37,61 13,25 19,3 28,95 67,31 38,73 125,16 97,36 7,28 29,42 135,43 166,69 145,9 263,7 24,8 227,4 212,32 22,87 149,49 134,33 11,1 14,15 395,73 387,24 369,39 688,88 www.ccee.org.br Nº 221 4ª semana de embro/15 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. 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. Análise PLD 4ª semana operativa de embro A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 19 a 25 de embro de 215. O PLD, para o período de 19 a 25 de embro caiu 35% no Nordeste, fixado em R$ 21,72/MWh, e foi elevado nos demais submercados. O aumento foi de 27% no submercado Sudeste, 29% no Sul e 13% no Norte com preços fixados em R$ 14,15/MWh, R$ 127,35/MWh e R$ 197,89/MWh, respectivamente. Houve queda de 118% para 18% da Média de Longo Termo MLT na previsão das afluências para a quarta semana de embro, com redução de 6.6 de energia para o SIN. Apenas a região Sul teve aumento das afluências esperadas, passando de 25% para 269% da média histórica. As ENAs sofreram queda na previsão para o Sudeste (126% para 11%), Nordeste (41% para 3%) e Norte (34% para 31%). Os limites de recebimento de energia do Nordeste pelo Sudeste e envio de energia pelo Sul foram atingidos, resultando na diferença entre os preços de todos os submercados. Tabela 1 PLD (em ) Patamar de carga SE/CO S NE N Pesada 149,43 149,43 25,36 25,36 Média 145,44 145,44 25,36 25,36 Leve 132,45 12,99 196,99 188,18 Média semanal 14,15 127,35 21,72 197,89 A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da terceira e da quarta semana de embro: Tabela 2 - Comparação entre o PLD médio da terceira e da quarta semana de embro (em ) Os limites de transferência de energia entre Norte e Nordeste não foram atingidos, resultando na equalização dos preços destes submercados nos patamares de carga média e pesada e consequente redução do PLD do Nordeste. Já os níveis de armazenamento esperados para os reservatórios do SIN ficaram cerca de 2.8 abaixo da expectativa, registrando decréscimo em todos os submercados com exceção ao Norte (+6 ). A reduções foram de 2.25 no Sudeste, 18 no Sul e 4 no Nordeste. A carga de energia prevista para a próxima semana foi elevada em 1.8 com aumentos de 1.5 no Sudeste e 4 no Sul. Houve queda de 1 na previsão para o Norte, enquanto a carga do Nordeste não sofreu variação. Submercado PLD 3ª sem - 4ª sem - Variação % 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. SE/CO 11,1 14,15 + 27 % S 98,39 127,35 + 29 % NE 39,97 21,72-35 % N 175,7 197,89 + 13 % 45 4 35 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: 3 25 2 15 1 11,1 1,9 123,5 125,24 127,6 127,51 14,15 14,15 14,15 14,15 5 8 7 6 5 Gráfico 2 Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste 4 3 O Gráfico 3 ilustra a decomposição da variação do PLD do Sul. 2 1 Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal Gráfico 1 Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em )
8 1 8 www.ccee.org.br Dezembro/215 - Semana 4 45 4 35 3 25 2 15 127,35 127,35 127,35 113,52 114,41 114,42 98,39 127,35 1 95,99 5 72,69 Gráfico 3 Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul O Gráfico 4 ilustra o impacto das alterações no submercado Nordeste. Outra variável que provocou aumento no PLD do Sul foi a elevação da carga esperada para as próximas semanas, impacto em cerca de R$ 13/MWh. A queda expressiva no preço do Nordeste já era esperada na semana passada, isso porque já estava sendo considerada uma redução na carga deste submercado em decorrência dos feriados de natal e réveillon. Este impacto é demonstrado no passo s3 (prev) do Gráfico 4. Embora as afluências esperadas para o Nordeste estejam menos otimistas, a atualização das vazões causou redução em torno de R$ 18/MWh em seu preço. Isso porque a queda das vazões do Norte resultou no aumento de importação por este submercado da energia proveniente do Sudeste, e consequente redução da importação pelo Nordeste (uma vez que o montante de energia enviado pelo Sudeste para Norte e Nordeste foi o mesmo). Isso fez com que os limites entre Norte e Nordeste deixassem de ser atingidos, e os preços entre esses submercados ficassem iguais nos patamares média e pesada, causando redução no preço do Nordeste. 45 4 35 No Norte, o principal fator que causou a elevação do preço foi a redução nas afluências previstas, provocando aumento em torno de R$ 25/MWh. 3 25 39,97 A atualização das demais variáveis não causou alterações significativas no PLD. 2 15 241,26 22,86 26,82 24,91 24,93 21,72 21,72 21,72 21,72 O Gráfico 6 ilustra a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD para o submercado Sudeste: 1 45 5 4 35 3 Gráfico 4 Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste 25 2 O Gráfico 5 ilustra as modificações no submercado Norte. 