Info PLD Encontro Adicional Projeção do PLD

Info PLD Encontro Adicional Projeção do PLD 10 de agosto de 2015 Gerência de Preços - GPRE Gerência Executiva de Regras, Capacitação e Preços - GERCP

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 a CCEE qualquer responsabilidade pela tomada de decisões administrativas e empresariais relacionadas ao tema. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

Agenda I. Metodologias de Projeção do PLD II. Premissas III. Resultados da revisão 0 de agosto de 2015 IV. Acesso à planilha de Dados Gerais do Info Mercado e Definição da Garantia Física Sazonalizada para Projeção do MRE V. Publicação dos decks e resultados

Metodologias de Projeção do PLD

Metodologias Metodologias de Projeção de ENA: Projeção de ENA por Semelhança Histórica Projeção de ENA por Redes Neurais Artificiais Decomposição em Amplitude e Ângulo de Fase Redes Neurais Artificiais Metodologias de Simulação Simulação Encadeada Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP

Projeção da ENA: Projeção por Semelhança Histórica Com base no histórico de ENAs (1931 a 2014) Projeção para até 14 meses à frente O método está dividido em 2 Etapas: 1. Ajuste dos parâmetros Identificar o nº de meses anteriores ao mês de início do período de 14 meses que devem ser considerados para escolher as séries hidrológicas mais similar Identificar o nº de séries hidrológicas históricas mais adequado 2. Projeção da ENA menor Erro Médio Quadrático (MSE) Selecionar um conjunto de séries hidrológicas históricas mais similares ENA futura definida como o cenário intermediário do conjunto das séries

Projeção da ENA: Projeção por Semelhança Histórica Exemplo Ilustrativo 140000 120000 Previsão a partir de Agosto/15 Determinação do nº de meses Determinação do número de séries hidrológicas Seleção das séries hidrológicas Escolha do cenário intermediário Projeção p/ Agosto/15 por Semelhança Histórica 100000 80000 60000 40000 20000 0 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15

Metodologias Metodologias de Projeção de ENA: Projeção de ENA por Semelhança Histórica Projeção de ENA por Redes Neurais Artificiais Decomposição em Amplitude e Ângulo de Fase Redes Neurais Artificiais Metodologias de Simulação Simulação Encadeada Estudo Prospectivo do ONS Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP

Projeção da ENA: Decomposição em Amplitude e Ângulo de Fase A série temporal da ENA pode ser interpretada como um Sinal Discreto. Com a Transformada de Hilbert (Marple Jr., 1999) é possível obter o Sinal Analítico da ENA (Sacchi, 2009). O Sinal Analítico z[n] pode ser expresso pela representação Fasorial: z[ n] A[ n] e j [ n] onde: A[n] é a Amplitude instantânea do Fasor z[n], o que corresponde ao Envelope do sinal original x[n] [n] é o Ângulo de Fase instantâneo de z[n] É feita a projeção tanto da Amplitude A[n] quanto do Ângulo de Fase [n], por RNAs

radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Sudeste/Centro-Oeste: Amplitude e Ângulo de Fase 120.000 100.000 ENA MLT 80.000 60.000 40.000 20.000 0 12,0 11,5 11,0 10,5 10,0 9,5 Amplitude 3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00-0,52-1,05-1,57-2,09-2,62-3,14 Fase Amplitude menor Fase atrasada 6 5 4 3 2 1 0-1 -2-3 -4-5 -6 meses

radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Sul: Amplitude e Ângulo de Fase 50.000 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 ENA MLT 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 Amplitude 3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00-0,52-1,05-1,57-2,09-2,62-3,14 Amplitude maior Fase adiantada Fase 6 5 4 3 2 1 0-1 -2-3 -4-5 -6 meses

radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Nordeste: Amplitude e Ângulo de Fase 30.000 25.000 ENA MLT 20.000 15.000 10.000 5.000 0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 Amplitude 3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00-0,52-1,05-1,57-2,09-2,62-3,14 Fase adiantada Fase 6 5 4 3 2 1 0-1 -2-3 -4-5 -6 meses

radianos log(ena) MWmédio MWmédio Transformada de Hilbert Sinal Analítico Decomposição da ENA do Norte: Amplitude e Ângulo de Fase 30.000 25.000 ENA MLT 20.000 15.000 10.000 5.000 0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 Amplitude 3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00-0,52-1,05-1,57-2,09-2,62-3,14 Fase adiantada Fase 6 5 4 3 2 1 0-1 -2-3 -4-5 -6 meses

