JAN JAN JAN Preço de Liquidação das Diferenças 35, PLD Médio /213 6 PLD Médio Anual - Seco x Úmido 3, 25, 2, 15, 1, 5 4 3 2 5,, MÉDIA SEMANA 1 3/ a 6/ NORTE SEMANA 2 7/ a 13/ SEMANA 3 14/ a 2/ SEMANA 4 21/ a 27/ SEMANA 5 28/ a 3/ 1-2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 ANUAL SECO ÚMIDO PLD Histórico 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, 211 212 213 MÉDIA NORTE Comentários: O primeiro gráfico sobre PLD apresenta a evolução semanal do índice e ao fundo a média mensal de cada submercado. Devido à pequena elevação do índice de chuvas, o PLD de embro foi s baixo do que o do mês passado, com uma média pouco abaixo de R$ 3/MWh. A última semana foi determinante para a queda do preço, pois apresentou o valor semanal de R$ 249,92. O PLD médio mensal fechou equalizado em quase todos os submercados, com exceção do Nordeste que se diferenciou em pouco s de R$ 1. Ultima atualização: /213 Fonte dos dados: www.ccee.org.br Intercâmbio de Energia entre Submercados Valores em MWméd. Média de: /213 a /213 Norte Isolado AC/RO CARGA = 5.23 G. HIDRO = 3.864 G. TERMO = 1.781 Norte NE CARGA = 9.577 G. HIDRO = 3.733 G. TERMO = 2.67 G. EÓLICA = 417 442 9.593 SE/CO -338 2.82 CARGA = 36.687 G.HIDRO = 24.94 G.TERMO = 5.716 CARGA = 11.26 Uruguai e Argentina Sul G. HIDRO = 9.481 G. TERMO = 1.19 Fonte: www.ons.com.br G. EÓLICA = 188 pag. 1
Reservatórios Nível de Armazenamento - SE/CO (%) Nível de Armazenamento - (%) Nível de Armazenamento - (%) Nível de Armazenamento - NORTE (%) Nível de Armazenamento - SIN (%) ARMAZENAMENTO [%] VERIFICADO EM 213 43, 58,45% 33,81% 47,91% 42,92% VERIFICADO EM 212 28,85% 36, 32,16% 41,21% 3,58% DIFERENÇA (213-212) 14,6% 21,9% 1,6% 6,7% 12,3% Comentários: O nível de armazenamento nos subsistemas indica a quantidade de água nas bacias hidrográficas com possível aproveitamento energético. Em relação ao mês passado, houve aumento dos níveis em quase todos os submercados, com destaque para as regiões Norte e Nordeste onde o aumento foi de 13% e 11% respectivamente. A exceção foi região Sul que apresentou queda pelo segundo mês seguido. Em comparação com 212, o mês de embro apresentou aumento dos níveis em todas as regiões, com uma recuperação de s de 12% no SIN. Ultima atualização: /213 pag. 2
1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 Energia Natural Afluente ENA - SE/CO (MWméd) ENA - (MWméd) 52. 11. 5. 48. 46. 44. 1. 9. 8. 42. 4. 38. 36. 34. 95,4% 7. 6. 5. 4. 89,19% 32. 3. ENA - (MWméd) ENA - NORTE (MWméd) 16.5 12.8 14.5 11.8 1.8 12.5 9.8 1.5 8.5 81,44% 8.8 7.8 6.8 6.5 4.5 5.8 4.8 3.8 96,4% 2.5 2.8 78. 73. 68. 63. 58. 53. 48. 43. ENA - SIN (MWméd) 92,29% ENERGIA NATURAL AFLUENTE - ENA MÉDIA DO MÊS (MWmed) 39.38 6.556 8.365 5.462 59.422 MLT (MWmed) 41.77 7.35 1.272 5.688 64.386 MÉDIA DO MÊS (%) 95,4% 89,19% 81,44% 96,4% 92,29% Comentários: A Energia Natural Afluente representa a chuva que recompõe os volumes dos reservatórios para a produção da eletricidade. O mês de embro, mesmo tendo iniciado abaixo da média, foi um mês com afluências melhores, comparado ao mês passado, com um aumento da média mensal em todas as regiões. Mesmo assim, o mês terminou com volume médio abaixo da MLT em todas as regiões. Em comparação com o mês de embro, o SIN registrou um aumento de cerca de 16% na média mensal. Ultima atualização: /213 pag. 3
