InfoPLD Dezembro de 2016

Destaques do InfoPLD dezembro/2016 • • • •

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 (sem Republicação)  despacho antecipado GNL (UTE Luiz O.R. Melo) Recálculo do PLD da 1ª semana de dezembro de 2016 (sem Republicação)  flexibilização da defluência mínima do rio São Francisco no 2º mês do NEWAVE Validação e Homologação das novas versões do modelos NEWAVE_v23, DECOMP_v25 e GEVAZP_v6 Carga do SIN – nov/16: realizou 2.509 MWmed abaixo (-3,7%) do previsto no PMO de nov/16



ENA (out  nov): – SE/CO: 82%89% (tendência de adiantamento e abaixo da MLT), Sul: 95%76% (La Nina fraca, tendendo para MLT) – NE: 38%35% e N: 53%55% (tendência de ficar abaixo da MLT)



EArm final de nov/16: SE/CO: 33,8% (-1,1%), Sul: 73,4% (-10,8%), NE: 9,8% (-1,5%) e N: 22,6% (-7,9%)



PLD:

Preços médios de Novembro de 2016 (R$/MWh)

Preços da 1ª semana de Dezembro/2016 (R$/MWh)

Sudeste

Sul

Nordeste

Norte

Sudeste

Sul

Nordeste

Norte

218,98

218,98

218,98

218,98

182,12

182,12

182,12

182,12



Projeção do PLD: em torno de R$ 150/MWh até março/2017 com elevação a partir de abril/2017, em função do final antecipado do período úmido – Sensibilidades 1, 2 e 3: com a atualização Quadrimestral da Carga (+/- 1.000 MWmed, -2.000 MWmed), a partir de jan/17  variação de + R$ 70/MWh, - R$ 60/MWh e – R$ 110/MWh, respectivamente

• • • •

Ajuste do MRE - nov/16: 86,6% ; dez/16: 93,2% e 2016: 86,4% Ajuste do MRE para Repactuação - nov/16: 82,4% ; dez/16: 87,0% e 2016: 86,5% Ajuste do MRE para 2017: 81,3% ESS nov/16: R$ 123 MM ; dez/16: R$ 111 MM e 2016: R$ 3,7 Bi

Objetivo do encontro 3



Discutir tecnicamente as informações relacionadas ao PLD e publicadas no boletim;



Tratar da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados da cadeia de programas (Resolução ANEEL nº 568/2013);



Estreitar o relacionamento com os agentes;



Abrir espaço para recebimento de sugestões para o aperfeiçoamento do InfoPLD;



Apoiar os agentes em suas análises de mercado, reforçando a transparência e a simetria na divulgação das informações publicadas pela CCEE.

Disponibilização das apresentações 4



As apresentações realizadas no encontro são disponibilizadas com antecedência no site da CCEE (até às 14h30min do dia do InfoPLD);



O objetivo é que os agentes que assistem ao InfoPLD por meio da transmissão ao vivo

possam acompanhar todos os detalhes das apresentações.

Dúvidas durante a transmissão ao vivo do InfoPLD 5



Os agentes que acompanham o InfoPLD por meio da transmissão ao vivo poderão encaminhar suas dúvidas através do e-mail: [email protected]



O e-mail estará disponível apenas durante a transmissão e serão respondidas somente

dúvidas referentes aos assuntos tratados no evento. Outros temas e questões enviadas após o término do InfoPLD deverão ser encaminhadas para a Central de Atendimento da CCEE (pelo e-mail: [email protected] ou pelo telefone 080010-00-08)

Adequabilidade dos dados do PLD 6

Resolução Normativa nº 568/2013 Estabelece condições e prazos para que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica − CCEE republique o Preço de Liquidação das Diferenças PLD •

O recálculo e a consequente republicação do valor do PLD pela CCEE deverá ser efetuado na hipótese de ocorrer a identificação dos seguintes erros: i. ii. iii.

Na inserção de dados; No código fonte em qualquer programa da cadeia de modelos; Na representação de qualquer componente do sistema.

Adequabilidade dos dados do PLD 7

InfoPLD

Resolução Normativa nº 568/2013 • •

A CCEE deverá realizar reuniões mensais com os agentes para tratar da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados da cadeia de programas. A reunião deverá ser realizada antes da data de divulgação do resultado do aporte de garantias financeiras de cada mês e tratará, no mínimo, dos seguintes temas : i.

ii. iii. •

apresentação das principais modificações nos arquivos de entrada dos modelos de formação de preço; análise dos principais fatores que influenciam na formação do PLD; e validação, pelos agentes, da adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados.

Caso seja identificado algum erro durante ou em decorrência da reunião de que trata o caput, a CCEE terá o prazo de até 24 (vinte e quatro) horas para informá-lo à ANEEL.

Adequabilidade dos dados do PLD 8

Resolução Normativa nº 568/2013 •



Os agentes terão até às 18h do dia seguinte à realização do InfoPLD para validar a adequabilidade dos dados, procedimentos e resultados relacionados ao PLD – 18h de 29/11/2016. As eventuais inadequabilidades deverão ser encaminhadas para o e-mail: [email protected]

Agenda i.

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016

ii.

Recálculo do PLD da 1ª semana de dezembro de 2016

iii.

Forças Tarefa – FTs NEWAVE, DECOMP e GEVAZP

iv.

Análise das Condições Energéticas do SIN



Acompanhamento da Energia Natural Afluente, Energia Armazenada e Balanço Energético

v.

Estimativa do Fator de ajuste do MRE

vi.

Previsão de encargos e custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD

vii.

Outubro de 2016 

viii.

Comportamento do PLD em outubro de 2016

Novembro de 2016



PLD da primeira semana



Análise do Newave: Armazenamento inicial, Tendência hidrológica e Cronograma de Oferta (DMSE)



Análise do Decomp: CVU, Armazenamento inicial, Decomposição da variação do PLD, Carga e Curva de

Oferta e Demanda ix.

Projeção do PLD

9

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 SEM republicação

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 Tratamento dos dados das usinas GNL •

O despacho das usinas GNL deve ser conhecido alguns meses antes de sua efetiva realização devido ao tempo requerido para o transporte do GNL desde suas fontes até os pontos onde se localizam as usinas.



Este despacho é comandado considerando o custo x benefício da geração da usina 9 estágios a frente.



O despacho da usina GNL Luiz Melo (Linhares) não vinha sendo comandado por ordem de mérito pelo DECOMP, porém, em função da necessidade de geração por restrição elétrica desta usina, o ONS vinha considerando o despacho antecipado por restrição:

Exemplo Arquivo de saída da 4ª semana de outubro:

Arquivo de entrada para a 1ª semana de novembro:

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 Tratamento dos dados das usinas GNL •

Considerando que o despacho da UTE Linhares ocorre para atendimento à restrição elétrica, o mesmo vinha sendo desconsiderado do cálculo do PLD. Exemplo Arquivo de entrada da 1ª semana de novembro:

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 Tratamento dos dados das usinas GNL Na 1ª semana de novembro, o DECOMP comandou o despacho da usina para a semana de 31/12/2016:

E para a 2ª semana de novembro, foi informado que o despacho era antecipado por ordem de mérito:

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 Tratamento dos dados das usinas GNL Porém, considerando que a geração da UTE Linhares também atende restrição elétrica, a mesma foi desconsiderada do cálculo do PLD:

A não consideração da geração despachada por ordem de mérito suscitou dúvidas, em relação à preponderância do tipo de geração. Em análise, foi constatado que independente da geração por restrição elétrica, a usina geraria por ordem de mérito, assim, a mesma deve ser considerada no cálculo do PLD.

Recálculo do PLD da 2ª semana de novembro de 2016 Tratamento dos dados das usinas GNL

O PLD da 2ª semana foi recalculado, porém as diferenças foram inferiores aos 10% do PLD mínimo;

Norte

Nordeste

Sul

Sudeste



P a t a m a r de c a rga

P LD O rigina l ( R $ / M Wh)

P LD N W2 2 .6 .2 ( R $ / M Wh)

D if O rigina l e D C 24

pe s a da

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

m é dia

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

le v e

2 3 3 ,9 1

2 3 3 ,6 9

- 0 ,2 2

P LD m é dio s e m a na l

2 3 8 ,8 4

2 3 8 ,6 8

- 0 ,16

pe s a da

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

m é dia

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

le v e

2 3 3 ,9 1

2 3 3 ,6 9

- 0 ,2 2

P LD m é dio s e m a na l

2 3 8 ,8 4

2 3 8 ,6 8

- 0 ,16

pe s a da

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

m é dia

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

le v e

2 3 3 ,9 1

2 3 3 ,6 9

- 0 ,2 2

P LD m é dio s e m a na l

2 3 8 ,8 4

2 3 8 ,6 8

- 0 ,16

pe s a da

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

m é dia

2 4 1,6 5

2 4 1,5 2

- 0 ,13

le v e

2 3 3 ,9 1

2 3 3 ,6 9

- 0 ,2 2

P LD m é dio s e m a na l

2 3 8 ,8 4

2 3 8 ,6 8

- 0 ,16



Foi encaminhada carta à ANEEL informando o erro (CT-CCEE 2776/2016, de 10 de novembro);



A partir da 3ª semana de novembro a geração por ordem de mérito da UTE Luiz Melo passou a ser considerada no cálculo do PLD.

Recálculo do PLD da 1ª semana de dezembro de 2016 SEM republicação

Recálculo do PLD da 1ª semana de dezembro de 2016 Consideração da defluência fixa do São Francisco fixa em janeiro de 2017

NW e DC: Defluência fixa quando estabelecida pelo grupo gestor dos recursos hídricos da bacia do São Francisco, e caso contrário: Defluência mínima = 420 m3/s NW (2 meses) e DC: Defluência fixa quando estabelecida pelo grupo gestor dos recursos hídricos da bacia do São Francisco, e caso contrário: Defluência mínima = 420 m3/s

NW e DC: Defluência fixa = 800 m3/s

NW (até dez/17): Defluência mínima = 800 m3/s NW (jan a dez/18): Defluência mínima = 1.100 m3/s NW (a partir jan/19): Defluência mínima = 1.300 m3/s DC: Defluência mínima = 800 m3/s

NW: Defluência mínima = 800 m3/s NW (2 meses): Defluência fixa = 800 m3/s NW (demais meses até dez/17): Defluência mínima = 800 m3/s NW (jan a dez/18): Defluência mínima = 1.100 m3/s NW (a partir jan/19): Defluência mínima = 1.300 m3/s

NW (2 meses): Defluência fixa = 800 m3/s NW (demais meses até dez/17): Defluência mínima = 800 m3/s NW (jan a dez/18): Defluência mínima = 1.100 m3/s NW (a partir jan/19): Defluência mínima = 1.300 m3/s

NW e DC: Defluência mínima = 800 m3/s NW (2 meses): Defluência fixa = 800 m3/s NW (demais meses até dez/17): Defl. mín. = 800 m3/s NW (jan a dez/18): Defluência mínima = 1.100 m3/s NW (a partir jan/19): Defluência mínima = 1.300 m3/s DC: Defluência fixa = 800 m3/s

Recálculo do PLD da 1ª semana de dezembro de 2016 Consideração da defluência fixa do São Francisco fixa em janeiro de 2017



Arquivo RE para o PMO de dez/16 (1ª Publicação)

Defluência fixa apenas no 1º mês



Arquivo RE para o PMO de dez/16 (2ª Publicação)

Defluência fixa para os 2 primeiros meses

Recálculo do PLD da 1ª semana de dezembro de 2016 Consideração da defluência fixa do São Francisco fixa em janeiro de 2017

O PLD da 1ª semana foi recalculado, porém as diferenças foram inferiores aos 10% do PLD mínimo;

Norte

Nordeste

Sul

Sudeste



P a t a m a r de c a rga

P LD O rigina l ( R $ / M Wh)

P LD R e c a lc ula do ( R $ / M Wh)

D if e re nç a ( R $ / M Wh)

pe s a da

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

m é dia

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

le v e

18 0 ,8 2

18 2 ,4 2

1,6 0

P LD m é dio s e m a na l

18 2 ,12

18 3 ,6 4

1,5 2

pe s a da

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

m é dia

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

le v e

18 0 ,8 2

18 2 ,4 2

1,6 0

P LD m é dio s e m a na l

18 2 ,12

18 3 ,6 4

1,5 2

pe s a da

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

m é dia

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

le v e

18 0 ,8 2

18 2 ,4 2

1,6 0

P LD m é dio s e m a na l

18 2 ,12

18 3 ,6 4

1,5 2

pe s a da

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

m é dia

18 2 ,8 6

18 4 ,3 4

1,4 8

le v e

18 0 ,8 2

18 2 ,4 2

1,6 0

P LD m é dio s e m a na l

18 2 ,12

18 3 ,6 4

1,5 2



Será encaminhada carta à ANEEL informando o erro;



A partir da 2ª semana de dezembro será considerada nova Função de Custo Futuro (NEWAVE) com a defluência das UHEs Itaparica, Complexo Paulo Afonso/Moxotó e Xingó fixa em dez/16 e jan/17.

Forças Tarefa – FTs NEWAVE/DECOMP/GEVAZP

Forças Tarefa Consulta Pública nº 11/2016 Objeto: Autorizar o uso, pelo ONS e pela CCEE, das versões 23, 25 e 6, dos programas computacionais NEWAVE, DECOMP e GEVAZP Período de contribuição: de 23/11/2016 a 02/12/2016

Utilização das versões a partir de janeiro de 2017.

Forças Tarefa NEWAVE •

Possibilidade de considerar a geração de cada bloco de usinas não simuladas de forma diferenciada por patamar de carga;



Impressão de todos os blocos de usinas não simuladas por patamar ao invés de somente

a soma dos blocos; •

Atualização do sistema operacional (CentOS 7) e da biblioteca de comunicação (MPI 3.1.4);



Inclusão da opção 4 para imprimir a evolução temporal das médias (REE, submercado e SIN) no programa NWLISTOP.

Forças Tarefa DECOMP •

Redução do tempo computacional;



Compatibilidade com a nova versão 6 do GEVAZP;



Correção em arquivos em formato .csv.