Redes Neurais O cérebro possui uma grande estrutura e a habilidade para desenvolver suas regras por meio das experiências do indivíduo. O neurônio pode ser considerado a unidade básica da estrutura do cérebro e do sistema nervoso. Os neurônios estão conectados uns aos outros através de sinapses, e juntos formam uma grande rede, chamada rede neural. Esta grande rede proporciona uma grande capacidade de processamento e armazenamento de informação. Fonte: http://www.guia.heu.nom.br/neuronios.htm Fonte: http://veja.abril.com.br/

Estrutura da Rede Neural Artificial As interações entre os neurônios se dão por meio de operações matemáticas, sendo os valores de cada conexão definidas como pesos sinápticos. A calibração deste pesos ocorre por meio do treinamento da rede, com o objetivo de adquirir a capacidade de adaptação e generalização das informações aprendidas.

Projeção da ENA: Projeção do Sinal Analítico da ENA por RNAs ENA Projeção da Amplitude por RNAs Recomposição (Transf. Inversa de Hilbert) Decomposição (Transf. Hilbert) Projeção do Ângulo de Fase por RNAs ENA (projeção)

Metodologias Metodologias de Projeção de ENA: Projeção de ENA por Semelhança Histórica Projeção de ENA por Redes Neurais Artificiais Decomposição em Amplitude e Ângulo de Fase Redes Neurais Artificiais Metodologias de Simulação Simulação Encadeada Estudo Prospectivo do ONS Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP

......... Mês M+2 Mês M+1 Mês M Projeção do PLD: Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP Descrição: Com o objetivo de melhor emular o procedimento de cálculo do PLD, para cada mês que se deseja projetar o PLD são processados um NEWAVE e dois DECOMPs (um de operação, com premissas de geração térmica por segurança energética, e um de preço) de forma sequencial, encadeando o processo para todo o horizonte de projeção. Premissas PMO, Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M, Sensibilidades mês M, etc. NEWAVE FCF M DECOMP DECOMP (operação) DECOMP (preço) PLD M Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M+1, Sensibilidades mês M+1, etc. FCF M+1 NEWAVE Níveis Níveis de de Reservatório das UHEs, Despacho Antecipado das UHEs GNL e Vazões com Tempo de Viagem FCF M+1 DECOMP DECOMP (operação) DECOMP (preço) PLD M+1 Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M+2, Sensibilidades mês M+2, etc. FCF M+1 NEWAVE Níveis Níveis de de Reservatório das UHEs, Despacho Antecipado das UHEs GNL e Vazões com Tempo de Viagem FCF M+2 DECOMP DECOMP (operação) DECOMP (preço) PLD M+2 FCF M+1 São processados vários NEWAVE e DECOMP que consultam várias Funções de Custo Futuro atualizadas!

Premissas

Premissas Gerais Disponibilidade Térmica: Disponibilidade Total x Fator de Desempenho (geração térmica verificada em 2014 x disponibilidade total de cada UTE); Nível de Canal de Fuga da UHE Tucuruí: valores utilizados a partir do histórico mensal desde 2010; Restrições constantes são importadas do DECOMP: Restrições elétricas estruturais, Inventário de Restrições Operativas Hidráulicas, Restrições constantes Informadas pelos Agentes, ajustes para cálculo de ENA, etc.; Demais informações são importadas do NEWAVE: expansão, demanda, geração de usinas não simuladas individualmente, etc.;

Premissas Decks de Operação Inflexibilidade Térmica: Geração Térmica Maximizada: igual a 98% da Disponibilidade Térmica (todo o horizonte, de agosto de 2015 até setembro de 2016); Geração Térmica para UTEs com CVU até R$ 600/MWh: igual a 98% da Disponibilidade Térmica para UTEs com CVU até R$ 600/MWh: (todo o horizonte, de agosto de 2015 até setembro de 2016); Custo de Déficit: valores elevados o suficiente para evitar corte preventivo de carga, arbitrariamente definidos em: Decks de Preços R$ 111.111,11/MWh para o primeiro patamar; R$ 222.222,22/MWh para o segundo patamar; R$ 333.333,33/MWh para o segundo patamar; R$ 444.444,44/MWh para o segundo patamar; Inflexibilidade Térmica: importados do NEWAVE; Custo de Déficit: importados do NEWAVE;