45 15 1 116,49 136,6 135,91 135,86 14,45 14,44 14,22 14,15 14,15 14,15 4 5 35 3 25 2 175,7 2,11 198,28 24,91 24,93 197,9 197,9 197,9 197,9 Gráfico 6 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Sudeste 15 1 166,74 O Gráfico 7 apresenta a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD para o submercado Sul: 5 45 4 35 Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte 3 O preço do Sudeste ficou mais alto que o verificado na semana anterior em decorrência da redução das afluências previstas e do aumento da expectativa de carga para esta semana. O impacto foi de aproximadamente R$ 13/MWh para as duas variáveis. 2 15 1 12,86 118,95 118,86 118,88 127,67 127,68 127,64 127,35 127,35 127,35 25 No Sul, a previsão de afluências mais otimistas, ainda motivadas pelo fenômeno EL NINO, reduziu o preço em torno de R$ 25/MWh. Os níveis de armazenamento verificados abaixo dos previstos na semana anterior causaram elevação de aproximadamente R$ 41/MWh no PLD. 5 2
sem1 sem1 MWmédio 8 1 8 www.ccee.org.br Dezembro/215 - Semana 4 Gráfico 7 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Sul O Gráfico 8 traz a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD para o submercado Nordeste: 45 4 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). 35 3 DECOMP 25 2 15 199,21 199,21 183,7 183,69 174,42 199,47 199,54 21,72 21,72 21,72 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. 1 5 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. Gráfico 8 Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado Nordeste O Gráfico 9 apresenta a decomposição da variação entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD para o submercado Norte: 45 Energia Natural Afluente - ENA Observa-se no Gráfico 1 que a ENA do SIN verificada no mês de novembro de 215 manteve-se estável nas duas primeiras semanas, aproximadamente 5., o que representa cerca de 11% da MLT para o mês. Nas semanas seguintes, a ENA apresentou elevação, sobretudo no Sul. 4 35 3 25 Em embro, devido ao início do período chuvoso, observa-se a elevação das ENAs até a terceira semana, comportamento que na quarta semana se manteve apenas no Sul Nos demais submercados, as afluências foram menos otimistas na última semana operativa do ano. 2 15 165,41 175,9 183,7 183,69 174,42 192,85 192,92 197,9 197,9 197,9 9. 8. 1 7. 5 6. 5. 4. 3. 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 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 PLD médio semanal da quarta semana operativa de embro é superior ao CMO em todos os submercados. 2. 1. nov/15 Sudeste Sul Nordeste Norte Gráfico 1 Variação da ENA de acoplamento do SIN novembro e embro de 215 O Gráfico 11 apresenta a variação da ENA média do SIN, na quarta semana operativa de embro. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas: Cortes (função de custo futuro); PA (geração mínima da UHE Paulo Afonso necessária para segurança do sistema); 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
Intercâmbio (Importação Sul) + Intercâmbio (Exportação Nordeste e Norte) % EARM Máxima 1.263 1.639 1.518 1.518 5.42 5.32 36.21 37.537 MWmed 62.222 64.14 8 1 8 www.ccee.org.br Dezembro/215 - Semana 4 85. 8.47 8.47 75. 73.111 77.757 4.647 2.713 77.757 5.728 65. 19.559 73.111 74.742 O Gráfico 13 ilustra a variação da carga prevista para a quarta semana de embro: 55. 53.551 8. 45. 7. 35. 6. 5. 25. Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 4. 3. Gráfico 11 ENA de acoplamento média do SIN 2. A Tabela 3 traz a contribuição de cada um dos submercados para a redução da ENA média de acoplamento, considerada no horizonte do Decomp. 1. Sudeste Sul Nordeste Norte SIN Tabela 3 ENA de acoplamento média no SIN () Gráfico 13 no SIN SE/CO S NE N - 5.827 + 1.241-997 - 144 A Tabela 5 traz a variação da carga do sistema considerada na quarta semana de embro. Tabela 5 () Armazenamento inicial O Gráfico 12 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo modelo Decomp: SE/CO S NE N + 1.516 + 376-1 32, 31, Ressaltamos que os dados acima consideram apenas a carga prevista para a semana em análise, neste caso, comparamos o que estava previsto para a quarta semana de embro na RV2 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV3 (2ª coluna). 3, 29,7 Oferta e demanda 29, 28, 27, 28,6 Previsto 28,8 Realizado As curvas de oferta e demanda do SIN, para a quarta semana de embro, são apresentadas no Gráfico 14, no Gráfico 15, no Gráfico 16 e no Gráfico 17. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: usinas não-despachadas, geração inflexível e por ordem de mérito. 1.2 Gráfico 12 Energia armazenada no SIN O processamento do Decomp da 3ª semana de embro indicava nível de armazenamento de 29,72% (Energia Armazenada de 86.389 MWmês), no SIN, para o início desta semana. Porém, verificou-se 28,76% (Energia Armazenada de 83.621 MWmês), o que representa uma diferença negativa de 2.768 MWmês. A Tabela 4 traz os níveis de armazenamento por submercado: 9 6 3 Tabela 4 EARM (MWmês) prevista e realizada para a quarta semana operativa de embro Submercado RV3 - previsto (MWmês) RV3 - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO 61.193 58.957-2.236 S 19.579 19.399-18 NE 3.16 2.746-414 N 2.457 2.519 62 1 2 3 4 5 6 7 Gráfico 14 Curva de oferta x demanda Sudeste/Centro-Oeste 4
