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Nº 244 – 1ª semana de junho/2016
0800 10 00 08
Eu estava p ensaO 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 estimativa dos custos devido ao descolamento entre o Custo Marginal de Operação - CMO e o PLD, uma estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE e, no Anexo I, disponibiliza a evolução da garantia física, discriminada por mês e por tipo de usina, para os anos que compreendem o horizonte do Newave.
Com o objetivo de fornecer uma visão de futuro do comportamento do preço, o informativo disponibiliza ainda a projeção do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD para os próximos 14 meses.
Análise PLD – 1ª semana operativa de junho
A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 28 de maio a 3 de junho de 2016.
Tabela 1 – PLD (em R$/MWh)
Patamar de carga SE/CO S NE N
Pesada 62,78 62,78 145,83 145,83
Média 61,03 61,03 145,83 145,83
Leve 56,79 46,12 139,88 139,88
Média semanal 59,68 55,80 143,67 143,67
A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de maio e da primeira de junho:
Tabela 2 – Comparação entre o PLD médio da quarta semana de mai e da primeira semana de jun (em R$/MWh)
Submercado PLD
4ª sem - mai 1ª sem - jun Variação %
SE/CO 73,31 59,68 - 19%
S 73,31 55,80 - 24 %
NE 99,79 143,67 + 44 %
N 77,98 143,67 + 84 %
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:
O PLD, no período entre 28 de maio e 3 de junho, caiu 19% no Sudeste/Centro-Oeste e 24% no Sul, ficando em R$ 59,68/MWh e R$ 55,80/MWh, respectivamente. No Nordeste, o preço foi de R$ 99,79/MWh para R$ 143,67/MWh, aumento de 44%. Na região Norte o PLD saiu de R$ 77,98/MWh e se igualou ao valor fixado para o Nordeste ($ 143,67/MWh), um aumento significativo de 84%. A previsão de afluências para maio ficou em 77% da Média de Longo Termo – MLT, encerrando o mês acima da média apenas no Sul (128%). As ENAs, para o quinto mês do ano, fecharam em 87% no Sudeste; 24% no Nordeste; e em 39% no Norte. Em junho, a expectativa é que as afluências sejam de 87% da MLT para todo o Sistema e abaixo da média em todos os submercados, exceto no Sul. A disparidade entre o PLD do Nordeste com os demais permanece, uma vez que os limites de recebimento de energia deste submercado foi atingido. O Norte, assim como o Nordeste, e o contrário ao ocorrido na última semana, também passou a receber energia do Sudeste até o limite máximo, tendo seu preço descolado. Os limites de transmissão de energia entre Nordeste e Norte, por sua vez, deixam de ser atingidos, e os preços entre estes submercados se equalizam. O aumento na expectativa de afluências do Sul faz com que o envio de energia para o Sudeste eleve-se, até que o limite seja atingido e seus preços descolem-se.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente 4.600 MWmédios acima do esperado, elevação observada em todos os submercados. As elevações foram de 2.400 MWmédios no Sudeste, 2.000 MWmédios no Sul, 50 MWmédios no Nordeste e de 60 MWmédios no Norte.
A previsão de carga para o SIN na primeira semana de junho está aproximadamente 1.300 MWmédios mais baixa em relação ao previsto na semana anterior, redução esperada em todos os submercados com exceção do Sul, cuja carga manteve-se praticamente estável. A redução da carga é ocasionada pelas temperaturas mais amenas em todo o país. Já na segunda semana a expectativa se inverte, e ao invés de redução, espera-se um aumento em torno de 1.500 MWmédios na carga do sistema, sobretudo no Sudeste, cuja carga deve ficar 1.150 MWmédios mais alta.
O fator de ajuste do MRE estimado para maio foi estimado em 90%. O índice esperado para junho é de 92,7%. Os Encargos de Serviços do Sistema – ESS estão previstos em R$ 209 milhões em maio, sendo R$ 64 milhões referentes à segurança energética. Já para o próximo mês, o ESS esperado é de R$ 111 milhões com o montante de R$ 40 milhões associado à segurança energética.
Destaca-seneste mês, a atualização dos limites de intercâmbio, que foram impactados pelo atraso nas obras da ABENGOA, cujas previsões de entrada em operação comercial foram postergadas para após dezembro de 2020, ou seja, fora do horizonte de planejamento. Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2, o Gráfico 3 e o Gráfico 4 ilustram a evolução do PLD quando realizada as atualizações das variáveis referentes ao NEWAVE presentes no cálculo do PLD da primeira semana de junho. Embora o PLD dos submercados Sudeste e Sul tenham sido diferentes, a atualização das variáveis não provocou diferença entre eles, sendo o impacto demonstrado apenas no Gráfico 2. 125,16 395,73 37,61 13,25 19,03 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 70,28 29,42 166,69 263,06 689,25 287,20 35,66 30,42 37,73 49,42 75,93 59 ,6 8 0 100 200 300 400 500 600 700 800 R $/MWh
Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e Sul – NEWAVE
Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste - NEWAVE
Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte - NEWAVE
Conforme ilustrado, a atualização da Função de Custo Futuro - FCF1 de junho causou redução nos preços em todos os submercados, com exceção do Norte. A verificação de afluências, próximas a média no Sudeste e acima da média no Sul, influenciou as ENAs esperadas para junho, reduzindo o PLD em cerca de R$ 30/MWh em todos os submercados.
