www.ccee.org.br Nº 235 – 1ª semana de abril/2016 0800 10 00 08
Eu estava p ensa
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 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 a projeção do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD para os próximos 14 meses.
Análise PLD – 1ª semana operativa de abril
A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 26 de março a 1 de abril de 2016.
Tabela 1 – PLD (em R$/MWh)
Patamar de carga SE/CO S NE N
Pesada 47,24 47,24 269,52 47,24 Média 46,96 46,96 269,52 46,96
Leve 44,24 44,24 258,53 44,24
Média semanal 46,00 46,00 265,53 46,00
A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de março e da primeira de abril:
Tabela 2 – Comparação entre o PLD médio da quarta semana de março e da primeira semana de abril (em R$/MWh)
Submercado PLD
4ª sem - mar 1ª sem - abr Variação %
SE/CO 30,25 46,00 + 52 %
S 30,25 46,00 + 52 %
NE 248,60 265,53 + 7 %
N 30,25 46,00 + 52 %
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:
Gráfico 1 – Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em R$/MWh) O PLD para o período entre 26 de março e 1º de abril foi fixado R$
46/MWh, alta de 52% frente aos R$ 30,25/MWh da última semana, valor mínimo estabelecido pela Aneel para 2016. O PLD do Nordeste também subiu (+7%), passando de R$ 248,60/MWh para R$
265,53/MWh.
Em abril, as afluências são esperadas em 81% da Média de Longo Termo – MLT
1. Apenas no Sul as ENAs devem ficar acima da média (145%). No Sudeste, a expectativa é de afluências em 92% da MLT com índices nas regiões Nordeste e Norte em 42% e 50% da média histórica, respectivamente.
A diferença entre o PLD do Nordeste e os demais é mantida, uma vez que os limites de recebimento de energia deste submercado continuam sendo atingidos. Já os limites de intercâmbio entre Sudeste/Sul/Norte, permanecem não sendo alcançados, o que resulta na equalização dos preços nestes submercados.
Houve redução de 2.200 MWmédios nos níveis dos reservatórios do sistema, situação observada em todos os submercados, exceto no Sul, que registrou aumento de 200 MWmédios de energia. As reduções foram de 1.800 MWmédios no Sudeste, 400 MWmédios no Nordeste e 130 MWmédios no Norte.
Com a queda esperada nas temperaturas da próxima semana, a previsão de carga para o SIN está aproximadamente 1.300 MWmédios mais baixa em relação ao previsto na última semana, redução prevista em todos os submercados, com exceção do Norte. Já considerando o restante do mês, a carga sobe cerca de 2.300 MWmédios, principalmente no Sudeste, com cerca de 1.600 MWmédios.
O fator de ajuste do MRE, estimado em 95,7% no mês de março, tem previsão de chegar a 97,5% em abril. Os Encargos de Serviços do Sistema – ESS de abril estão estimados em R$ 199 milhões, sendo R$
175 milhões referentes à segurança energética. Em março, o ESS foi de R$ 282 milhões (R$ 152 mi para segurança energética).
Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as variáveis na formação do PLD, o Gráfico 2 e o Gráfico 3 ilustram a evolução do Preço quando realizada as atualizações das variáveis presentes no cálculo da primeira semana de abril.
125,16 395,73 37,61 13,25 19,03 28,95 67,31 97,36 135,43 38,73 70,28 29,42 166,69 263,07 688,88 287,2 388,48 388,48 388,48 388,48 387,24 369,39 240,08 145,09 227,04 212,32 202,87 116,08 35,66 30,42 38,53 46,00
0 100 200 300 400 500 600 700 800
R$/MWh
Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal
Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste/Sul/Norte
Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste Conforme ilustrado, a atualização da Função de Custo Futuro - FCF
2de abril de 2016 causou elevação nos preços de todos os submercados, em torno de R$ 1/MWh no Sudeste, Sul e Norte e R$ 18/MWh no Nordeste. O encarecimento da FCF de abril ocorreu principalmente devido aos atrasos nas linhas de transmissão de responsabilidade da ABENGOA, o que impactou os limites de intercâmbio entre os submercados.