Forças Tarefa GEVAZP •



A validação do modelo GEVAZP foi dividida em duas etapas: •

1ª etapa com término em nov/2016: Funcionalidades prioritárias, como a entrada da UHE Belo Monte



2ª etapa com início em 2017: Todas as demais funcionalidades do modelo

Validação da 1ª etapa: •

Mudança na precisão numérica de variável na rotina de cálculo de distância para o processo de agregação (rodadas em máquinas diferentes poderiam gerar resultados diferentes);



Mudança de compilador (watcom para intel);



Possibilidade de ajustar um modelo AR(0) quando necessário;



Geração de cenários de forma compatível para postos de vazão total/incremental e lateral para usinas afetadas pela defasagem oriunda do tempo de viagem;



Cálculo de cenários para postos artificiais;



Fornecimento da tendência hidrológica recente mensal e semanal por posto no arquivo de va~zões gerado para o

programa DECOMP; •

Geração para postos altamente correlacionados, em cascatas diferentes, porém localizadas na mesma região hidrográfica.

Análise das condições energéticas

Carga do SIN para cálculo do PLD Comparações com o previsto no PMO de janeiro de 2016 Cargas previstas e realizadas para o SIN - 2016 72000

+ 2.955 MWmed

69.999

69.723

70000

68.920

68000

Carga [MWmédios]

+ 5.351 MWmed

+ 2.400 MWmed

- 155 MWmed

+ 1.722 MWmed

64.309

+ 1.032 MWmed

66000

64000

64.340

63.680 63.213

62.854

- 1.485 MWmed

+ 2.314 MWmed

62000

64.782

64.473

63.839

65.421

- 365 MWmed

- 643 MWmed

- 966 MWmed

60000

58000 jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

PMO de Janeiro

PMO de Fevereiro

PMO de Março

PMO de Abril

PMO de Maio

PMO de Junho

PMO de Agosto

PMO de Setembro

PMO de Outubro

PMO de Novembro

PMO de Dezembro

Realizado

nov/16

dez/16

PMO de Julho

Desvios Percentuais em relação a carga prevista no PMO de Janeiro/2016 para o SIN 8,28%

10,00%

%

5,00%

4,43% 1,65%

3,61% 0,91%

1,95%

3,48% 2,75%

4,43%

3,76% 2,79%

3,24%

2,96%

2,81%

1,67%

3,29%

0,00% -2,22% -5,00% jan/16

-0,18% fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

-1,00%

ago/16

set/16

-1,52%

-0,56%

out/16

Realizado

PMO de Fevereiro

PMO de Março

PMO de Abril

PMO de Maio

PMO de Junho

PMO de Julho

PMO de Agosto

PMO de Setembro

PMO de Outubro

PMO de Novembro

PMO de Dezembro

nov/16

-1,00% dez/16

Carga do SIN para cálculo do PLD Comparações com o previsto no respectivo PMO Cargas previstas e realizadas para o SIN - 2016 72000

69.999

69.723

70000

68.920

Carga [MWmédios]

68000

64.309 66000

64000

64.473

63.839

65.421

64.782

64.340

63.680 62.854

63.213

62000

60000

58000 jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

PMO de Janeiro

PMO de Fevereiro

PMO de Março

PMO de Abril

PMO de Maio

PMO de Junho

PMO de Agosto

PMO de Setembro

PMO de Outubro

PMO de Novembro

PMO de Dezembro

Realizado

nov/16

Desvios Percentuais em relação a carga prevista em cada PMO para o SIN 5.000

4.090

4.000

% / MWmed

3.000

1.856

2.000 1.000

2,73%

1.796 2,68%

598 0,95%

6,21%

0 -1.000 -2.000

-2,22%

-0,71% -458

-1.485

-2,64% -1.705

-3.000

-2,91%

-3,84%

-3,73%

-1.893 -2.546

-4.000 Comparação PMO x Realizado (%)

-4,62%

Comparação PMO x Realizado (MWmed)

-2.509 -3.120

dez/16

PMO de Julho

Carga do SIN para cálculo do PLD Revisões quadrimestrais Cargas previstas e realizadas para o SIN - 2016 72000

69.999

69.723

70000

68.920

Carga [MWmédios]

68000

64.309 66000

64000

64.473

63.839

65.421

64.782

63.680 62.854

63.213

jul/16

ago/16

64.340

62000

60000

58000 jan/16

fev/16

mar/16

PMO de Janeiro

abr/16

mai/16

PMO de Maio

jun/16

PMO de Setembro

set/16

out/16

PMO de Dezembro

nov/16

dez/16

Realizado

%

Desvios Percentuais em relação a carga prevista no PMO de Janeiro/2016 para o SIN 10,00% 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% -2,00% -4,00% -2,22% jan/16

8,28% 4,43%

3,48% 2,75%

3,61%

3,76% 0,62%

-1,71% fev/16

mar/16

abr/16

Realizado

mai/16

PMO de Maio

jun/16

2,96%

1,67%

jul/16

PMO de Setembro

-0,18% -1,67% ago/16

-1,00% -1,64% set/16

PMO de Dezembro

3,71%

-1,52%-1,61% out/16

3,74%

-0,56% -1,62% nov/16

3,53%

-1,62% -1,00% dez/16

Energia Natural Afluente e Armazenamento – Sudeste/Centro-Oeste 29

Fonte: ONS

Nível verificado em 26/11/2016 – Início da semana operativa

33,8%

Energia Natural Afluente e Armazenamento – Sul 30

Fonte: ONS

73,4%

Energia Natural Afluente e Armazenamento – Nordeste 31

Fonte: ONS

9,8%

Energia Natural Afluente e Armazenamento – Norte 32

Fonte: ONS

22,6%

Histórico de ENA 33 HISTÓRICO DE ENA – % MLT verificado JAN/15

SE S

FEV/13 MAR/15 ABR/15 MAI/15 JUN/15

39%

59%

79%

89%

99%

JUL/15 AGO/15 SET/15 OUT/15 NOV/15 DEZ/15 JAN/16

FEV/16 MAR/16 ABR/16 MAI/16 JUN/16

89% 133% 89% 120% 92% 118% 105% 127% 89%

208% 141% 113% 106% 77% 142% 259% 79%

99%

72%

JUL/16 AGO/16 SET/16 OUT/16 NOV/16

89% 119% 91% 104% 95%

82%

89%

96% 236% 198% 299% 205% 154% 195% 148% 113% 96%

97% 116% 74%

95%

76%

NE

26%

28%

37%

56%

54%

50%

50%

41%

41%

17%

27%

44%

91%

32%

23%

44%

30%

33%

35%

33%

38%

35%

N

62%

56%

69%

83% 110% 97%

85%

78%

67%

68%

42%

28%

47%

69%

56%

50%

51%

43%

50%

45%

53%

53%

55%

60%

HISTÓRICO DE ENA – Melhores de um Histórico de 85 anos JAN/15

FEV/13 MAR/15 ABR/15 MAI/15 JUN/15

JUL/15 AGO/15 SET/15 OUT/15 NOV/15 DEZ/15 JAN/16

FEV/16 MAR/16 ABR/16 MAI/16 JUN/16

JUL/16 AGO/16 SET/16 OUT/16 NOV/16

SE

85º

79º

65º

52º

39º

55º



56º

17º

45º

16º

37º

12º

58º

43º

80º

64º

14º

54º

33º

41º

61º

60º

S



17º

34º

30º

43º

21º



41º

36º









13º



14º

30º

36º

35º

25º

47º

39º

53º

NE

85º

84º

81º

67º

70º

83º

84º

85º

85º

85º

85º

85º

82º

52º

85º

86º

86º

86º

86º

86º

86º

85º

84º

N

77º

72º

79º

52º

25º

38º

66º

79º

85º

84º

85º

85º

85º

72º

83º

86º

86º

86º

86º

86º

86º

86º

80º

Fonte: ONS

Representação Fasorial da Energia Natural Afluente – ENA: Amplitude e Ângulo de Fase

Transformada de Hilbert – Sinal Analítico 35

A série temporal da ENA pode ser interpretada como um Sinal Discreto. Com a Transformada de Hilbert (Marple Jr., 1999) é possível obter o Sinal Analítico da ENA (Sacchi, 2009). O Sinal Analítico z[n] pode ser expresso pela representação Fasorial:

z[n]  A[n]  e j [ n] onde: • A[n] é a Amplitude instantânea do Fasor z[n], o que corresponde ao Envelope do sinal original x[n] • [n] é o Ângulo de Fase instantâneo de z[n]

Transformada de Hilbert – Sinal Analítico

Decomposição da ENA do Sudeste/Centro-Oeste: Amplitude e Ângulo de Fase

36

120.000

ENA

MWmédio

100.000

PROJEÇÃO

80.000

MLT

60.000 40.000 20.000

12,0 11,5

Amplitude

Média

Projeção

11,0 10,5 10,0 9,5

3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00 -0,52 -1,05 -1,57 -2,09 -2,62 -3,14

Fase

Projeção

6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6

meses

radianos

log(ENA) MWmédio

0

Transformada de Hilbert – Sinal Analítico

Decomposição da ENA do Sul: Amplitude e Ângulo de Fase 50.000 45.000 40.000

MWmédio

35.000

37 MLT: Novembro: 9.344 MWmed Dezembro: 7.386 MWmed

ENA PROJEÇÃO MLT

30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000

12,0 11,0

Amplitude

Média

Projeção

10,0 9,0 8,0 7,0

3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00 -0,52 -1,05 -1,57 -2,09 -2,62 -3,14

Fase

Projeção

6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6

meses

radianos

log(ENA) MWmédio

0

Transformada de Hilbert – Sinal Analítico

Decomposição da ENA do Nordeste: Amplitude e Ângulo de Fase

38

30.000

ENA

MWmédio

25.000

PROJEÇÃO

20.000

MLT

15.000 10.000 5.000

12,0

Amplitude

Média

Projeção

11,0 10,0 9,0

8,0 7,0

3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00 -0,52 -1,05 -1,57 -2,09 -2,62 -3,14

Fase

Projeção

Tendência de ficar abaixo da média

6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6

meses

radianos

log(ENA) MWmédio

0

Transformada de Hilbert – Sinal Analítico

Decomposição da ENA do Norte: Amplitude e Ângulo de Fase

39

25.000

ENA

MWmédio

20.000

PROJEÇÃO MLT

15.000 10.000 5.000

12,0 11,0

Amplitude

Média

Projeção

10,0 9,0

8,0 7,0

3,14 2,62 2,09 1,57 1,05 0,52 0,00 -0,52 -1,05 -1,57 -2,09 -2,62 -3,14

Fase

Projeção

Tendência de ficar abaixo da média

6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6

meses

radianos

log(ENA) MWmédio

0

Balanço energético

Balanço Energético – SIN 41 78.000

68.000

58.000

MWmédios

48.000

38.000

28.000

18.000

8.000

-2.000

Fonte: ADO/ONS

CARGA

HIDRO

TERMO

EOL

Balanço Energético – Sudeste/Centro-Oeste 42 50.000

45.000

40.000

35.000

30.000

MWmédios

25.000

20.000

15.000

• •

10.000



Em out e nov 2016, as frentes chegaram até o Sudeste; Embora não tenham ocorrido ZCAS, o efeito das chuvas foi semelhante; Carga mais baixa em função das temperaturas (efeito LA NINA)

5.000

0

-5.000

-10.000

Fonte: ADO/ONS

CARGA

INTERC

HIDRO

TERMO

Balanço Energético – Sul 43 18.000

16.000

14.000

12.000

MWmédios

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

-2.000

-4.000

-6.000

Fonte: ADO/ONS

CARGA

INTERC

HIDRO

TERMO

EOL

Balanço Energético – Nordeste 44 12.000

10.000

8.000

• 6.000

MWmédios



Em nov 2016, as frentes frias chegaram até o Sudeste e sul da Bahia; Chuva e consequente redução do vento e geração eólica.

4.000

2.000

0

-2.000

Fonte: ADO/ONS

CARGA

INTERC

HIDRO

TERMO

EOL

Balanço Energético – Nordeste Geração térmica x eólica

45

6.000

5.500

5.000

4.500

4.000

MWmédios

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

Fonte: CCEE

TERMO

EOL

Balanço Energético – Norte 46 10.000

8.000



Melhora das afluência e exportação em alguns dias

6.000

MWmédios

4.000

2.000

0

-2.000

-4.000

-6.000

Fonte: ADO/ONS

CARGA

INTERC

HIDRO

TERMO

Histórico do PLD

100

37,61 Média Anual - SE Média Mensal - SE

233,01 238,84 231,48 204,92

200,21

147,05

115,58

83,43

61,32

75,93

49,42

37,73

30,42

700

689,25

800

287,20

263,06

166,69

300

35,66

29,42

70,28

38,73

135,43

97,36

67,31

28,95

19,03

400

395,73

500

13,25

200

125,16

R$/MWh

Comportamento do PLD de Novembro – Sudeste/Centro-Oeste 48

600

0

Média Semanal - SE

Comportamento semanal do PLD de Novembro 49

250 238,84

240 233,01

231,48

R$/MWh

230

220

210

204,93 204,92

200

190

180

RV0 nov/16

Média Semanal - SE

RV1 nov/16

Média Semanal - S

RV2 nov/16

Média Semanal - NE

RV3 nov/16

Média Semanal - N

Comportamento da ENA Novembro de 2016

Acompanhamento da Energia Natural Afluente

80%

40.000

76% 84%

50.000

60%

30.000

40%

20.000

20%

10.000

Total

Armazenável

Acumulada

*Expectativa de ENA para o mês de acordo com a atual revisão do PMO (ONS), atualizada semanalmente

Expectativa*

RV0

RV3

Expectativa*

Acumulada

30/11

29/11

28/11

27/11

26/11

25/11

24/11

23/11

22/11

21/11

20/11

19/11

18/11

17/11

16/11

15/11

14/11

13/11

12/11

11/11

10/11

09/11

08/11

07/11

06/11

05/11

04/11

03/11

0 02/11

0% 01/11

% da MLT

100%

MLT

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

MWmed

47

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

80% 8.000

60% 6.000

20%

0%

140%

120%

100%

0%

Total Armazenável

1.500

*Expectativa de ENA para o mês de acordo com a atual revisão do PMO (ONS), atualizada semanalmente