Resultados da Revisão 0 de agosto de 2015 Cenários com Despacho Térmico por Segurança Energética: - Despacho Térmico Maximizado - Despacho das UTEs com CVU até R$ 600/MWh

Objetivo, Considerações e Conclusões Objetivo: Verificar os impactos da redução do montante de geração termelétrica associada ao despacho por segurança energética do SIN. Considerações Dois cenários de despacho térmico por segurança energética: Geração termelétrica maximizada Geração termelétrica para usinas com CVU até R$ 600/MWh Conclusões: Geração termelétrica para usinas com CVU até R$ 600/MWh Redução de R$ 4,998 bilhões do ESS estimado entre ago e dez/2015 Aumento de 1,5% do GSF estimados para 2015 Pouca alteração nos valores projetados de PLD e Energia Armazenada

Custo Variável Unitário (R$/MWh) Montante de geração termelétrica com CVU acima de R$ 600,00/MWh 1400 Disponibilidade Térmica X CVU 1200 1000 Disponibilidade: 1932 MW 23 Usinas Termelétricas a Óleo Diesel 10 Usinas Termelétricas a Óleo Combustível 1 Usinas Termelétricas a Gás Natural 800 600 400 200 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 Disponibilidade Térmica (MW)

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 199 100 131 130 146 120 112 57 20 20 31 37 58 33 11 378 387 369 204 240 109 138 130 146 120 112 57 20 20 31 37 58 33 11 378 387 369 240 100 131 130 146 120 112 57 30 30 31 37 58 33 30 378 823 823 823 807 732 805 601 109 138 130 146 120 112 57 30 30 31 37 58 33 30 459 369 199 378 823 823 823 807 14 00 37 710 729 777 805 601 459 369 240 R$/MWh 729 413 593 623 802 1.035 623 9201.144 R$/MWh 710 729 137 369 623 1.550 1.240 1.075 893 413 593 1.061 1.159 943 1.731 137 369 1.550 1.240 1.075 893 1.061 1.159 943 1.731 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 127 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 241 109 138 130 146 120 112 57 58 33 11 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 365 452696 641 335 340 241 244 109 139 135 146 120 140 118 109 37 58 33 48 109 138 130 146 120 112 57 30 30 30 37 58 33 30 387 369 244 127 365 457735 659 338 710 729 777 805 601 241 109 139 135 146 120 140 118 109 37 58 33 48 756 744 772 710 729 777 805 601 452 461 369 244 R$/MWh 710 729 R$/MWh 795 763 790 710 729 Projeção do PLD Geração termelétrica maximizada 2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250 - Projeção do PLD - N 2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250-379 379 756 760 413 413 593 593 Projeção do PLD - NE 802 1.035 623 9201.144 687 869 118 251 118 251 2.000 Projeção do PLD - S 2.000 Projeção do PLD - SE/CO 1.750 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250-207 202 503710 500710 729 756 1.035 1.500 1.250 1.000 750 500 250-413 413 593 593 802 1.035 Proj. PLD, Térmica Maximizada (CMO) Proj. PLD, Térmica Maximizada (PLD) Realizado(CMO) Realizado(PLD) * Foram considerados: - 2015: PLD MAX = R$,48/MWh, PLD MIN = R$ 30,26/MWh - 2016: PLD MAX = R$ 421,02/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$ 30,26/MWh