A expectativa de redução nas afluências esperadas para abril também causou elevação no preço de todos os submercados, cerca de R$
20/MWh no Sudeste/Sul/Norte e R$ 8/MWh no Nordeste. Ressalta-se que esta elevação se deu sobretudo em função da consulta à FCF mais cara de abril.
Os níveis de armazenamento atualizados praticamente não causaram impacto no preço do Sudeste, Sul e Norte, e reduziram em torno de R$
9/MWh o PLD do Nordeste.
A redução da disponibilidade hidráulica causou aumento em torno de R$ 5/MWh no Sudeste, Sul e Norte, e de R$ 11/MWh no Nordeste. A atualização dos atributos termelétricos resultou em uma redução de R$ 5,50/MWh no preço do submercado Nordeste. E nos demais submercados, a disponibilidade térmica apresentou queda com pequeno impacto no PLD do Sudeste, Sul e Norte.
A expectativa é que a carga fique cerca de 1.300 MWmédios mais baixa nesta primeira semana de abril. Porém, espera-se um aumento em
2
Função 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.
torno de 2.250 MWmédios nas demais semanas, o que eleva o PLD em R$ 1,50/MWh no Sudeste/Sul/Norte e em R$ 8,30/MWh no Nordeste.
A atualização dos dados das usinas não simuladas individualizadamente (pequenas) causou redução de cerca de R$
14/MWh no preço do Nordeste.
O Gráfico 4 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o Sudeste/Sul/Norte:
Gráfico 4 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste/Sul/Norte O Gráfico 5 ilustra a decomposição entre o CMO e o PLD para o submercado Nordeste:
Gráfico 5 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste 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 as restrições elétricas.
Ao analisar o Gráfico 4 e o Gráfico 5, observa-se que o custo resultante do cálculo do PLD da primeira semana de abril 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
20,98 21,78
41,55 42,03 46,83 47,16 48,81
47,75 46,07 46,00 46,00
0 20 40 60 80 100 120
R$/MWh
248,60 267,15 275,02 265,53
276,82 271,30
279,65 279,63
265,53 265,53 265,53
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
R$/MWh
29,15 44,98
44,86
44,89 46,26 46,26 46,26 46,00 46,00 46,00
0 20 40 60 80 100 120
R$/MWh
276,94 276,94
265,53 265,53 265,53 265,53 265,53 265,53 265,53 265,53
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
R$/MWh
do PLD, quando o modelo tem mais flexibilidade 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 6 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 6 – Energia armazenada do SIN
No Gráfico 6 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.
3
Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média.
Ao comparar os níveis de armazenamento no final de março com os verificados no final de fevereiro, observa-se elevação em todos os submercados, sendo as mais significativas em pontos percentuais percebidas no Sudeste e no Norte, elevações de aproximadamente 6%
e 11%, respectivamente. O nível do Sul subiu cerca de 1% e no Nordeste, em torno de 2%.
Realizando a comparação ao final de março de 2016, com o mesmo período do ano anterior, também observa-se variações positivas em todos os submercados, com exceção do Norte. No Sudeste e no Sul, as variações foram mais significativas: 29% e 57%, respectivamente. No Nordeste, a elevação ficou em 11% e no Norte, o nível ficou cerca de 5% abaixo do mesmo período de 2015.
A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o processamento do modelo Newave nos meses de março e abril de 2016 e suas respectivas diferenças. Os valores referentes a cada submercado são a somatória dos níveis dos Reservatórios Equivalentes de Energia - REEs que compõem cada submercado.
Tabela 3 – Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em março e abril de 2016 (em %) – por submercado
Mês SE/CO S NE N
Mar/16 50,6 94,7 31,4 42,7 Abr/16 57,1 96,1 33,7 56,3 Diferença + 6,1 + 1,4 + 2,3 + 13,6
Tendência hidrológica
As ENAs
3passadas 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 9 REEs, a tendência hidrológica passa a ser considerada para cada Reservatório Equivalente de Energia - REE.
A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a abril de 2016, bem como o valor médio dos cenários gerados para este mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos cenários de afluência para abril, está acima da Média de Longo Termo - MLT para os REEs Sul e Itaipu, cujas afluências estão influenciadas pelo fenômeno El Niño, cujos efeitos ainda são sentidos mesmo com seu enfraquecimento. Já os demais REEs, que apresentaram afluências passadas abaixo da média, também tiveram cenários futuros gerados inferiores à média para abril de 2016.
