Embed Size (px)
Citation preview
www.ccee.org.br Nº 226 – 5ª semana de janeiro/2016 0800 10 00 08
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; e a expectativa dos custos devido ao
descolamento entre o Custo Marginal da Operação – CMO e o PLD,
além da estimativa do fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de
Energia - MRE.
Análise PLD – 5ª semana operativa de janeiro
A Tabela 1 apresenta o PLD válido para o período de 23 a 29 de janeiro
de 2016.
Tabela 1 – PLD (em R$/MWh)
Patamar de carga SE/CO S NE N
Pesada 30,25 30,25 314,63 30,25
Média 30,25 30,25 314,63 30,25
Leve 30,25 30,25 286,47 30,25
Média semanal 30,25 30,25 304,41 30,25
A Tabela 2 traz a comparação entre o PLD médio da quarta e da quinta
semana de janeiro:
Tabela 2 - Comparação entre o PLD médio da quarta e da quinta semana de
janeiro (em R$/MWh)
Submercado PLD
3ª sem - jan 4ª sem - jan Variação %
SE/CO 35,76 30,25 0%
S 35,76 30,25 0%
NE 309,97 304,41 -2%
N 85,28 30,25 0%
As variações do Preço de Liquidação das Diferenças – 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$/MWh)
O Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para o período de 23 a 29
de janeiro permanece em R$ 30,25/MWh nos submercados
Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, que corresponde ao valor mínimo
estabelecido pela ANEEL para 2016 nos submercados Sudeste/Centro-
Oeste, Sul e Norte. O PLD do Nordeste caiu 2% em relação ao valor da
última semana, passando de R$ 309,97/MWh para R$ 304,41/MWh.
As afluências projetadas para o Sistema em janeiro foram revistas de
110% para 107% da Média de Longo Termo - MLT. A redução é
esperada nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (126% para 123%
da MLT) e Sul (216% para 207% da MLT), ainda acima da média
histórica para o período. Já as ENAs previstas para o Nordeste foram
elevadas de 35% para 38%, enquanto no Norte permanecem em 39%
da MLT, mesmo índice da semana anterior.
As previsões refletem o deslocamento do fenômeno ZCAS (Zona de
Convergência do Atlântico Sul) das regiões Sul e Sudeste para as
regiões Norte e Nordeste do país, elevando o volume de afluências
nessas localidades.
Os limites de recebimento de energia do Nordeste continuam sendo
atingidos e o preço deste submercado fica diferente aos demais. Em
razão da expectativa de elevação das afluências em todo o país, há
redução no recebimento de energia do Sudeste pelo Sul e no envio de
energia do Sudeste para o Norte, de forma que os limites de
intercâmbio entre estes submercados deixam de ser atingidos,
resultando na equalização dos preços.
A análise também indica que os níveis de armazenamento esperados
para os reservatórios do SIN ficaram cerca de 6.500 MWmédios além
da expectativa, com elevação registrada em todos os submercados,
especialmente no Sudeste (+4.900 MWmédios). Nas demais regiões,
o acréscimo provocado pelo aumento nas afluências foi de 100
MWmédios no Sul, 850 MWmédios no Nordeste e 650 MWmédios no
Norte.
Já a carga de energia do SIN prevista para a quinta semana do mês foi
reduzida em 700 MWmédios frente à semana anterior. A redução
concentra-se no Sudeste (-1.000 MWmédios) e no Nordeste (-100
MWmédios). Houve elevação na carga prevista para o Sul (+300
MWmédios), permanecendo sem alterações na região Norte.
O fator de ajuste do MRE esperado para janeiro é de 78,5%, enquanto
a previsão dos Encargos de Serviços do Sistema – ESS são de R$ 871
milhões, sendo R$ 753 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 ilustra as mudanças no preço
dos submercados Sudeste e Sul.
Gráfico 2 – Decomposição da variação do PLD para os submercados Sudeste e
Sul
O Gráfico 3 ilustra o impacto das alterações no submercado Nordeste.