80%

500 -

0

Acumulada

60%

14.000 140%

12.000 120%

10.000 100%

40% 4.000 40%

20% 2.000 20%

4.000

40%

3.000

1.000 20%

2.000

0%

REGIÃO SUL REGIÃO SUDESTE

80%

60%

0%

Expectativa* RV0 MLT RV3 RV0 MLT RV3

40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0

MWmed

REGIÃO NORTE

MWmed

3.000

27% 29%

2.000

% da MLT

3.500

88% 100%

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Acumulada Expectativa*

60%

MWmed

2.500

% da MLT

40%

50% 45%

80%

MWmed

74% 77%

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Acumulada Expectativa*

% da MLT 100%

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Acumulada Expectativa*

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Acumulada Expectativa*

% da MLT

Acompanhamento da Energia Natural Afluente REGIÃO NORDESTE 48

100% 6.000

5.000

1.000

0

Comportamento do PLD (Sudeste) x ENA de acoplamento 53 120.000

900 800

100.000 700

500 60.000 400 40.000

300 200

20.000

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15

Sudeste

Sul

jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16

Nordeste

Norte

PLD_SE

sem3

sem1

sem3

sem1

sem4

sem2

sem4

sem2

sem5

sem3

sem1

sem3

sem1

sem3

sem1

sem4

sem2

sem4

sem2

sem4

sem2

sem5

sem3

sem1

sem3

sem1

sem3

sem1

sem4

sem2

sem4

sem2

sem4

sem2

sem5

sem3

sem1

sem3

sem1

sem3

sem1

sem4

sem2

sem4

sem2

sem4

sem2

sem5

sem3

sem1

sem3

sem1

sem3

sem1

sem4

sem2

sem4

sem2

sem5

sem3

sem1

sem3

sem1

sem3

sem1

sem4

sem2

sem4

sem2

sem4

sem2

sem4

sem2

sem5

0

sem3

100

jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16

0

R$/MWh

600

sem1

MWmédio

80.000

Comportamento do armazenamento Novembro de 2016

Energia Armazenada – SIN 55

Fonte: ADO e IPDO/ONS e DECOMP/CCEE

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 40%

37%

% EArmMáx

34% 32,0%

31,5%

31%

29,8%

DECOMP Operação RV0

DECOMP Operação RV3

30/11

29/11

28/11

27/11

26/11

25/11

24/11

23/11

22/11

21/11

20/11

19/11

18/11

17/11

16/11

15/11

14/11

13/11

12/11

11/11

10/11

09/11

08/11

07/11

06/11

05/11

04/11

03/11

02/11

25%

01/11

28%

REALIZADO

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

45 42 39 36 33 30 27

0… REALIZADO

1…

1…

0…

0…

0…

0…

0…

DECOMP Operação RV0 DECOMP Operação RV3

9%

7%

35%

34%

3…

2…

30%

2…

72,9%

2…

75,2%

2…

82%

2…

86%

2…

REGIÃO SUL

2…

90%

2…

REGIÃO NORTE

2…

5%

2…

13%

1…

30%

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11

15%

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11

35%

1…

15%

1…

20%

% EArmMáx

20,8%

% EArmMáx

22,4%

1…

74%

1…

78%

1…

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11

% EArmMáx 25%

1…

1…

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11

70%

0…

10%

0…

0…

% EArmMáx

Energia Armazenada – por submercado 56

REGIÃO NORDESTE

11% 9,8%

9,1% 8,2%

14,3%

REGIÃO SUDESTE

86,3% 34,4%

33,7%

33%

32%

31% 30,9%

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

Comportamento da geração hidráulica Novembro de 2016

Acompanhamento da Geração Hidráulica - SIN

58

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 60

37,2 38,8

41,6

41,8

50

GWmed

40

30

20

10

Geração Hidráulica Programada

Geração Hidráulica Realizada

Geração Hidráulica (DECOMP PLD)

Geração Hidráulica (DECOMP Operação)

Geração Hidráulica das UHEs tipo I

Média

30/11

29/11

28/11

27/11

26/11

25/11

24/11

23/11

22/11

21/11

20/11

19/11

18/11

17/11

16/11

15/11

14/11

13/11

12/11

11/11

10/11

09/11

08/11

07/11

06/11

05/11

04/11

03/11

02/11

01/11

0

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

0 5…

0 4…

0 3…

0 2…

0 1…

Geração Hidráulica Programada

Geração Hidráulica das UHEs tipo I Geração Hidráulica (DECOMP PLD) 0 3333 Geração Hidráulica Realizada M é…

0

27,0 27,2

26,5 26,8

30

3 0…

5

2 9…

REGIÃO SUL

2 8…

0,0

2 7…

0,0

2 6…

0,5

2 5…

1,0

2 4…

1,0

2 3…

2,5 2,4

2,3 2,3

REGIÃO NORTE

2 2…

2,5

2 1…

3,0

5,0

2 0…

6,0

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

GWmed 3,5

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

3,2

3,3 3,2

2,7

7,0

1 9…

GWmed

8,9 9,0

12

1 8…

4

1 7…

1 6…

8 6,5

10

1 5…

6 5,7

4,0

1 4…

2,0

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

GWmed 3,0

1 3…

1 2…

1 1…

1 0…

0 9…

0 8…

0 7…

0 6…

2

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

GWmed

Acompanhamento da Geração Hidráulica – Por submercado 59

REGIÃO NORDESTE

2,0

1,5

40

REGIÃO SUDESTE

35

25

20

15

10

Geração Hidráulica (DECOMP Operação)

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

Estimativa do Fator de Ajuste do MRE

Acompanhamento do Fator de Ajuste do MRE 49.388

49.388

47.505

50.000 40.000 30.000 20.000

Geração Hidráulica SIN 54.218 50.971

44.080 37.494 44.152 43.745 38.699 32.912 43.666 45.474 45.161 46.942 46.691 40.550 33.240 40.905 38.183 45.616 45.666 43.962 39.191 34.092 43.429 46.527 48.666 49.197 48.043 42.394 39.552

Fator de Ajuste do MRE

48.898

Geração Hidráulica Semanal SIN

84,7% 86,6%

60.000

Garantia Física Sazo Modulada SIN

10.000

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 01/12 Realizado Real. + DECOMP*

0

Fator de Ajuste do MRE

120% 110% 100% 90% 80%

103,0%

108,0%109,0%

113,0%

108,0% 99,1% 90,6%

90,7%

84,7%

94,3% 93,5%

88,8%

85,4% 84,8% 83,5%

78,5%

80,1% 82,5%

70% Fator de Ajuste do MRE

*Expectativa de fator de ajuste para o mês atualzada diariamente de acordo com a geração verificada e prevista

Referência

Fonte: CCEE

86,2%

61

Acompanhamento do Fator de Ajuste do MRE Fins de Repactuação do Risco Hidrológico Garantia Física Sazo Modulada SIN 49.388

49.388

47.505

50.000 40.000 30.000 20.000

Geração Hidráulica SIN 54.218 50.971

44.080 37.494 44.152 43.745 38.699 32.912 43.666 45.474 45.161 46.942 46.691 40.550 33.240 40.905 38.183 45.616 45.666 43.962 39.191 34.092 43.429 46.527 48.666 49.197 48.043 42.394 39.552

Fator de Ajuste do MRE

48.898

Geração Hidráulica Semanal SIN

84,7% 86,6%

60.000

62

10.000

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 01/12 Realizado Real. + DECOMP*

0

Fator de Ajuste do MRE

120% 110% 100% 90% 80%

103,0%

108,0% 109,0%

113,0%

108,0% 99,1% 90,6%

90,7%

84,7%

94,3% 93,5%

88,8%

85,4% 84,8% 83,5%

78,5%

80,1% 82,5%

70% Fator de Ajuste do MRE

*Expectativa de fator de ajuste para o mês atualizada diariamente de acordo com a geração verificada e prevista

Referência

Fontes: CCEE

86,2%

Estimativa do Fator de Ajuste do MRE Novembro e Dezembro de 2016

63

MWmédios

65.000 55.000 45.000 35.000

25.000 nov/16 Ger. Hidr. MRE G. F. Sazo

43.488 50.228

sem1 dez/16 49.177 52.761

sem2 dez/16 47.277 50.723

sem3 dez/16 46.962 50.385

sem4 dez/16 45.912 49.258

sem5 dez/16 42.579 45.682

sem6 dez/16 45.417 48.727

dez/16 45.899 49.245

110% 100%

90,7%

[%]

90% 80%

78,4%

94,3% 93,5%

88,8%

93,2%

85,4% 84,8% 83,5%

80,1% 82,5%

86,6%

70%

60% 50% jan/16

fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16 nov/16 dez/16

Estimativa do Fator de Ajuste do MRE Novembro e Dezembro de 2016 – Sazo FLAT 64

(Resolução Normativa ANEEL nº 684 de 11 de dezembro de 2015, fator de ajuste do MRE para fins de repactuação do risco hidrológico, o qual considera a garantia física com a sazonalização uniforme (“flat”))

MWmédios

65.000 55.000 45.000 35.000

25.000 nov/16 Ger. Hidr. MRE G. F. FLAT

43.488 52.803

sem1 dez/16 49.177 56.500

sem2 dez/16 47.277 54.317

sem3 dez/16 46.962 53.955

sem4 dez/16 45.912 52.749

sem5 dez/16 42.579 48.920

sem6 dez/16 45.417 52.181

dez/16 45.899 52.734

110% 100%

[%]

90%

99,5% 99,5% 94,7% 90,7%

80%

86,6%

83,7% 81,6% 80,0% 78,3% 79,1% 82,4%

87,0%

70%

60% 50% jan/16

fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16 nov/16 dez/16

Comportamento da geração térmica Novembro de 2016

Acompanhamento do Despacho Térmico (MWmed)

66

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 25.000 22.372

20.000

11.714 11.375

9.318 9.015

MWmed

15.000

10.000

5.000

Programado Restrição Elétrica Segurança Energética Geração Térmica (DECOMP PLD)

Geração Térmica das UTEs tipo I e II-A

Inflexibilidade GFOM - Geração Fora do Mérito Exportação Capacidade Instalada

Média

30/11

29/11

28/11

27/11

26/11

25/11

24/11

23/11

22/11

21/11

20/11

19/11

18/11

17/11

16/11

15/11

14/11

13/11

12/11

11/11

10/11

09/11

08/11

07/11

06/11

05/11

04/11

03/11

02/11

01/11

0

Ordem de Mérito Energia de Reposição Geração Térmica (DECOMP Operação)

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

MWm ed 50.000

0

0…

Programado Ordem de Mérito Energia de Reposição Geração Térmica (DECOMP Operação)

Geração Térmica das UTEs tipo I e II-A Segurança Energética Geração Térmica (DECOMP PLD)

Verificado

8.000

0

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Restrição Elétrica Inflexibilidade 22.372 GFOM - Geração Fora do Mérito Exportação Capacidade Instalada

5.969 5.869

12.000

M…

6.000 4.555 4.341

1.283 1.273 0 0 0

2.000

3…

2.482

3.000

2.436

6.000

2…

0

2…

2.000

2…

2.500

2…

3.000

2…

3.092

2…

REGIÃO SUL

2…

0

2…

REGIÃO NORTE

2…

0

2…

1.000 01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

1.000

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

1.500

MWmed

3.000

1…

2.000

MWmed

2.337 2.172

2.315 2.217

3.217

12. 1… 004 1…

2.000

1…

1…

1.000

926 898

3.500

1…

1.500 1.165 1.184

2.500

1…

500

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

MWmed 3.500

1…

1…

1…

0…

0…

0…

0…

0…

0…

0…

0…

500

01/11 02/11 03/11 04/11 05/11 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 27/11 28/11 29/11 30/11 Média

MWmed

Acompanhamento do Despacho Térmico (MWmed) REGIÃO NORDESTE

67

5.482

5.000

4.000

REGIÃO SUDESTE

10.000

10.581

4.000

Fontes: ADO/IPDO (ONS) e DECOMP (CCEE)

Estimativa dos ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD

Histórico de ESS – 2014/2015/2016 69 1.000 900 800 700

500

ESS e Custos de Novembro estimados

400 300

200

ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local)

ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013)

Ultrapassagem da CAR

Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU < CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração)

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

mai/15

abr/15

mar/15

fev/15

jan/15

dez/14

nov/14

out/14

set/14

ago/14

jul/14

jun/14

mai/14

abr/14

mar/14

0

fev/14

100

jan/14

MM R$

600

Estimativa de ESS – Novembro de 2016 70

35

Restrições Operativas 30,01

30

Segurança Energética 29,28

25,12

R$ MM

25 20

22,75 15,95 27,46

15 10

Total

24,11 17,96

24,77

15,66

5 0

0,29

1 a 4 nov

2,54

5 a 11 nov

5,16

4,79

12 a 18 nov

19 a 25 nov

0,35

26 a 30 nov

Encargos estimados para o mês de Novembro de 2016 - TOTAL R$ 123,1milhões Restrição Operativa – R$ 13,1 milhões

Segurança Energética – R$ 110 milhões

Observação – Dados do ADO e IPDO

Estimativa de ESS – Novembro de 2016 71

Subm.