Tabela 4 – ENAs passadas (em % da MLT)
Submercado Ordem PAR (p)
Previsão
Abr Mar Fev Jan Dez Nov Out
Sudeste 1 67 55
Madeira 1 89 88
Teles Pires 4 80 73 62 55 34
Itaipu 4 291 256 233 323 413
Paraná 2 96 99 83
Sul 2 168 195 166
Nordeste 1 60 32
Norte 1 71 56
Belo Monte 1 64 48
*A ordem do PAR(p)
4indica o número de meses passados que influenciam na obtenção dos cenários de ENAs.
4
PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p.
64,0 74,0
42,9 38,5
20,5 23,2 36,6
49,9 61,3
67,0 68,6 67,8
65,3 60,5
54,5
48,8 47,3
53,2 55,6
61,1 61,8 60,7
55,6 48,4
42,1
37,3 35,6
40,1 40,9
50,1 27/Mar 56,2
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx]
Limites de Armazenamento (1996 a 2015) 2009 (Melhor do Histórico) 2014 (Pior do Histórico)
2015 PROJEÇÃO CCEE JAN/16 PROJEÇÃO CCEE PREL. ABR/16
2016
Cronograma da expansão
Com base no cronograma dos empreendimentos – licenciamentos, obras e financiamentos, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE
5revisa mensalmente os cronogramas de entrada em operação comercial das usinas hidrelétricas – UHE; termelétricas – UTE; fotovoltaicas – UFV; eólicas – UEE; e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs.
A oferta cujo cronograma teve maior impacto foi a proveniente de fontes fotovoltaicas, ilustrada no Gráfico 7. Foram postergados uma média de 550 MWmédios, de outubro de 2017 para outubro de 2019.
O atraso decorreu da adequação ao cronograma de transmissão das conexões as quais as usinas se conectam (todas as obras da ABENGOA foram postergadas em 2 anos) e solicitações de postergação por parte dos empreendedores.
Gráfico 7 – Oferta de usinas fotovoltáicas
A oferta hidroelétrica continua sendo impactada pelo cronograma de expansão da transmissão, representada no Gráfico 8 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 8 – Oferta de usinas hidroelétricas
Carga - NEWAVE
A carga considerada no NEWAVE para o PMO de abril de 2016 foi revista apenas para os dois primeiros meses do horizonte de estudo, abril e maio de 2016, seguindo definição da Agência Nacional de Energia
5
Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico – órgão que coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial das usinas.
Elétrica – Aneel, que tem como objetivo a compatibilização com os dados do Decomp. A alteração é ilustrada no Gráfico 9.
Gráfico 9 – Carga no NEWAVE
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 – CMO
6que, 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 10 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo modelo Decomp:
Gráfico 10 – Energia armazenada no SIN
O processamento do Decomp na semana anterior indicava armazenamento de 56,38% (Energia Armazenada de 163.573 MWmês) no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 55,63% (Energia Armazenada de 161.401 MWmês), verificando-se
6
Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda.
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000
fev/16 abr/16 jun/16 ago/16 out/16 dez/16 fev/17 abr/17 jun/17 ago/17 out/17 dez/17 fev/18 abr/18 jun/18 ago/18 out/18 dez/18 fev/19 abr/19 jun/19 ago/19 out/19 dez/19 fev/20 abr/20 jun/20 ago/20 out/20 dez/20
Potência (MW)
Expansão da Oferta Fotovoltaica
DMSE Geração - Fevereiro DMSE Geração - Março
85.000 90.000 95.000 100.000 105.000 110.000 115.000
abr/16 jun/16 ago/16 out/16 dez/16 fev/17 abr/17 jun/17 ago/17 out/17 dez/17 fev/18 abr/18 jun/18 ago/18 out/18 dez/18 fev/19 abr/19 jun/19 ago/19 out/19 dez/19 fev/20 abr/20 jun/20 ago/20 out/20 dez/20
Potência (MW)
Expansão da Oferta Hidráulica - UHE
DMSE Geração - Fevereiro DMSE Geração - Março Transmissão
58000 62000 66000 70000 74000 78000 82000
Carga (MWmédio)
PMO de março de 2016 PMO de abril de 2016
56,4
55,0
55,6
53,0 54,0 55,0 56,0 57,0 58,0
% EA R M Má xi ma
Previsto Realizado
uma diferença negativa de 2.172 MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por submercado:
Tabela 5 – EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana operativa de abril
Submercado RV0 abr - previsto (MWmês)
RV0 – abr - realizado (MWmês)
Diferença (MWmês)
SE/CO 118.117 116.288 -1.829
S 18.980 19.179 199
NE 17.874 17.460 -414
N 8.602 8.474 -128
Carga - DECOMP
O Gráfico 11 apresenta a variação da carga prevista para a primeira semana de abril:
Gráfico 11 - Carga no SIN
A Tabela 6 apresenta a contribuição de cada um dos submercados para a redução da carga do sistema na primeira semana de abril.