1Função de Custo Futuro - um dos principais resultados do modelo Newave, que traduz para os modelos de curto prazo o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios.
A expectativa de elevação na carga dos dois primeiros meses do horizonte de estudo elevou o PLD de todos os submercados em aproximadamente R$ 7/MWh.
O atraso nos limites de intercâmbio, proveniente das linhas da ABENGOA, elevou o preço em todos os submercados, também em torno de R$ 7/MWh.
As restrições impostas às gerações de usinas, decorrentes de atrasos em linhas de transmissão (impactam as UHEs Santo Antônio, Jirau e Teles Pires), elevou o PLD de todos os submercados em torno de R$ 5/MWh.
Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD referentes ao DECOMP, o Gráfico 5 ilustra as mudanças no preço do Sudeste.
Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste – DECOMP
Conforme verificado no Gráfico 2, a atualização da função de custo futuro para o mês de junho possibilitou uma redução no preço do submercado Sudeste. Além disso, a melhora na afluência e os níveis iniciais dos reservatórios deste submercado permitiram reduções de aproximadamente R$ 4,00/MWh e R$ 2,00/MWh, respectivamente. Os demais passos apresentados não apresentam variações significantes para o preço deste submercado.
O Gráfico 6 ilustra o impacto das principais variáveis do DECOMP para o preço do Sul:
Gráfico 6 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul – DECOMP 73,31 74,05 44,89 47,02 47,23 44,67 51,24 58,46 63,63 64,62 59,68 0 20 40 60 80 100 120 140 160 R$ /MWh 99,79 82,59 70,16 70,16 70,16 70,16 70,16 71,87 79,78 84,18 143,67 0 20 40 60 80 100 120 140 160 R$ /MWh 77,98 80,26 51,97 61,68 58,22 54,23 62,15 70,76 77,53 81,80 143,67 0 20 40 60 80 100 120 140 160 R$ /MWh 73,31 64,62 60,87 59,06 59,31 58,85 59,80 59,53 59,61 59,68 59,68 0 20 40 60 80 100 120 140 R $/MWh 73,31 64,62 60,87 54,28 54,61 54,47 56,01 55,92 55,85 55,80 55,80 0 20 40 60 80 100 120 140 R $/MWh
As atualizações verificadas para o submercado Sul são semelhantes as do submercado Sudeste, de modo que não serão apresentados maiores detalhes.
O Gráfico 7 ilustra a decomposição para o Nordeste:
Gráfico 7 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste – DECOMP
A atualização da função de custo futuro do NEWAVE permitiu uma redução de aproximadamente R$ 15,00/MWh para o Nordeste. Enquanto isto, as atualizações de afluências e armazenamento não alteraram significativamente os preços deste submercado.
Os maiores impactos foram verificados nos passos de atualização dos atributos hidráulicos e térmicos e da carga. A partir da alteração dos dados hidráulicos, os preços do Nordeste e Norte ficaram equalizados, como pode ser observado no Gráfico 8 referente a decomposição do Norte, e serão apresentados simultaneamente.
Gráfico 8 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte – DECOMP
Em relação à semana anterior, além de uma redução da disponibilidade hidráulica, foram atualizados atributos que permitem uma melhor exploração dos recursos hídricos do Norte. A disponibilidade termelétrica também apresentou menores valores, contribuindo para elevação em torno de R$ 76,00/MWh nos preços destes submercados. As cargas da próxima semana do Norte e Nordeste apresentaram variações negativas, contribuindo para a diminuição do PLD em cerca de R$ 47,00/MWh. O submercado Nordeste teve seus limites de recebimento de energia atualizados, devido ao perfil recebedor de energia assumido pelo Norte após as atualizações dos atributos hidrelétricos, o que contribuiu para a elevação do preço em cerca de R$ 6,00/MWh.
A atualização das demais variáveis não apresentou alterações significativas no preço dos submercados Nordeste e Norte.