12
5,1
6
39
5,7
3
37
,61
13
,25
19
,03
28
,95
67
,31
97
,36
13
5,4
3
38
,73
70
,28
29
,42
16
6,6
9 26
3,0
7
68
8,8
8
28
7,2
38
8,4
8
38
8,4
8
38
8,4
8
38
8,4
8
38
7,2
4
36
9,3
9
24
0,0
8
14
5,0
9
22
7,0
4
21
2,3
2
20
2,8
7
11
6,0
8
50
,59
46
,02
35
,76
30
,25
30
,25
0
100
200
300
400
500
600
700
800
R$
/M
Wh
Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal
20,97
18,79
18,91
18,16
14,90
14,94
14,41 14,41 14,41
30,25
0
10
20
30
40
50
60
R$
/M
Wh
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Janeiro/2016 - Semana 5
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
Gráfico 3 – Decomposição da variação do PLD para o submercado Nordeste
O Gráfico 4 ilustra as modificações no submercado Norte.
Gráfico 4 - Decomposição da variação do PLD para o submercado Norte
A manutenção do PLD no valor mínimo regulamentar de R$ 30,25/MWh
para o ano de 2016 se deve ao valor do Custo Marginal de Operação -
CMO calculado pela CCEE apresentar um valor inferior ao valor mínimo.
Deste modo, a análise para os submercados Sudeste/Centro-Oeste,
Sul e Norte serão realizados em relação este CMO.
O CMO da CCEE apresentou redução em relação a quarta semana de
janeiro, nos submercados Sudeste, Sul e Norte, devido à elevação nos
níveis de armazenamento em relação ao esperado na semana anterior,
em decorrência da manutenção do despacho térmico por segurança
energética e pela maior afluência verificada nesta semana. Outro fator
que impactou a redução foi a elevação na disponibilidade hidrelétrica,
proveniente principalmente pelo previsão de retorno em operação de
4 unidades geradoras da Fase 2 de Tucuruí, adicionando 1560MW de
potência no sistema para a próxima semana.
A redução na afluência prevista para o mês de janeiro, demonstrado
no passo “Vazões” dos gráficos de decomposição, impactou na
elevação do CMO da CCEE em torno de R$ 0,12/MWh no Sudeste e Sul,
de R$ 0,62/MWh no Norte e na redução de R$ 5,30/MWh no preço do
Nordeste.
A queda de 2% no preço do submercado Nordeste, verificada no
Gráfico 3, foi influenciada além da elevação na afluências esperadas,
pela redução da carga em 81 MWmed neste submercado para a
próxima semana, refletindo em uma redução de R$ 8,27/MWh sobre o
preço deste submercado.
Nos demais submercados, a previsão de carga totalizou uma redução
de 630 MWmed para a próxima semana, apresentando redução apenas
no Sudeste, de 960 MWmed, com impacto de redução no CMO de todos
estes submercados, sendo de R$ 0,53/MWh para o Sudeste e Sul e de
R$ 0,63 para o do Norte.
A atualização das demais variáveis não causou alterações significativas
no PLD dos submercados. Porém, como o preço da energia encontrou-
se abaixo do PLD mínimo de R$ 30,25/MWh, este valor foi adotado
para os submercados Sudeste, Sul e Norte para todos os patamares.
O Gráfico 5 ilustra a decomposição da variação entre o CMO e o PLD
para os submercados Sudeste e Sul:
Gráfico 5 – Decomposição da variação do CMO x PLD para os submercados
Sudeste e Sul
O Gráfico 6 traz a decomposição da variação entre o CMO e o PLD para
o submercado Nordeste:
Gráfico 6 – Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado
Nordeste
O Gráfico 7 apresenta a decomposição da variação entre o CMO e o
PLD para o submercado Norte:
309,97 315,27
309,97 309,97 309,97
312,68
304,41 304,41 304,41
304,41
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
R$
/M
Wh
NORDESTE
26,27
23,65
24,27
20,76
17,32
17,37
16,74 16,74 16,74
30,25
0
10
20
30
40
50
60
R$
/M
Wh
6,07
13,40 13,44 13,44 14,41 14,41 14,41 14,41 14,41
30,25
0
10
20
30
40
50
60
R$
/M
Wh
304,29 304,29 304,41 304,41 304,41 304,41 304,41 304,41 304,41 304,41
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
R$
/M
Wh
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Janeiro/2016 - Semana 5
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
Gráfico 7 - Decomposição da variação do CMO x PLD para o submercado 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 resultante do cálculo que considera as
restrições elétricas.