Tabela 6 – Carga (MWmédios)
SE/CO S NE N
- 677 - 650 - 41 + 68
Ressalta-se que os dados acima consideram apenas a carga prevista para a semana em análise. Neste caso, comparou-se no Gráfico 11, o que estava previsto para a primeira semana de abril na RV3 de mar/16 (1ª coluna) com o previsto para a mesma semana na RV0 de abr/16 (2ª coluna).
A partir da segunda semana de abril, a expectativa é de que a carga suba em todos os submercados, com exceção do Norte, sendo que a elevação estimada para o sistema é de aproximadamente 2.250 MWmédios.
Oferta e demanda
O Gráfico 12 e o Gráfico 13 apresentam as curvas de oferta e demanda do SIN, para a primeira semana de abril. 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 12 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sudeste/Sul/Norte
Gráfico 13 - Oferta e demanda de energia do submercado Nordeste
Estimativa de ESS – mar e abr/2016
O Gráfico 14 mostra a estimativa de ESS por tipo de despacho para o mês de março de 2016:
Gráfico 14 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de março
O Gráfico 15 apresenta a expectativa de ESS, por submercado, para o mês de março:
4 0 .5 6 9 3 9 .8 9 2 11 .530 1 0 .8 8 0 10.713 1 0 .6 7 2 5.415 5 .4 8 4 6 8 .2 2 7 6 6 .9 2 8
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 C arga + Inte rcâmb io (Exp ort aç ão p ar a Nord es te )
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
0 200 400 600 800 1.000 1.200
0 20000 40000 60000 80000 100000
R$/M Wh
MWmédios
Oferta Hidro Oferta Térmica
Carga
Infl exi b ilid ad e té rmi ca Infl exi b ilid ad e hi d re lét ri ca Usi nas não de spac hadas indi vi d ual mente Inte rcâmb io (Imp ortaç ão Sude ste + No rte )
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 1.200
0 5000 10000 15000
R$/M Wh
MWmédios
Oferta Hidro Oferta Térmica
11,37 49,72 38,30 27,32 2,60
35,31
29,73
22,62
23,31
35,57 46,68
79,45
60,92
50,63
38,17
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
1 a 4 mar 5 a 11 mar 12 a 18 mar 19 a 25 mar 26 a 31mar
R$ M M
Restrições Operativas Segurança Energética Total
Gráfico 15 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de março
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 14 e no Gráfico 15 resultam na expectativa de R$ 276 milhões em encargos para o mês de março, sendo que R$ 147 milhões correspondem aos encargos por segurança energética.
O Gráfico 16 traz a previsão de ESS, por tipo de despacho, para abril de 2016:
Gráfico 16 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de abril
O Gráfico 17 apresenta a estimativa de ESS por submercado para abril de 2016:
Gráfico 17 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de abril Os valores previstos para o período de 1º a 25 de março foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS.
Observa-se 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 26 de março à 30 de abril foi calculada a partir da programação de despacho termelétrico por razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo Decomp - revisão 0 de abril de 2016. O ESS referente à segurança energética foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs com CVU até R$
211/MWh, seguindo determinação do CMSE.
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 16 e no Gráfico 17 resultam na expectativa de R$ 199 milhões em encargos para o mês de abril, sendo que R$ 182 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 REN 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, tem 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, 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.
