análise pld 1ª semana operativa de dezembro nordeste. a retração de carga é observada devido à...
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www.ccee.org.br Nº 218 – 1ª semana de dezembro/2015 0800 10 00 08
s
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 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 dezembro
A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 28 de novembro
a 4 de dezembro de 2015.
Tabela 1 – PLD (em R$/MWh)
Patamar de carga SE/CO S NE N
Pesada 153,84 153,84 376,66 196,62
Média 153,84 153,84 376,66 196,62
Leve 141,86 141,86 361,30 196,62
Média semanal 149,49 149,49 371,08 196,62
A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta semana de
novembro e da primeira de dezembro:
Tabela 2 – Comparação entre o PLD médio da quarta semana de novembro e da
primeira semana de dezembro (em R$/MWh)
Submercado PLD
4ª sem - nov 1ª sem - dez Variação %
SE/CO 199,57 149,49 - 25 %
S 192,96 149,49 - 23 %
NE 323,15 371,08 + 15 %
N 323,15 196,62 - 39 %
As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, a previsão
de afluências no Sistema Interligado Nacional – SIN, que corresponde
à estimativa do volume de água que deverá chegar aos reservatórios.
O Gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no Sudeste:
Gráfico 1 – Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em R$/MWh)
O PLD, para o período entre 28 de novembro e 4 de dezembro, no
Sudeste/Centro-Oeste passou de R$ 199,57/MWh para R$
149,49/MWh, redução de 25%. No Sul o valor do PLD para o período é
mesmo do registrado no Sudeste, o que equivale a uma queda foi 23%.
Também houve redução de 39% no Norte, com o PLD passando de R$
323,15/MWh para R$ 196,62/MWh. O preço do submercado Nordeste
foi o único a apresentar aumento (+15%), sendo fixado em R$
371,08/MWh, frente aos R$ 323,15/MWh da última semana.
As afluências de todo sistema, que fecharam novembro em 117% da
Média de longo Termo – MLT, são esperadas em 102% da média para
o mês de dezembro. As ENAs do Sudeste devem atingir 114% da MLT,
aumentando esse índice ao longo das semanas. No Sul, as afluências
chegam a 164%, enquanto atingem 47% da média no Nordeste e 40%
no Norte.
Os limites de recebimento de energia do Nordeste, tanto pelo Sudeste
quanto pelo Norte foram atingidos, provocando a diferença entre o PLD
deste submercado e os demais. Ressaltasse a redução desse limite em
função da revisão do mesmo em decorrência de novos estudos elétricos
pelo Operador Nacional do Sistema – ONS.
Os níveis de armazenamento nos reservatórios do SIN ficaram 3.600
MWmédios acima do previsto, com elevação observada em todos os
submercados com exceção do Nordeste, que manteve-se estável. A
elevação foi de 2.800 MWmédios no Sudeste, 700 MWmédios no Sul e
150 MWmédios no Norte.
A carga estimada para a próxima semana no SIN foi reduzida em 1.200
MWmédios, em relação à semana anterior. Ela apresentou queda em
todos os submercados com exceção do Norte, com previsão de
elevação em torno de 30 MWmédios. As reduções foram de 750
MWmédios no Sudeste; 300 MWmédios no Sul; e 200 MWmédios no
Nordeste. A retração de carga é observada devido à expectativa de
passagem de frente fria na próxima semana.
O fator de ajuste do MRE foi estimado em 92,8% para o mês de
novembro; e 94% para dezembro. O ESS previsto para novembro é de
R$ 608 milhões, sendo R$ 479 milhões referentes à segurança
energética.
Com o objetivo de demonstrar o impacto da atualização de todas as
variáveis na formação do PLD o Gráfico 2, o Gráfico 3, o Gráfico 4 e o
Gráfico 5 ilustram as variações no PLD para todos os submercados.