Ao analisar os gráficos 5, 6 e 7, observa-se que o PLD médio semanal
da quarta semana operativa de janeiro é superior ao CMO em todos os
submercados.
Os passos destes gráficos ilustram o efeito acumulado da
desconsideração das restrições elétricas. São elas:
Cortes (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);
RestNE (Despacho por razões elétricas do Nordeste);
RestSECO (Despacho por razões elétricas do Sudeste).
RestN (Restrição operativa da região Manaus).
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 CMO1 que, limitado por um
piso e um teto, origina o PLD.
Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a
Energia Natural Afluente – ENA2 média para acoplamento com o
Newave, o armazenamento inicial e a carga.
Energia Natural Afluente - ENA
Observa-se no Gráfico 8 que, devido ao início do período chuvoso, a
ENA do SIN verificada no mês de dezembro se manteve acima dos
70.000 MWmédios, elevando-se nas três primeiras semanas,
principalmente no Sul, em decorrência do fenômeno EL NIÑO.
1Custo Marginal da Operação - custo do recurso para atendimento a um acréscimo marginal de demanda.
Em janeiro de 2016, observou-se elevação das afluências ao longo das
quatro primeiras semanas, comportamento revisto na quinta semana
para um valor inferior ao da quarta semana.
Gráfico 8 – Variação da ENA de acoplamento do SIN – dezembro de 2015 e
janeiro de 2016
O Gráfico 9 apresenta a variação da ENA média do SIN, na quinta
semana operativa de janeiro.
Gráfico 9 – ENA de acoplamento média do SIN
A Tabela 3 traz a contribuição de cada um dos submercados para a
elevação da ENA média de acoplamento, considerada no horizonte do
Decomp.
Tabela 3 – ENA de acoplamento média no SIN (MWmédios)
SE/CO S NE N
- 13.863 - 656 + 1.162 + 27
2Energia Natural Afluente - soma dos produtos da vazão natural afluente a cada usina pela sua produtibilidade média.
7,56
15,65 15,66 15,66 16,76 16,76 16,76
16,74 16,74
30,25
0
10
20
30
40
50
60
R$
/M
Wh
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
sem
1
sem
2
sem
3
sem
4
sem
1
sem
2
sem
3
sem
4
sem
5
dez/15 jan/16
MW
méd
io
Sudeste Sul Nordeste Norte
74.742
88.709 89.349
94.94596.695
13.331
13.967
6405.596
15.081
88.709 89.349
94.945
110.026 110.026
25.000
35.000
45.000
55.000
65.000
75.000
85.000
95.000
105.000
115.000
Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5
MW
med
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Janeiro/2016 - Semana 5
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.
4
Armazenamento inicial
O Gráfico 10 ilustra o armazenamento inicial no SIN estimado pelo
modelo Decomp:
Gráfico 10 – Energia armazenada no SIN
O processamento do Decomp da 4ª semana de janeiro indicava nível
de armazenamento de 35,38% (Energia Armazenada de 102.856
MWmês), no SIN, para o início desta semana. Contudo, o valor
verificado foi de 37,61% (Energia Armazenada de 109.340 MWmês), o
que representa uma diferença positiva de 6.484 MWmês. A Tabela 4
traz os níveis de armazenamento por submercado:
Tabela 4 – EARM (MWmês) prevista e realizada para a quinta semana operativa
de janeiro
Submercado RV4 jan - previsto
(MWmês)
RV4 jan - realizado
(MWmês)
Diferença
(MWmês)
SE/CO 77.457 82.336 + 4.879
S 18.661 18.780 + 119
NE 4.093 4.922 + 829
N 2.645 3.302 + 657
Carga
O Gráfico 11 ilustra a variação da carga prevista para a quinta semana
de janeiro:
Gráfico 11 – Carga no SIN
A Tabela 5 traz a variação da carga do sistema considerada na quinta
semana de janeiro. A expectativa da carga apresentou elevação de 712
MWmédios em relação ao que havia sido previsto na semana anterior.
