Nº 123 – 1ª semana de fevereiro/2014
www.ccee.org.br
O Info PLD 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.
Análise PLD - 1ª semana operativa de fevereiro
A tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 01 a 07 de
fevereiro de 2014:
Tabela 1 – PLD (em R$/MWh)
Patamar de carga
SE/CO
S
NE
N
pesada
822,83
822,83
822,83
822,83
média
822,83
822,83
822,83
822,83
leve
822,83
822,83
822,83
822,83
média semanal
822,83
822,83
822,83
0800 10 00 08
A situação atual do sistema, que será descrita nos próximos itens
deste boletim, levou o Custo Marginal de Operação – CMO de todos
os submercados à valores acima do preço máximo em todos os
patamares. Considerando que o PLD é calculado com base no CMO,
limitado pelos preços mínimos e máximos homologados pela Aneel,
os PLDs de todos os submercados foram fixados em seu valor
máximo de 2014, R$ 822,83/MWh (Resolução Homologatória
1.667/13 da Aneel).
Com o objetivo de explicar o impacto da atualização de todas as
variáveis na variação do PLD, além de ilustrar a variação do PLD,
também será ilustrada a variação do CMO, uma vez que a atualização
de algumas variáveis causou impacto apenas no CMO (variações que
levaram o PLD à valores acima do máximo estipulado). Destacamos
que os valores de CMO demonstrados foram obtidos do deck utilizado
para o cálculo do PLD.
A variação ilustrada na tabela 2 pode ser decomposta de forma a
identificar os fatores com influência predominante na alteração do
CMO e do PLD, conforme ilustra os gráficos 2 e 3.
1.200
1.100
1.019,80
1.000
1.019,80
1.023,20
1.017,56
1.017,56
1.056,61
1.023,20
1.063,69
1.063,69
1.056,61
900
822,83
800
683,46
As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, à previsão
de afluências no país – estimativa do volume de água que deve
chegar, futuramente, aos reservatórios.
O gráfico 1 ilustra a evolução do PLD no submercado Sudeste:
R$/MWh
700
683,46
600
500
400
484,43
444,43
445,52
444,43
445,52
300
200
100
900
822,83
0
800
700
Gráfico 2 – Decomposição da variação do CMO para os submercados Sudeste e
Sul
R$/MWh
600
500
378,22
400
300
263,09
200
166,69
135,43
97,36
100
0
13,25
19,03
70,28
67,31
28,95
38,73
Preço Médio Anual
29,42
Preço Médio Mensal
PLD Médio Semanal
Gráfico 1 – Evolução do PLD no Sudeste/C. Oeste (em R$/MWh)
A tabela 2 apresenta a comparação entre os preços médios da quinta
semana de janeiro e a primeira semana de fevereiro de 2014.
Tabela 2 – Comparação entre o PLD médio da quinta semana de novembro e
da primeira semana de dezembro de 2013 (em R$/MWh)
PLD
Submercado
5ª Sem – Jan/14
1ª Sem – Fev/14
SE/CO
484,43
822,83
S
484,43
822,83
NE
486,59
822,83
N
484,43
822,83
Os limites de intercâmbio de energia (máximo de energia que cada
submercado pode exportar ou importar) entre os submercados não
foram atingidos e os preços médios da primeira semana de fevereiro
de 2014 ficaram equalizados/iguais em todos os submercados, em R$
822,83 MW/h.
O horizonte de estudo do modelo Decomp compreende dois meses. A
partir do segundo mês as informações associadas ao valor da água
são obtidas por meio de uma consulta ao modelo Newave - conhecida
como acoplamento entre os modelos Newave e Decomp. A troca do
ponto de acoplamento praticamente não causou impacto no cálculo
dos preços médios, o que é demonstrado no passo “NW –
Acoplamento M+1” do gráfico 2.