O Gráfico 9 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste:
Gráfico 9 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste
O Gráfico 10 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste:
Gráfico 10 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sul
O Gráfico 11 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste:
Gráfico 11 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste 99,79 84,18 85,37 83,86 108,89 185,07 137,81 143,66 143,67 143,67 143,67 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 R $/MWh 77,98 81,80 84,44 82,95 108,89 185,07 137,81 143,66 143,67 143,67 143,67 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 R $/MWh 40,07 59,80 59,88 59,43 59,80 59,80 59,80 59,68 59,68 59,68 0 20 40 60 80 100 120 R $/MWh 36,04 53,28 53,38 55,36 56,14 56,14 56,14 55,80 55,80 55,80 0 20 40 60 80 100 120 R $/MWh 201,47 201,47 137,81 137,81 137,81 137,81 137,81 143,67 143,67 143,67 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 R $/MWh
O Gráfico 12 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Norte:
Gráfico 12 - 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 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 do cálculo que considera tais restrições. Ao analisar o Gráfico 9, o Gráfico 11, o Gráfico 11 e o Gráfico 12 observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de junho 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 mais liberdade” para gerar em qualquer um dos três patamares. Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da desconsideração das restrições elétricas. São elas:
Corte (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);
RestACRO (Despacho por razões elétricas do sistema ACRO); RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste); RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste). RestN (Restrição operativa da região Manaus).
Newave
O modelo Newave estima o custo futuro da energia e reflete para o Decomp o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios.
Nas variáveis que influenciam a obtenção da Função de Custo Futuro incluem-se o armazenamento inicial, a tendência hidrológica, o cronograma de expansão das usinas, entre outras.
Armazenamento inicial
O Gráfico 8 apresenta a evolução do armazenamento dos últimos dois anos para o SIN e os valores dos armazenamentos mínimo e máximo
atingidos nesta região desde o ano 1996, considerando o nível de armazenamento em novembro de cada ano (final do período seco). Tal gráfico foi construído com base nos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO e no Relatório Diário da Situação Hidráulico-Hidrológica da Usinas Hidrelétricas do SIN - RDH, disponibilizados diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
Gráfico 13 – Energia armazenada do SIN
No Gráfico 8 é possível observar que os níveis dos reservatórios do SIN praticamente não apresentaram redução a partir de julho de 2015, comportamento contrário ao esperado para esta época do ano, mas plausível em decorrência da redução da carga (até agosto), das afluências acima da média, sobretudo no Sul e no Sudeste, e da manutenção do despacho térmico adicional.
Quando comparamos os níveis de armazenamento no final de maio com os verificados no final de abril, observamos elevação apenas no Sul, em função das afluências verificadas acima da média neste submercado. Nos demais submercados se observa pequenas reduções, cerca de 1% no Sudeste, 2,5% no Nordeste e 2% no Norte.
Realizando a comparação ao final de maio de 2016 com o mesmo período do ano anterior, observa-se variações positivas e significativas no Sudeste e no Sul, em torno de 21% no Sudeste e 53% no Sul. Os níveis do Nordeste também estão mais altos que os verificados no final de maio de 2015, aproximadamente 3,5%. Apenas os níveis do Norte estão mais baixos, aproximadamente 20%, em função da verificação de afluências abaixo da média nos últimos meses.
A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de maio e junho e suas respectivas diferenças. Os valores referentes à cada submercado são a somatória dos níveis dos Reservatórios Equivalentes de Energia - REEs que compõem os submercados.
Tabela 3 – Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em mai e jun/16 (em %) – por submercado
Mês SE/CO S NE N Mai/16 57,4 88,3 33,2 63,3 Jun/16 56,9 88,2 30,6 62,2 Diferença -0,5 -0,1 -2,6 -1,1 88,19 91,29 91,51 137,81 137,81 137,81 137,81 143,67 143,67 143,67 0 20 40 60 80 100 120 140 160 R $/MWh 54,1 64,0 74,0 79,9 84,1 83,0 79,9 77,7 73,9 70,9 68,8 67,7 72,1 22,4 20,5 23,2 28,9 34,8 36,4 38,0 40,9 36,0 32,8 29,0 27,8 28,8 28,8 36,6 49,9 61,3 67,0 68,6 67,8 65,3 60,5 54,5 48,8 47,3 53,2 28,8 40,9 50,1 55,6 55,7 29/mai 54,9 54,5 50,5 45,7 41,2 36,4 33,1 33,8 39,1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
N ív eis d e A rma zen am en to [% d a EAr m Má x]
Limites de Armazenamento (1996 a 2015) 2009 (Melhor do Histórico)
2014 (Pior do Histórico) 2015
Tendência hidrológica
As ENAs2 passadas são utilizadas pelo modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na construção da Função de Custo Futuro. A partir de janeiro de 2016, com a consideração dos nove Reservatório Equivalente de Energia - REE, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada REE.
A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a junho, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para junho, está acima da Média de Longo Termo - MLT3 para os REEs Sul e Itaipu. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para junho.
Tabela 4 – ENAs passadas (em % da MLT)
Submercado Ordem PAR (p)
Previsão
Jun Mai Abr Mar Fev Jan Dez
Sudeste 1 58 51 Madeira 2 83 81 78 Teles Pires 1 66 59 Itaipu 1 180 200 Paraná 1 80 82 Sul 1 113 128 Nordeste 3 44 24 26 32 Norte 1 51 39 Belo Monte 1 53 41
*A ordem do PAR(p)4 indica o número de meses passados que influenciam na
obtenção dos cenários de ENAs.
