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 24,8 145,9 227,4 212,32 22,87 116,8 35,66 3,42 37,73 49,42 86,45 8,39 74,51 395,73 387,24 369,39 688,88 www.ccee.org.br Nº 242 3ª semana de o/216 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; e 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 Esta edição do boletim foi republicada às 17:3h do dia 13 de o de 216 em decorrência da atualização das informações do Gráfico 21, Gráfico 22, Gráfico 23 e Gráfico 24. Os dados destes gráficos foram atualizados em função da revisão dos valores de garantia física disponíveis no Conteúdo Exclusivo -> Contabilização e Liquidação -> Contabilização -> Prêmio de Risco Resultados, no arquivo Relatório Risco Hidrológico. Análise PLD 3ª semana operativa de o A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 14 a 2 de o. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 79,53 79,53 99,79 79,53 Média 76,46 76,46 99,79 76,46 Leve 7,19 64,77 99,79 76,21 Média semanal 74,51 72,54 99,79 76,7 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da segunda e da terceira semana de o: Tabela 2 - Comparação entre o PLD médio da segunda e da terceira semana de o (em ) Submercado PLD 2ª sem - 3ª sem - Variação % SE/CO 8,39 74,51-7 % S 8,39 72,54-1 % NE 99,79 99,79 % N 82,12 76,7-7 % 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: Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em ) O PLD para o período entre 14 e 2 de o caiu 7% no Sudeste/Centro-Oeste ao passar de R$ 8,39/MWh para R$ 74,51/MWh. A queda no Sul foi de 1% com o PLD fixado em R$ 72,54/MWh e de 7% no Norte, passando de R$ 82,12/MWh para R$ 76,7/MWh. O preço para o Nordeste não sofreu alterações e permanece em R$ 99,79/MWh. A previsão de afluências para o subiu de 7% para 73% da Média de Longo Termo MLT, voltando a ficar acima da média no Sul. No Sudeste, a expectativa de ENAs passou de 81% para 84% da MLT com índices nas regiões Nordeste (25%) e Norte (41%) um ponto percentual abaixo da previsão da última semana. A diferença entre o PLD do Nordeste com os des permanece, uma vez que seus limites de recebimento de energia foram atingidos. O limite de envio de energia pelo Norte também foi alcançado e o preço desse submercado descolou dos des. Já no Sul, o aumento das afluências possibilitou elevação no envio de energia para o Sudeste, atingindo o limite e descolando os preços entre esses submercados. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente 96 acima do esperado, elevação observada no Sudeste (+8 ) e no Sul (+26 ). A redução foi registrada apenas nos níveis do Norte (-1 ), sendo que não houve alteração nos índices do Nordeste. A previsão de carga para o SIN na terceira semana de o está aproximadamente 2 s alta no Sudeste e 6 no Nordeste. Não há alterações nos des submercados. O fator de ajuste do MRE estimado para o passou de 95,3% para 93,9%. Já os Encargos de Serviços do Sistema ESS estão previstos em R$ 97 milhões, sendo R$ 54 milhões referentes à segurança energética 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 Sudeste.
8 1 8 www.ccee.org.br Maio/216 - Semana 3 12 SUDESTE energia para o Sudeste, até o limite, o que resultou no descolamento entre os preços destes submercados. 1 8 6 4 8,39 79,11 75,16 73,59 74,11 74,9 74,3 74,34 74,51 74,51 O aumento nos níveis de armazenamento em relação ao previsto anteriormente também provocou redução nos PLDs, em torno de R$ 1,5/MWh no Sudeste, R$ 2/MWh no Sul e R$ 1/MWh no Norte. A atualização das des variáveis praticamente não causou impacto na variação do PLD. 2 O Gráfico 5 ilustra a variação do PLD do Nordeste, onde é possível observar que o mesmo não sofreu variação quando comparado com o valor da semana anterior. 45 NORDESTE Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste/Centro-Oeste O Gráfico 3 ilustra a decomposição do PLD para o Sul e o Gráfico 4 para o Norte: 4 35 3 25 2 12 1 SUL 15 1 5 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 8 8,39 79,11 72,4 72,39 72,54 72,54 6 74,26 71,88 72,39 72,36 4 2 Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste O Gráfico 6 ilustra a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o Sudeste: 12 SUDESTE 1 Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul 8 76,36 74,77 74,77 74,77 12 NORTE 6 54,1 76,26 74,44 74,51 74,51 74,51 1 8 82,12 81,7 77,2 76, 76,38 76,39 76,48 76,5 76,7 76,7 4 2 6 4 2 Gráfico 6 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Sudeste O Gráfico 7 ilustra a decomposição entre CMO e PLD para o Sul: Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte Embora os preços dos submercados Sudeste, Sul e Norte tenham ficado diferentes para esta semana, a variação observada entre a segunda e a terceira semana de o seguiu o mesmo perfil. A elevação das afluências previstas reduziu o preço nos três submercados citados, com impactos de aproximadamente R$ 5/MWh no Sudeste e no Norte, e cerca de R$ 6/MWh no Sul. A melhora das afluências estimadas para o Sul resultaram no aumento do envio de 2
