 111,13 111,15 111,15 111,14 111,14 1 13,93 18,85 111,12 5 Gráfico 7 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Nordeste O Gráfico 8 apresenta a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação CMO e o PLD para o submercado Norte: Gráfico 5 Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte A variação do PLD na segunda semana de janeiro ocorreu principalmente devido as novas afluências previstas. No Sudeste e Sul, a expectativa de aumento nas afluências do Sudeste e a manutenção de afluências elevadas no Sul causaram reduções em torno de R$ 2/MWh e R$ 3/MWh nos preços de Sudeste e Sul, respectivamente. 2
MWmed sem1 sem1 sem5 MWmédio 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/216 Semana 2 45 4 Em janeiro de 216, a expectativa é que as afluências se mantenham em patamares elevados, apresentando elevação no decorrer das semanas, sobretudo no Sudeste. 35 3 1. 9. 25 8. 2 7. 6. 15 1 5 98,2 11,5 11,2 11,23 11,41 11,41 11,41 111,14 111,14 111,14 5. 4. 3. 2. 1. Gráfico 8 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 resultante do cálculo que considera as restrições elétricas. Ao analisar o Gráfico 6, o Gráfico 7 e o Gráfico 8 observase que o PLD médio semanal da segunda semana operativa de janeiro é superior ao CMO em todos os submercados, exceto no Nordeste. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: DECOMP Cortes (função de custo futuro); PA (geração mínima da UHE Paulo Afonso necessária para segurança do sistema); StAntJirau (limitação da geração de Santo Antônio e Jirau decorrente dos limites de transmissão); RestConj (restrições conjunturais); RestSul (Despacho por razões elétricas do Sul); RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RestN (Restrição operativa da região Manaus). O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o CMO 1 que, limitado por um piso e um teto, origina o PLD. Gráfico 9 Variação da ENA de acoplamento do SIN dezembro de 215 e janeiro de 216 O Gráfico 1 apresenta a variação da ENA média do SIN, na segunda semana operativa de janeiro. 95. 85. 75. 65. 55. 45. 35. 25. 88.79 89.349 64 88.79 13.967 74.742 Sudeste Sul Nordeste Norte Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Gráfico 1 ENA de acoplamento média do SIN A Tabela 3 traz a contribuição de cada um dos submercados para a elevação da ENA média de acoplamento, considerada no horizonte do Decomp. Tabela 3 ENA de acoplamento média no SIN () SE/CO S NE N + 4.49 2.79 313 666 Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacamse a Energia Natural Afluente ENA 2 média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. Energia Natural Afluente ENA Observase no Gráfico 9 que, devido ao início do período chuvoso, a ENA do SIN verificada no mês de dezembro se manteve acima dos 7., se elevando nas três primeiras semanas, principalmente no Sul, em decorrência do fenômeno EL NIÑO. 1 Custo Marginal da Operação custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda. 2 Energia Natural Afluente soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média. 3
11.482 11.482 1.77 1.77 5.458 5.458 38.5 38.5 66.21 66.21 + Intercâmbio (Exportação para Sudeste) Intercâmbio (Importação Sul) + Intercâmbio (Exportação Nordeste e Norte) % EARM Máxima 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/216 Semana 2 Armazenamento inicial semana de janeiro não apresentou variação em relação ao que havia sido previsto na semana anterior. O Gráfico 11 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo modelo Decomp: 32, Tabela 5 () SE/CO S NE N 31, 3, 29, 28,8 29,8 28, Ressaltamos que os dados acima consideram apenas a carga prevista para a semana em análise, neste caso, comparamos o que estava previsto para a segunda semana de janeiro na RV (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV1 (2ª coluna). 