Cronograma da expansão
Com base no cronograma dos empreendimentos – licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE5 revisa mensalmente os cronogramas de entrada em operação comercial das usinas hidrelétricas – UHE; termelétricas – UTE; fotovoltaicas – UFV; eólicas – UEE; e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs.
O destaque na expansão considerada no PMO de junho de 2016 foi a inclusão das PCHs vencedoras no Leilão A-5 de 29/04/2016, sendo que algumas usinas já possuem previsão de entrada em operação comercial a partir de julho de 2016, o total contratado neste leilão soma 132 MW e é ilustrado no Gráfico 14.
2Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada
usina pela sua produtibilidade média.
3Média de Longo Termo - média das afluências ocorridas no período de 1931 a 2010.
4PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p.
Gráfico 14 – Oferta de PCHs
Além da oferta proveniente de PCHs, o Leilão A-5 de 29/04/2016 também contou com a contratação de 62 MW da UHE Santa Branca (com previsão de entrada em operação comercial a partir de fevereiro de 2019) e de 84,5 MW de térmicas movidas a bagaço de cana, também como datas de operação previstas para 2019.
A oferta hidroelétrica continua sendo impactada pelo cronograma de expansão da transmissão, representada no Gráfico 15 pela linha tracejada verde. Além do atraso associado à transmissão das UHEs Santo Antônio do rio Madeira e Jirau, também é representado o atraso relacionado à UHE Teles Pires.
Gráfico 15 – Oferta de usinas hidroelétricas
5 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico – órgão que coordena
reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas. 4.600 4.800 5.000 5.200 5.400 5.600 5.800 6.000 ju n /16 ag o /16 o ut /16 d e z/16 fev/17 abr/ 17 ju n /17 ag o /17 o ut /17 d e z/17 fev/18 abr/ 18 ju n /18 ag o /18 o ut /18 d e z/18 fev/19 abr/ 19 ju n /19 ag o /19 o u t/19 d e z/19 fev/20 abr/ 20 ju n /20 ag o /20 o ut /20 d e z/20 Pot ê n ci a ( M W)
Expansão da Oferta Hidráulica - PCH
DMSE Geração - Abril DMSE Geração - Maio
90.000 92.000 94.000 96.000 98.000 100.000 102.000 104.000 106.000 108.000 110.000 ju n /16 ag o /16 o ut /16 d e z/16 fev/17 ab r/ 17 ju n /17 ag o /17 o ut /17 d e z/17 fev/18 ab r/ 18 ju n /18 ag o /18 o ut /18 d e z/18 fev/19 ab r/ 19 ju n /19 ag o /19 o ut /19 d e z/19 fev/20 ab r/ 20 ju n /20 ag o /20 o ut /20 d e z/20 Pot ê n ci a ( M W)
Expansão da Oferta Hidráulica - UHE
Carga - NEWAVE
O Gráfico 16 ilustra a comparação entre a carga considerada para o PMO de maio e o de junho de 2016. As únicas diferenças verificam-se nos dois primeiros meses do horizonte de estudo, quando ocorre a compatibilização dos dados dos modelos NEWAVE e DECOMP.
Gráfico 16 – Carga no NEWAVE – SIN
Intercâmbio - NEWAVE
O Gráfico 17 e o Gráfico 18 ilustram a comparação entre os limites de intercâmbio afetados pelo atraso nas obras da ABENGOA. Os limites de recebimento e exportação do Nordeste, bem como do Sudeste também foram afetados, mas como exemplo, ilustramos nos gráficos abaixo as linhas que impactam o transporte de energia da UHE Belo Monte.
Gráfico 17 – Intercâmbio – FNS + Xingu -> Sudeste
6Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda.
Gráfico 18 - Intercâmbio – FMCCO + SE/CO -> Sudeste
Decomp
O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração das usinas individualizadas, que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o Custo Marginal de Operação – CMO6 que, limitado por um preço mínimo e máximo e levando em consideração apenas as restrições elétricas estruturais que impõem limites de intercâmbio entre os submercados, resulta no PLD.
Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a ENA média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga.