Tabela 5 – Carga (MWmédios)
SE/CO S NE N
- 960 + 294 - 81 + 34
Ressaltamos que os dados acima consideram apenas a carga prevista
para a semana em análise, neste caso, comparamos o que estava
previsto para a quinta semana de janeiro na RV3 (1ª coluna) com o
previsto para a mesma semana na RV4 (2ª coluna).
Oferta e demanda
As curvas de oferta e demanda do SIN, para a quarta semana de
janeiro, são apresentadas no Gráfico 12, no Gráfico 13 e no Gráfico 14.
Observa-se que, até o valor da demanda, a curva de oferta é formada
nesta ordem: usinas não-despachadas individualmente, geração
inflexível e por ordem de mérito.
Gráfico 12 – Curva de oferta x demanda Sudeste/Centro-Oeste e Sul
Gráfico 13 – Curva de oferta x demanda Nordeste
35,4
32,5
37,6
30,0
31,0
32,0
33,0
34,0
35,0
36,0
37,0
38,0
39,0
40,0
% E
ARM
Máxim
a
Previsto Realizado
39
.95
9
38
.99
9
12
.05
5
12
.35
0
10
.61
1
10
.53
0
5.4
66
5.5
00
68
.09
2
67
.37
9
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
Sudeste Sul Nordeste Norte SIN
MW
méd
ios
Carg
a
Carg
a +
Inte
rcâm
bio
(Export
ação
Nord
este
/Nort
e)
Usin
as n
ão d
espachadas
indiv
idualm
ente
Inflexib
ilid
ade t
érm
ica
Inflexib
ilid
ade
hid
relé
tric
a
0
300
600
900
1.200
1.500
0 20000 40000 60000 80000 100000
R$
/M
Wh
MWmédios
Oferta Hidro
Oferta Térmica
Carg
a
Inflexib
ilid
ade t
érm
ica
Inflexib
ilid
ade
hid
relé
tric
a
Usin
as n
ão d
espachadas
indiv
idualm
ente
Inte
rcâm
bio
(Im
port
ação
Sudeste
)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
1.200
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000
R$
/M
Wh
MWmédios
Oferta Hidro
Oferta Térmica
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Janeiro/2016 - Semana 5
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.
5
Gráfico 14 - Curva de oferta x demanda Norte
Estimativa de ESS – janeiro de 2016
O Gráfico 15 apresenta a estimativa de Encargos de Serviços do
Sistema – ESS, por tipo de despacho, para janeiro no valor de R$ 871
milhões:
Gráfico 15 – Estimativa de ESS para o SIN por razão de despacho para o mês de
janeiro
O Gráfico 16 ilustra a previsão de ESS, por submercado, para janeiro:
Gráfico 16 – Estimativa de ESS para o SIN por submercado para o mês de
janeiro
O valor estimado para o período de 1º a 21 de janeiro foi obtido a partir
dos dados do Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO,
disponibilizado diariamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico
- ONS. Para a expectativa de geração do dia 22 de janeiro foi
considerada a mesma disponível no IPDO no dia 21.
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 estimativa para o período de 23 a 31 de janeiro foi calculada com
base na programação de despacho termelétrico indicada pelo modelo
Decomp da revisão 4 de janeiro de 2016. O ESS referente à segurança
energética foi estimado considerando o despacho adicional das UTEs
com CVU até R$ 600/MWh
Custo devido ao descolamento entre CMO e PLD
Considerando que 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 14/04/2015; 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, têm seus
custos caracterizados como “custos devido ao descolamento entre CMO
e PLD”.
A mesma nota técnica esclarece que as usinas termelétricas
contratadas por meio dos Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade, na
situação CMO>CVU>PLD, devem ter seus custos adicionais cobertos
por meio das receitas de venda advindas desses contratos. Desta
maneira, nos custos previstos neste boletim, a parcela da geração
comprometida com o CCEAR não é considerada na estimativa, devido
ao descolamento entre o CMO e o PLD.
Confira no item anterior o detalhamento de como foram obtidos os
valores estimados para o período.
A expectativa de custos, devido ao descolamento entre CMO e PLD para
janeiro de 2016, é apresentada no Gráfico 17, por submercado, e
totalizam R$ 3,03 milhões.