Gráfico 2 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sudeste
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O conteúdo desta publicação foi produzido pela CCEE com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva
dos agentes 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, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e
sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
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Gráfico 3 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Sul
Conforme ilustrado no Gráfico 2 e no Gráfico 3, a partir da atualização
da Função de Custo Futuro - FCF1 de dezembro de 2015, os preços dos
submercados Sudeste e Sul ficaram equalizados, característica que se
manteve na atualização das demais variáveis. Nestes submercados, a
atualização da FCF causou reduções de aproximadamente R$ 15/MWh
e R$8/MWh, respectivamente. Isso por conta da consideração de níveis
de armazenamento mais elevados do que os utilizados na FCF de
novembro.
A revisão das afluências previstas para a primeira semana de dezembro
de 2015 causou redução no preço de Sudeste e Sul de
aproximadamente R$ 25/MWh. A atualização dos níveis iniciais de
armazenamento também provocaram retração no preço, em torno de
R$ 3/MWh.
A elevação da disponibilidade do Sul na primeira semana de dezembro
provocou redução de cerca de R$ 7/MWh no PLD de Sudeste e Sul,
uma vez que o preço destes submercados já estava acoplado.
A expectativa de diminuição de mais de 1.000 MWmédios na carga de
Sudeste e Sul, na primeira semana de dezembro, causou redução de
aproximadamente R$ 7/MWh nos preços.
No Nordeste e Norte, conforme ilustrados no Gráfico 4 e no Gráfico 5,
a nova FCF não causou variações no PLD.
Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste
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.
Gráfico 5 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte
A expectativa é que as afluências de Nordeste e Norte reduzam em
torno de 1.700 MWmédios, causando elevação de cerca de R$ 40/MWh
nos preços. A partir da consideração dos novos níveis de
armazenamentos, os valores entre esses submercados passam a
diferenciar-se, isso porque o Norte passa a enviar mais energia para o
Nordeste e os limite de intercâmbio entre esses submercados é
atingido.
Os níveis verificados no sistema ficaram mais elevados que os
estimados anteriormente, o que causaram reduções nos preços de
Nordeste e Norte, aproximadamente R$ 53/MWh e R$ 58/MWh
respectivamente.
A flexibilização da operação da UHE Tucuruí reduziu o preço do Norte
em R$ 90 MW/h.
A diminuição da disponibilidade térmica do Nordeste causou elevação
de aproximadamente R$ 50 MW/h em seu preço. A redução da carga
esperada no Nordeste diminui o preço deste submercado em cerca de
R$ 40 MW/h. Por outro lado, a elevação da expectativa de carga no
Norte causou aumento em torno de R$ 17 MW/h, no seu PLD..
A conjuntura hidrológica do Nordeste (baixas afluências e
consequentes baixas defluências nos rios) acarretou a realização de
novos estudos elétricos pelo ONS para a definição de novos limites
estruturais de recebimento de energia por este submercado. Os limites
anteriores de recebimento pelo Sudeste e pelo Norte, que eram nos
patamares de carga pesada, média e leve, de 4.100 MWmédios, 4.201
MWmédios e 4.287 MWmédios respectivamente, foram todos
redefinidos para 3.500 MWmédios. Esta redução na possibilidade de
recebimento de energia de um submercado cuja energia está mais
barata, causou elevação em torno de R$ 61 MW/h no preço do
Nordeste.
Em contra partida, a redução no envio de energia do Norte para o
Nordeste causou uma queda no preço do Norte de cerca de R$ 40
MW/h.
O Gráfico 6 ilustra a decomposição entre o Custo Marginal de Operação
- CMO e o PLD para o Sudeste/Sul:
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Gráfico 6 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sudeste/Sul
O Gráfico 7 e o Gráfico 8 ilustram a decomposição entre o Custo
Marginal de Operação - CMO e o PLD para os submercados Nordeste e
Norte:
Gráfico 7 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Sul
Gráfico 8 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o Nordeste/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 os submercados, 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 a
geração proveniente da restrição elétrica, o CMO resultante do cálculo
do PLD tende a ser superior ao CMO resultante do cálculo que considera
as restrições elétricas.
Ao analisar o Gráfico 6, o Gráfico 7 e o Gráfico 8 observa-se que o PLD
médio semanal da primeira semana de dezembro é superior ao CMO
em todos os submercados.
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 e o
cronograma de expansão das usinas, entre outras.