Sem 1

Sem 2

Sem 3

Sem 4

Sem 5

Total

Restrição operativa (R$ MM)

Sudeste

-

1,66

2,67

3,91

-

8,23

Sul

-

-

-

-

-

-

Nordeste

0,29

0,72

1,87

0,04

-

2,92

Norte

-

0,16

0,63

0,85

0,35

1,99

Total

0,29

2,54

5,16

4,79

0,35

13,14

Segurança Energética (R$ MM)

Subm. Sudeste

-

-

-

-

-

-

Sul

-

-

-

-

-

-

Nordeste

14,20

25,22

21,63

15,78

24,77

101,61

Norte

1,46

2,24

2,48

2,18

-

8,35

Total

15,66

27,46

24,11

17,96

24,77

109,96

Observação – Dados do ADO e IPDO

Estimativa de Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD – Nov/16 72

Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD

MM R$

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

1a4 nov

5 a 11 nov

12 a 18 nov

19 a 25 nov

26 a 30 nov

Sudeste

Sul

Custos estimados para o mês de Novembro de 2016 - TOTAL R$ 0

Nordeste

Norte Observação – Dados do ADO e IPDO

Estimativa de ESS – Dezembro de 2016 73

40

Restrições Operativas

Total

33,53

35

28,86

30 R$ MM

Segurança Energética

25

22,19

20 32,89

15 10

14,11

28,34

9,28

21,68 13,31

5

9,16

0

0,12

0,65

0,51

0,51

0,80

2,62 1,94 0,68

1 e 2 dez

3 a 9 dez

10 a 16 dez

17 a 23 dez

24 a 30 dez

31 dez

Encargos estimados para o mês de Dezembro de 2016 - TOTAL R$ 111,6 milhões Restrição Operativa – R$ 3,3 milhões

Segurança Energética – R$ 107,3 milhões

Observação – Dados do ADO e IPDO

Estimativa de ESS – Dezembro de 2016 74

Subm.

Sem 1

Sem 2

Sem 3

Sem 4

Sem 5

Total

Restrição operativa (R$ MM)

Sudeste

-

-

-

-

-

-

Sul

-

-

-

-

-

-

Nordeste

-

-

-

-

-

-

Norte

0,12

0,65

0,51

0,51

0,80

3,27

Total

0,12

0,65

0,51

0,51

0,80

3,27

Segurança Energética (R$ MM)

Subm. Sudeste

-

-

-

-

-

-

Sul

-

-

-

-

-

-

Nordeste

9,16

32,89

28,34

21,68

13,31

107,32

Norte

-

-

-

-

-

-

Total

9,16

32,89

28,34

21,68

13,31

107,32

Observação – Dados do ADO e IPDO

Estimativa de Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD – Dez/16 75

Custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD

MM R$

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

1e2 dez

3a9 dez

10 a 16 dez

17 a 23 dez

24 a 30 dez

31 dez

Sudeste

Sul

Custos estimados para o mês de Dezembro de 2016 - TOTAL R$ 0

Nordeste

Norte Observação – Dados do ADO e IPDO

Comportamento do PLD Novembro de 2016

jul.15

jan.16

set.16 out.16

jul.18 nov.16

jan.19

150

100 100

50 50

0 0

set.16 out.16 nov.16

out.18

jul.18

abr.18

jan.18

out.17

jul.17

abr.17

jan.17

out.16

jul.16

abr.16

jan.16

out.15

jul.15

mar.21

dez.20

set.20

jun.20

dez.20

set.20

mar.21

set.20

jun.20

dez.20

jun.20

mar.20

mar.21

dez.19 mar.20

out.19 dez.19

jul.19 out.19

jul.19

jan.19

150

Norte

abr.19

200

nov.16

jan.19

nov.16

abr.19

200

jul.18

250 out.16

out.18

Nordeste

jan.18

set.16

abr.18

dez.19 mar.20

0

jul.17

jul.19 out.19

50

out.17

jan.19 abr.19

50

jan.17

jul.18 out.18

100

abr.17

jan.18 abr.18

100

jul.16

jul.17 out.17

R$/MWh

150

out.16

jan.17 abr.17

200

abr.16

jul.16 out.16

250

jan.16

jan.16 abr.16

FCF de novembro mais cara

out.15

R$/MWh

jul.15

Sudeste

jul.15

mar.21

dez.20

set.20

jun.20

mar.20

dez.19

out.19

jul.19

abr.19

out.16

out.18

set.16

abr.18

jan.18

out.17

jul.17

abr.17

jan.17

out.16

jul.16

abr.16

250

out.15

R$/MWh 250

out.15

R$/MWh

Média das 2000 séries 77

Sul

200

150

0

Comportamento do Preço – Nov/16 – Todos os submercados 78 300

238,84 250

+ 11,78

4,61

233,01 1,07

6,31

0,00

0,48

- 7,60

0,10

0,34

231,48 R$ MWh

200

19,54 8,07

+ 61,10

1,05

204,92

165,81

150

100

50

0

Sem 5 Set/16

Sem 1 FCF

Sem 1 Vazões

Sem 1 Armaz

Sem 1 Outros

Sem 2 Vazões

Sem 2 Armaz

Sem 2 Outros

Sem 3 Vazões

Sem 3 Armaz

Sem 3 Outros

Sem 4 Vazões

Sem 4 Armaz

Sem 4 Outros

Dezembro de 2016

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 80

PLD SE/CO Preços médios de Novembro de 2016 (R$/MWh) Sul

Nordeste

Norte

218,98

218,98

218,98

218,98

689,25

Sudeste 800

700

182,12

218,98

200,21

147,05

115,58

83,43

61,32

75,93

49,42

37,73

30,42

35,66

166,69 29,42

70,28

38,73

135,43

97,36

67,31

28,95

19,03

100

13,25

200

37,61

300

287,20

400

125,16

R$/MWh

500

263,06

395,73

600

0

Média Anual - SE

Média Mensal - SE

Média Semanal - SE

100

111,9

Média Anual - SE Média Mensal - SE

182,12

218,98

200,21

139,04

112,36

83,43

56,13

74,91

49,42

37,73

281,7

700

660,98

800

30,42

400

254,21

166,94

300

35,61

28,14

70,1

40,0

134,7

91,2

69,3

34,2

19,0

13,8

13,7

200

121,3

R$/MWh

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016

PLD - Sul 81

600

500

0

Média Semanal - SE

200

100

Média Anual - SE

300

Média Mensal - SE

182,12

218,98

200,21

147,05

119,47

108,68

266,71

249,11

166,28

310,38

309,9

669,02

700

118,60

400

263,96

161,32

800

106,07

29,21

84,9

32,2

136,2

94,8

32,6

18,5

41,9

14,0

450,3

500

74,6

93,9

R$/MWh

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016

PLD - Nordeste 82

600

0

Média Semanal - SE

100

0

Média Anual - SE Média Mensal - SE

182,12

218,98

200,21

147,05

119,47

106,13

102,22

88,98

49,46

37,73

249,8

262,90 593,06

600

30,42

300

161,30

700

63,49

28,81

84,4

24,5

132,8

94,8

57,1

26,4

18,8

13,1

400

376,7

500

7,4

200

99,2

R$/MWh

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016

PLD - Norte 83

800

Média Semanal - SE

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 84

PLD Patamar de carga

SE/CO

S

NE

N

Pesada

182,86

182,86

182,86

182,86

Media

182,86

182,86

182,86

182,86

Leve

180,82

180,82

180,82

180,82

Média Semanal

182,12

182,12

182,12

182,12

PLD

Submercado

4ª sem - nov

1ª sem - dez

Variação %

Sudeste

204,92

182,12

- 11%

Sul

204,92

182,12

- 11%

Nordeste

204,93

182,12

- 11%

Norte

204,93

182,12

- 11%

NEWAVE

Armazenamento (SIN) 86 100 90

Limites de Armazenamento (1996 a 2015)

2009 (Melhor do Histórico)

2014 (Pior do Histórico)

2015

PROJEÇÃO CCEE JAN/16 (GT até CVU de R$600/MWh)

2016

PROJEÇÃO CCEE RV0 NOV/2016 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga)

PROJEÇÃO CCEE RV0 Dez/2016 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga)

84,1

83,0

79,9

79,9

77,7

80

Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx]

74,0

73,9

67,0

70 64,0

68,6

70,9

67,8

55,6

54,1

55,7

54,5

54,5

53,7 49,7

50

53,2 48,8

47,3

45,0

49,9

38,2

40 30

67,7

60,5

50,1 40,9

65,3

61,3

60

72,1 68,8

40,9 28,8

36,6

34,8 28,9

20 22,4

23,2 20,5

10

36,4

38,0

36,0

32,8

33,8 33,8 29,0

Armazenamento inicial do Newave (em %): Mês

SE/CO

S

NE

N

Nov/16

34,9

83,4

11,3

30,6

Dez/16

33,7

74,2

9,8

23,1

Diferença

-1,2

-9,2

-1,5

-7,5

27/nov 31,5 34,5 31,6 30,2 30,5 28,8 27,8

0 dez

jan

fev

mar

abr

mai

jun

jul

ago

set

out

* O critério para escolha do melhor e do pior ano do histórico foi o nível de armazenamento ao final de novembro de cada ano (final do período seco)

nov

dez

Fontes: ONS e CCEE (projeção)

Armazenamento (SIN) 87 100 90

Limites de Armazenamento (1996 a 2015)

2009 (Melhor do Histórico)

2014 (Pior do Histórico)

2015

PROJEÇÃO CCEE JAN/16 (GT até CVU de R$600/MWh)

2016

PROJEÇÃO CCEE RV0 NOV/2016 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga)

PROJEÇÃO CCEE RV0 Dez/2016 (GT Mérito e 2ª Revisão Quadrimestral da Carga)

84,1

83,0

79,9

79,9

77,7

80

Níveis de Armazenamento [% da EArm Máx]

74,0

73,9

67,0

70 64,0

68,6

70,9

67,8

55,6

54,1

54,5

54,5

53,7 49,7

50

53,2 48,8

47,3

45,0

49,9

38,2

40 30

67,7

60,5

55,7

50,1 40,9

65,3

61,3

60

72,1 68,8

40,9 28,8

36,6

34,8

36,4

38,0

36,0

32,8

29,0

28,9

20 22,4

33,8 33,8

Armazenamento inicial do Newave (em %):

23,2 20,5

10

Mês

SE/CO

S

NE

N

Dez/15

27,7

96,8

5,1

19,5

Dez/16

33,7

74,2

9,8

23,1

Diferença

+6,0

-22,6

+4,7

+3,6

27/nov 31,5 34,5 31,6 30,2 30,5 28,8 27,8

0 dez

jan

fev

mar

abr

mai

jun

jul

ago

set

out

* O critério para escolha do melhor e do pior ano do histórico foi o nível de armazenamento ao final de novembro de cada ano (final do período seco)

nov

dez

Fontes: ONS e CCEE (projeção)

Tendência Hidrológica (% Média de Longo Termo - MLT) 88 Ordem Submercado

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out PAR (p)

Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Parana Sul Nordeste Norte Belo Monte

79

41

66

47

56

49 51

53

63

235

204

45 55

33 54 67

60 61 75 138 78 95 38 53 72

1 6 1 3 1 1 2 4 6

Previsão Novembro % da MLT 70 75 91 147 87 97 53 53 63

Ordem Submercado

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov PAR (p)

Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Parana Sul Nordeste Norte Belo Monte

33

66 53

57 63

58 60

96

85

153 79

35

33

38 73

81 59 87 145 88 76 35 55 74

4 4 1 2 4 1 5 1 2

Previsão Dezembro % da MLT 85 71 95 136 92 88 65 63 78

Tendência Hidrológica (% Média de Longo Termo - MLT) 89

Submercado

Out

Previsão Nov % da MLT

SE/CO

82%

89%

S

95%

97%

NE

38%

53%

N

53%

53%

Submercado

Nov

Previsão Dez % da MLT

SE/CO

89%

91%

S

76%

88%

NE

35%

65%

N

55%

63%

Cronograma de Expansão (DMSE) – UHEs 90

Expansão da Oferta Hidráulica - UHE 109.000 107.000

Potência (MW)

105.000 103.000 101.000

A linha verde tracejada ilustra os limites de geração impostos à UHE Belo Monte

99.000 97.000

A linha verde tracejada ilustra os limites de geração impostos às UHEs Jirau e Santo Antônio do rio Madeira

95.000 93.000

DMSE Geração - Novembro

DMSE Geração - Dezembro

Transmissão

Alterações:  Atraso nas 3 UGs da UHE Colíder – 300 MW (Atraso no andamento das obras seguindo fiscalização da ANEEL);  Atraso da UHE Santa Branca – 62 MW (Seguindo definição do Ato Legal);  Antecipação da UG 3 da UHE Belo Monte – 611 MW (previsto anteriormente para jan/17 e autorizado em nov/16);  Antecipação das UGs 46, 47, 48 e 49 da UHE Jirau – 300 MW (2 UGs previstas anteriormente para dez/16 e 2 UGs para jan/17 e todas autorizadas em nov/16).

dez/20

out/20

ago/20

jun/20

abr/20

fev/20

dez/19

out/19

ago/19

jun/19

abr/19

fev/19

dez/18

out/18

ago/18

jun/18

abr/18

fev/18

dez/17

out/17

ago/17

jun/17

abr/17

fev/17

dez/16

91.000

Cronograma de Expansão (DMSE) – UTEs 91

Expansão da Oferta Térmica 36.500 36.000

35.000 34.500 34.000 33.500 33.000

32.500

DMSE Geração - Novembro

DMSE Geração - Dezembro

nov/20

set/20

jul/20

mai/20

mar/20

jan/20

nov/19

set/19

jul/19

mai/19

mar/19

jan/19

nov/18

set/18

jul/18

mai/18

mar/18

jan/18

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

jan/17

32.000 nov/16

Potência (MW)

35.500

Cronograma de Expansão (DMSE) – UEEs 92

Expansão da Oferta Eólica 15.000

14.000

Potência (MW)

13.000 12.000 11.000 10.000 9.000 8.000

DMSE Geração - Novembro

DMSE Geração - Dezembro

Atrasos/antecipações em função de obtenção de licenças, adequações ao cronograma/andamento das obras e alteração de ponto de conexão

nov/20

set/20

jul/20

mai/20

mar/20

jan/20

nov/19

set/19

jul/19

mai/19

mar/19

jan/19

nov/18

set/18

jul/18

mai/18

mar/18

jan/18

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

jan/17

nov/16

7.000

Cronograma de Expansão (DMSE) – PCHs e CGHs 93

Expansão da Oferta Hidráulica - PCH e CGH 6.000

5.900 5.800

Potência (MW)

5.700 5.600 5.500 5.400

5.300 5.200 5.100

DMSE Geração - Novembro

DMSE Geração - Dezembro

Atrasos/antecipações em função de obtenção de licenças e adequações ao cronograma/andamento das obras

nov/20

set/20

jul/20

mai/20

mar/20

jan/20

nov/19

set/19

jul/19

mai/19

mar/19

jan/19

nov/18

set/18

jul/18

mai/18

mar/18

jan/18

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

jan/17

nov/16

5.000

Cronograma de Expansão (DMSE) – UFVs 94

Expansão da Oferta Fotovoltaica 3.000

Potência (MW)