As energias afluentes passadas consideradas para a construção da
função de custo futuro de fevereiro de 2014, estão menos otimistas
do que as consideradas na construção da função de janeiro de 2014
para os submercados Sudeste e Nordeste. Aliada a redução das
afluências passadas, a redução da oferta de energia proveniente de
empreendimentos hidráulicos, térmicos e eólicos também encareceu
a novo função de custo futuro, causando elevação de
aproximadamente R$ 240/MWh nos preços médios dos submercados
Sudeste e Sul. Este impacto é ilustrado no passo “NW – FCF
Fevereiro” (gráfico 2).
A redução das afluências previstas para a primeira semana de
fevereiro nos submercados Sudeste, Sul e Nordeste ocasionou a
elevação dos preços médios e provocou um impacto de
aproximadamente R$ 336/MWh no PLD da primeira semana operativa
de fevereiro.
A previsão de manutenção das altas temperaturas e conseqüente
elevação da carga, provocou elevação de cerca de R$ 33/MWh nos
preços médios.
A atualização das demais variáveis
significativos na variação dos CMOs.
não
ocasionou
impactos
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Fevereiro/2014 - Semana 1
Analisando o ilustrado no gráfico 3 a seguir se nota que a atualização
das vazões previstas já levou os preços médios de Sudeste e Sul ao
seu patamar máximo.
1.200
Considerando a utilização de uma FCF mais otimista para o Norte,
construída com base em energias passadas mais otimistas do que as
consideradas em janeiro e níveis de armazenamento superiores ao
utilizados no mês anterior, a atualização da função provocou redução
de cerca de R$ 40/MWh nos preços médios deste submercado.
1.100
1.000
900
822,83
822,83
822,83
822,83
822,83
800
R$/MWh
683,46
600
500
822,83
683,46
700
Ao contrário dos demais submercados, as afluências previstas para a
primeira semana de fevereiro no Norte estão mais otimistas e a
atualização deste variável ocasionou a redução dos preços médios e
provocou um impacto de aproximadamente R$ 42/MWh no PLD da
primeira semana operativa de fevereiro de 2014.
484,43
444,43
445,52
444,43
400
A redução do fator de disponibilidade de Tucuruí provocou a redução
da geração desta usina e conseqüente envio de energia para os
demais submercados. A redução do envio de energia para o nordeste
fez com que os limites de intercâmbio de energia entre estes
submercados não fossem mais atingidos e seus preços se
equalizassem.
445,52
300
200
100
0
Gráfico 3 – Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e
Sul
Os gráficos 4 e 5 ilustram respectivamente as variações nos PLDs de
Nordeste e Norte. Considerando que a diferença entre o CMO e o PLD
destes submercados não foi considerável (R$ 841,2/MWh frente os
R$ 822,83/MWh do preço máximo) apresentaremos apenas as
variações verificadas no PLD.
1.200
1.100
Newave
O modelo Newave estima o custo futuro da energia e traduz 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.
1.000
900
822,83
800
682,58
R$/MWh
700
682,58
600
500
486,59
822,83
822,83
822,83
726,76
O gráfico 6 ilustra a evolução do armazenamento dos últimos três
anos para a região Sudeste e os valores dos armazenamentos
mínimos e máximos atingidos nesta região desde o ano 2000.
491,53
491,53
400
278,89
300
310,38
278,89
200
316,69
310,38
Armazenamento inicial
726,76
316,69
100
Limites de armazenamento - 13 anos
100
Média
2012
2013
2014
90
0
80
Gráfico 4 – Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste
Assim como ocorrido em Sudeste e Sul, a troca do ponto de
acoplamento praticamente não causou impacto na variação do PLD do
Nordeste. A atualização das demais variáveis, que consideraram a
redução das afluências previstas e atualização dos dados de CVU das
usinas provocou elevação do preço médio levando-o ao seu patamar
máximo.
Armazenamento - %
70
60
50
41,1
40
30
20
10
0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
1.200
1.100
Gráfico 6 – Energia armazenada no submercado Sudeste/C. Oeste
1.000
900
822,83
800
822,83
726,76
700
R$/MWh
822,83
822,83
726,76
600
500
484,43
400
300
200
100
207,34
207,34
172,72
172,72
168,14
168,14
125,23
125,23
125,23
125,23
0
Gráfico 5 – Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte
Analisando o gráfico 6 é possível observar a recuperação do
reservatório equivalente do Sudeste ao longo do ano de 2013. Esta
recuperação se deu por conta do despacho térmico adicional
motivado por segurança energética verificado até agosto de 2013 e
da melhoria nas condições hidrológicas verificadas no final deste ano.
