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PLD (Preço de Liquidação das Diferenças)

PLD - 3ª Semana de Janeiro de 2014 Janeiro

(11.01.2014 a 17.01.2014) PLD médio 1 PLD médio 2

R$/MWh Sudeste Sul Nordeste Norte Sudeste 321,32 351,88

Pesada 391,80 391,80 391,80 391,80 Sul 321,32 351,88

Média 391,80 391,80 391,80 391,80 Nordeste 322,49 353,79

Leve 384,02 384,02 391,80 384,02 Norte 296,84 338,45

1. Preço médio é a média ponderada dos valores divulgados do PLD pelas horas do período, no caso, nas três semanas de janeiro. 2. Preço médio supondo que o último PLD publicado se estenda pelas semanas restantes Fonte: CCEE

Histórico do Nível dos Reservatórios Fonte: ONS

Em relação ao último trimestre, 2012 teve níveis inferiores de armazenamento. Ou seja, o nível dos reservatórios no SIN começou a reduzir em meados de 2012 e atingiu um armazenamento máximo de 63% em junho de 2013, mas deplecionando a 40% em novembro do mesmo ano.

Fonte: ONS

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O nível dos reservatórios da região Sudeste/Centro-Oeste é o segundo pior do histórico de 12 anos. O gráfico ao lado mostra que o desempenho em janeiro de 2014 só está acima do registrado no ano passado, com 37,4% da capacidade máxima. A região Sul apresentou melhora, estando próximo dos 60% de armazenamento. A região Nordeste atingiu 39,3% da capacidade máxima nos 12 primeiro dias de janeiro de 2014. A região Norte está na média com 52,9% da capacidade máxima.

Na análise acumulada dos 4 submercados (gráfico abaixo) entre 2005 e 2013, observa-se 2013 com pior desempenho no primeiro semestre.

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Previsão mensal de vazão em jan/14

O PLD mensal é resultado da previsão de vazão mensal revisada semanalmente pelo ONS, divulgada como energia natural afluente (ENA). Os gráficos abaixo auxiliam na interpretação da previsão de vazões, por submercado, em relação ao histórico (MLT – reta vermelha) e máximas e mínimas ocorridas entre 1993 e 2013.

Fonte: ONS

Na última revisão (rev.2), todos os submercados apresentam queda em suas ENAs, influenciando o aumento do PLD na 3ª semana de janeiro.

O Sudeste passou de 42.945 MW médios (Rev.1) para 35.230 MW médios (Rev.2), uma queda de aproximadamente 18%. Essa previsão é inferior ao registrado no histórico dos últimos 20 anos (1993 a 2013). O Nordeste também apresenta previsão abaixo da média histórica com 10.288 MW médios.

No submercado Sul, a previsão de vazão está acima da média histórica, com 11.382 MW médios, mas contabiliza queda de 2% se comparado a 2ª semana de janeiro (Rev.1). O Norte permanece acima da média histórica, com 10.678 MW médios, mas apresenta queda de 21% em relação à Revisão 1.

Previsão do tempo

Fonte: SOMAR

No subsistema Sul, uma frente fria favorece a bacia do Iguaçu – com acumulado médio entre 30mm e 70 mm, correspondendo a algo entre 30% e 40% da climatologia de janeiro.

Cenário semelhante nos subsistemas Sudeste e Centro-Oeste, onde a mesma frente fria favorece a bacia do Paraná – com acumulado médio entre 30mm e 70mm, correspondendo a algo entre 15% e 35% da climatologia.

Na próxima semana, volta a chover sobre o baixo e médio São Francisco – subsistema Nordeste – e sobre o baixo e médio Tocantins – subsistema Norte.

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ICGs com cronograma atrasado

O escoamento da energia gerada por algumas usinas contratadas como Energia de Reserva depende da construção das chamadas Instalações Compartilhadas de Geração – ICGs.

As ICGs são instalações e equipamentos de transmissão comum aos empreendimentos de geração de fontes eólica, biomassa ou PCHs, que não estão conectados à rede básica, permitindo o acesso ao SIN.

A ideia de adotar a ICG como sistema para escoamento da energia eólica surgiu devido à quase impossibilidade de contratação dessa fonte nos leilões. Os agentes de geração cobraram do governo a criação de instrumento que permitisse a conexão dos parques eólicos ao SIN.

O planejamento das ICGs ocorre após a realização do leilão de geração para definir a necessidade exata de transmissão aos parques vencedores. As primeiras ICGs fizeram parte do Leilão de Transmissão, realizado em 2008, para contratação da construção, operação e manutenção da conexão de usinas de biomassa e PCHs ao SIN.

Mas diversas ICGs estão com atrasos no cronograma de implantação. Em alguns casos, a usina contratada como energia de reserva já está em condições de gerar energia, entretanto, tal geração não é possível pela falta de conexão. Segundo informações da Superintendência de Concessão de Transmissão e Distribuição da ANEEL, há casos em que os atrasos já duram mais de um ano.

Um exemplo é a ICG João Câmara III, localizada no Rio Grande do Norte, responsável por 36% do escoamento da energia eólica leiloada em 2010. A previsão inicial era que a operação comercial acontecesse em agosto de 2013. No entanto, a linha só deve ficar pronta em janeiro de 2015, o que configura um atraso de um ano e cinco meses impedindo o escoamento de 742,2 MW de capacidade.