2.500

2.000

1.500

1.000

500

DMSE Geração - Novembro

DMSE Geração - Dezembro

 Atrasos em função de obtenção de licenças, adequações ao cronograma/andamento das obras e viabilidade econômica  Inabilitação da UFV Fazenda Esmeralda (30 MW a partir de nov/18)

nov/20

set/20

jul/20

mai/20

mar/20

jan/20

nov/19

set/19

jul/19

mai/19

mar/19

jan/19

nov/18

set/18

jul/18

mai/18

mar/18

jan/18

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

jan/17

nov/16

0

Usinas não simuladas individualizadamente - SIN 95

Usinas não simuladas individualizadamente (MWmédio)

17000 16000 15000

14000 13000 12000 11000 10000

9000 8000 7000

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

Usinas não simuladas individualizadamente – Por submercado 96 NORTE (MWmédios) 300

NORDESTE (MWmédios) 10000 9000

250

8000 7000

200

6000 150

5000 4000

100

3000 2000

50

1000 0

0

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

PMO de novembro de 2016

SUDESTE (MWmédios)

SUL (MWmédios) 3000

6000

2500

5000

2000

4000

1500

3000

1000

2000

500

1000

0

0

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

Carga – SIN 97

Carga do SIN

82000

78000

Carga (MWmédio)

74000

70000

66000

62000

Dez: - 2.641 MWmed Jan: - 3.323 MWmed

58000

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

Carga – por submercado 98 Carga do NORTE (MWmédios) 8000

Carga do NORDESTE (MWmédios) 13000 12500

7000

12000

Jan: - 54 MWmed

11500

Jan: - 40 MWmed 6000

11000 10500

5000

10000

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

PMO de novembro de 2016

Carga do SUL (MWmédios) 15000

PMO de dezembro de 2016

Carga do SUDESTE (MWmédios) 49000

Dez: - 341 MWmed

47000

Dez: - 2.300 MWmed

14000

Jan: - 1.029 MWmed

45000

13000

Jan: - 2.200 MWmed

43000 41000

12000

39000 11000 37000 10000

35000

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

Carga – por submercado 99

Carga média anual - Nordeste

Carga média anual - Norte

2017: - 5 MWmed

7.000 6.000

5.531 5.531

6.664 6.664

12.175

6.077 6.077

5.894 5.894

5.681 5.676

12.500 12.000

5.000

11.140

4.000 11.000

11.645

11.140

10.866 10.866 10.706 10.703

3.000 10.500

2.000

10.000

1.000

9.500

0 dez/16

2017

2018

PMO de novembro de 2016

2019

dez/16

2020

11.788 11.702

12.197 12.197

2018

2019

2020

PMO de dezembro de 2016

Carga média anual - Sudeste

Carga média anual - Sul

11.25910.918

2017

PMO de novembro de 2016

PMO de dezembro de 2016

2017: - 86 MWmed

14.000 12.000

11.645

2017: - 3 MWmed

11.500

12.175

12.681 12.681

13.155 13.155

2017: - 183 MWmed

50.000 45.000 40.000

10.000

35.000

8.000

30.000

39.325

40.100

39.916

41.550 41.550

43.144

43.144

44.848 44.848

37.025

25.000

6.000

20.000

4.000

15.000 10.000

2.000

5.000 0

0 dez/16

2017

PMO de novembro de 2016

2018

2019

PMO de dezembro de 2016

2020

dez/16

2017

PMO de novembro de 2016

2018

2019

PMO de dezembro de 2016

2020

Limites de intercâmbio AGRINT

100

Recebimento do Nordeste 6.000,00

5.000,00 4.000,00

3.000,00 2.000,00

1.000,00

RECEBIMENTO NE - PMO Novembro

• • •

Compatibilização para os dois primeiros meses com os dados do DECOMP; Consideração do Norte exportador; Os demais agrupamentos não sofreram alterações em relação ao mês anterior.

RECEBIMENTO NE - PMO Dezembro

dez/20

out/20

ago/20

jun/20

abr/20

fev/20

dez/19

out/19

ago/19

jun/19

abr/19

fev/19

dez/18

out/18

ago/18

jun/18

abr/18

fev/18

dez/17

out/17

ago/17

jun/17

abr/17

fev/17

dez/16

0,00

out.16 nov.16 dez.16

mar.21

dez.20

set.20

jun.20

mar.20

dez.19

out.19

jul.19

abr.19

jan.19

out.18

jul.18

abr.18

jan.18

out.17

jul.17

abr.17

jan.17

out.16

jul.16

abr.16

jan.16

250

out.15

jul.15

R$/MWh

Média das 2000 séries - Sudeste 101

Sudeste

200

150

100

50

0

out.16 nov.16

jul.18 dez.16

jan.19

50 50

0 0

out.16 nov.16

jul.18

nov.16

dez.16

jan.17

set.20 dez.20 mar.21

dez.20 mar.21

jun.20

jun.20 set.20

dez.19 mar.20

dez.19 mar.20

jul.19

out.18

jul.18

abr.18

jan.18

out.17

jul.17

abr.17

out.19

100

jul.19

150

out.19

200

jan.19

200

abr.19

Sudeste

jan.19

dez.16

abr.19

out.18

150

jan.18

out.16

abr.18

250

jul.17

dez.16

out.17

Sul

jan.17

0

abr.17

0

jul.16

50

out.16

50

jul.16

100

out.16

100

jan.16

150

abr.16

150

abr.16

200

out.15

R$/MWh

200

jan.16

100

jul.15

R$/MWh

250

out.15

R$/MWh

mar.21

dez.20

set.20

jun.20

mar.20

dez.19

out.19

jul.19

abr.19

jan.19

out.18

jul.18

abr.18

jan.18

out.17

jul.17

abr.17

jan.17

out.16

jul.16

abr.16

jan.16

out.15

jul.15

Norte

jul.15

mar.21

dez.20

set.20

jun.20

mar.20

dez.19

out.19

jul.19

abr.19

nov.16

out.18

out.16

abr.18

jan.18

out.17

jul.17

abr.17

jan.17

out.16

jul.16

abr.16

250

jan.16

R$/MWh

250

out.15

jul.15

Média das 2000 séries 102

Nordeste

CVU Pilha de térmica: Novembro RV0 – Dezembro RV0 PILHA DE TÉRMICA - SIN PLD Max

1.200,00

Novembro RV0 2016

Dezembro RV0 2016

1.000,00

R$/MWh

800,00

600,00

400,00

Usinas a Óleo do Nordeste (4º LEN em diante)

200,00

0,00 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000 MW 14000

16000

18000

20000

22000

24000

CVU Pilha de térmica por Submercado: Novembro RV0 – Dezembro RV0 PILHA DE TÉRMICA - N 1.200,00

PLD Max Dezembro RV0 2016

1.000,00

PLD Max Dezembro RV0 2016

Novembro RV0 2016 1.000,00

Novembro RV0 2016

800,00

R$/MWh

800,00

R$/MWh

PILHA DE TÉRMICA - NE

1.200,00

600,00

600,00

400,00

400,00

200,00

200,00 0,00

0,00 0

1000

2000

3000

0

4000

1000

2000

MW

4000

5000

6000

MW

PILHA DE TÉRMICA - SE

PILHA DE TÉRMICA - S

1.000,00

3000

PLD Max Dezembro RV0 2016

Novembro RV0 2016

PLD Max Dezembro RV0 2016

1.200,00

Novembro RV0 2016

800,00

600,00

R$/MWh

R$/MWh

1.000,00

400,00

800,00 600,00 400,00

200,00

200,00 0,00

0,00 0

500

1000

1500

2000

MW

2500

3000

3500

0

2000

4000

6000

MW

8000

10000

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 – Semana 1 105

Nível inicial de armazenamento – Previsto x Verificado

34,0

% EARM Máxima

33,0 32,04 32,0

31,0

32,3 31,58

Previsto 30,0

Realizado

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 – Semana 1 106

Variação da Carga

80.000

50.000

37.223

60.000

39.001

5.686

10.000

5.746

10.873

20.000

11.053

30.000

11.200

40.000

11.460

MWmédios

70.000

64.982

67.259

1ª semana:

0 Sudeste

Sul

Nordeste

Norte

SIN

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 – Semana 1 107

Curva de Oferta e Demanda 1.200

Oferta Hidro Oferta Térmica

600

400

Carga

Inflexibilidade hidrelétrica

R$/MWh

800

Inflexibilidade térmica

Usinas não despachadas individualmente

1.000

200

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

MWmédio

70.000

80.000

90.000 100.000

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 108

Decomposição do PLD – NEWAVE 250

204,92 200

202,03

204,49

199,29

198,37

200,98 197,51

200,65

197,04

R$/MWh

182,12 150

100

50

0

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 109

Decomposição do PLD - DECOMP 230 220 210

204,92

203,61

R$/MWh

200 190

197,04

208,00

200,47

198,28 180,32 182,12 182,12

180

179,06 170 160 150

Comportamento do Preço – Dezembro de 2016 – Semana 1 110

Diferença PLD x CMO 200

SUDESTE - SUL - NORDESTE - NORTE

195 190 185

R$/MWh

180 175 170 165 160 155 150

182,01 182,12 182,12 182,12

181,03 181,08 181,09

180,95 180,95 172,88

InfoMercado Semanal

InfoMercado Semanal – 1 a 22 de novembro 112

O InfoMercado semanal apresenta os resultados preliminares de medições de consumo e geração de energia elétrica no mês corrente e dados da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais.

InfoMercado Semanal – 1 a 22 de novembro Geração e consumo no SIN

Representatividade da Geração

113

InfoMercado Semanal – 1 a 22 de novembro 114

Detalhamento da geração - Hidráulica

+ 15,6%

- 7,3%

InfoMercado Semanal – 1 a 22 de novembro 115

Detalhamento da geração - Térmica

+ 4,7% - 5,3 %

- 8,5 % - 50,3 %

- 28,8 %

- 63,3 %

InfoMercado Semanal – 1 a 22 de novembro Comportamento do Consumo por Ambiente de Contratação

116

InfoMercado Semanal – 1 a 22 de novembro Comparativo do consumo no ACL por ramo de atividade

117

Projeção do PLD Revisão 0 de Dezembro de 2016

Disclaimer •

A CCEE alerta e ressalta que é de responsabilidade exclusiva dos agentes de mercado 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 e comerciais, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. Assim, não cabe atribuir a CCEE qualquer responsabilidade pela tomada de decisões administrativas e empresariais relacionadas ao tema. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

119

Metodologias de Projeção do PLD

Metodologias 121

• Metodologias de Projeção de ENA: • Projeção de ENA por Redes Neurais Artificiais • Transformação Logarítmica • Metodologia de Simulação: • Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP

Projeção da ENA: Projeção do log da ENA por RNAs

122

 Transformação Logarítmica:  É feita a projeção do logaritmo da ENA por RNAs ENA Recuperação do sinal

Transformação Logarítmica do sinal da ENA

ENA (projeção)

Projeção do log(ENA) por RNAs

Projeção do PLD: Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP 123

Descrição: Com o objetivo de melhor emular o procedimento de cálculo do PLD, para cada mês que se deseja projetar o PLD são processados um NEWAVE e dois DECOMPs (um de operação, com premissas de geração térmica por segurança energética, e um de preço) de forma sequencial, encadeando o processo para todo o horizonte de projeção.

Mês M

Premissas PMO, Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M, Sensibilidades mês M, etc.

FCF M

(operação)

FCFM+1

PLDM

Níveis Reservatório das UHEs, Despacho Níveis dede Reservatório das UHEs Antecipado GNL e Vazões com Tempo de Viagem

Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M+1, Sensibilidades mês M+1, etc.

Mês M+1

DECOMP (preço)

DECOMP DECOMP

NEWAVE

FCF M+1

NEWAVE

PLDM+1

Níveis Reservatório das UHEs, Despacho Níveis dede Reservatório das UHEs Antecipado GNL e Vazões com Tempo de Viagem

Projeção de ENA/Previsão de Vazões mês M+2, Sensibilidades mês M+2, etc.

Mês M+2

DECOMP (preço)

DECOMP (operação)

DECOMP FCFM+1

FCF M+2

DECOMP (operação)

NEWAVE

DECOMP

DECOMP (preço)

PLDM+2

São processados vários NEWAVE e DECOMP que consultam várias Funções de Custo Futuro atualizadas!

...

...

...

FCFM+1

Resultados da Projeção do PLD Revisão 0 de Dezembro de 2016

Premissas 125



Projeção do PLD: Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): • Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP • Despacho Térmico por Ordem de Mérito



Sensibilidade 1: Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): • Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP • Despacho Térmico por Ordem de Mérito • Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN



Sensibilidade 2: Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): • Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP • Despacho Térmico por Ordem de Mérito • Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN



Sensibilidade 3: Projeção de ENA por Redes Neurais (log da ENA): • Simulação Encadeada NEWAVE e DECOMP • Despacho Térmico por Ordem de Mérito • Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN

Obs.: As simulação a partir de Janeiro/2017 foram realizadas com as versões do NEWAVE e DECOMP que estão na Consulta Pública nº 011/2016, porém com a versão atual do GEVAZP.