R$ / M W h 3 7 8 j 2 8 f m 3 2 8 a 2 3 8 m 3 0 4 7 1 5 j 3 9 7 j a 3 1 7 s 0 2 7 o 7 9 8 n 7 0 6 d 5 0 3 1 8 3 j 8 3 f m 8 3 a 8 3 m 8 3 7 6 2 j 9 1 4 j a 0 1 s 9 4 1 o 2 0 1 n 6 4 1 d 9 2 1 5 1 j f m a m j j 1 3 7 1. 8 5 1. 5 2. 4 0 8 0 7 9 4 3 1 5 3 9 7 3 1 7 0 2 8 1 0 9. 2 0 6 1 3 2 1. 5 3 0 1. 7 6. 3 1 9 1 5 4 9 5 3 9 6 2 9 1 4 0 1 9 4 1 2 0 1 6 4 1 9 2 1 5 1 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 378 387 369 204 378 387 369 240 100 131 126 149 125 110 58 30 30 30 36 59 33 30 109 140 126 149 125 110 58 30 30 30 36 59 33 30 378 823 823 823 807 732 805 601 459 369 199 378 823 823 823 807 710 729 777 805 601 118 251 459 369 240 379 379 756 760 R$/MWh 729 413 593 623 R$/MWh 802 1.035 623 9201.144 687 869 710 729 623 1.550 1.240 1.075 893 413 593 1.061 1.159 943 1.550 1.240 1.075 893 1.061 1.159 943 1.731 1.731 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 413 593 802 1.035 623 9201.144 387 369 244 109 140 126 149 125 110 58 137 369 365 452696 641 335 30 30 30 36 59 33 30 413 593 127 340 127 109 140 134 149 125 118 118 109 36 59 33 49 365 457735 659 338 710 729 777 805 601 137 369 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 241 241 756 744 772 710 729 777 805 601 452 461 369 244 R$/MWh 710 729 R$/MWh 795 763 790 710 729 Projeção do PLD Geração termelétrica para usinas com CVU até R$ 600/MWh 2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250 - Projeção do PLD - N 2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250 - Projeção do PLD - NE 2.000 Projeção do PLD - S 2.000 Projeção do PLD - SE/CO 1.750 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250-207 202 503710 500710 729 756 1.035 1.500 1.250 1.000 750 500 250-413 413 593 593 802 1.035 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000 - Proj. PLD, Térmica Maximizada (CMO) Proj. PLD, Térmica até CVU R$ 600/MWh (CMO) Proj. PLD, Térmica Maximizada (PLD) Proj. PLD, Térmica até CVU R$ 600/MWh (PLD) Realizado(CMO) Realizado(PLD) 05 8 2 1 8 8 2 5 3 6 5 9 05 8 3 3 0 0 3 0 3 6 5 9 * Foram considerados: - 2015: PLD MAX = R$,48/MWh, PLD MIN = R$ 30,26/MWh - 2016: PLD MAX = R$ 421,02/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$ 30,26/MWh

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 57 30 30 31 37 58 33 30 109 138 130 149 120 112 58 30 30 30 36 59 33 30 240 109 140 126 146 125 110 378 413 387 369 R$/MWh 593 601 710 729 777 823 823 823 807 805 Projeção do PLD SE/CO 1.000 Projeção do PLD - SE/CO Proj. PLD, Térmica Maximizada (PLD) 750 Proj. PLD, Térmica até CVU R$ 600/MWh (PLD) Realizado(PLD) 500 250 -

Garantia Física Sazonalizada MRE (reunião DMSE de julho de 2015) GF Sazo InfoMercado -4% perdas (MWmédio) jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 29.022 28.795 29.181 29.347 29.098 28.825 Sul 6.716 6.480 6.693 6.416 6.458 6.432 Nordeste 4.992 4.978 5.015 5.041 5.021 5.005 Norte 5.209 5.197 5.255 5.258 5.147 4.890 SIN 45.939 45.450 46.144 46.062 45.725 45.152 UHEs - Expansão (MWmédio) Submercado jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Jirau Sudeste 523,34 523,34 558,34 558,34 558,34 558,34 Ferreira Gomes Norte 33,90 33,90 33,90 33,90 33,90 33,90 Teles Pires Sudeste 930,70 Balbina (Interligação) Norte 132,30 132,30 132,30 132,30 132,30 132,30 Coaracy Nunes (Interligação) Norte 62,60 62,60 62,60 62,60 Perfil MRE jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 SIN 92% 91% 93% 92% 92% 91% Expansão - Perfil MRE (MWmédio) jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 518,35 512,79 555,69 554,12 551,06 1.474,76 Sul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Nordeste 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Norte 164,62 162,85 228,52 227,87 226,61 223,73 SIN 682,97 675,64 784,21 781,99 777,67 1.698,50 GF Sazo Total (MWmédio) jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 29.540 29.307 29.736 29.901 29.649 30.299 Sul 6.716 6.480 6.693 6.416 6.458 6.432 Nordeste 4.992 4.978 5.015 5.041 5.021 5.005 Norte 5.373 5.360 5.484 5.486 5.374 5.114 SIN 46.622 46.125 46.928 46.844 46.502 46.850