Armazenamento inicial
O Gráfico 9 apresenta a evolução do armazenamento dos últimos três
anos no SIN. Além disso, traz os valores dos armazenamentos mínimo
e máximo atingidos desde o ano 1996. O referido gráfico foi elaborado
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 - ONS. O critério para escolha do melhor e do pior
ano do histórico foi o nível de armazenamento ao final de novembro de
cada ano (final do período seco).
Gráfico 9 – Energia armazenada do SIN
Observasse no Gráfico 9 recuperação dos reservatórios no SIN 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) e das afluências acima da média.
Quando comparamos os níveis de armazenamento ao final de
novembro com os verificados no final de outubro, observamos
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pequenas quedas. O nível do Sudeste se manteve praticamente
estável, apresentando apenas 0,1% de redução. No Sul, a redução foi
de 0,5%, mantendo-se em torno dos 96%. A queda mais significativa,
assim como ocorrido no mês passado, foi verificada no Norte com
aproximadamente menos 5%. No Nordeste a queda foi de quase 4%,
com seus reservatórios chegando a pouco menos de 5% de
armazenamento.
Já realizando a comparação do final de novembro de 2015, com o
mesmo período do ano passado, observa-se variações positivas no
Sudeste e no Sul, 12,3% e 20,6%, respectivamente. Já no Nordeste e
no Norte, os níveis ficaram cerca de 5% e 14% abaixo do mesmo
período de 2014, respectivamente.
A Tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo, os
armazenamentos iniciais utilizados por submercado para o
processamento do modelo Newave dos meses de novembro e
dezembro de 2015 e suas respectivas diferenças.
Tabela 3 – Comparação dos armazenamentos iniciais do Newave em nov e
dez/15 (em %)
Mês SE/CO S NE N
Nov/15 27,5 96,5 8,7 24,7
Dez/15 27,7 96,8 5,1 19,5
Diferença + 0,2 + 0,3 - 3,6 - 5,2
Tendência hidrológica
As Energias Naturais Afluentes - ENAs2 passadas são utilizadas pelo
modelo Newave como tendência hidrológica e influenciam na
construção da Função de Custo Futuro.
A Tabela 4 mostra o comportamento das ENAs dos meses anteriores a
dezembro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este
mês. A tendência hidrológica, considerada para a construção dos
cenários de afluência para dezembro, está acima da Média de Longo
Termo - MLT3, para os submercados Sudeste e Sul, gerando cenários
também acima da média para estes submercados. No Nordeste e no
Norte, as afluências passadas abaixo da média influenciaram a geração
de cenários inferiores a média para dezembro.
Tabela 4 – ENAs passadas (em % da MLT)
Submercado Ordem
PAR (p)
Previsão
Dez Nov Out Set Ago JuL Jun
SE/CO 4 110 118 93 119 90
S 1 149 198
NE 5 57 17 29 42 50 50
N 1 53 42
*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 –
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.
UTE; fotovoltaicas – UFV; eólicas – UEE; e pequenas centrais
hidrelétricas - PCHs.
Para o PMO de dezembro de 2015, a oferta que sofreu maior impacto
foi a hidroelétrica. A UHE Baixo Iguaçu teve seu cronograma atrasado
de novembro de 2017 para junho de 2018 em função de novo
cronograma apresentado pelo seu empreendedor.
A oferta hidroelétrica continua sendo impactada pelo cronograma de
expansão da transmissão, representada no Gráfico 10 pela linha
tracejada verde. Além do atraso associado à transmissão das UHEs
Santo Antônio do rio madeira e Jirau, também é representado o atraso
associado à UHE Teles Pires.
Para este PMO, para a UHE Teles Pires, também é considerada a
emissão da Carta Precatória Cível nº 652/2015, que determina que não
sejam realizados testes de comissionamento das UGs da UHE Teles
Pires ou, seja dado início à operação definitiva das UGs, sem antes
implantar sistema (provisório ou definitivo) anticardume. Assim, estas
unidades foram consideradas disponíveis apenas a partir de fevereiro
de 2016.
Gráfico 10 – Oferta de usinas hidroelétricas
Carga
A carga considerada no horizonte do NEWAVE para o PMO de dezembro
sofreu redução nos dois primeiros meses do horizonte de estudos, uma
vez que ocorre a compatibilização dos dados com o DECOMP. Esta
redução é ilustrada no Gráfico 11.