Armazenamento inicial
O Gráfico 19 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp:
Gráfico 19 – Energia armazenada no SIN
O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 53,14% (Energia Armazenada de 154.460 MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 54,72% (Energia Armazenada de 159.029 MWmês), verificando-se uma diferença positiva de 4.569 MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado:
58000 62000 66000 70000 74000 78000 82000 Car ga ( M Wm é d io )
Carga do SIN
PMO de maio de 2016 PMO de junho de 2016
0,00 2.000,00 4.000,00 6.000,00 8.000,00 10.000,00 12.000,00 14.000,00 jun /16 ag o /16 o u t/16 d e z/16 fev/17 abr/ 17 jun /17 ag o /17 o u t/17 d e z/17 fev/18 abr/ 18 jun /18 ag o /18 o u t/18 d e z/18 fev/19 abr/ 19 jun /19 ag o /19 o u t/19 d e z/19 fev/20 abr/ 20 jun /20 ag o /20 o u t/20 d e z/20 FNS + Xingu -> Sudeste
FNS+XINGU->SE/CO - PMO Maio FNS+XINGU->SE/CO - PMO Junho
0,00 2.000,00 4.000,00 6.000,00 8.000,00 10.000,00 12.000,00 ju n /16 ag o /16 o u t/16 d e z/16 fev/17 abr/ 17 ju n /17 ag o /17 o u t/17 d e z/17 fev/18 abr/ 18 ju n /18 ag o /18 o u t/18 d e z/18 fev/19 abr/ 19 ju n /19 ag o /19 o u t/19 d e z/19 fev/20 abr/ 20 ju n /20 ag o /20 o u t/20 d e z/20
FMCCO + SE/CO -> Sudeste
FMCCO+SE/CO->XINGU - PMO Maio FMCCO+SE/CO->XINGU - PMO Junho
53,1 54,1 54,7 51,0 52,0 53,0 54,0 55,0 56,0 57,0 % EA R M Má xi ma Previsto Realizado
Tabela 5 – EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de junho
Submercado RV0 jun - previsto (MWmês) RV0 – jun - realizado (MWmês) Diferença (MWmês) SE/CO 113.441 115.881 2.440 S 15.587 17.603 2.016 NE 15.802 15.853 51 N 9.630 9.692 62
Carga - DECOMP
O Gráfico 20 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de junho:
Gráfico 20 - Carga no SIN
Ressaltamos que os dados do Gráfico 14 consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparamos o que estava previsto para a primeira semana de junho na RV3 de mai/16 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV0 de jun/16 (2ª coluna).
A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a redução da carga do sistema na primeira semana de junho.
Tabela 6 – Carga (MWmédios)
SE/CO S NE N
- 1.031 + 8 - 59 - 202
Oferta e demanda
O Gráfico 21, o Gráfico 22 e o Gráfico 23 apresentam as curvas de oferta e demanda do SIN para a primeira semana de junho. Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada nesta ordem: pelas usinas não-despachadas individualmente, pela geração inflexível e pela geração por ordem de mérito.
Gráfico 21 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sudeste
Gráfico 22 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sul
Gráfico 23 - Oferta e demanda de energia dos submercados Nordeste e Norte
3 8 .2 8 9 3 7 .2 5 8 1 0 .5 4 8 1 0 .5 5 6 1 0 .4 0 5 1 0 .3 4 6 5 .5 2 7 5 .3 2 5 6 4 .7 6 9 6 3 .4 8 5 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000
Sudeste Sul Nordeste Norte SIN
M W mé di os Carga Usi nas não de sp achad as indi vi dual mente Infl exi b ilid ad e té rmi ca Infl exi b ilid ad e hi d re lét ri ca Imp ortaç ão Sul Carga + Ex p ortaç ão 0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 R $/MWh MWmédios Oferta Hidro Oferta Térmica Carga Usi nas não de sp achad as indi vi dual mente Infl exi b ilid ad e té rmi ca Infl exi b ilid ad e hi d re lét ri ca Carga + Ex p ortaç ão 0 100 200 300 400 500 600 700 800 0 3000 6000 9000 12000 15000 18000 21000 R $/MWh MWmédios Oferta Hidro Oferta Térmica Carga Usi nas não de sp achad as indi vi d ual mente Infl exi b ilid ad e té rmi ca Infl exi b ilid ad e hi dre lét ri ca Imp ort aç ão Sude ste 0 200 400 600 800 1.000 1.200 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 R $/MWh MWmédios Oferta Hidro Oferta Térmica
Estimativa de ESS – mai e jun/2016
O Gráfico 24 mostra a estimativa de ESS, por tipo de despacho para o mês de maio:
Gráfico 24 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de maio
O Gráfico 25 apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de maio:
Gráfico 25 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de maio
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 24 e no Gráfico 25 resultam na expectativa de R$ 208 milhões em encargos para o mês de maio, sendo que R$ 62 milhões correspondem aos encargos por segurança energética.
O Gráfico 26 traz a previsão de ESS por tipo de despacho para junho:
Gráfico 26 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de junho
O Gráfico 27 apresenta a estimativa de ESS por submercado para junho:
Gráfico 27 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de junho
Os valores previstos para o período de 1º a 27 de maio foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS.
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 expectativa, para o período de 28 de maio a 30 de junho, foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp, relativa à revisão 0 de junho. O ESS referente à segurança energética para o mês de junho foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs com CVU até R$ 150/MWh, seguindo atual determinação do CMSE.
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 26 e no Gráfico 27 resultam na expectativa de R$ 111 milhões em encargos para o mês de junho, sendo que R$ 40 milhões correspondem aos encargos por segurança energética.
Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD
Considerando o Despacho ANEEL nº 183/2015; o descrito na Nota Técnica nº 52/2015 – SRM/SRG/ANEEL, aprovada na 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da Aneel, realizada em 14/04/15; e o disposto na Resolução Normativa ANEEL nº 658/2015, 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 que possuem Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na situação CMO>CVU>PLD, devem ter seu custo adicional coberto por meio da receita de venda advinda desses contratos. Desta forma, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração comprometida com o CCEAR não é considerada na previsão dos custos devido ao descolamento entre CMO e PLD.
Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os valores estimados para o período.
17,49 37,16 31,76 49,53 10,30 20,93 5,83 11,82 18,10 5,32 38,42 42,99 43,58 67,63 15,63 0 10 20 30 40 50 60 70 80
1 a 6 mai 7 a 13 mai 14 a 20 mai 21 a 27 mai 28 a 31 mai
R$ M
M
Restrições Operativas Segurança Energética Total
14,67 9,94 15,60 25,65 4,18 0,05 15,18 25,35 19,12 33,85 1,09 8,57 7,70 8,86 8,13 10,30 38,42 42,99 43,58 67,63 15,63 0 10 20 30 40 50 60 70 80
1 a 6 mai 7 a 13 mai 14 a 20 mai 21 a 27 mai 28 a 31 mai
R$
M
M
Sudeste Sul Nordeste Norte
8,64 7,65 24,37 30,67 4,10 8,79 9,14 9,79 8,24 12,74 16,44 33,51 40,46 8,24 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5
R$ M
M
Restrição Operativa Segurança Energética Total
3,08470,03 7,28 7,27 7,93 6,01 0,08 0,07 0,07 0,05 0,98 1,44 1,79 1,79 2,17 8,64 7,65 24,37 30,67 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5
R$
M
M
O Gráfico 28 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para maio:
Gráfico 28 – Estimativa de Custos por submercado para o mês de maio
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 28 resulta em uma estimativa de aproximadamente R$ 800 mil em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD em maio.
O Gráfico 29 ilustra a previsão de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para junho.
Gráfico 29 - Estimativa de Custos por submercado para o mês de junho
De acordo com os dados do Gráfico 29, a estimativa de custos para junho são de aproximadamente R$ 1,95 milhão, devido ao descolamento entre CMO e PLD.
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 30 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para abril, maio e junho. Em maio, essa estimativa é exibida em base semanal.
No período de 1º a 27 de maio, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. O período de 28 de maio a 30 de junho teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 0 do Decomp de junho, 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 maio e junho foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do InfoMercado (“InfoMercado – Dados Gerais 2016”), publicada no dia 20 de maio de 2016. 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 2014. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para 2016, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de maio de 2016. Também foi considerado o perfil de modulação da garantia física. Por fim, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684 de 11 de dezembro de 2015, o Gráfico 32 e o Gráfico 33 trazem 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”).
Gráfico 30 – Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada
O Gráfico 31 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para abril, além da previsão para maio e junho.
Gráfico 31 – Estimativa do fator de ajuste do MRE
Gráfico 32 – Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat
O Gráfico 33 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para abril, além da previsão para maio e junho.
Gráfico 33 – Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico 0,022 0,027 0,027 0,000 0,724 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 1 a 6
mai 7 a 13mai 14 a 20mai 21 a 27mai 28 a 31mai
MM
R$
Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD
Sudeste Sul Nordeste Norte
0,649 0,64 0,65 0,00 0,01 0,65 0,64 0,65 0,00 0,01 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70
Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5
R$
M
M
Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD
Sudeste Sul Nordeste Norte Total
abr/16 sem1 mai/16 sem2 mai/16 sem3 mai/16 sem4 mai/16 sem5
mai/16 mai/16 jun/16 Ger. Hidr. MRE 48.501 44.531 46.350 44.914 43.183 45.128 44.801 46.469 G. F. Sazo 52.320 49.499 51.521 49.924 48.001 50.162 49.799 50.106 25.000 35.000 45.000 55.000 65.000 MW méd io s 78,5% 90,7% 94,3% 93,5% 90,0% 92,7% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110%
jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16
[%] abr/16 sem1 mai/16 sem2 mai/16 sem3 mai/16 sem4 mai/16 sem5
mai/16 mai/16 jun/16 Ger. Hidr. MRE 48.501 44.531 46.350 44.914 43.183 45.128 44.801 46.469 G. F. FLAT 50.680 50.752 52.825 51.188 49.216 51.432 51.060 51.097 25.000 35.000 45.000 55.000 65.000 M W méd io s 90,7% 99,5% 99,5% 94,7% 87,7% 90,9% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110%
jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16
Projeção do PLD
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 2016, 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 34, o Gráfico 35, o Gráfico 36 e o Gráfico 37 ilustram os PLDs projetados para o período de junho de 2016 a julho de 2017. Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e despacho térmico por segurança energética de UTEs com CVU abaixo de R$ 150/MWh, são apresentadas duas sensibilidades: a primeira considerando apenas despacho térmico por ordem de mérito, e a segunda sensibilizando a série de afluências como sendo a pior série hidrológica de maio a novembro (de maio de 1934 a novembro de 1934 – período seco) seguida pela pior série hidrológica de dezembro a abril do histórico de ENA (de dezembro de 1970 a abril de 1971 – período úmido) para o SIN. Adicionalmente, as curvas P10 e P25, que resultam de simulações do modelo Newave com a consideração do despacho térmico por segurança energética e sem tendência hidrológica, são exibidas para a comparação com as demais projeções de PLD. Nestes dois últimos cenários considerados, há 10% de chance do PLD estar acima da curva P10% para o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja P25% para o período.