Destaca-se o nível de armazenamento de 41,1% indicado no gráfico
6, que está 6,9% acima do nível observado neste mesmo mês no ano
de 2013. Para os demais submercados os níveis se encontram cerca
de 11% acima do verificado ao final de janeiro de 2013.
O gráfico 6 foi construído com base nos dados do Informativo
Preliminar Diário da Operação - IPDO, disponibilizado diariamente
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.
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.
2
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Fevereiro/2014 - Semana 1
A tabela 3 mostra, em percentual do volume máximo,
armazenamento
inicial
utilizado
por
submercado
para
processamento do modelo Newave:
o
o
12.000
10.000
8.000
SE/CO
S
NE
N
41,1
59,3
42,7
60,4
MW médio
Tabela 3 – Armazenamento inicial do Newave (em %)
6.000
4.000
2.000
0
Tendência hidrológica
As Energias Naturais Afluentes - ENAs1 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
fevereiro, bem como o valor médio dos cenários gerados para este
mês. As ENAs realizadas em janeiro e consideradas para a construção
dos cenários para fevereiro de 2014 estão acima da MLT apenas para
os submercados Sul e Norte. Os cenários gerados para o Norte
ficaram próximos à média enquanto que os gerados para o Sul
ficaram acima da média.
Tabela 4 – ENAs passadas (em % da MLT)
Submercado
Ordem
Previsão
PAR (p)
Fev
Jan
Dez
SE/CO
1
73
54
S
1
127
143
NE
2
80
77
84
N
4
96
102
96
Nov
Out
Set
Ago
Of erta PMO Janeiro/14
Of erta PMO Fevereiro/14
Gráfico 7 – Oferta de usinas hidráulicas
A lista de todas as alterações no cronograma de entrada em operação
comercial pode ser obtida nas apresentações do Programa Mensal de
Operação - PMO, disponibilizadas no site do ONS.
Decomp
O modelo Decomp é utilizado para determinar o despacho de geração
que minimiza o custo total de operação ao longo do período de
planejamento. Um de seus resultados é o Custo Marginal de
Operação - CMO5 que, limitado por um piso e um teto, origina o PLD.
Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se o
armazenamento inicial e a Energia Natural Afluente - ENA média para
acoplamento com o Newave.
85
78
Armazenamento inicial
2
*A ordem do PAR(p) indica o número de meses passados que influenciam na
obtenção dos cenários de ENAs.
Cronograma da expansão
O gráfico 8 ilustra o armazenamento inicial no SIN considerado pelo
modelo Decomp:
46
Com base no cronograma dos empreendimentos – licenciamentos,
obras e financiamentos -, o Departamento de Monitoramento do
Sistema Elétrico - DMSE3 revisa mensalmente os cronogramas de
entrada em operação comercial das usinas hidroelétricas - UHE,
termelétricas - UTE, eólicas – UEE e Pequenas Centrais Hidrelétricas PCHs.
Previsto
Realizado
% EARM Máxima
45
A principal alteração em relação à oferta considerada no Programa
Mensal de Operação - PMO4 de janeiro de 2014 foi a consideração, a
partir de 2018 da oferta proveniente do Leilão A-5 de 13/12/2013.
43,9
44
44,1
43,6
43
42
As alterações mais significativas foram observadas na oferta das
usinas hidráulicas.
Gráfico 8 – Energia armazenada no SIN
Os atrasos observados no início do horizonte do Gráfico 7, se referem
à adequação das datas de entrada em operação comercial das usinas
Santo Antônio do rio Madeira e Jirau ao cronograma de seus
empreendedores. A elevação da oferta no final do horizonte de
gráfico se refere a consideração da UHE São Manuel a partir de
janeiro de 2018 (Leilão A - 5 de 13/12/2013).
1
Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a
cada usina pela sua produtibilidade média.
2
PAR(p) - modelo autorregressivo periódico de ordem p.