Carga 41. EVOLUÇÃO DA CARGA - (%) 11.5 EVOLUÇÃO DA CARGA - (%) 39. 11. 37. 1.5 35. 1. 9.5 33. 9. 31. 8.5 29. 8. 27. 7.5 EVOLUÇÃO DA CARGA - (%) EVOLUÇÃO DA CARGA - NORTE (%) 1. 5.4 9.5 5.2 5. 9. 4.8 4.6 8.5 4.4 8. 4.2 4. 7.5 3.8 3.6 7. 3.4 65. 63. 61. 59. 57. 55. 53. 51. 49. 47. 45. EVOLUÇÃO DA CARGA - SIN (%) EVOLUÇÃO DA CARGA [MWméd] VERIFICADA EM /213 36.418 1.936 9.526 5.184 62.65 VERIFICADA EM /213 36.836 1.585 9.446 5.46 61.912 VERIFICADA EM /212 36.757 1.324 9.124 3.925 6.13 DESVIO /213 - /213-1,13% 3,32%,85% 2,73%,25% DESVIO /213 - /212 -,92% 5,93% 4,41% 32,8% 3,22% Comentários: Em relação ao mês anterior pode ser observado um acréscimo no valor médio da carga em todas as regiões, com exceção da região Sudeste/Centro-Oeste. Se comparado ao mesmo período do ano passado, s uma vez todas as regiões registraram aumento da carga, com o SIN registrando um acréscimo de 3,22%. No entanto, devido aos feriados, o Sudeste/Centro- Oeste apresentou leve decréscimo. Ultima atualização: /213 pag. 4
Geração 9.34 19% 3.732 7% 3.848 8% % GERAÇÃO - HIDRO 9.567 19% ITAIPU 2.584 28% % GERAÇÃO - TERMO 1.93 ANGRA 23.921 47% NORTE 1.14 11% 3.769 41% 187 31% GERAÇÃO - EÓLICA 6.737 11% 3.848 6% % GERAÇÃO TOTAL POR SUBMERCADO 421 69% 1.541 18% 39.16 65% NORTE (SE) GERAÇÃO POR FONTE [MWméd] % HIDRO 29.62 9.744 4.1 3.931 47.297 83,% TERMO 6.167 1.245 1.882-9.294 16,3% EÓLICA - 16 283-389,7% TOTAL 35.787 11.95 6.166 3.931 56.98 1,% Comentários: Os gráficos acima apresentam o comportamento da geração média no mês de embro de 213. Comparado ao mês passado, embro registrou uma diminuição de,5% na geração eólica e,7% na geração térmica. Em contrapartida, a geração hidráulica registrou um aumento de 1,2% no mês. Ultima atualização: /213 Considerações A Itaipu Binacional confirmou sua posição de or geradora hidrelétrica do mundo, conseguindo superar a ca de 212 (98.287.128 MWh), e conseguindo uma geração 1% superior a usina de Três Gargantas, na China. De acordo com o diretor da metade brasileira da empresa, Jorge Samek, a usina poderia ter alcançado a ca emblemática de 1 TWh se não fossem a Jornada Mundial da Juventude, com destaque para a visita do Papa ao Rio de Janeiro, e a Copa das Confederações. Segundo o executivo, eventos como esses reduzem a produção de energia em Itaipu. A CCEE assinou um acordo com instituições financeiras para que possam atuar na oferta de limites de créditos operacionais para os agentes no mercado de energia de curto prazo. Os bancos (Bradesco, BTG Pactual, Deutsche, Itaú Unibanco, Safra e Santander) serão garantidores das operações, dentro das as regras que buscam reduzir a inadimplência no segmento. O próximo passo para a implantação da segunda fase da a metodologia de garantias financeiras do mercado de curto prazo é a formalização da assinatura do acordo com os bancos, to à Aneel. A introdução de limites operacionais para os agentes e de instituições financeiras como garantidoras das operações está prevista para vigorar a partir do segundo semestre de 214. Foi realizado no dia 13 de embro o Leilão A-5. Além de tirar do papel a UHE São Manoel, arrematada por EDP e Furnas, o leilão negociou energia de 97 empreendimentos eólicos, que somam 2,3 GW; 16 PCHs, que somam 37 MW; e cinco térmicas a biomassa, sendo uma a cavaco de madeira, que totalizam 161 MW. No final foram contratados 3,5 GW a um preço médio de R$ 19,93/MWh. Já no dia 17 de embro foi realizado o Leilão para contratação de energia de empreendimentos existentes A-1, com a contratação total de 2.571 MW médios. O montante financeiro viabilizado na disputa alcançou R$ 6,216 bilhões. As ores vendedoras foram Furnas com 8 MW médios somente no produto de 12 meses, Eletronorte com 783 MW médios no produto para 36 meses e Cesp com 498 MW médios nos leilões para 12 e 18 meses. Entre as 32 compradoras, as ores foram a Copel-D com quase do volume de energia negociado, em seguida veio a Elektro com 11,23% e em terceiro a CEEE-D com 6,38% do total transacionado. Na primeira etapa do leilão, referente ao produto 214, o preço médio ficou em R$ 191,41 por MWh, deságio médio de,31%. pag. 5