8 1 8 www.ccee.org.br Maio/216 - Semana 3 12 SUL 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. 1 8 6 4 2 48, 63,68 63,61 72,39 73,2 73,2 73,2 72,54 72,54 72,54 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, o Gráfico 8 e o Gráfico 9, observase que o custo médio semanal decorrente do cálculo do PLD, na terceira semana operativa de o, é superior ao CMO em todos os submercados, com exceção do Nordeste. Isso ocorre porque o cálculo do CMO considera uma restrição de geração mínima na UHE Paulo Afonso em todos os patamares de carga, ao contrário do cálculo do PLD, quando o modelo tem s liberdade para gerar em qualquer um dos três patamares. Gráfico 7 Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sul O Gráfico 8 traz a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste: 45 4 35 3 25 2 15 1 5 16,75 16,75 NORDESTE 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 99,79 Gráfico 8 Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste O Gráfico 9 traz a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para o submercado Norte: 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. Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a Energia Natural Afluente ENA 2 média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga. 12 NORTE Energia Natural Afluente - ENA 1 8 6 55,1 77,55 77,35 76,73 77,2 77,2 77,2 76,7 76,7 76,7 É possível observar no Gráfico 1 a redução da ENA ao longo do mês de abril, comportamento totalmente influenciado pelo sistema de alta pressão que impediu que as frentes frias avançassem pelo Sudeste. Também se observa a redução das afluências previstas para a primeira semana de o, queda esperada em função da época do ano. 4 2 Na segunda semana de o as ENAs previstas ficaram levemente s altas que as estimadas anteriormente no Sudeste, Sul e Norte. No Sul, embora as afluências tenham ficado menores que a previsão anterior, elas permanecem próximas à média, em 96% da média histórica. Na terceira semana as afluências previstas para o Sul voltaram a ficar acima da média histórica, impactando, junto com a nova previsão para o Sudeste, as ENAs do SIN. Gráfico 9 Decomposição da variação do CMO x PLD para o 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 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
1.649 1.649 1.54 1.6 5.547 5.547 38.44 38.64 65.176 65.437 MWmed sem5 MWmédio % EARM Máxima 8 1 8 www.ccee.org.br Maio/216 - Semana 3 7. 57, 6. 5. 56, 55,2 4. 3. 55, 54,4 2. 54, 54,1 1. 53, 52, Previsto Realizado abr/16 Sudeste Sul Nordeste Norte Gráfico 1 Variação da ENA de acoplamento do SIN março e abril de 216 Gráfico 12 Energia armazenada no SIN O Gráfico 11 apresenta a variação da ENA média do SIN, na terceira semana operativa de o. 95. 85. 9.29 O processamento do Decomp da 2ª semana de o indicava nível de armazenamento de 54,11% (Energia Armazenada de 157.251 MWmês), no SIN, para o início desta semana. Contudo, o valor verificado foi de 54,44% (Energia Armazenada de 158.234 MWmês), o que representa um aumento de 963 MWmês. A Tabela 4 traz os níveis de armazenamento por submercado: 75. 65. 46.424 Tabela 4 EARM (MWmês) prevista e realizada para a terceira semana operativa de o 55. 45. 35. 25. 44.495 45.772 89 1.276 43.65 43.65 44.495 Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Submercado RV2 - previsto (MWmês) RV2 - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO 114.255 115.68 813 S 16.226 16.485 259 NE 16.475 16.475 N 1.315 1.26-19 Gráfico 11 - 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 () O Gráfico 13 ilustra a variação da carga prevista para a terceira semana de o: SE/CO S NE N + 91 + 527-9 - 71 8. 7. 6. Armazenamento inicial O Gráfico 12 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo modelo Decomp: 5. 4. 3. 2. 1. Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Gráfico 13 no SIN A Tabela 5 traz a variação da carga do sistema considerada na terceira semana de o. A expectativa é que fique s alta nos submercados Sudeste e Nordeste. 4