5 Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico – órgão que coordena
reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação comercial
das usinas.
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Gráfico 11 – 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 – 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 12 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo
modelo Decomp:
Gráfico 12 – Energia armazenada no SIN
O processamento do Decomp na semana anterior indicava
armazenamento de 26,93% (Energia Armazenada de 78.276 MWmês)
no SIN para o início desta semana. O nível realizado foi 28,18%
(Energia Armazenada de 81.936 MWmês), verificando-se uma
diferença positiva de 3.660 MW/mês. A Tabela 5 ilustra o nível de
armazenamento por submercado:
6Custo Marginal de Operação - custo do recurso para atendimento a
Tabela 5 – EARM (MWmês) prevista e realizada para a primeira semana
operativa de dezembro
Submercado RV0 dez - previsto
(MWmês)
RV0 – dez - realizado
(MWmês)
Diferença
(MWmês)
SE/CO 54.078 56.924 2.846
S 18.661 19.319 658
NE 2.642 2.642 0
N 2.895 3.051 156
Carga
O Gráfico 13 apresenta a variação da carga prevista para a primeira
semana de dezembro:
Gráfico 13 - 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 dezembro.
Tabela 6 – Carga (MWmédios)
SE/CO S NE N
- 748 - 294 - 208 + 36
Oferta e demanda
O Gráfico 14, o Gráfico 15 e o Gráfico 16 apresentam as curvas de
oferta e demanda do SIN, para a primeira semana de dezembro.
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.
um acréscimo marginal de demanda.
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Gráfico 14 - Oferta e demanda de energia dos submercados Sudeste/Sul
Gráfico 15 - Oferta e demanda de energia do submercado Nordeste
Gráfico 16 - Oferta e demanda de energia do submercado Norte
Estimativa de ESS – nov e dez de 2015
O Gráfico 17 mostra a estimativa de Encargos de Serviços do Sistema
– ESS, por tipo de despacho para o mês de novembro:
Gráfico 17 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de
novembro
O Gráfico 18 apresenta a expectativa de ESS, por submercado, para o
mês de novembro:
Gráfico 18 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de
novembro
O Gráfico 19 traz a previsão de ESS, por tipo de despacho, para o mês
de dezembro:
Gráfico 19 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês
de dezembro
O Gráfico 20 apresenta a estimativa de ESS por submercado para o
mês de dezembro:
Gráfico 20 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de
dezembro
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Os valores previstos para o período de 1º a 27 de novembro 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 novembro a 25 de dezembro foi
calculada a partir da programação de despacho termelétrico, por
razões elétricas e da geração termelétrica indicada pelo modelo
Decomp da revisão 0 de dezembro. O ESS referente à segurança
energética foi estimado considerando as usinas cujo CVU é superior ao
CMO.
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 17 e no Gráfico 18
resultam na expectativa de R$ 608 milhões em encargos para o mês
de novembro, sendo que R$ 479 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, 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.
O Gráfico 21 apresenta a estimativa de custos devido ao descolamento
entre CMO e PLD, por submercado, para o mês de novembro:
Gráfico 21 – Estimativa de Custos por submercado para o mês de novembro
A consolidação dos valores apresentados no Gráfico 21 resulta em uma
estimativa de aproximadamente R$ 54.000 em custos, devido ao
descolamento entre CMO e PLD para o mês de novembro.
O Gráfico 22 ilustra a previsão de custos decorrentes do descolamento
entre CMO e PLD para dezembro de 2015.
Gráfico 22 - Estimativa de Custos por submercado para o mês de dezembro
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 23 apresenta a previsão da geração hidráulica das usinas
participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada
para setembro, outubro e novembro de 2015. Para o mês de setembro,
essa estimativa é exibida em base semanal.
No período de 1º a 26 de novembro de 2015, as informações de
geração hidráulica foram obtidos a partir dos dados do
Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado
diariamente pelo ONS. O período de 27 de novembro a 31 de dezembro
tiveram os valores de geração hidráulica definidos a partir da revisão
0 do Decomp de dezembro de 2015, levando em consideração uma
estimativa 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.
