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03/10/2018

O QUE DEVE ACONTECER COM OS PREÇOS DA ENERGIA NO AMBIENTE

LIVRE 2018/19

2

Fatores que Impactam a Formação de Preço

- Ações do Regulador

- Posição de cada agente

- Inadimplência na CCEE

- Liquidez do mercado

- Especulação

- “Memória de curto prazo”

Preço de mercado x Preço de modelo

- Ações do Regulador (ANEEL/CMSE)

- Energia Natural Afluente (ENA)

- Reservatórios (EAR)

- Carga verificada e projetada

- Cronogramas de expansão

- Previsão de vazões:▫ Remoção de viés

▫ Modelos chuva-vazão

3

Fatores que Impactam a Formação de Preço

Hidrologia

Meteorologia

Dados dos Agentes

e do Governo

Conjuntos de

Dados

Newave

+

Decomp

Preço de modelo – PLD e CMO

4

Fatores que Impactam a Formação de Preço

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE | Reunião de Interação com Agentes – realizada em 26/09/2018

Modelos fortemente

dependentes das

premissas relacionadas

à água (superior a 60%

de impacto no PLD)

5

Fatores que Impactam a Formação de Preço

Desempenho das afluências ao longo de 2018

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS | Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro – 27 e 28/09/2018

Bacia Dez-Abr Maio Junho Julho Agosto Setembro(01 a 25/09)

Grande56% MLT

8º Pior

43% MLT2º Pior

48% MLT3º Pior

44% MLTPior

63% MLT8º Pior

54% MLT3º Pior

Paranaíba67% MLT9º Pior

59% MLT4º Pior

60% MLT3º Pior

60% MLT6º Pior

62% MLT7º Pior

66% MLT9º Pior

SE/CO91% MLT22º Pior

78% MLT10º Pior

76% MLT12º Pior

69% MLT4º Pior

83% MLT18º Pior

84% MLT27º Pior

Nordeste48% MLT4º Pior

36% MLT3º Pior

38% MLT3º Pior

36% MLT3º Pior

39% MLT3º Pior

41% MLT3º Pior

Norte97% MLT37º Pior

83% MLT28º Pior

73% MLT19º Pior

76% MLT15º Pior

72% MLT5º Pior

75% MLT10º Pior

Sul110% MLT

30º Melhor36% MLT18º Pior

49% MLT19º Pior

59% MLT26º Pior

47% MLT16º Pior

106% MLT34º Melhor

6

Fatores que Impactam a Formação de Preço

Despacho Fora da Ordem de Mérito

Aumento de Encargos (ESS-GE)

28,1

26,2

24,3

22,4

20,519,5

18,517,4

16,415,4 15,2 14,9 14,7 14,4

10

15

20

25

30

35EA

R [

% E

AR

máx

]

Cenário 1 (Chuvas 2006)

7

Fatores que Impactam a Formação de Preço

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS | Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro – 27 e 28/09/2018

Sudeste/Centro-Oeste

Curva de Referência para a Evolução da

Energia Armazenada

28,1

26,2

24,3

22,4

20,519,5

18,517,4

16,415,4 15,2 14,9 14,7 14,4

32,3

30,8

28,8

26,7

24,4

22,7

21,2

19,217,8 17,7 17,9 17,8 18,3

18,9

23,1

0

5

10

15

20

25

30

35

01/set 08/set 15/set 22/set 29/set 06/out 13/out 20/out 27/out 03/nov 10/nov 17/nov 24/nov 01/dez

EAR

M [

% E

AR

Mm

áx]

Acompanhamento do Níveis de Armazenamento Sudeste/Centro-Oeste

Curva de Referência EARM_2017 EARM_2018

8

Fatores que Impactam a Formação de Preço

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS | Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro – 27 e 28/09/2018

9

Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - ENA

El Niño

83% 88%

107%

69% 71% 74%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Outubro Novembro Dezembro

ENA Sudeste/Centro-Oeste - [%MLT]

Maior ENA SE/CO Menor ENA SE/CO MLT

10

Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - ENA

110%

134%143%

84%

65%

99%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

Outubro Novembro Dezembro

ENA Sul - [%MLT]

Maior ENA S Menor ENA S MLT

46%

61% 60%

33% 34% 38%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Outubro Novembro Dezembro

ENA Nordeste - [%MLT]

Maior ENA NE Menor ENA NE MLT

76%68% 69%

56% 53%58%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Outubro Novembro Dezembro

ENA Norte - [%MLT]

Maior ENA N Menor ENA N MLT

Cenários Ampere das últimas semanas

40%37%

29%

22%

32,0%

19%

12%10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Norte - [%EARMmáx]