Gráfico 34 – Projeção do PLD do Sudeste
Gráfico 35 – Projeção do PLD do Sul
Gráfico 36 – Projeção do PLD do Nordeste
Gráfico 37 – Projeção do PLD do Norte
A Tabela 7 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de junho de 2016 a julho de 2017.
Tabela 7 – Resultados da Projeção do PLD
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28 8 37 49 76 36 30 39 49 76 100 200 300 400 500 600 jan /1 6 fev /16 mar /16 ab r/1 6 mai /1 6 ju n/16 jul/16 ag o/ 16 set/ 16 out/16 nov/16 dez /1 6 jan /1 7 fev /17 mar /17 ab r/1 7 mai /1 7 ju n/17 jul/17 R$/M Wh Projeção do PLD - SE/CO 28 8 37 49 75 36 30 39 49 75 100 200 300 400 500 600 jan /1 6 fev /16 mar /16 ab r/1 6 mai /1 6
jun/16 jul/16 ago/16 set/
16 ou t/ 16 no v/16 dez /1 6 jan /1 7 fev /17 mar /17 ab r/1 7 mai /1 7 jun/17 jul/17 R$ /MWh Projeção do PLD - S 310 166 249 267 106 310 166 249 267 106 100 200 300 400 500 600 jan /1 6 fev /16 mar /16 ab r/1 6 mai /1 6
jun/16 jul/16 ago/16 set/
16 ou t/ 1 6 no v/16 dez /1 6 jan /1 7 fev /17 mar /17 ab r/1 7 mai /1 7 jun/17 jul/17 R$ /MWh Projeção do PLD - NE 58 8 37 49 89 63 30 39 49 89 100 200 300 400 500 600 jan /1 6 fev /16 mar /16 ab r/1 6 mai /1 6
jun/16 jul/16 ago/16 set/
16 ou t/ 1 6 no v/16 dez /1 6 jan /1 7 fev /17 mar /17 ab r/1 7 mai /1 7 jun/17 jul/17 R$ /MWh Projeção do PLD - N
SE/CO jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jul/17
Projeção do PLD 74 111 109 82 55 32 30 30 30 30 31 30 31
Projeção do PLD 74 118 122 90 64 43 30 30 30 40 65 57 73
P10% 171 168 170 183 183 171 177 150 122 121 102 91 93
P25% 120 120 124 114 111 94 90 74 52 52 54 50 49
Pior Série do Histórico 70 160 200 203 285 267 252 261 362 395 69 212 531
S jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jul/17
Projeção do PLD 73 111 109 82 55 32 30 30 30 30 31 30 31
Projeção do PLD 73 118 122 90 64 43 30 30 30 40 65 57 73
P10% 171 169 169 178 182 170 177 155 161 127 109 92 93
P25% 117 116 123 113 108 93 90 74 55 53 55 50 47
Pior Série do Histórico 70 160 200 203 285 267 252 261 362 395 69 212 531
NE jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jul/17
Projeção do PLD 107 111 109 82 55 100 69 100 111 264 286 107 31
Projeção do PLD 107 118 122 90 64 100 73 100 111 264 286 107 73
P10% 171 168 166 178 172 151 130 98 92 80 73 79 78
P25% 120 120 122 114 109 92 81 50 35 30 30 37 34
Pior Série do Histórico 107 160 200 203 285 267 252 261 362 393 280 212 315
N jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jul/17
Projeção do PLD 87 111 109 82 55 32 30 30 30 30 30 30 31
Projeção do PLD 87 118 122 90 64 43 30 30 30 34 65 57 73
P10% 171 168 166 178 172 151 130 91 66 55 30 30 78
P25% 120 120 122 110 102 88 80 46 30 30 30 30 34
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Nº 244 – 1ª semana de junho/2016
0800 10 00 08
ANEXO 1
Evolução da Garantia Física (MWmédio)
UHE
PCH
UTE
UEE
UFV
jun-16
51.152,47 2.905,28 16.570,50 3.503,84 0,00jul-16
51.193,97 2.921,98 16.570,50 3.631,34 0,00ago-16
52.078,77 2.942,96 17.064,45 3.710,64 0,00set-16
52.250,07 2.942,96 17.064,45 3.806,04 0,00out-16
52.250,07 2.942,96 17.087,55 3.894,04 0,00nov-16
52.948,17 2.942,96 17.657,75 4.004,74 0,00dez-16
52.982,57 2.945,56 17.657,75 4.101,34 0,00jan-17
53.223,17 2.957,98 17.657,75 4.188,24 0,00fev-17
