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PLD (Preço de Liquidação das Diferenças)
Fonte: PLD: CCEE / PLD médio: PONDERAÇÃO COMERC
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda pelas semanas restantes de julho de 2015.
Fonte: PLD – CCEE e CMO – ONS
Na primeira semana de julho, o Custo Marginal de Operação (CMO) passou de
R$361,45/MWh para R$378,05/MWh no Nordeste e de R$361,45/MWh para
R$374,24/MWh para os outros submercados, em relação à quarta semana de junho.
Na CCEE, os valores permaneceram equalizados.
Nível de reservatórios: fechamento de junho
Fonte: ONS
Atualizado em: 26/06/2015
Em junho, o nível dos reservatórios manteve-se praticamente estável em todos os
submercados, com exceção do Sul, teve sua energia armazenada ao longo de
junho, passando de 36,9% para 61,1%.
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Fonte: ONS
Confirmando o gráfico semanal de armazenamento, a maior variação entre o início
e o término de junho ocorreu na região Sul, com 25,2 pontos percentuais. As
regiões Nordeste e Norte sofreram deplecionamento e o Sudeste subiu 0,3p.p., de
acordo com a previsão de término do mês divulgado pelo ONS no último PMO.
O gráfico abaixo apresenta o nível dos reservatórios no mês de junho dos últimos
15 anos:
Fonte: ONS
Atualizado em: 29/06/2015
A situação segue crítica nos submercados Sudeste e Nordeste, responsáveis por 88%
da capacidade de armazenamento máxima do país. O Sudeste está com um
acumulado próximo ao registrado no mesmo período do ano passado. O Nordeste
permanece com níveis muito próximos ao observado em 2001 – uma diferença de
apenas 1,1 ponto percentual.
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Previsão de vazão para julho é positiva para o Sul
Fonte: ONS
Para o mês de julho 2015, o ONS estima que a ENA fique abaixo da Média de Longo
Prazo (MLT) para todos os submercados, exceto o Sul. O pior cenário é na região
Nordeste, com 52% da MLT.
Os valores previstos acima são denominados de “Valor Esperado”. O ONS também
calcula outros dois cenários para analisar a variação do CMO:


“Limite Inferior” com vazões menores e, por consequência, CMO mais
elevado.
“Limite Superior” com vazões maiores, menor demanda térmica e CMO
menor.
Legenda:
LS – Limite Superior
VE – Valor Esperado
LI – Limite Inferior
Fonte: ONS
O submercado com a maior variação é o Sul, cuja amplitude entre o Limite Inferior
e o Superior é de quase 220%. O de menor amplitude é o Nordeste, variando apenas
10% entre os dois limites.
A análise de sensibilidade com base nos três cenários de vazão resulta nos CMOs
demonstrados abaixo, para a próxima semana:
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Fonte: ONS
No pior cenário (Limite Inferior de vazão), o CMO pode chegar a
R$468/MWh. Neste caso, o PLD retornaria ao preço teto de R$388,48/MWh.
Análise do crescimento anual da capacidade instalada
desde 2001
Fonte: ANEEL
Obs: 2015 é representado pelos valores do primeiro trimestre do ano.
O gráfico traz a análise da capacidade instalada entre 2001 e 2015.

Em 2002 e 2004, houve o maior aumento na capacidade instalada, com
5.438 MW e 6.871 MW, respectivamente.