Projeção do PLD – SE/CO Projeção do PLD

126 Realizado(PLD/CMO)

Projeção do PLD (PLD)

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

226 226

232 232

dez/17

jan/18

nov/17

out/17

275 275

470 470

426 426 set/17

294 294 mai/17

231 231 abr/17

167 167 mar/17

145 145

158 158 jan/17

fev/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

116 116 ago/16

83 83 jul/16

61 61 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

76 76

200

149 149

300

set/16

R$/MWh

400

423 423

295,92

ago/17

101,59

Projeção do PLD

387 387

Média 2017 (R$/MWh)

jul/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jun/17

Série

350 350

600

Projeção do PLD – SE/CO 1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

278 278

290 290 jan/18

nov/17

dez/17

534 out/17

352 352

534 set/17

557 513 513 ago/17

272 272 abr/17

211 211 mar/17

186 186 fev/17

202 202 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

116 116 ago/16

83 83 jul/16

61 61 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

76 76

200

149 149

300

set/16

R$/MWh

400

525 525

295,92 367,35

jul/17

101,59 101,59

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW

436 436

Média 2017 (R$/MWh)

jun/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

mai/17

Série

367 367

600

595

Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Projeção do PLD (PLD)

127

Projeção do PLD – SE/CO 2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Projeção do PLD (PLD)

128

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

184 184 jan/18

175 175 dez/17

nov/17

out/17

224 224

367 367

336 336 set/17

314 314

241 241 mai/17

183 183 abr/17

132 132

108 108 fev/17

mar/17

113 113 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

116 116 ago/16

83 83 jul/16

61 61 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

76 76

200

149 149

300

ago/17

295,92 367,35 233,41

324 324

101,59 101,59 101,59

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW

set/16

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

jul/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jun/17

Série

284 284

600

Projeção do PLD – SE/CO 3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 2000 (PLD)

129 Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Realizado(PLD/CMO)

135 135 jan/18

125 125 dez/17

nov/17

out/17

163 163

288 288

270 270

227 227

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

jun/17

189 189 mai/17

141 141

101 101 mar/17

abr/17

80 80 fev/17

90 90 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

116 116 ago/16

83 83 jul/16

61 61 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

76 76

200

149 149

300

set/17

295,92 367,35 233,41 183,09

248 248

101,59 101,59 101,59 101,59

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW Atual. Carga Red. 2.000 MW

set/16

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

ago/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jul/17

Série

275 275

600

Projeção do PLD – S Projeção do PLD

130 Realizado(PLD/CMO)

Projeção do PLD (PLD)

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

226 226

232 232

dez/17

jan/18

nov/17

out/17

275 275

470 470

426 426 set/17

294 294 mai/17

231 231 abr/17

167 167 mar/17

145 145

158 158 jan/17

fev/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

140 140 set/16

112 112 ago/16

83 83 jul/16

56 56 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

75 75

200

200 200

300

out/16

R$/MWh

400

423 423

295,92

ago/17

100,05

Projeção do PLD

387 387

Média 2017 (R$/MWh)

jul/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jun/17

Série

350 350

600

Projeção do PLD – S 1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

278 278

290 290 jan/18

nov/17

dez/17

534 out/17

352 352

534 set/17

557 513 513 ago/17

272 272 abr/17

211 211 mar/17

186 186 fev/17

202 202 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

140 140 set/16

112 112 ago/16

83 83 jul/16

56 56 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

75 75

200

200 200

300

out/16

R$/MWh

400

525 525

295,92 367,35

jul/17

100,05 100,05

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW

436 436

Média 2017 (R$/MWh)

jun/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

mai/17

Série

367 367

600

595

Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Projeção do PLD (PLD)

131

Projeção do PLD – S 2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Projeção do PLD (PLD)

132

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

184 184 jan/18

175 175 dez/17

nov/17

out/17

224 224

367 367

336 336 set/17

314 314

241 241 mai/17

183 183 abr/17

132 132

108 108 fev/17

mar/17

113 113 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

140 140 set/16

112 112 ago/16

83 83 jul/16

56 56 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

75 75

200

200 200

300

ago/17

295,92 367,35 233,41

324 324

100,05 100,05 100,05

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW

out/16

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

jul/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jun/17

Série

284 284

600

Projeção do PLD – S 3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 2000 (PLD)

133 Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Realizado(PLD/CMO)

135 135 jan/18

125 125 dez/17

nov/17

out/17

163 163

288 288

270 270

227 227

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

jun/17

189 189 mai/17

141 141

101 101 mar/17

abr/17

80 80 fev/17

90 90 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

140 140 set/16

112 112 ago/16

83 83 jul/16

56 56 jun/16

mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8 fev/16

jan/16

-

28 36

100

75 75

200

200 200

300

set/17

295,92 367,35 233,41 183,09

248 248

100,05 100,05 100,05 100,05

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW Atual. Carga Red. 2.000 MW

out/16

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

ago/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jul/17

Série

275 275

600

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh jan/18

dez/17

nov/17

275 275

183 183

226 226

470 470

426 426 set/17 out/17

423 423

387 387 ago/17

jul/17

350 350

294 294

400

jun/17

mai/17

326 326

319,79

abr/17

181,21

276 276

Média 2017 (R$/MWh)

mar/17

Média 2016 (R$/MWh)

227 227

Projeção do PLD (PLD)

fev/17

158 158 jan/17

219 219

200 200

149 149

161 161

-

dez/16

nov/16

out/16

set/16

Projeção do PLD

119 119

109 109

119 119

267 267

249 249

Série

ago/16

jul/16

jun/16

106 106

100

mai/16

abr/16

mar/16

200

166 166

300

310 310

500

fev/16

jan/16

R$/MWh

Projeção do PLD – NE

Projeção do PLD 134

Realizado(PLD/CMO)

600

Projeção do PLD – NE 1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

278 278

272 272

dez/17

jan/18

534 out/17

352 352

534 set/17

557 513 513 ago/17

322 322

257 257

202 202

161 161

219 219

200 200

149 149

119 119

109 109

100

119 119

267 267

106 106

200

249 249

166 166

300

310 310

R$/MWh

400

525 525

319,79 390,59

433 433

181,21 181,21

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW

367 367

Média 2017 (R$/MWh)

mai/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

371 371

Série

abr/17

600

595

Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Projeção do PLD (PLD)

135

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

nov/17

jul/17

jun/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

-

Projeção do PLD – NE 2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Projeção do PLD (PLD)

136

164 164

175 175

224 224

367 367

336 336

314 314

324 324

284 284

241 241

248 248 139 139

113 113

149 149

119 119

109 109

119 119

100

161 161

319,79 390,59 255,75

219 219

181,21 181,21 181,21

267 267 106 106

200

249 249

300

166 166

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW

310 310

500

Média 2016 (R$/MWh)

200 200

Série

305 305

600

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

jan/18

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

-

Projeção do PLD – NE 3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 2000 (PLD)

137 Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Realizado(PLD/CMO)

135 135

125 125

288 288

270 270

248 248

275 275

227 227

189 189

284 284

223 223

163 163

90 90

149 149

119 119

109 109

119 119

100

161 161

319,79 390,59 255,75 209,12

219 219

181,21 181,21 181,21 181,21

267 267 106 106

200

249 249

300

166 166

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW Atual. Carga Red. 2.000 MW

310 310

500

Média 2016 (R$/MWh)

200 200

Série

128 128

600

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

jan/18

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

-

Projeção do PLD – N Projeção do PLD

138 Realizado(PLD/CMO)

Projeção do PLD (PLD)

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

dez/17

nov/17

out/17

jun/17

182 182 jan/18

226 226

470 470 275 275

340 340

294 294 mai/17

107 107 abr/17

167 167 mar/17

145 145

158 158 jan/17

fev/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

106 106 jul/16

119 119

102 102 jun/16

ago/16

89 89 mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8

jan/16

-

fev/16

100

58 63

200

149 149

300

set/16

R$/MWh

400

426 426

284,81

set/17

110,6

Projeção do PLD

423 423

Média 2017 (R$/MWh)

ago/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jul/17

Série

387 387

600

Projeção do PLD – N 1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

246 246

352 352

278 278

534 out/17

557 534

jan/18

dez/17

nov/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

107 107

211 211 mar/17

186 186 fev/17

202 202 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

106 106 jul/16

119 119

102 102 jun/16

ago/16

89 89 mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8

jan/16

-

fev/16

100

58 63

200

149 149

300

set/16

R$/MWh

400

set/17

284,81 351,23

513 513

110,6 110,6

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW

ago/17

Média 2017 (R$/MWh)

363 363

500

Média 2016 (R$/MWh)

411 411

Série

525 525

600

595

Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Projeção do PLD (PLD)

139

Projeção do PLD – N 2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN Realizado(PLD/CMO)

Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Projeção do PLD (PLD)

140

164 164

175 175

224 224

367 367

336 336

314 314

239 239

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

jan/18

dez/17

nov/17

out/17

set/17

mai/17

78 78 abr/17

132 132

108 108 fev/17

mar/17

113 113 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

106 106 jul/16

119 119

102 102 jun/16

ago/16

89 89 mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8

jan/16

-

fev/16

100

58 63

200

149 149

300

ago/17

284,81 351,23 223,74

324 324

110,6 110,6 110,6

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW

set/16

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

jul/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jun/17

Série

273 273

600

Projeção do PLD – N 3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN Projeção do PLD (PLD)

Proj. PLD, Elev. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 2000 (PLD)

141 Proj. PLD, Red. 1000 (PLD)

Proj. PLD, Red. 1000 (CMO)

Realizado(PLD/CMO)

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

125 125

135 135 jan/18

nov/17

out/17

jun/17

dez/17

163 163

288 288

270 270

222 222

187 187 mai/17

67 67

101 101 mar/17

abr/17

80 80 fev/17

90 90 jan/17

161 161 dez/16

219 219 nov/16

200 200 out/16

106 106 jul/16

119 119

102 102 jun/16

ago/16

89 89 mai/16

49 49

37 38 mar/16

abr/16

30 8

jan/16

-

fev/16

100

58 63

200

149 149

300

set/17

284,81 351,23 223,74 176,39

248 248

110,6 110,6 110,6 110,6

Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MW Atual. Carga Red. 1.000 MW Atual. Carga Red. 2.000 MW

set/16

R$/MWh

400

Média 2017 (R$/MWh)

ago/17

500

Média 2016 (R$/MWh)

jul/17

Série

275 275

600

Tabela Resumo da Projeção do PLD 142

SE/CO Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 2.000 MWmed S Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 2.000 MWmed

dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

161 161 161 161

158 202 113 90

145 186 108 80

167 211 132 101

231 272 183 141

294 367 241 189

350 436 284 227

387 525 324 275

423 513 314 248

426 534 336 270

470 534 367 288

275 352 224 163

226 278 175 125

232 290 184 135

dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

161 161 161 161

158 202 113 90

145 186 108 80

167 211 132 101

231 272 183 141

294 367 241 189

350 436 284 227

387 525 324 275

423 513 314 248

426 534 336 270

470 534 367 288

275 352 224 163

226 278 175 125

232 290 184 135

NE Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 2.000 MWmed

dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

N Projeção do PLD Atual. Carga Ele. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 1.000 MWmed Atual. Carga Red. 2.000 MWmed

dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

161 161 161 161

161 161 161 161

158 202 113 90

158 202 113 90

227 257 139 128

145 186 108 80

276 322 248 223

167 211 132 101

326 371 305 284

107 107 78 67

294 367 241 189

294 363 239 187

350 433 284 227

340 411 273 222

387 525 324 275

387 525 324 275

423 513 314 248

423 513 314 248

* Foram considerados: - 2016: PLDMAX = R$ 422,56/MWh, PLDMIN = R$ 30,25/MWh - 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 30,25/MWh

426 534 336 270

426 534 336 270

470 534 367 288

470 534 367 288

275 352 224 163

275 352 224 163

226 278 175 125

226 278 175 125

183 272 164 135

182 246 164 135

abr/16

dez/17

75% 76%

71% 74%

​ 83% ​ 96% ​ 81% ​ 82% ​ 78%

96%

70%

​ 78% ​ 98%

84%

72%

84%

​ 68%

83% 79% 74%

​ 102%

​ 91% ​ 90%

​ 111%

Projeção do PLD

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

129% ​ 114%

100.000

mar/16

​ 107%

​ 154%

​ 99%

​ 84%

​ 157%

​ 91%

​ 77% ​ 86%

​ 67%

​ 76%

Projeção RNA

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

​ 87%

​ 103%

​ 84% ​ 60%

​ 93%

​ 59%

MLT

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

mai/15

abr/15

mar/15

fev/15

jan/15

​ 80% ​ 89% ​ 88% ​ 70%

​ 104%

60.000

dez/14

nov/14

out/14

set/14

40.000

ago/14

jul/14

jun/14

mai/14

abr/14

mar/14

fev/14

80.000

jan/14

MWmed

Projeção de Energia Natural Afluente 143

Projeção de ENA - SIN

120.000 Realizado

20.000

-

(3.000)

MLT MWmed

Projeção RNA

40.000

70.000

60.000

50.000

30.000

20.000

Realizado

2.000 10.000 -

dez/17

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17



​ 32% ​ 26% ​ 24% ​ 31% ​ 33% ​ 35% ​ 33% ​ 38% ​ 35% 49% 22% 34% 20% 14% 28% 34% 30% 39% 54% 49% 73% 30%

​ 93%

Projeção do PLD

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

abr/17 mai/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

81% 79% 85% 91% 91% 93% 107% 95%

96% 93% 88%

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mai/17

91%

fev/16 mar/16

82%

​ 90% ​ 104% ​ 95% ​ 85% ​ 89%

​ 73% ​ 89% ​ 120%

​ 125%

Projeção de ENA - SE/CO

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

80.000

​ 87% ​ 98%

90.000

jan/16

dez/15

14.000

fev/16

set/15 out/15 nov/15

16.000

mar/16

jul/15 ago/15

Projeção de ENA - N

jan/16

Projeção de ENA - S

dez/15

​ 99% ​ 118% 93% ​ 113% ​ 97%

jun/15

mai/15

abr/15

mar/15

-

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

mai/15

abr/15

​ 26% ​ 29% ​ 37% ​ 57% ​ 61% ​ 53% ​ 50% ​ 50% ​ 43% 29% 16% ​ 28% ​ 42%

2.000

mar/15

jan/15

4.000

fev/15

MWmed

48% 66% 84% 93% 81% 99% 83% 62%

65%

​ 69% ​ 57% ​ 51% ​ 40% ​ 43% ​ 49% ​ 45% ​ 54% ​ 52% ​ 55% 61% 55% 50% 49%

6.000

​ 68% ​ 85% ​ 92% ​ 108% ​ 102% ​ 137%

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

8.000

​ 50%

set/15 out/15

​ 68% ​ 80% ​ 106%

18.000

jan/15

227%

ago/15

​ 92% ​ 81% ​ 72% ​ 64% 58% ​ 43% ​ 29% ​ 49%

​ 58% ​ 55%

20.000

fev/15

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

​ 114% ​ 200% ​ 288% ​ 202% ​ 166% ​ 211% ​ 147% ​ 127% ​ 95% ​ 95% ​ 112% ​ 74% ​ 92% ​ 75% 110% 124% 96% 110% 106% 84% 64% 60% 64% 54% 52% 77% 99%