53.938,47 2.983,17 17.657,75 4.234,34 0,00mar-17
54.022,37 3.010,53 17.657,75 4.305,54 0,00abr-17
54.705,27 3.016,55 17.657,75 4.415,44 0,00mai-17
54.705,27 3.016,55 17.674,75 4.450,04 0,00jun-17
55.361,07 3.018,49 17.674,75 4.450,04 0,00jul-17
55.361,07 3.030,19 17.726,05 4.502,74 47,00ago-17
55.981,87 3.033,59 17.726,05 4.538,94 122,10set-17
55.981,87 3.044,49 17.726,05 4.538,94 146,60out-17
56.247,77 3.061,19 17.726,05 4.741,74 268,80nov-17
56.247,77 3.061,19 17.726,05 4.756,94 292,90dez-17
56.247,77 3.106,77 17.726,05 4.796,94 292,90jan-18
56.669,47 3.110,07 17.889,75 5.177,74 292,90fev-18
56.669,47 3.110,07 17.889,75 5.200,64 292,90mar-18
56.669,47 3.110,07 17.889,75 5.217,54 292,90abr-18
56.669,47 3.141,25 17.889,75 5.428,54 292,90mai-18
56.788,87 3.193,99 17.908,85 5.548,94 292,90jun-18
56.908,07 3.197,59 17.908,85 5.938,14 292,90jul-18
56.908,07 3.203,81 17.908,85 5.942,34 292,90ago-18
56.908,07 3.221,23 17.908,85 6.089,14 292,90set-18
57.008,97 3.221,23 17.908,85 6.139,54 292,90out-18
57.008,97 3.228,87 17.908,85 6.154,84 292,90nov-18
57.059,47 3.242,69 17.908,85 6.508,54 516,40dez-18
57.059,47 3.242,69 17.908,85 6.533,94 516,40jan-19
57.079,17 3.271,80 18.256,65 6.866,24 538,90fev-19
57.079,17 3.271,80 18.267,25 6.943,54 538,90mar-19
57.079,17 3.271,80 18.590,75 6.943,54 538,90abr-19
57.079,17 3.276,12 18.609,55 6.943,54 538,90mai-19
57.079,17 3.278,59 18.609,55 6.943,54 538,90jun-19
57.079,17 3.278,59 18.609,55 6.943,54 538,90jul-19
57.079,17 3.278,59 18.609,55 6.943,54 538,90ago-19
57.079,17 3.278,59 18.609,55 6.943,54 610,00set-19
57.079,17 3.278,59 18.609,55 6.943,54 610,00out-19
57.079,17 3.278,59 18.609,55 6.943,54 610,00nov-19
57.146,57 3.279,87 18.609,55 6.943,54 680,60dez-19
57.156,70 3.298,27 18.609,55 6.943,54 680,60jan-20
57.182,70 3.311,99 18.610,55 6.944,54 680,60fev-20
57.182,70 3.311,99 18.611,55 6.945,54 680,60mar-20
57.182,70 3.311,99 18.612,55 6.946,54 680,60abr-20
57.182,70 3.311,99 19.830,65 6.947,54 680,60mai-20
57.182,70 3.311,99 19.831,65 6.948,54 680,60jun-20
57.182,70 3.311,99 19.832,65 6.949,54 680,60jul-20
57.182,70 3.318,36 19.833,65 6.950,54 680,60ago-20
57.182,70 3.318,36 19.834,65 6.951,54 680,60set-20
57.182,70 3.327,75 19.835,65 6.952,54 680,60out-20
57.182,70 3.327,75 19.836,65 6.953,54 680,60nov-20
57.182,70 3.327,75 19.837,65 6.954,54 680,60dez-20
57.182,70 3.327,75 19.838,65 6.955,54 680,60Evolução da Garantia Física por tipo de usina (MWmédio)
PMO de Maio de 2016
Os dados constantes neste anexo consideram a garantia de todas as usinas, participantes e não participantes do MRE. As informações das UTEs consideram as garantias físicas das usinas movidas a biomassa.
Os dados referentes à garantia física em operação comercial foram extraídos do InfoMercado Dados Individuais 2015, disponibilizado no site da CCEE em 20 de maio de 2016, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de março de 2016.
A partir de abril são consideradas as usinas em expansão constantes nos anexos provenientes da reunião mensal do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE, bem como a garantia física referente às unidades geradoras que entraram em operação comercial. As datas da expansão respeitam o constante nos anexos das reuniões do DMSE.