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 GH / GF jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 MWmed Projeção de MRE Geração termelétrica maximizada Mínimo Secundária Ajuste do MRE GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana) GF Sazo 2014/2015 60.000 58.567 58.348 57.559 55.000 50.000 45.000 53.802 51.607 51.198 51.821 49.841 49.245 50.727 49.117 47.889 48.264 48.045 * 47.488 47.526 46.911 46.622** 46.928 46.844 45.758 46.125 46.502 46.850 45.371 47.229 46.744 44.472 45.842 45.182 45.048 40.000 42.564 41.914 42.313 42.153 41.718 40.317 40.397 39.240 42.245 41.351 40.928 40.797 39.899 39.932 39.104 37.714 37.553 35.000 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% Fator de Ajuste do MRE Realizado Referência 96,3% 98,3% 93,8% 98,7% 94,2% 88,9% 86,1% 81,9% 86,4% 87,7% 87,7% 87,8% 80,6% 78,6% 78,3% 82,5% 81,2% 79,4% 83,9% 81,4% 85,1% 88,3% 88,0% 87,1% Média 2014: 90,7% Média 2015: 82,7% Média 2015: 82,7% Térmica Maximizada * Dados preliminares de contabilização da CCEE ** Dados estimados com base no ADO do ONS Premissas: Geração Térmica por Segurança Energética Maximizada; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 GH / GF jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 MWmed Projeção de MRE Geração termelétrica para usinas com CVU até R$ 600/MWh Mínimo Secundária Ajuste do MRE GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana) GF Sazo 2014/2015 60.000 58.567 58.348 57.559 55.000 50.000 45.000 53.802 51.607 51.198 51.821 49.841 49.245 50.727 49.117 47.889 48.264 48.045 * 47.488 47.526 46.911 46.622** 46.928 46.844 45.758 46.125 46.502 46.850 45.371 47.229 46.744 44.472 45.842 45.182 45.048 40.000 42.564 41.914 42.313 42.153 41.718 40.317 40.397 39.240 43.253 42.805 42.245 42.666 41.865 39.899 39.104 39.299 37.714 35.000 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% Fator de Ajuste do MRE Realizado Referência 96,3% 98,3% 93,8% 98,7% 94,2% 88,9% 86,1% 81,9% 86,4% 87,7% 87,7% 87,8% 80,6% 78,6% 78,3% 82,5% 81,2% 79,4% 83,9% 85,2% 89,2% 92,3% 92,0% 91,1% Média 2014: 90,7% Média 2015: 84,2% Média 2015: 82,7% Térmica Maximizada Média 2015: 84,2% Térmica até CVU R$ 600/MWh * Dados preliminares de contabilização da CCEE ** Dados estimados com base no ADO do ONS Premissas: Geração Térmica por Segurança Energética com UTEs até R$ 600/MWh; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 R$ MM jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 R$ MM Projeção de ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD Geração termelétrica maximizada 2.500 2.000 ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local) ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013) 2.383 2.109 2.200 2.279 2.294 2.205 1.951 1.994 1.925 1.983 1.9371.948 1.834 1.785 ESS 1.500 1.000 500 0 384 384 478 316 390 67 72 91 140 190 1 67 72 90 1 139 88 126 745 617 506 383 543 741 173 171 214 231 140 194 223 92 136 120 149 142 66 170 175 205 23 28 94 74 61 19 10 81 87 18 49 122 74 4 1.949 2.035 2.119 2.217 2.039 2.134 1.785 1.759 1.828 1.817 1.781 1.783 1.673 1.625 166 161 166 161 166 166 155 165 160 165 161 166 166 161 ESS 2014: R$ 2.476 MM ESS 2015: R$ 12.01 MM ESS 2015: R$ 12.001 MM Térmica Maximizada 1.000 800 600 400 200 0 - - - - - - - - - - - - 140 140 326 358 292 326 358 292 Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração) 30-17 - - - - - - - - - - - - - - 30 17 - - - - - - - - - - - - - - Custo 2015: R$ 1.164 Custo 2015: MM R$ 1.164 Térmica MM Maximizada