3
Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico – órgão que
coordena reunião mensal para revisão do cronograma de entrada em operação
comercial das usinas.
4
Programa Mensal de Operação - reunião realizada pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico - ONS onde são estabelecidas as diretrizes eletroenergéticas
de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e
transmissão do Sistema Interligado Nacional - SIN.
O processamento do Decomp na semana anterior indicava um nível
de
armazenamento
de
43,9%
(Energia
Armazenada
127.597 MWmês) no SIN para o início desta semana. O
armazenamento inicial efetivamente utilizado foi de 43,6% (Energia
Armazenada 126.838 MWmês) da energia armazenável máxima. Esta
diferença corresponde a uma redução de 759 MWmês de oferta
hidráulica no SIN. A tabela 5 ilustra o nível de armazenamento por
submercado:
5
Custo Marginal de Operação – custo do recurso para atendimento a um
acréscimo marginal de demanda.
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.
3
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Fevereiro/2014 - Semana 1
Tabela 5 – EARM prevista e realizada para a primeira semana de Fevereiro
RV0 – Fev - Previsto
RV0 – Fev - Realizado
Diferença
(MWmês)
(MWmês)
(MWmês)
SE
84.256
83.778
-478
S
11.978
11.818
-160
NE
22.174
22.122
-52
N
9.189
9.120
-69
Sudeste
5
Sul
Nordeste
Norte
4
3
mi R$
Submercado
O gráfico 12 apresenta a estimativa de ESS por submercado:
2
Estimativa de ESS – Janeiro de 2014
1
O gráfico 9 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do
Sistema - ESS por razão de despacho:
0
0,27
1 a 7 fev
Restrições Elétricas
110
100
15 a 21 fev
22 a 28 fev
A previsão realizada para o período de 1 a 7 de fevereiro foi calculada
a partir da programação de despacho termelétrico por razões
elétricas indicada no deck de dados do modelo Decomp.
90
80
70
mi R$
8 a 14 fev
Gráfico 12 – Previsão de ESS para o SIN por submercado – Fevereiro de 2014
Segurança Energética
60
99,21
101,86
50
91,58
40
70,74
30
A tabela 6 ilustra as usinas com despacho programado por restrição
elétrica para a primeira semana de fevereiro de 2014.
20
Tabela 6 – Usinas com despacho por restrição elétrica programado para
a primeira semana operativa de fevereiro de 2014
10
0
4,84
1 a 3 Jan
4 a 10 Jan
11 a 17 Jan
18 a 24 Jan
25 a 31 Jan
Gráfico 9 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho – Janeiro de
2014
O gráfico 10 apresenta a estimativa de ESS por submercado:
Sudeste
110
Sul
Nordeste
Norte
100
0,06
Camaçari MI
Despacho
Programado
(MW médio)
5
Camaçari PI
5
844,26
Potiguar III
3
1.021,69
Potiguar
3
Nome
TOTAL
90
CVU
(R$/MWh)
Motivo
844,26
1.021,71
Restrições
Elétricas
MW médios
*Valores médios ponderados
80
mi R$
70
60
93,06
89,07
50
88,14
59,94
40
30
20
10
0
3,80
1 a 3 Jan
1,04
2,88
5,92
6,32
3,45
4 a 10 Jan
11 a 17 Jan
3,76
18 a 24 Jan
3,07
7,73
25 a 31 Jan
Gráfico 10 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado – Janeiro de 2014
Os valores estimados para o período de 1 a 31 de janeiro de 2014
foram obtidos a partir dos dados do Informativo Preliminar Diário da
Operação - IPDO, disponibilizado diariamente pelo ONS.
Previsão de ESS – Fevereiro de 2014
O gráfico 11 apresenta a previsão de Encargos de Serviços do
Sistema - ESS por razão de despacho:
Restrições Elétricas
5
Segurança Energética
4
mi R$
3
2
1
0
0,27
1 a 7 fev
8 a 14 fev
15 a 21 fev
22 a 28 fev
Gráfico 11 – Previsão de ESS para o SIN por razão de despacho – Fevereiro de
2014
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
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