R$ MM individualmente térmica + Exportação individualmente térmica Intercâmbio Importação Sul + Exportação térmica Intercâmbio térmica individualmente Intercâmbio Importação Sudeste e Norte 8 1 8 www.ccee.org.br Maio/216 - Semana 3 Tabela 5 () SE/CO S NE N + 2 + 6 Ressaltamos que os dados do Gráfico 13 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de o na RV1 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV2 (2ª coluna). Oferta e demanda As curvas de oferta e demanda do SIN, para a terceira semana de o, são apresentadas no Gráfico 14, Gráfico 15, Gráfico 16 e 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 por ordem de mérito. 1.2 1.1 1. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 5 1 15 1. Gráfico 16 Curva de oferta x demanda Nordeste 1.5 9 8 1.25 7 1. 6 5 75 4 3 5 25 1 2 3 4 5 6 7 8 2 1 2 4 6 8 1 12 14 Gráfico 17 Curva de oferta x demanda Norte Gráfico 14 Curva de oferta x demanda Sudeste/Centro-Oeste Estimativa de ESS o de 216 8 7 6 O Gráfico 18 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS por tipo de despacho, que para o é de R$ 97 milhões, sendo R$ 54 milhões por segurança energética. 5 4 3 2 1 3 6 9 12 15 18 21 4 35 3 25 2 15 1 5 Restrições Operativas Segurança Energética Total 36,3 33,51 5,82 2,93 9,77 1,93 12,58 6,6 9,77 1,93 3,48,, 6,6, 1 a 6 7 a 13 14 a 2 21 a 27 28 a 31 Gráfico 15 Curva de oferta x demanda Sul Gráfico 18 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de o O Gráfico 19 ilustra a previsão de ESS, por submercado, para o: 5
MM R$ R$ MM 8 1 8 www.ccee.org.br Maio/216 - Semana 3 4 35 3 33,51 3,66 Sudeste Sul Nordeste Norte 34,55 1,75 Gráfico 2 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de o 25 2 15,18 24,58 Fator de Ajuste do MRE 15 1 5 14,67 9,97 6,75 7,43 3,2 3,51 2,56 2,87 4,14 1,92,1,2 1,64 4,18 4,54 2,5 Gráfico 19 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de o O valor estimado para a geração do período de 1º a 12 de o pode ser encontrado no Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. Para o dia 13 foi considerada a mesma geração do dia 12. 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 estimativa para o período de 14 a 31 de o foi calculada com base na programação de despacho termelétrico indicada pelo modelo Decomp da revisão 2 de o de 216. O ESS referente à segurança energética foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs com CVU até R$ 15,/MWh, seguindo determinação do CMSE. 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 do órgão regulador, 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 para o de 216 devido ao descolamento entre CMO e PLD - apresentada no Gráfico 2 por submercado - totalizou cerca de R$,66 milhões. 1 a 6 7 a 13 14 a 2 21 a 27 28 a 31,22 Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD,27 O MRE é um mecanismo de compartilhamento e mitigação de risco hidrológico, o que possibilita o despacho centralizado das usinas s. 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 21 traz a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para abril e o de 216. Em o, essa estimativa é exibida em base semanal. No período de 1º de abril a 12 de o, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS, para o dia 13 foi considerada a mesma geração do dia 12. O período de 14 a 31 de o teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 2 do Decomp de o, 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 abril e o foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 216 ), publicada no dia 14 de abril 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 abril de 216. Também foi considerado o perfil de modulação da garantia física. 65. 55. 45. 35. 25. abr/16 sem5 Ger. Hidr. MRE 48.51 44.531 46.516 48.94 46.866 46.59 46.757 G. F. Sazo 52.32 47.975 5.114 52.725 5.491 5.16 5.374 Gráfico 21 - Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 22 traz a previsão do fator de ajuste do MRE para abril e o de 216. 1 a 6 7 a 13,8 14 a 2,, 21 a 27 Sudeste Sul Nordeste Norte 28 a 31 6
[%] [%] 8 1 8 www.ccee.org.br Maio/216 - Semana 3 11% 1% 9% 9,7% 94,3% 92,7% 92,8% 8% 7% 78,5% 6% 5% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Gráfico 22 - Estimativa do fator de ajuste do MRE Por fim, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684, de 11 de dezembro de 215, o Gráfico 23 traz 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 ). 65. 55. 45. 35. 25. abr/16 sem5 Ger. Hidr. MRE 48.51 44.531 46.516 48.94 46.866 46.59 46.757 G. F. FLAT 5.68 48.274 5.426 53.53 5.84 5.417 5.687 Gráfico 23 - Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat O Gráfico 24 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para abril e o de 216. 11% 1% 9% 99,5% 99,5% 95,7% 9,7% 92,2% 8% 7% 6% 5% jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Gráfico 24 - Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico 7