7.000

dez/15

​ 80%

27.000

nov/15

out/15

set/15

jul/15

jun/15

2.000

ago/15

32.000

​ 253%

4.000

jul/15

abr/15 mai/15

6.000

jun/15

12.000

mar/15

12.000

abr/15

jan/15

14.000

mai/15

17.000

fev/15

16.000

mar/15

22.000

​ 211% ​ 140% ​ 114% ​ 106% ​ 79% ​ 134%

8.000

jan/15

MWmed 10.000

fev/15

MWmed

Projeção de Energia Natural Afluente 144

Projeção de ENA - NE

12.000

10.000

42% 49% 54% 55% 53% 50% 45% 39% 33% 30% 31% 35%

35%

38% 34% 32%

50%

62% 61% 63% 61%

56% 55% 55% 54% 50% 45%

35% 37% 38% 41% 36% 33% 29% 28% 29% 41%

55%

55%

Projeção do PLD

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

jan/17

nov/16

set/16

jul/16

mai/16

mar/16

jan/16

nov/15

set/15

jul/15

mai/15

29%

29%

49% 44% 40% 43% 43% 38% 40% 43% 42% 43% 41% 35%

46%

47%

67%

Projeção do PLD

mar/15

jan/15

nov/14

23% 20% 22% 21% 23%

30%

set/14

jul/14

mai/14

mar/14

jan/14

nov/13

set/13

jul/13

mai/13

mar/13

jan/13

nov/12

40%

37% 33% 31% 38%

50%

set/12

60%

57%

70%

jul/12

mai/12

mar/12

75% 80% 77% 75% 72% 72%

80%

jan/12

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 145

Projeção de EArm - SIN

100%

Realizado

90%

20%

10%

0%

35%

56% 55% 55% 54% 50% 45%

50%

62% 61% 63% 61%

1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

nov/16

42% 49% 54% 55% 53% 51% 46% 40% 34% 31% 32% 36%

0%

jan/17

10%

38% 34% 32%

20%

set/16

jul/16

mai/16

mar/16

jan/16

nov/15

35% 37% 38% 41% 36% 33% 29% 28% 29% 41%

29%

55%

55%

Proj. PLD, Elev. 1000

set/15

jul/15

mai/15

mar/15

jan/15

nov/14

29%

30%

23% 20% 22% 21% 23%

49% 44% 40% 43% 43% 38% 40% 43% 42% 43% 41% 35%

46%

47%

67%

Projeção do PLD

set/14

jul/14

mai/14

mar/14

jan/14

nov/13

set/13

jul/13

mai/13

mar/13

jan/13

nov/12

40%

37% 33% 31% 38%

50%

set/12

60%

57%

70%

jul/12

mai/12

mar/12

75% 80% 77% 75% 72% 72%

80%

jan/12

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 146

Projeção de EArm - SIN

100%

Realizado

90%

2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

mar/17

35%

38% 34% 32%

56% 55% 55% 54% 50% 45%

50%

42% 48% 53% 54% 53% 50% 45% 38% 32% 29% 30% 34%

20%

jan/17

nov/16

set/16

jul/16

mai/16

mar/16

jan/16

nov/15

35% 37% 38% 41% 36% 33% 29% 28% 29% 41%

62% 61% 63% 61%

Realizado

set/15

jul/15

mai/15

29%

29%

55%

55%

Proj. PLD, Elev. 1000

mar/15

jan/15

nov/14

23% 20% 22% 21% 23%

30%

set/14

jul/14

49% 44% 40% 43% 43% 38% 40% 43% 42% 43% 41% 35%

46%

47%

67%

Projeção do PLD

mai/14

mar/14

jan/14

nov/13

set/13

jul/13

mai/13

mar/13

jan/13

nov/12

40%

37% 33% 31% 38%

50%

set/12

60%

57%

70%

jul/12

mai/12

mar/12

75% 80% 77% 75% 72% 72%

80%

jan/12

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 147

Projeção de EArm - SIN

100%

Proj. PLD, Red. 1000

90%

10%

0%

42%

3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN

nov/17

set/17

jul/17

mai/17

35%

38% 34% 32%

48% 53% 54% 52% 49% 44% 38% 32% 28% 30% 33%

20%

mar/17

jan/17

nov/16

set/16

56% 55% 55% 54% 50% 45%

50%

Proj. PLD, Red. 2000

jul/16

mai/16

mar/16

jan/16

nov/15

35% 37% 38% 41% 36% 33% 29% 28% 29% 41%

29%

62% 61% 63% 61%

Proj. PLD, Red. 1000

set/15

jul/15

mai/15

mar/15

jan/15

nov/14

29%

30%

23% 20% 22% 21% 23%

55%

55%

Proj. PLD, Elev. 1000

set/14

jul/14

mai/14

mar/14

jan/14

49% 44% 40% 43% 43% 38% 40% 43% 42% 43% 41% 35%

46%

47%

67%

Projeção do PLD

nov/13

set/13

jul/13

mai/13

mar/13

jan/13

nov/12

40%

37% 33% 31% 38%

50%

set/12

60%

57%

70%

jul/12

mai/12

mar/12

75% 80% 77% 75% 72% 72%

80%

jan/12

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 148

Projeção de EArm - SIN

100%

Realizado

90%

10%

0%

Projeção do PLD

10%

10%

0% 0%

Realizado

dez/17

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

% da EARMmax

Projeção do PLD

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

abr/15 mai/15

56%

64%

Projeção de EArm - N

jan/16

Projeção de EArm - S

dez/15

20%

nov/15

30%

set/15

40%

out/15

50%

ago/15

60%

jul/15

70%

jun/15

80%

mar/15

0%

16% 18% 23% 27% 27% 25% 23% 19% 15% 9% 6% 5% 17% 31% 34% 34% 31% 28% 23% 20% 15% 11% 10% 15% 14% 19% 20% 18% 16% 12% 7% 4% 2% 1% 4% 7%

10%

0%

mai/15

jan/15

20%

fev/15

10%

17% 21% 27% 33% 36% 36% 38% 34% 33% 28% 27% 29% 43% 51% 57% 57% 57% 56% 52% 47% 40% 35% 34% 37% 48% 56% 63% 63% 61% 57% 52% 45% 39% 36% 38% 42%

30%

abr/15

% da EARMmax

dez/17

43%

40%

80% 81% 78% 76%

69% 62% 61% 56% 48% 40% 31% 23% 13% 26% 27% 37% 66% 72% 69% 66% 57% 44% 29% 18% 17%

25% 20% 16% 26%

40%

mar/15

20% 50%

fev/15

30%

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

56%

100%

jan/15

out/17

jul/17

abr/17

jan/17

out/16

jul/16

90%

78% 74%

95%

100%

97% 97% 96% 92% 95% 96% 81% 88% 88% 91% 89% 80% 83% 74% 74% 75% 70% 63% 56% 61% 66% 61% 54% 48% 49% 50% 52%

61%

20%

abr/16

40%

mai/15

30%

jan/16

50%

abr/15

60%

mar/15

70%

out/15

60%

36% 38%

80%

jul/15

70%

40% 36% 36%

jan/15

90%

abr/15

80%

fev/15

40%

61% 52%

% da EARMmax 50%

jan/15

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 149

100%

Projeção de EArm - NE

90%

80%

70%

60%

100%

Projeção de EArm - SE/CO

90%

Projeção do PLD Proj. PLD, Elev. 1000 Realizado

dez/17

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

% da EARMmax

1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

0%

mar/16

10%

0%

fev/16

20%

10%

abr/15

56%

Projeção de EArm - N

jan/16

Projeção de EArm - S

dez/15

30%

nov/15

20%

set/15

40%

out/15

50%

ago/15

60%

jul/15

70%

jun/15

80%

mai/15

0%

mai/15

10%

0%

mar/15

20%

16% 18% 23% 27% 27% 25% 23% 19% 15% 9% 6% 5% 17% 31% 34% 34% 31% 28% 23% 20% 15% 11% 10% 15% 13% 18% 19% 17% 15% 11% 7% 4% 2% 1% 3% 5%

10%

abr/15

jan/15

30%

fev/15

43%

64%

80% 81% 78% 76%

69% 62% 61% 56% 48% 40% 31% 23% 13% 25% 26% 38% 68% 72% 69% 66% 57% 43% 28% 17% 16%

40%

17% 21% 27% 33% 36% 36% 38% 34% 33% 28% 27% 29% 43% 51% 57% 57% 57% 56% 52% 47% 40% 35% 34% 37% 48% 56% 63% 64% 61% 58% 52% 46% 39% 37% 39% 43%

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

25% 20% 16% 26%

50%

mar/15

% da EARMmax

out/15 nov/15

40%

56%

100%

fev/15

30%

jan/15

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

97% 97% 96% 92% 95% 96% 81% 88% 88% 91% 89% 80% 83% 74% 74% 75% 68% 58% 52% 57% 65% 65% 59% 53% 54% 53% 53%

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

20%

nov/15

95%

mai/15

30%

out/15

set/15

78% 74%

90%

ago/15

61%

100%

jul/15

40%

jun/15

50%

abr/15

60%

mar/15

36% 38%

80%

mai/15

60%

40% 36% 36%

jan/15

90%

abr/15

70%

fev/15

70%

mar/15

80%

61% 52%

40%

jan/15

% da EARMmax 50%

fev/15

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 150

100%

Projeção de EArm - NE

90%

80%

70%

60%

100%

Projeção de EArm - SE/CO

90%

da

0% 100%

t…

l…

Proj. PLD, Elev. 1000 Realizado %

dez/17

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

% da EARMmax

2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

Projeção de EArm - S

dez/15

nov/15

abr/15 mai/15

56%

Projeção de EArm - N

r…

1000 de EArm - SE/CO Proj. PLD, Red.Projeção n…

0%

set/15

10%

0%

out/15

20%

10%

ago/15

30%

jul/15

40%

jun/15

50%

t…

60%

mai/15

70%

mar/15

0%

abr/15

10%

0%

16% 18% 23% 27% 27% 25% 23% 19% 15% 9% 6% 5% 17% 31% 34% 34% 31% 28% 23% 20% 15% 11% 10% 15% 14% 19% 20% 17% 15% 11% 7% 4% 2% 1% 4% 7%

20%

mar/15

jan/15

10%

fev/15

30%

17% 21% 27% 33% 36% 36% 38% 34% 33% 28% 27% 29% 43% 51% 57% 57% 57% 56% 52% 47% 40% 35% 34% 37% 47% 56% 62% 63% 60% 57% 52% 45% 38% 35% 36% 40%

43%

64%

80% 81% 78% 76%

69% 62% 61% 56% 48% 40% 31% 23% 13% 27% 27% 38% 68% 72% 69% 66% 57% 44% 29% 18% 17%

40%

l…

% da EARMmax

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

25% 20% 16% 26%

50%

fev/15

jan/15

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

20%

74% 70% 65% 58% 52% 60% 59% 54% 48% 41% 41% 42% 45%

out/15 nov/15

40%

56%

100%

r…

n…

t…

l…

Projeção do PLD dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

30%

r…

n…

t…

l…

r…

97% 97% 96% 92% 95% 96% 81% 88% 88% 91% 89% 80% 83% 74%

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

20%

nov/15

95%

mai/15

abr/15

30%

out/15

set/15

78% 74%

90%

ago/15

61%

100%

jul/15

40%

jun/15

50%

mar/15

60%

mai/15

60%

40% 36% 36%

70%

36% 38%

80%

abr/15

jan/15

70%

mar/15

80%

fev/15

40%

61% 52%

90%

n…

4 03 % 53 % 63 % 93 % 73 % 63 % 43 % 02 % 51 % 91 % 61 % 91 % 72 % 12 % 73 % 33 % 63 % 63 % 83 % 43 % 32 % 82 % 72 % 94 % 35 % 15 % 75 % 75 % 75 % 65 % 24 % 74 % 03 % 35 % 43 % 74 % 75 % 66 % 26 % 36 % 05 % 75 % 24 % 53 % 83 % 53 % 64 % 0

jan/15

% da EARMmax 50%

fev/15

% da EARMmax

Projeção de Energia Armazenada 151

100%

Projeção de EArm - NE

90%

80%

70%

60%

100%

Projeção de EArm - SE/CO

90%

80%

0% 100%

t…

l…

Proj. PLD, Elev. 1000 Realizado %

dez/17

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

nov/15

out/15

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

% da EARMmax

3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

Projeção de EArm - S

dez/15

abr/15 mai/15

56%

Projeção de EArm - N

r…

2000 de EArm - SE/CO Proj. PLD, Red.Projeção nov/15

0%

n…

10%

0%

set/15

20%

10%

out/15

20%

ago/15

30%

jul/15

40%

jun/15

50%

t…

60%

mai/15

70%

mar/15

0%

abr/15

10%

0%

16% 18% 23% 27% 27% 25% 23% 19% 15% 9% 6% 5% 17% 31% 34% 34% 31% 28% 23% 20% 15% 11% 10% 15% 14% 19% 20% 17% 15% 11% 7% 4% 2% 1% 4% 8%

20%

mar/15

jan/15

10%

fev/15

30%

17% 21% 27% 33% 36% 36% 38% 34% 33% 28% 27% 29% 43% 51% 57% 57% 57% 56% 52% 47% 40% 35% 34% 37% 47% 55% 62% 63% 60% 56% 51% 44% 37% 34% 36% 39%

43%

64%

80% 81% 78% 76%

69% 62% 61% 56% 48% 40% 31% 23% 13% 27% 27% 39% 67% 72% 69% 66% 57% 44% 29% 18% 17%