O Gráfico 18 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, por submercado, para março:
Gráfico 18 – Estimativa de Custos por submercado para o mês de março A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 18 resulta em uma estimativa de aproximadamente R$ 4.000 em custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD em março de 2016.
O Gráfico 19 ilustra a previsão de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para abril de 2016.
Gráfico 19 - Estimativa de Custos por submercado para o mês de abril
36,5572,73
54,71
43,80
24,22 0,05
0,06
0,06
0,04
0,07 4,35
1,13
0,18
1,40
0,57 5,73
5,53
5,97
5,40
13,30
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
1 a 4 mar 5 a 11 mar 12 a 18 mar 19 a 25 mar 26 a 31mar
R$ MM
Sudeste Sul Nordeste Norte
0,455,92 0,00 13,25 0,00 0,00 3,30
41,68
41,91
42,36 42,77
7,21 6,37
41,68
55,17
42,36 42,77
10,51
0 10 20 30 40 50 60
1 abr 2 a 8 abr 9 a 15 abr 16 a 22 abr 23 a 29 abr 30 abr
R$ M M
Restrições Operativas Segurança Energética Total
4,03
28,56 28,61 28,94 28,98
0,01 5,13
0,09
0,09 0,09 0,09
0,11 0,16
0,11 0,26
0,15 0,48
2,23 0,00
12,92
26,21
13,18 13,22
5,22
0 10 20 30 40 50 60
1 abr 2 a 8 abr 9 a 15 abr 16 a 22 abr 23 a 29 abr 30 abr
R$ MM
Sudeste Sul Nordeste Norte
522
189
913
2.743
0 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000
1 a 4
mar 5 a 11
mar 12 a 18
mar 19 a 25
mar 26 a
31mar
R$
Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD
Sudeste Sul Nordeste Norte
522 189 913 3.483
164.868
0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 160.000 180.000
1 abr 2 a 8
abr 9 a 15
abr 16 a 22
abr 23 a 29
abr
R$
Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD
Sudeste Sul Nordeste Norte
De acordo com os dados do Gráfico 19, a estimativa de custos para abril de 2016 é de aproximadamente R$ 170.000, 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 20 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada para janeiro, fevereiro e março de 2016. Em fevereiro, essa estimativa é exibida em base semanal.
No período de 1º de fevereiro a 23 de março, as informações de geração hidráulica foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para 24 e 25 de março foram considerados os mesmos dados do dia 23. O período de 26 a 31 de março teve os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão 0 do Decomp de abril de 2016, 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 março e abril foram estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do boletim InfoMercado (“InfoMercado – Dados Gerais 2016”), publicado em 10/03/2016. Os valores consideram o fator de operação comercial da última hora e mês contabilizado. Tais valores 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 março 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 22 e o Gráfico 23 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 20 – Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada
O Gráfico 21 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fevereiro de 2016, além da previsão para março e abril de 2016.
Gráfico 21 – Estimativa do fator de ajuste do MRE
Gráfico 22 – Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física flat
O Gráfico 23 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico para fevereiro de 2016, além da previsão para março e abril de 2016.
Gráfico 23 – Estimativa do fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico
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 24, o Gráfico 25, o Gráfico 26 e o Gráfico 27 ilustram os PLDs projetados para o período de abril de 2016 a maio de 2017.
Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida pela CCEE e o despacho térmico das UTEs com CVU até R$ 211/MWh (seguindo o aprovado pelo CMSE), os gráficos também ilustram a projeção do PLD considerando a pior série de março a novembro do histórico de ENA para o SIN (de março de 1934 a abril de 1935) e as curvas P10 e P25, que resultam de simulações sem a consideração da tendência hidrológica. Há 10% de chance do PLD estar acima da curva P
10%para o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja P
25%para o período.