28, 27, Oferta e demanda 26, Previsto Gráfico 11 Energia armazenada no SIN Realizado As curvas de oferta e demanda do SIN, para a segunda semana de janeiro, são apresentadas no Gráfico 13, no Gráfico 14, no Gráfico 15 e no Gráfico 16. Observase que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas nãodespachadas, geração inflexível e por ordem de mérito. O processamento do Decomp da 1ª semana de janeiro indicava nível de armazenamento de 27,97% (Energia Armazenada de 81.34 MWmês), no SIN, para o início desta semana. Porém, verificouse 29,81% (Energia Armazenada de 86.648 MWmês), o que representa uma diferença positiva de 5.344 MWmês. A Tabela 4 traz os níveis de armazenamento por submercado: 2.4 2.1 1.8 1.5 1.2 Tabela 4 EARM (MWmês) prevista e realizada para a segunda semana operativa de janeiro 9 RV1 jan previsto RV1 jan realizado Diferença Submercado (MWmês) (MWmês) (MWmês) SE/CO 57.534 62.6 + 4.472 S 18.88 19.559 + 679 NE 2.59 2.642 + 52 N 2.3 2.441 + 141 6 3 1 2 3 4 5 6 7 8 Gráfico 13 Curva de oferta x demanda Sudeste/CentroOeste 8 O Gráfico 12 ilustra a variação da carga prevista para a segunda semana de janeiro: 7 6 5 8. 4 7. 3 6. 2 5. 1 4. 3 6 9 12 15 18 21 3. 2. Gráfico 14 Curva de oferta x demanda Sul 1. Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 12 no SIN A Tabela 5 traz a variação da carga do sistema considerada na segunda semana de janeiro. Observe que a carga prevista para a segunda 4
MM R$ R$ MM Intercâmbio (Importação Norte) Intercâmbio (Importação Norte + Importação Sudeste) R$ MM 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/216 Semana 2 1.2 1.1 1. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 2 4 6 8 1 12 14 16 Gráfico 15 Curva de oferta x demanda Nordeste 1. 3 25 2 15 1 5 37,46 3,73,8 3,31 29,62 Sudeste Sul Nordeste Norte 262, 265,3 26,84 3,29 33,81 23,46 1,8 23,38 28,41 26,4 216,21 221,71 3,46 28,83,74 1,38 23,39 23,16 162,61 167,34 66,6 9,31,24 6,64 49,86 1 jan 2 a 8 jan 9 a 15 jan 16 a 22 jan 23 a 29 jan 3 e 31 jan Gráfico 18 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de janeiro Ressaltamos que os valores previstos neste boletim consideram os encargos por restrição de operação por ConstrainedOn, ou seja, aqueles pagos pela geração despachada acima da ordem de mérito de custo. 9 8 7 6 5 A estimativa para o dia 1º foi calculada com base na programação de despacho termelétrico indicada pelo modelo Decomp da revisão de janeiro de 216, já a previsão para o período de 2 a 31 de janeiro foi calculada a partir da revisão 1 do Decomp de janeiro. O ESS referente à segurança energética foi estimado avaliando as usinas em que o CVU é superior ao CMO. 4 3 2 1 2 4 6 8 1 Gráfico 16 Curva de oferta x demanda Norte Estimativa de ESS janeiro de 216 O Gráfico 17 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS, por tipo de despacho, para janeiro no valor de R$ 1,7 bilhões: 3 25 2 15 1 5 Restrições Operativas Segurança Energética Total 262,52 265,12 251,56 248,5 216,21 221,71 24,79 21,5 66,6 37,98 62,64 35,66 2,32 1,96 17,7 11,42 11,66 3,42 1 jan 2 a 8 jan 9 a 15 jan 16 a 22 jan 23 a 29 jan 3 e 31 jan Gráfico 17 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de janeiro O Gráfico 18 ilustra a previsão de ESS, por submercado, para janeiro: Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD Considerando que 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 14/4/215; e o disposto na REN 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 contratadas por meio dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na situação CMO>CVU>PLD, devem ter seus custos adicionais cobertos por meio das receitas de venda advindas desses contratos. Desta maneira, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na estimativa, devido ao descolamento entre o CMO e o PLD. Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores estimados para o período. A expectativa de custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD para janeiro de 216, é apresentada no Gráfico 19, por submercado.,8,7,6,5,4,3,2,1, Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,,1 1 jan 2 a 8 jan,468 9 a 15 jan,668 16 a 22 jan Sudeste Sul Nordeste Norte,762 23 a 29 jan,157 3 e 31 jan Gráfico 19 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de janeiro 5