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 R$ MM jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 R$ MM Projeção de ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD Geração termelétrica para usinas com CVU até R$ 600/MWh 2.500 ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local) ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013) ESS 2.000 1.500 1.000 500 0 384 384 478 316 390 67 72 91 140 190 1 67 72 90 1 139 88 126 745 617 506 383 543 741 173 171 214 231 140 194 223 92 136 120 149 142 66 170 175 205 23 28 94 74 61 19 10 81 87 18 49 122 74 4 969 948 833 776 922 842 816 733 952 1.201 1.257 1.337 1.449 1.407 1.277 1.1061.099 1.006 1.372 1.319 855 909 1.040 1.050 1.172 1.228 1.309 1.217 22 57 80 83 96 97 67 49 29 29 28 59 77 87 ESS 2014: R$ 2.476 MM ESS 2015: R$ 7.03 MM ESS 2015: R$ 12.001 MM Térmica Maximizada ESS 2015: R$ 7.003 MM Térmica até CVU R$ 600/MWh 1.000 800 600 400 200 0 - - - - - - - - - - - - 140 140 326 358 292 326 358 292 Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração) 30-17 - - - - - - - - - - - - - - 30 17 - - - - - - - - - - - - - - Custo 2015: R$ 1.164 Custo MM 2015: R$ 1.164 Térmica MM Maximizada Custo 2015: R$ 1.164 MM Térmica até CVU R$ 600/MWh

Acesso à planilha de Dados Gerais do Info Mercado e Definição da Garantia Física Sazonalizada para Projeção do MRE