Já as garantias físicas sazonalizadas, de outubro e novembro, foram
estimadas a partir da planilha com dados mensais consolidados do
InfoMercado (“InfoMercado – Dados Gerais 2015”), publicada no dia
11 de novembro de 2015. Os valores correspondem, respectivamente,
a 46.146 MWmédios e 46.319 MWmédios, e 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 2015, no
perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião do DMSE de
novembro deste ano.
Gráfico 23 – Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e garantia física sazonalizada
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O Gráfico 24 traz o valor consolidado do fator de ajuste do MRE para o
mês de setembro e a previsão para outubro e novembro de 2015.
Gráfico 24 – Estimativa do fator de ajuste do MRE
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 25, o Gráfico 26, o Gráfico 27 e o Gráfico 28 ilustram os PLDs
projetados para o período de dezembro de 2015 a janeiro de 2017
valendo-se dessa nova topologia a partir de janeiro de 2016.
Além da projeção do PLD, considerando a metodologia desenvolvida
pela CCEE e o despacho térmico das UTEs com CVU até R$ 600/MWh
(seguindo o aprovado pelo CMSE), os gráficos também ilustram a
projeção do PLD considerando a pior série do histórico de ENA para o
SIN (de novembro de 1952 a dezembro de 1953) 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 P10% para
o período e 25% de chance do PLD estar acima da curva laranja P25%
para o período.
Gráfico 25 – Projeção do PLD do Sudeste
Gráfico 26 – Projeção do PLD do Sul
Gráfico 27 – Projeção do PLD do Nordeste
Gráfico 28 – Projeção do PLD do Norte
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.
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Projeção do PLD - SE/CO
Série Média 2015(R$/MWh)
Média 2016(R$/MWh)
Projeção do PLD 293 37
P10% 296 203
P25% 292 127
Pior Série Histórica 294 356
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R$
/MW
h
Projeção do PLD - S
Série Média 2015(R$/MWh)
Média 2016(R$/MWh)
Projeção do PLD 288 37
P10% 291 209
P25% 287 129
Pior Série Histórica 289 356
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Projeção do PLD - NE
Série Média 2015(R$/MWh)
Média 2016(R$/MWh)
Projeção do PLD 300 109
P10% 303 202
P25% 299 127
Pior Série Histórica 301 356
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R$
/MW
h
Projeção do PLD - N
Série Média 2015(R$/MWh)
Média 2016(R$/MWh)
Projeção do PLD 252 37
P10% 254 182
P25% 251 112
Pior Série Histórica 252 356
SE/CO 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
Projeção do PLD 183 98 48 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Pior Série Histórica 187 391 423 423 340 423 423 423 423 384 277 194 154 231
S 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
Projeção do PLD 183 98 48 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Pior Série Histórica 187 391 423 423 340 423 423 423 423 384 277 194 154 231
NE 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
Projeção do PLD 183 252 342 252 131 122 30 30 30 30 30 30 30 131
Pior Série Histórica 187 391 423 423 340 423 423 423 423 384 277 194 154 231
N 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
Projeção do PLD 183 98 48 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Pior Série Histórica 187 391 423 423 340 423 423 423 423 384 277 194 154 30
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Dezembro/2015 - Semana 1
O conteúdo desta publicação foi produzido pela CCEE com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva
dos agentes 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, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e
sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
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ANEXO 1
Evolução da Garantia Física (MWmédio)
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Dezembro/2015 - Semana 1
O conteúdo desta publicação foi produzido pela CCEE com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva
dos agentes 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, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e
sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.
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O anexo ilustra a evolução da garantia física ao longo do horizonte do Newave, de 2015 a 2019.
Os dados de UHE não consideram as garantias físicas das Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs.
As informações de UTE consideram as garantias físicas das usinas movidas à biomassa.
Os dados referentes à garantia física em operação comercial foram extraídos do Boletim de Operação das Usinas nº 14/2014, disponível no site
da CCEE, e consideram o valor estabelecido em ato regulatório e o fator de operação comercial referente à contabilização de dezembro de 2014.
A partir de janeiro de 2015, 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.