Gráfico 17 – Estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e
PLD para o SIN por submercado para o mês de janeiro
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 18 apresenta a estimativa da geração hidráulica das usinas
participantes do MRE, comparada com a garantia física sazonalizada
para dezembro de 2015 e janeiro de 2016. Os valores de dezembro
são provenientes dos dados preliminares de contabilização e para
janeiro de 2016 essa expectativa é apresentada em base semanal.
No período de 1º a 20 de janeiro, as informações de geração hidráulica
foram obtidas a partir dos dados do Acompanhamento Diário da
Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para o dia 21
Carg
a
Usin
as n
ão d
espachadas
indiv
idualm
ente
Inflexib
ilid
ade t
érm
ica
Inflexib
ilid
ade
hid
relé
tric
a
Inte
rcâm
bio
(Im
port
ação
Nort
e)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
R$
/M
Wh
MWmédios
Oferta Hidro
Oferta Térmica
7,98 33,65 31,73 19,43 19,52 5,2311,63
129,39
182,96
127,22
231,93
69,9119,61
163,04
214,69
146,65
251,46
75,14
0
50
100
150
200
250
300
1 jan 2 a 8 jan 9 a 15 jan 16 a 22 jan 23 a 29 jan 30 e 31 jan
R$
MM
Restrições Operativas Segurança Energética Total
17,39
141,95171,22
102,65
171,01
52,300,01
0,07
14,50
15,16
24,87
7,11
0,03
14,98
25,33
18,83
3,26
1,11
2,18
6,04
3,65
10,01
52,31
14,62
19,61
163,04
214,69
146,65
251,46
75,14
0
50
100
150
200
250
300
1 jan 2 a 8 jan 9 a 15 jan 16 a 22 jan 23 a 29 jan 30 e 31 jan
R$
MM
Sudeste Sul Nordeste Norte
0,3070,56
0,74 0,650,004
0,62 0,15
0,00
0,310
1,18
0,89
0,65
0,000,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1 jan 2 a 8
jan
9 a 15
jan
16 a
22 jan
23 a
29 jan
30 e
31 jan
MM
R$
Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD
Sudeste Sul Nordeste Norte
0800 10 00 08 ● www.ccee.org.br ● Janeiro/2016 - Semana 5
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.
6
de janeiro, foram considerados os números do IPDO, repetidos do dia
22. O restante do mês de janeiro teve os valores de geração hidráulica
estimados a partir da revisão 4 do Decomp, considerando a expectativa
da geração térmica por segurança energética. Adicionalmente, sobre a
geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (de rede básica
mais perdas 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 fins de semana.
Já as garantias físicas sazonalizadas de janeiro foram previstas a partir
dos dados preliminares da sazonalização de garantia física de 2016.
Esses valores de garantias físicas sazonalizadas foram reduzidos em
4%, fator que representa uma expectativa global da disponibilidade,
perdas internas e de rede básica, calculadas com base nos dados de
2014 e 2015. Além disso, foram adicionadas as parcelas de garantia
física das unidades geradoras com entrada em operação prevista para
2015 e 2016, no perfil do MRE, de acordo com cronograma da reunião
do DMSE de dezembro deste ano.
Gráfico 18 – Estimativa de geração hidráulica das usinas participantes do MRE e
garantia física sazonalizada
O Gráfico 19 apresenta a previsão do fator de ajuste do MRE para
dezembro de 2015 e janeiro de 2016:
Gráfico 19 – Estimativa do fator de ajuste do MRE
dez/15sem1
jan/16sem2
jan/16sem3
jan/16sem4
jan/16sem5
jan/16sem6
jan/16jan/16
Ger. Hidr. MRE 43.753 37.417 44.910 47.329 46.345 48.388 42.859 46.191
G. F. Sazo 45.734 58.812 58.812 58.812 58.812 58.812 58.812 58.812
25.000
35.000
45.000
55.000
65.000
MW
mé
dio
s
95,7%
63,6%
76,4%80,5% 78,8%
82,3%
72,9%78,5%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
110,0%
dez/15 sem1jan/16
sem2jan/16
sem3jan/16
sem4jan/16
sem5jan/16
sem6jan/16
jan/16