Em 2012, mais de 600 MW de energia eólica deixaram de injetar energia na rede no prazo por causa da falta de transmissão. Por força de disposição contratual, desde julho de 2012, esses empreendimentos vêm recebendo o pagamento das respectivas receitas fixas, equivalente a R$ 33,6 milhões mensais. Considerando a data prevista para a entrada em operação das instalações de transmissão, cuja informação atual é setembro de 2013, o ônus do atraso dessas usinas para os consumidores poderá atingir cerca de R$ 440 milhões.

Tais acontecimentos merecem uma atenção especial por parte da ANEEL, responsável por fiscalizar as concessões, as permissões e os serviços de energia elétrica, bem como, implementar as políticas e diretrizes do governo federal relativas à exploração da energia elétrica.

Em 2014, por exemplo, estão previstos para entrar em operação mais de 4.000 MW de capacidade ins- talada proveniente de biomassa, PCH e eólica. O gráfico ao lado apresenta os empreendimentos em verde (sem restrição para entrada em operação) e amarelo (existem restrições para entrada em ope- ração). Fonte: Aneel

ERRATA: Bandeiras Tarifárias em Janeiro

Na última edição do Panorama Semanal Comerc (06/01/2013), o valor divulgado para acionamento da bandeira tarifária amarela foi o valor publicado no site da Aneel (http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=758) ainda sem a atualização divulgada na Resolução Homologatória nº 1.671, de 17 de dezembro de 2013:

• http://www.aneel.gov.br/cedoc/reh20131671.pdf

A tabela abaixo apresenta os intervalos de valores corretos para o acionamento da bandeira tarifária amarela, referentes a janeiro/2014.

Fonte: ANEEL

• CMO = Custo Marginal da Operação e ESS_SE = Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética.

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Glossário de termos Sigla Termo Explicação

ACL Ambiente de Contratação Livre Nesse ambiente existe livre negociação entre os agentes geradores, comercializadores, consumidores livres, importadores e exportadores de energia, sendo que os acordos de compra e venda de energia são pactuados por contratos bilaterais.

ACR Ambiente de Contratação Regulada A contratação no ACR é formalizada por Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), celebrados entre Agentes Vendedores e as distribuidoras que participam dos leilões de compra e venda de energia elétrica específica para o agente distribuidor.

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica Agência reguladora que tem como missão proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade.

Biomassa Qualquer matéria orgânica que possa ser transformada em energia mecânica, térmica ou elétrica. Pode ser de origem florestal (madeira), agrícola (soja, arroz ou cana-de-açúcar) ou ainda urbanos/industriais (sólidos ou líquidos como lixo).

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

A CCEE é responsável pela contabilização e pela liquidação financeira no mercado de curto prazo de energia. A instituição é incumbida do cálculo e da divulgação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, utilizado para valorar as operações de compra e venda de energia.

CVaR Valor Condicionado a um Dado Risco Mecanismo de Aversão ao Risco utilizado na metodologia do Newave para formação do preço de curto prazo (PLD). A metodologia considerará os cenários hidrológicos mais desfavoráveis e consequente elevação do despacho termoelétrico.

DECOMP Programa Computacional utilizado a partir dos resultados do NEWAVE para um horizonte de até 2 meses. O Custo Marginal de Operação (CMO), no qual o PLD se baseia, é resultado da utilização do DECOMP que gera os valores em base semanal por patamar de carga.

Despacho Térmico Fora da Ordem de Mérito

Geração térmica não considerada no modelo de formação de preços que tem como objetivo atender a segurança energética do SIN.

EAR Energia Armazenada Energia disponível em um sistema de reservatórios expresso em porcentagem da capacidade máxima de armazenagem.

ENA Energia Natural Afluente Energia que pode ser produzida a partir das vazões naturais afluentes aos reservatórios. Os valores são expressos em MW médios ou em percentual da média histórica de longo termo, MLT (histórico de 82 anos).

ESS Encargo de Serviços do Sistema Encargo que tem como objetivo ressarcir a geração térmica fora da ordem de mérito para atender aos requisitos de segurança no fornecimento de energia do SIN (restrições elétricas e razões energéticas).

MLT Média de Longo Termo A partir do histórico de 82 anos de vazões, o ONS gera uma média de ENA para cada mês. Esse valor passa a representar a média de longo prazo para o ano vigente.

NEWAVE Programa computacional utilizado no planejamento mensal da operação para um horizonte de 5 anos. A metodologia do programa é baseada em um modelo matemático que visa determinar a melhor política de geração (mix entre geração hidráulica e térmica) minimizando o custo da operação do sistema para todo o período de planejamento.

ONS Operador Nacional do Sistema Associação sem fins lucrativos responsável pela coordenação e controle das operações de geração e transmissão de energia elétrica no SIN, sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

PLD Preço de Liquidação das Diferenças É o preço de curto prazo divulgado semanalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), base para as negociações que ocorrem no mercado de curto prazo. Em 2014, esse valor pode variar entre R$15,62 a R$822,83/MWh.

PMO Programa Mensal da Operação Acontece na última semana de cada mês, no ONS, uma reunião entre os agentes do setor elétrico para estabelecer as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo para otimizar a utilização de recursos de geração e transmissão do SIN.

SIN Sistema Interligado Nacional É toda a área interligada pela energia distribuída pelo ONS. Compreende cinco regiões (Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte). Apenas 1,7% da capacidade de produção está fora do SIN, em sistemas isolados localizados na região Amazônica (Fonte: ONS).

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