Intercâmbio (Importação Norte) Intercâmbio (Importação Norte + Importação Sudeste) R$ MM + Intercâmbio (Exportação para Sudeste) R$ MM 8 1 8 www.ccee.org.br Dezembro/215 - Semana 4 1. 9 8 7 25 2 15 Restrições Operativas Segurança Energética Total 27,2 188,7 169,59 154,65 6 5 1 98,9 138,66 136,87 189,1 175,59 4 5 77,72 3 2 1 5 1 15 2 Gráfico 15 Curva de oferta x demanda Sul 2,37 3,93 17,78 18,1 12,48 1 a 4 5 a 11 12 a 18 19 a 25 26 a 31 Gráfico 18 Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de embro O Gráfico 19 ilustra a previsão de ESS, por submercado, para embro: 1.2 25 Sudeste Sul Nordeste Norte 1.1 1. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 2 4 6 8 1 12 14 16 Gráfico 16 - Curva de oferta x demanda Nordeste 1. 2 15 1 5 5,39 15,91,3 76,76 18,82 11,18 39,82 24,7 8,3,5 1,85,5 18,92 133,66 135,72 128,95 2,52 38,31 16,34 112,81 1 a 4 5 a 11 12 a 18 19 a 25 26 a 31 Gráfico 19 Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de embro O valor estimado para o período de 1º a 17 de embro foi obtido a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Para a expectativa de geração do dia 18 de embro foi considerada a mesma disponível no IPDO no dia 17. 9 8 7 6 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. 5 4 3 2 1 2 4 6 8 1 Gráfico 17 - Curva de oferta x demanda Norte Estimativa de ESS embro de 215 O Gráfico 18 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema ESS, por tipo de despacho, para embro no valor de R$ 817 milhões: A estimativa para o período de 19 a 25 de embro foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico, por razões operativas, e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, da revisão 3 de embro. O ESS referente à segurança energética foi estimado avaliando as usinas em que o CVU é superior ao CMO. 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 5
R$ MM 8 1 8 www.ccee.org.br Dezembro/215 - Semana 4 comprometida com o CCEAR não é considerada na estimativa, devido ao descolamento entre o CMO e o PLD. de modulação semanal, com o objetivo de emular o comportamento operativo do SIN aos fins de semana. 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 embro de 215, é apresentada no Gráfico 2, por submercado.,2,18,16,14,12,1,8,6,4,2, Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD, 1 a 4,1,1 5 a 11,15,15 12 a 18,8,8 19 a 25 Sudeste Sul Nordeste Norte Total,18,18 26 a 31 Já as garantias físicas sazonalizadas de embro foram previstas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado ( InfoMercado Dados Gerais 215 ), publicada no dia 11 de novembro de 215. O valor corresponde a 45.734 e considera o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. 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 novembro deste ano. 65. 55. Gráfico 2 Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para o SIN por submercado para o mês de embro 45. 35. Fator de Ajuste do MRE O MRE é um mecanismo de compartilhamento e mitigação de risco hidrológico, o que possibilita o despacho centralizado das usinas hidrelétricas. O fator de ajuste do MRE representa a razão entre a geração hidráulica, no centro de gravidade das usinas participantes desse mecanismo, pelo montante total de suas garantias físicas sazonalizadas. O Gráfico 21 apresenta a estimativa da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para novembro e embro de 215. Os valores de novembro são provenientes de dados preliminares de contabilização. Para embro, essa expectativa é apresentada em base semanal. No período de 1º a 17 de embro, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para o dia 18 de embro, foram considerados os números do ADO, repetidos do dia 17. O restante do mês teve os valores de geração hidráulica estimados a partir da revisão 3 do Decomp, considerando a expectativa da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (de rede básica mais perdas internas), obtido a partir da análise do histórico e um fator 25. nov/15 sem1 Gráfico 21 Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada O Gráfico 22 apresenta o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para novembro e a previsão para embro de 215: Gráfico 22 Estimativa do fator de ajuste do MRE sem5 Geração Hidráulica MRE 42.951,48 44.845,2 44.64,64 44.419,4 41.939,83 4.59,57 43.77,59 Garantia Física Sazonalizada 46.319,87 45.734,5 45.734,5 45.734,5 45.734,5 45.734,5 45.734,5 12,% 115,% 11,% 15,% 1,% 95,% 9,% 85,% 8,% 75,% 7,% 92,7% nov/15 98,1% sem1 96,3% 97,1% 91,7% 88,6% sem5 94,2% 6