fev/16 mar/16 sem1 abr/16
sem2 abr/16
sem3 abr/16
sem4 abr/16
sem5 abr/16
sem6 abr/16 abr/16 Ger. Hidr. MRE 50.259 50.867 53.217 50.756 50.585 48.490 49.707 44.092 49.803 G. F. Sazo 55.412 53.304 54.578 52.055 51.879 49.730 50.979 45.220 51.077
25.000 35.000 45.000 55.000 65.000
MW méd io s
78,4%
90,7% 95,4% 97,5%
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
[%]
fev/16 mar/16 sem1 abr/16
sem2 abr/16
sem3 abr/16
sem4 abr/16
sem5 abr/16
sem6 abr/16 abr/16 Ger. Hidr. MRE 50.259 50.867 53.217 50.756 50.585 48.490 49.707 44.092 49.803 G. F. FLAT 50.608 50.608 54.077 51.577 51.403 49.274 50.511 44.805 50.608
25.000 35.000 45.000 55.000 65.000
MW méd io s
90,3%
99,3%
100,5%
98,4%
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
[%]
Gráfico 24 – Projeção do PLD do Sudeste
Gráfico 25 – Projeção do PLD do Sul
Gráfico 26 – Projeção do PLD do Nordeste
Gráfico 27 – Projeção do PLD do Norte
A Tabela 7 apresenta os valores dos PLDs projetados por submercado para o período de abril de 2016 a maio de 2017.
Tabela 7 – Resultados da Projeção do PLD
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 à CCEE qualquer responsabilidade pela tomada de decisões administrativas e empresariais relacionadas ao tema. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente material sem a identificação da fonte.
378 1.550 1.240 1. 075 893 413 593
710 729 802 1.035 623 1.061 1.731 1.159 943 459 369 145 227 212 203
116
28 8 37
378
823 823 823 807
413 593 710 729 777 805
601
388 388 388 388 387 369 240 145 227 212 203
116 36 30 39
-250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000
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 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
R$/MWh
Projeção do PLD - SE/CO
378 1.550 1.240 1.075 893 202 500
710 729 756 1. 035 623 1.061 1.731 1.159 943 459 369 145 227 204 186
111
28 8 37
378
823 823 823 807
207 503 710 729 732
805 601
388 388 388 388 387 369 206 145 227 204 186
111 36 30 39
-250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
R$/MWh
Projeção do PLD - S
379
760 795 763 790
413 593
710 729
802 1. 035 623 920 1.144 687 869 461 369 145 227 219 275 303 310
166 249
379
756 756 744 772
413 593 710 729 777 805
601
388 388 388 388 387 369
244 145 227 219 275 303 310
166 249
-250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000
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 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
R$/MWh
Projeção do PLD - NE
365 457 735 659 338 413 593
710 729
802 1. 035 623 920 1.144 452
127 137
369 145 227 219 258
167 58
8 37
365 452 696 641 335 413 593
710 729 777 805
601
388 388 340 127 137
369 241 145 227 219 258 167
63 30 39
-250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
R$/MWh
Projeção do PLD - N
SE/CO abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
Projeção do PLD 33 30 30 47 73 81 81 69 56 36 30 30 30 30
P10% 207 207 177 129 139 123 119 116 115 127 117 123 105 102
P25% 112 104 83 69 72 64 67 65 59 60 59 57 54 56
Pior Série do Histórico 40 115 119 150 151 124 137 105 88 30 30 30 30 30
S abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
Projeção do PLD 33 30 30 47 73 81 81 69 56 36 30 30 30 30
P10% 208 207 177 152 145 129 119 116 114 127 116 121 105 102
P25% 110 103 84 71 74 67 67 59 59 60 57 55 54 56
Pior Série do Histórico 40 115 119 150 151 124 137 105 88 30 30 30 30 30
NE abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
Projeção do PLD 285 244 131 83 73 81 81 69 56 245 216 253 187 79
P10% 173 142 139 116 129 108 113 116 110 108 110 100 94 78
P25% 105 92 69 57 66 55 66 65 56 60 58 53 51 39
Pior Série do Histórico 285 243 132 150 151 124 137 105 88 47 30 30 30 30
N abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17
Projeção do PLD 30 30 30 47 73 81 81 69 56 36 30 30 30 30
P10% 173 142 132 104 83 43 45 87 103 108 112 101 94 69
P25% 96 81 66 39 30 30 30 37 56 60 57 53 48 34
Pior Série do Histórico 30 67 119 150 151 124 137 105 88 30 30 30 30 30