jan/14 111 27 26 24 186 22 111 387 24 186 53 61 5 71 459 732 87 85 71 756 893 943 1.75 1.35 1.61 1.24 1.159 1.55 1.731 jan/14 24 212 23 116 116 387 212 23 61 71 459 87 777 85 71 82 893 943 1.75 1.35 1.61 1.24 1.159 1.55 1.731 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/216 Semana 2 Fator de Ajuste do MRE Projeção do PLD 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 2 apresenta a estimativa da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para novembro e dezembro de 215 e janeiro de 216. Os valores de novembro são provenientes de dados de contabilização, os de dezembro dos dados preliminares de contabilização e para janeiro de 216 essa expectativa é apresentada em base semanal. No período de 1º a 29 de dezembro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para o dia 3 de dezembro, foram considerados os números do ADO, repetidos do dia 29. A fim de considerar o perfil de geração do final de ano, para o dia 31/12 foi considerada a mesma geração do dia 24/12, e para o dia 1/1/216 foi considerada a mesma geração do dia 25/12. O restante do mês de janeiro teve os valores de geração hidráulica estimados a partir da revisão 1 do Decomp, considerando a expectativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicouse um fator de perdas totais (de rede básica mais perdas 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 fins de semana. 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 Gráfico 22, o Gráfico 23, o Gráfico 24 e o Gráfico 25 ilustram os PLDs projetados para o período de janeiro de 216 a fevereiro de 217 valendose dessa nova topologia a partir de janeiro de 216. Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e o despacho térmico das UTEs com CVU até R$ 6/MWh (seguindo o aprovado pelo CMSE), os gráficos também ilustram a projeção do PLD considerando a pior série do histórico de ENA para o SIN (de novembro de 1952 a dezembro de 1953) e as curvas P1 e P25, que resultam de simulações sem a consideração da tendência hidrológica. 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. 2. 1.75 1.5 Projeção do PLD SE/CO Já as garantias físicas sazonalizadas de janeiro foram previstas a partir dos dados preliminares da sazonalização de garantia física de 216. 1.25 1. Esse valor de garantias físicas sazonalizadas foi reduzido 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 215, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de dezembro deste ano. 75 5 25 Gráfico 22 Projeção do PLD do Sudeste Projeção do PLD S 65. 2. 55. 1.75 1.5 45. 1.25 35. 1. 25. sem1 sem5 sem6 Geração Hidráulica MRE 42.357,8 43.753,28 39.422,1 46.43,25 47.327,85 48.141,5 48.68,9 42.437,29 46.95,58 Garantia Física Sazonalizada 46.373,98 45.734,5 58.811,59 58.811,59 58.811,59 58.811,59 58.811,59 58.811,59 58.811,59 75 5 25 Gráfico 2 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 21 apresenta o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para novembro e a previsão para dezembro de 215 e janeiro de 216: Gráfico 23 Projeção do PLD do Sul 11,% 1,% 9,% 91,3% 95,7% 8,% 7,% 67,% 78,9% 8,5% 81,9% 81,7% 72,2% 79,8% 6,% 5,% sem1 sem5 sem6 Gráfico 21 Estimativa do fator de ajuste do MRE 6
jan/14 127 137 241 167 258 365 335 127 137 167 452 34 258 365 338 457 696 641 61 452 71 777 659 85 735 71 82 92 1.35 1.144 jan/14 244 275 379 33 387 275 33 379 61 461 756 756 744 71 772 777 85 76 795 763 71 687 79 82 92 869 1.35 1.144 8 1 8 www.ccee.org.br Janeiro/216 Semana 2 2. 1.75 1.5 1.25 1. 75 5 25 Projeção do PLD NE Tabela 7 Resultados da Projeção do PLD SE/CO Projeção do PLD 33 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Pior Série do Histórico 53 237 192 243 233 275 29 154 179 125 12 168 157 S Projeção do PLD 33 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Pior Série do Histórico 53 237 192 243 233 275 29 154 11 125 12 168 157 NE Projeção do PLD 315 13 24 14 12 3 3 3 3 78 3 3 12 3 Pior Série do Histórico 289 221 238 192 243 233 275 29 154 179 125 12 168 157 N Projeção do PLD 44 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Pior Série do Histórico 53 12 237 192 243 233 275 29 154 179 125 12 3 3 2. 1.75 1.5 1.25 1. Gráfico 24 Projeção do PLD do Nordeste Projeção do PLD N 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. 75 5 25 Gráfico 25 Projeção do PLD do Norte 7