Maior EArm N Menor EArm N

23%

20%

19%

26%

17%

16%

22%

20%

16%14%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Sudeste/Centro-Oeste - [%EARMmáx]

Maior EArm SE/CO Menor EArm SE/CO Curva de ref

48%

71% 72%

65%

50%

42% 35%

30% 30% 30% 30%20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Sul - [%EARMmáx]

Maior EArm S Menor EArm S Curva de ref

29%

26%24%

29%

24%22%

24%

10% 10% 10% 10%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

30%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Nordeste - [%EARMmáx]

Maior EArm NE Menor EArm NE Curva de ref

11

Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - EARM

Cenários Ampere das últimas semanas

23%

20%

19%

26%

17%16%

22%

20%

16%14%

19,4%

17,6%

23,2%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Sudeste/Centro-Oeste - [%EARMmáx]

Maior EArm SE/CO Menor EArm SE/CO

Curva de ref Cenário_4tri_2018

48%

71% 72%

65%

50%

42% 35%

30% 30% 30% 30%

58,8%

50,0%

35,3%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Sul - [%EARMmáx]

Maior EArm S Menor EArm S Curva de ref Cenário_4tri_2018

40%37%

29%

22%

32,0%

19%

12%

32,2%

22,3%

14,6%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Norte - [%EARMmáx]

Maior EArm N Menor EArm N Cenário_4tri_2018

29%

26%24%

29%

24%22%

24%

10% 10% 10% 10%

24,7%22,5%

25,0%

10%

15%

20%

25%

30%

Setembro Outubro Novembro Dezembro

EARM Nordeste - [%EARMmáx]

Maior EArm NE Menor EArm NE Curva de ref Cenário_4tri_2018

12

Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - EARM

Cenários Ampere das últimas semanas

472,75

376,38

282,53

238,36 325,84

199,07

136,86

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Setembro Outubro Novembro Dezembro

PLD Sudeste/Centro-Oeste - [R$/MWh]

Maior PLD SE/CO Menor PLD SE/CO

472,75

376,38

282,53

238,36 325,84

199,07

136,86

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Setembro Outubro Novembro Dezembro

PLD Sul - [R$/MWh]

Maior PLD S Menor PLD S

472,75

376,38

282,53

238,36 325,84

199,07

136,86

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Setembro Outubro Novembro Dezembro

PLD Nordeste - [R$/MWh]

Maior PLD NE Menor PLD NE

473,58

376,57

282,53

238,36 325,84

199,07

136,86

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Setembro Outubro Novembro Dezembro

PLD Norte - [R$/MWh]

Maior PLD N Menor PLD N

13

Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - PLD

Cenários Ampere das últimas semanas

14

Cenários para 2019 - Padronizados

Cenário ENA LS

Sub.2019

%MLT

SE/CO 105%

S 105%

NE 65%

N 105%

Cenário ENA Base

Sub.2019

%MLT

SE/CO 90%

S 90%

NE 50%

N 90%

Cenário ENA LI

Sub.2019

%MLT

SE/CO 75%

S 75%

NE 35%

N 75%LI – Limite Inferior das previsões de vazão LS – Limite Superior das previsões de vazão

• Versão Newave 24.0.0 (oficial);

• Novos patamares de carga a partir de janeiro/2019 (recomendação CPAMP – julho/18)

Premissas utilizadas

15

Cenários para 2019 - Padronizados

Projeção de Reservatórios

16

Cenários para 2019 - Padronizados

Projeção de Preços

17

Cenários para 2019 - Padronizados

Cenário ENA LS

Sub.2019

(R$/MWh)

SE/CO 47

S 47

NE 41

N 24

Cenário ENA Base

Sub.2019

(R$/MWh)

SE/CO 128

S 128

NE 120

N 85

Cenário ENA LI

Sub.2019

(R$/MWh)

SE/CO 262

S 263

NE 241

N 193 LI – Limite Inferior das previsões de vazão LS – Limite Superior das previsões de vazão

Preços Anuais

18

O que o Futuro nos reserva?

Projeção de Preços

• Precificação horária até 2020

▫ Agilidade na disponibilização das informações diárias/horárias/tempo-real – ONS/CCEE

▫ Investimento em redes de monitoramento e comunicação

• Atualização de parâmetros:

▫ Revisão do número de séries utilizadas durante o processo de otimização, a ser analisado

pela CPAMP em 2019

▫ CVAR: alfa e lambda, em virtude dos novos parâmetros a serem estabelecidos

• Mudança da Metodologia de Aversão ao Risco

▫ Entra SAR? CVAR + Curva de Referência (VminOp)?

19

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