Entretanto, em números absolutos, 2014 foi o ano que registrou o maior
acréscimo da potência instalada, com a adição ao SIN de 6.880 MW em
comparação com 2013. Como pode ser visto no gráfico abaixo:
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Fonte: ANEEL
Obs: 2015 é representado pelos valores do primeiro trimestre do ano.
Na análise do primeiro semestre de 2015, por submercado e suas respectivas
fontes, observa-se que o Sudeste tem mais do que o dobro da capacidade instalada
em relação ao segundo maior submercado, o Nordeste – uma diferença de quase
34.000 MW.
A região Sudeste possui principalmente usinas hidrelétricas (UHE) e térmicas (UTE).
Porém, o parque eólico do Nordeste é quase 200 vezes maior que o do Sudeste,
com uma capacidade instalada de 4.568 MW contra 28 MW do Sudeste.
O Sul é o terceiro maior submercado em capacidade de geração hidrelétrica, com
21.946 MW.
Fonte: ANEEL
Na análise da capacidade instalada por Estado, São Paulo é a unidade federal com
maior capacidade instalada, cerca de 22.400 MW, ou 16,5% da capacidade total do
país, conforme demonstra o gráfico abaixo:
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Fonte: ANEEL
Atualizado em: 1º trimestre de 2015
Geração eólica segue em alta no Nordeste e no Sul em
junho de 2015
Fonte: ONS
O gráfico acima traz uma análise da geração de energia eólica durante o mês de
junho, em que se percebe a variação na geração desta fonte durante o período. A
variação máxima da geração eólica em junho foi de 534 MWmédios para o Nordeste
e 464 MWmédios no Sul.
O que chamou a atenção, em junho, foi a geração eólica máxima observada no dia
20 de junho, com 2.263 MW médios no Nordeste. Esta geração representou quase a
metade da capacidade instalada da região, de 4.658 MW, o maior potencial eólico
do Brasil (conforme post anterior).
A geração eólica representa apenas 4,5% da matriz energética brasileira. No
entanto, o avanço da tecnologia torna esse tipo de fonte uma alternativa de longo
prazo para a diversificação da matriz energética.
Meteorologia da Semana 20/6 a 26/6/2015
A figura 1 mostra o comparativo entre os valores da precipitação prevista,
observada, normal climática para o período de 1981 a 2010 e a porcentagem do
desvio em relação à climatologia para a semana de 20/6 a 26/6/2015.
A previsão de precipitação do modelo ETA (figura 1a), em comparação com a
precipitação observada (figura 1b), mostrou-se similar nas regiões Norte, Sudeste,
Centro-Oeste e Nordeste. O destaque foi a região sul, onde a precipitação foi
superestimada tanto espacial quanto quantitativamente. A exceção foram alguns
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núcleos (figura 1d) que apresentaram valor acima de 200% do considerado normal
(figura 1c).
Figura 1:
Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema
(CPTEC/INPE/ONS) e Climate Prediction Center/National Centers for Environmental Prediction/National Oceanic and Atmospheric
Administration (CPC/NCEP/NOAA).
A figura 2 mostra as previsões de precipitação feitas pelos modelos ETA
(CPTEC/INPE/ONS), figura 2a, e COSMO (INMET), figura 2b, para semana operativa
de 27/6 a 3/7/2015. A figura 3 mostra a normal climática de 1981 a 2010 (OMM)
para mesma semana operativa.
Para a atual semana operativa, os modelos ETA e COSMO trazem a previsão de
baixa precipitação na maior parte das regiões Norte, Nordeste, Sudeste e CentroOeste (figuras 2a e 2b). A previsão para o Sul mostra totais de precipitação
significativos em ambos os modelos. Se comparadas as previsões ao esperado para
a semana operativa (figura 3), nota-se que os valores previstos estão na média
esperada para a semana.
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Figura 2:
Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema
(CPTEC/INPE/ONS) e Instituto Nacional de Meteorologia (INMET).
Figura 3:
Fonte: Organização Meteorológica Mundial (OMM) e Climate Prediction
Prediction/National Oceanic and Atmospheric Administration (CPC/NCEP/NOAA).
Center/National
Centers
for
Environmental
Legenda:
Figura 1: Mapas de precipitação para semana de 20/6 a 26/6/2015, em (a)
precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE/ONS), em (b)
precipitação acumulada observada para semana, em (c) normal climática (1981 a
2010) para a semana e em (d) porcentagem do desvio em relação a normal
climática (CPC/NOAA).
Figura 2: Precipitação acumulada prevista pelos modelos em (a) ETA 40 km
(CPTEC/INPE/ONS) e (b) COSMO 7 km (INMET) para o período de 27/6 a 3/7/2015.
Figura 3: Normal climática de 1981 a 2010 (OMM) para a semana operativa do ONS
de 27/6 a 3/7/2015.
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Energia em pílulas
ANEEL aprova os novos valores para o reajuste periódico da distribuidora
Eletropaulo
Também foram aprovadas as novas tarifas para as seguintes distribuidoras:
 Muxenergia
 Hidropan
 Eletrocar
 Energisa Tocantis
 Oito cooperativas que atendem RS e o PR
Para ler o Glossário de Termos, clique aqui
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