Acesso à planilha de Dados Gerais do Info Mercado

Acesso à planilha de Dados Gerais do Info Mercado Dados de Sazonalização da Garantia Física Tabela 008 - Garantia Física das Usinas Hidroelétricas do MRE Sem Considerar Motorização - GWh (QM_GFp,m) Importante Submercado jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste/Centro-Oeste 28.430,940 26.081,807 28.224,648 24.187,693 23.686,469 21.618,823 22.572,843 22.393,062 21.960,104 22.796,486 21.916,806 22.428,231 Sul 7.593,961 6.620,943 7.198,032 5.875,938 5.838,014 5.419,389 5.228,942 5.045,570 5.042,608 4.989,833 4.866,474 5.008,758 Norte 3.995,995 3.338,582 3.675,569 3.499,246 3.605,739 3.858,123 4.054,880 4.045,373 3.957,117 4.089,216 3.882,345 3.811,650 Nordeste 5.969,808 5.369,754 5.876,264 5.156,102 5.118,185 4.788,435 3.868,625 3.858,226 3.761,379 3.901,293 3.765,875 3.878,972 Total geral 45.990,704 41.411,086 44.974,513 38.718,979 38.248,407 35.684,769 35.725,291 35.342,231 34.721,208 35.776,829 34.431,500 35.127,611 Tabela 009 - Garantia Física das Usinas Hidroelétricas do MRE Considerando Motorização - GWh (MGFIS_Hp,j) Importante Submercado jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste/Centro-Oeste 27.974,384 25.784,589 28.083,163 24.070,321 23.584,544 21.522,621 22.491,944 22.315,767 21.885,569 22.712,985 21.823,788 22.339,171 Sul 7.586,356 6.601,960 7.177,028 5.853,867 5.814,429 5.396,504 5.205,171 5.021,785 5.019,599 4.966,094 4.843,454 4.985,002 Nordeste 5.969,808 5.369,754 5.876,264 5.156,102 5.118,185 4.788,435 3.868,625 3.858,226 3.761,379 3.901,293 3.765,875 3.878,972 Norte 3.946,043 3.292,185 3.624,478 3.548,513 3.586,567 3.838,891 4.036,880 4.027,690 3.941,249 4.069,809 3.860,468 3.789,606 Total geral 45.476,591 41.048,488 44.760,933 38.628,804 38.103,725 35.546,451 35.602,619 35.223,468 34.607,796 35.650,182 34.293,584 34.992,751 Tabela 010 - Usinas do MRE Participantes do Regime de Cotas Considerando Motorização - GWh (MGFIS_Hp,j) Importante Submercado jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste/Centro-Oeste 2.471,324 2.224,953 2.415,498 2.079,529 2.054,278 1.916,340 1.792,397 1.773,244 1.742,149 1.794,966 1.727,421 1.762,656 Sul 212,581 191, 207,778 178,879 176,707 164,841 154,180 152,533 149,858 154,401 148,591 151,622 Nordeste 4.871,373 4.385,735 4.761,329 4.099,081 4.049,307 3.777,410 3.533,098 3.495,346 3.434,052 3.538,163 3.405,021 3.474,474 Total geral (GWh) 7.555,278 6.802,076 7.384,605 6.357,489 6.280,291 5.858,591 5.479,675 5.421,123 5.326,059 5.487,530 5.281,034 5.,752 Topo Nota(1): As informações disponibilizadas nesse relatório consideram o evento de contabilização de cada mês. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE não se responsabiliza, em qualquer tempo, sob qualquer condição e hipótese, por estudos, projeções e/ou negociações que sejam realizadas com fundamento nos dados constantes do presente relatório. Importante Os valores apresentados na Tabela 008 não serão atualizados no decorrer do ano. Para os valores das Tabelas 009 e 010 são consideradas algumas premissas: (i) os dados são atualizados a cada contabilização; (ii) considera-se a garantia física parcial utilizando o fator de operação comercial da última hora do último mês GF Sazo InfoMercado (GWh) jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 27.974 25.785 28.083 24.070 23.995 21.523 22.492 22.316 21.886 22.713 21.824 22.339 Sul 7.586 6.602 7.177 5.854 5.814 5.397 5.205 5.022 5.020 4.966 4.843 4.985 Nordeste 5.970 5.370 5.876 5.156 5.118 4.788 3.869 3.858 3.761 3.901 3.766 3.879 Norte 3.946 3.292 3.624 3.549 3.587 3.839 4.037 4.028 3.941 4.070 3.860 3.790 SIN 45.477 41.048 44.761 38.629 38.514 35.546 35.603 35.223 34.608 35.650 34.294 34.993

Acesso à planilha de Dados Gerais do Info Mercado GF Sazo InfoMercado (GWh) jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 27.974 25.785 28.083 24.070 23.995 21.523 22.492 22.316 21.886 22.713 21.824 22.339 Sul 7.586 6.602 7.177 5.854 5.814 5.397 5.205 5.022 5.020 4.966 4.843 4.985 Nordeste 5.970 5.370 5.876 5.156 5.118 4.788 3.869 3.858 3.761 3.901 3.766 3.879 Norte 3.946 3.292 3.624 3.549 3.587 3.839 4.037 4.028 3.941 4.070 3.860 3.790 SIN 45.477 41.048 44.761 38.629 38.514 35.546 35.603 35.223 34.608 35.650 34.294 34.993 744 673 744 720 744 720 744 744 720 743 720 744 GF Sazo InfoMercado (MWmédio) jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 37.600 38.313 37.746 33.431 32.251 29.893 30.231 29.994 30.397 30.569 30.311 30.026 Sul 10.197 9.810 9.647 8.130 7.815 7.495 6.996 6.750 6.972 6.684 6.727 6.700 Nordeste 8.024 7.979 7.898 7.161 6.879 6.651 5.200 5.186 5.224 5.251 5.230 5.214 Norte 5.304 4.892 4.872 4.928 4.821 5.332 5.426 5.414 5.474 5.478 5.362 5.094 SIN 61.124 60.993 60.163 53.651 51.766 49.370 47.853 47.343 48.066 47.981 47.630 47.033 GF Sazo InfoMercado -4% perdas (MWmédio) jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 36.096 36.780 36.236 32.094 30.961 28.697 29.022 28.795 29.181 29.347 29.098 28.825 Sul 9.789 9.417 9.261 7.805 7.502 7.195 6.716 6.480 6.693 6.416 6.458 6.432 Nordeste 7.703 7.660 7.582 6.875 6.604 6.385 4.992 4.978 5.015 5.041 5.021 5.005 Norte 5.092 4.696 4.677 4.731 4.628 5.119 5.209 5.197 5.255 5.258 5.147 4.890 SIN 58.679 58.554 57.756 51.505 49.696 47.395 45.939 45.450 46.144 46.062 45.725 45.152

Garantia Física Sazonalizada MRE (reunião DMSE de julho de 2015) GF Sazo InfoMercado -4% perdas (MWmédio) jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 29.022 28.795 29.181 29.347 29.098 28.825 Sul 6.716 6.480 6.693 6.416 6.458 6.432 Nordeste 4.992 4.978 5.015 5.041 5.021 5.005 Norte 5.209 5.197 5.255 5.258 5.147 4.890 SIN 45.939 45.450 46.144 46.062 45.725 45.152 UHEs - Expansão (MWmédio) Submercado jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Jirau Sudeste 523,34 523,34 558,34 558,34 558,34 558,34 Ferreira Gomes Norte 33,90 33,90 33,90 33,90 33,90 33,90 Teles Pires Sudeste 930,70 Balbina (Interligação) Norte 132,30 132,30 132,30 132,30 132,30 132,30 Coaracy Nunes (Interligação) Norte 62,60 62,60 62,60 62,60 Perfil MRE jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 SIN 92% 91% 93% 92% 92% 91% Expansão - Perfil MRE (MWmédio) jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 518,35 512,79 555,69 554,12 551,06 1.474,76 Sul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Nordeste 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Norte 164,62 162,85 228,52 227,87 226,61 223,73 SIN 682,97 675,64 784,21 781,99 777,67 1.698,50 GF Sazo Total (MWmédio) jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 Sudeste 29.540 29.307 29.736 29.901 29.649 30.299 Sul 6.716 6.480 6.693 6.416 6.458 6.432 Nordeste 4.992 4.978 5.015 5.041 5.021 5.005 Norte 5.373 5.360 5.484 5.486 5.374 5.114 SIN 46.622 46.125 46.928 46.844 46.502 46.850

Publicação dos decks e resultados

Publicação dos decks utilizados para projeção do PLD COMUNICADO 122/15 (4 de março de 2015): A partir de março de 2015 ficarão disponíveis no site da CCEE os dados de entrada e as saídas dos modelos Newave e Decomp utilizados para os estudos de projeção do Preço de Liquidação das Diferenças PLD; Os arquivos serão disponibilizados na Biblioteca Virtual do site da CCEE e poderão ser acessados pelo caminho: Home > O que fazemos > Preços > Deck de preços

Publicação dos decks utilizados para projeção do PLD

Publicação dos decks utilizados para projeção do PLD Resultado da Projeção do PLD (1 arquivo por mês): NEWAVE DECOMP operação DECOMP preço Dados de Entrada da Projeção do PLD (1 arquivo): Decks Apresentação

Decks da Projeção Relação dos meses de estudo e pastas com os arquivos de entrada dos modelos: Mês de estudo Newave Decomp - Operação Decomp - Preço ago/15 08_ago15_RV0_Mix_n_m_0 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_0 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_0 set/15 08_ago15_RV0_Mix_n_m_1 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_1 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_1 out/15 08_ago15_RV0_Mix_n_m_2 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_2 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_2 nov/15 08_ago15_RV0_Mix_n_m_3 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_3 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_3 dez/15 08_ago15_RV0_Mix_n_m_4 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_4 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_4 jan/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_5 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_5 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_5 fev/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_6 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_6 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_6 mar/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_7 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_7 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_7 abr/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_8 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_8 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_8 mai/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_9 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_9 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_9 jun/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_10 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_10 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_10 jul/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_11 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_11 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_11 ago/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_12 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_12 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_12 set/16 08_ago15_RV0_Mix_n_m_13 08_ago15_RV0_Mix_d_oper_m_13 08_ago15_RV0_Mix_d_preco_m_13 Nomenclatura adotada: 08_ago15_RV0 : Nome do estudo RV0 de maio de 2015; Mix : Projeção de ENA mista (SE/CO, NE e N: RNAs; S: Semelhança Histórica); n : Newave; d_oper : Decomp de operação; d_preco : Decomp de preço.