40%

l…

% da EARMmax

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

25% 20% 16% 26%

50%

fev/15

jan/15

dez/17

nov/17

out/17

set/17

ago/17

jul/17

jun/17

mai/17

abr/17

mar/17

fev/17

jan/17

74% 71% 66% 59% 52% 56% 58% 57% 52% 44% 41% 44% 47%

out/15 nov/15

40%

56%

100%

r…

n…

t…

l…

Projeção do PLD dez/16

nov/16

out/16

set/16

ago/16

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

mar/16

fev/16

jan/16

dez/15

30%

r…

n…

t…

l…

r…

97% 97% 96% 92% 95% 96% 81% 88% 88% 91% 89% 80% 83% 74%

set/15

ago/15

jul/15

jun/15

20%

nov/15

95%

mai/15

abr/15

30%

out/15

set/15

78% 74%

90%

ago/15

61%

100%

jul/15

40%

jun/15

50%

mar/15

36% 38%

60%

mai/15

60%

40% 36% 36%

jan/15

80%

abr/15

70%

fev/15

70%

mar/15

80%

61% 52%

90%

n…

4 03 % 53 % 63 % 93 % 73 % 63 % 43 % 02 % 51 % 91 % 61 % 91 % 72 % 12 % 73 % 33 % 63 % 63 % 83 % 43 % 32 % 82 % 72 % 94 % 35 % 15 % 75 % 75 % 75 % 65 % 24 % 74 % 03 % 35 % 43 % 74 % 75 % 56 % 26 % 36 % 05 % 65 % 14 % 43 % 73 % 43 % 63 % 9

jan/15

% da EARMmax 40%

fev/15

% da EARMmax 50%

ma

da

Projeção de Energia Armazenada 152

100%

Projeção de EArm - NE

90%

80%

70%

60%

100%

Projeção de EArm - SE/CO

90%

80%

40

20

10 49,5 49,0 44,6 43,0 39,7 38,3 38,5 37,7 40,2 40,6 40,3 39,6 45,3 43,9 43,1 40,4 38,1 35,9 37,1 37,5 39,0 41,2 40,7 41,2 43,7 48,0 48,0 46,5 42,5 41,4 40,9 40,5 39,6 39,9 41,7 44,3 47,8 53,9 51,6 48,8 43,3 40,4 39,4 38,3 40,1 40,3 44,0 46,1 50,9

50

11,1 01 3 14,1 012 14,5 11 3 13,5 21 3 14,0 3 12 13,0 3 12 13,1 3 22 14,2 4 22 14,0 3 22 14,6 4 22 15,0 3 22 15,3 22 3 14,9 12 2 15,0 12 3 15,0 11 3 14,0 21 3 13,2 3 23 14,0 4 23 12,5 4 33 12,6 4 32 13,5 4 32 12,5 4 3 2 13,3 3 3 3 12,8 2 3 3 12,0 12 3 10,7 1 3 3 9,1 1 3 3 9,8 3 3 3 8,2 3 3 2 8,7 3 4 2 7,8 4 4 2 9,5 4 4 2 10,2 4 5 2 11,6 2 5 2 10,6 2 4 2 8,0 2 4 3 7,9 1 4 3 7,4 1 3 3 8,5 1 3 3 8,7 2 3 3 10,3 3 4 3 11,4 4 4 3 12,1 4 5 3 13,0 4 6 3 13,0 4 6 2 13,2 4 6 3 10,3 3 5 3 8,7 2 5 3 9,0 1 5 4

GT

64,7 66,5 63,2 61,6 59,9 58,5 58,7 59,4 61,5 63,0 62,4 61,6 65,4 63,9 63,0 60,6 59,1 58,5 58,3 59,4 61,3 62,9 62,3 61,8 61,2 65,1 64,1 64,9 59,6 59,3 59,1 60,4 60,6 60,2 60,5 61,5 63,8 68,8 67,4 65,4 63,5 62,5 62,8 64,0 64,9 65,9 65,4 65,3 69,4

70

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

GWmed

Balanço Operativo Projeção do PLD 153

Projeção de Balanço Operativo - SIN Biomassa

Eólica

PCH

GH

Consumo

60

30

0

40

20

10 49,5 49,0 44,6 43,0 39,7 38,3 38,5 37,7 40,2 40,6 40,3 39,6 45,3 43,9 43,1 40,4 38,1 35,9 37,1 37,5 39,0 41,2 40,7 41,2 43,7 48,0 48,0 46,5 42,5 41,4 40,9 40,5 39,6 39,9 41,7 44,3 47,4 54,1 51,8 48,1 43,1 39,6 39,0 38,8 39,7 39,9 43,9 45,4 50,6

50

11,1 01 3 14,1 012 14,5 11 3 13,5 21 3 14,0 3 12 13,0 3 12 13,1 3 22 14,2 4 22 14,0 3 22 14,6 4 22 15,0 3 22 15,3 22 3 14,9 12 2 15,0 12 3 15,0 11 3 14,0 21 3 13,2 3 23 14,0 4 23 12,5 4 33 12,6 4 32 13,5 4 32 12,5 4 3 2 13,3 3 3 3 12,8 2 3 3 12,0 12 3 10,7 1 3 3 9,1 1 3 3 9,8 3 3 3 8,2 3 3 2 8,7 3 4 2 7,8 4 4 2 9,5 4 4 2 10,2 4 5 2 11,6 2 5 2 10,6 2 4 2 8,0 2 4 3 8,3 1 4 3 8,2 1 3 3 9,2 1 3 3 10,4 2 3 3 11,4 3 4 3 13,1 4 4 3 13,5 4 5 3 13,5 4 6 3 14,4 4 6 2 14,5 4 6 3 11,4 3 5 3 10,3 2 5 3 10,3 1 5 4

GT

64,7 66,5 63,2 61,6 59,9 58,5 58,7 59,4 61,5 63,0 62,4 61,6 65,4 63,9 63,0 60,6 59,1 58,5 58,3 59,4 61,3 62,9 62,3 61,8 61,2 65,1 64,1 64,9 59,6 59,3 59,1 60,4 60,6 60,2 60,5 61,5 63,8 69,7 68,3 66,4 64,5 63,5 63,7 64,9 65,8 66,8 66,4 66,3 70,4

70

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

GWmed

Balanço Operativo 1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

Biomassa

Eólica

PCH

154

Projeção de Balanço Operativo - SIN GH

Consumo

60

30

0

20

10

0 49,5 49,0 44,6 43,0 39,7 38,3 38,5 37,7 40,2 40,6 40,3 39,6 45,3 43,9 43,1 40,4 38,1 35,9 37,1 37,5 39,0 41,2 40,7 41,2 43,7 48,0 48,0 46,5 42,5 41,4 40,9 40,5 39,6 39,9 41,7 44,3 49,1 53,6 52,1 48,9 43,0 40,5 39,3 39,3 40,7 41,1 44,7 45,5 50,7

40

11,1 01 3 14,1 012 14,5 11 3 13,5 21 3 14,0 3 12 13,0 3 12 13,1 3 22 14,2 4 22 14,0 3 22 14,6 4 22 15,0 3 22 15,3 22 3 14,9 12 2 15,0 12 3 15,0 11 3 14,0 21 3 13,2 3 23 14,0 4 23 12,5 4 33 12,6 4 32 13,5 4 32 12,5 4 3 2 13,3 3 3 3 12,8 2 3 3 12,0 12 3 10,7 1 3 3 9,1 1 3 3 9,8 3 3 3 8,2 3 3 2 8,7 3 4 2 7,8 4 4 2 9,5 4 4 2 10,2 4 5 2 11,6 2 5 2 10,6 2 4 2 8,0 2 4 3 6,6 1 4 3 6,8 1 3 3 7,0 1 3 3 7,7 2 3 3 9,6 3 4 3 10,3 4 4 3 11,2 4 5 3 11,0 4 6 3 11,4 4 6 2 11,4 4 6 3 8,7 3 5 3 8,3 2 5 3 8,2 1 5 4

GT

64,7 66,5 63,2 61,6 59,9 58,5 58,7 59,4 61,5 63,0 62,4 61,6 65,4 63,9 63,0 60,6 59,1 58,5 58,3 59,4 61,3 62,9 62,3 61,8 61,2 65,1 64,1 64,9 59,6 59,3 59,1 60,4 60,6 60,2 60,5 61,5 63,8 67,8 66,4 64,5 62,6 61,6 61,8 63,0 63,9 64,9 64,5 64,4 68,5

70

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18

GWmed

Balanço Operativo 2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN

Biomassa Eólica PCH

155

Projeção de Balanço Operativo - SIN GH Consumo

60

50

30

40

20

10

0 49,5 49,0 44,6 43,0 39,7 38,3 38,5 37,7 40,2 40,6 40,3 39,6 45,3 43,9 43,1 40,4 38,1 35,9 37,1 37,5 39,0 41,2 40,7 41,2 43,7 48,0 48,0 46,5 42,5 41,4 40,9 40,5 39,6 39,9 41,7 44,3 49,9 53,4 52,0 48,7 43,9 41,1 39,3 39,2 41,0 41,2 44,1 46,0 50,9

GT

64,7 66,5 63,2 61,6 59,9 58,5 58,7 59,4 61,5 63,0 62,4 61,6 65,4 63,9 63,0 60,6 59,1 58,5 58,3 59,4 61,3 62,9 62,3 61,8 61,2 65,1 64,1 64,9 59,6 59,3 59,1 60,4 60,6 60,2 60,5 61,5 63,8 66,8 65,4 63,5 61,6 60,6 60,8 62,1 63,0 64,0 63,5 63,4 67,5

70

jan/14 11,1 01 3 fev/14 14,1 012 mar/14 14,5 11 3 abr/14 13,5 21 3 mai/14 14,0 3 12 jun/14 13,0 3 12 jul/14 13,1 3 22 ago/14 14,2 4 22 set/14 14,0 3 22 out/14 14,6 4 22 nov/14 15,0 3 22 dez/14 15,3 22 3 jan/15 14,9 12 2 fev/15 15,0 12 3 mar/15 15,0 11 3 abr/15 14,0 21 3 mai/15 13,2 3 23 jun/15 14,0 4 23 jul/15 12,5 4 33 ago/15 12,6 4 32 set/15 13,5 4 32 out/15 12,5 4 3 2 nov/15 13,3 3 3 3 dez/15 12,8 2 3 3 jan/16 12,0 12 3 fev/16 10,7 1 3 3 mar/16 9,1 1 3 3 abr/16 9,8 3 3 3 mai/16 8,2 3 3 2 jun/16 8,7 3 4 2 jul/16 7,8 4 4 2 ago/16 9,5 4 4 2 set/16 10,2 4 5 2 out/16 11,6 2 5 2 nov/16 10,6 2 4 2 dez/16 8,0 2 4 3 jan/17 5,8 1 4 3 fev/17 6,0 1 3 3 mar/17 6,2 1 3 3 abr/17 6,9 2 3 3 mai/17 7,8 3 4 3 jun/17 8,7 4 4 3 jul/17 10,3 4 5 3 ago/17 10,2 4 6 3 set/17 10,2 4 6 2 out/17 10,4 4 6 3 nov/17 8,3 3 5 3 dez/17 6,9 2 5 3 jan/18 7,1 1 5 4

GWmed

Balanço Operativo 3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN

Biomassa Eólica PCH

156

Projeção de Balanço Operativo - SIN GH Consumo

60

50

30

Garantia Física Sazonalizada MRE (2016) #REF! #REF! #REF! #REF!

GF Sazo InfoMercado -perdas (MWmédio) Sudeste

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

35.485

34.141

33.011

32.429

31.256

31.405

30.506

30.861

31.966

31.220

30.889

29.878

Sul

7.953

7.881

8.220

7.968

7.596

7.340

7.176

7.179

7.108

7.052

7.091

7.176

Nordeste

7.158

6.903

6.566

6.287

6.030

5.646

5.518

5.540

5.639

5.657

5.604

5.721

Norte

7.695

6.539

5.393

4.616

4.731

5.638

6.306

6.380

6.290

6.125

6.009

5.845

58.291

55.464

53.191

51.300

49.612

50.028

49.505

49.960

51.003

50.054

49.593

48.621

SIN UHEs - Expansão (MWmédio) Belo Monte

Norte

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

598,78

587,82

Belo Monte Complementar

Norte

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

36,43

35,77

Submercado

Perfil MRE SIN (preliminar) Expansão - Perfil MRE (MWmédio) Sudeste

jan/16

jan/16 116%

jan/16

fev/16

fev/16 110%

fev/16

mar/16

mar/16 105%

mar/16

abr/16

abr/16 101%

abr/16

mai/16

mai/16 97%

mai/16

jun/16

jun/16 98%

jun/16

jul/16

jul/16 96%

jul/16

ago/16

ago/16 95%

ago/16

set/16

set/16 97%

set/16

out/16

out/16 96%

out/16

nov/16

nov/16 95%

nov/16

dez/16

dez/16 93%

dez/16

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Sul

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Nordeste

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Norte

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

635,21

623,59

SIN

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

635,21

623,59

GF Sazo Total (MWmédio) Sudeste

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

35.485

34.141

33.011

32.429

31.256

31.405

30.506

30.861

31.966

31.220

30.889

29.878

Sul

7.953

7.881

8.220

7.968

7.596

7.340

7.176

7.179

7.108

7.052

7.091

7.176

Nordeste

7.158

6.903

6.566

6.287

6.030

5.646

5.518

5.540

5.639

5.657

5.604

5.721

Norte

7.695

6.539

5.393

4.616

4.731

5.638

6.306

6.380

6.290

6.125

6.644

6.468

58.291

55.464

53.191

51.300

49.612

50.028

49.505

49.960

51.003

50.054

50.228

49.244

SIN

• Estimativa de perdas globais considera o histórico dos últimos 12 meses

Garantia Física do MRE para fins de Repactuação do Risco Hidrológico (2016) #REF! #REF! #REF! #REF!

GF FLAT InfoPLD -perdas (MWmédio) Sudeste

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

30.698

31.123

31.286

32.041

32.051

32.024

31.865

32.193

32.700

32.561

32.496

32.020

Sul

6.880

7.185

7.791

7.873

7.789

7.484

7.496

7.489

7.271

7.355

7.460

7.691

Nordeste

6.193

6.293

6.223

6.212

6.183

5.757

5.764

5.779

5.769

5.900

5.896

6.132

Norte

6.657

5.961

5.111

4.561

4.851

5.749

6.587

6.655

6.435

6.388

6.322

6.263

50.427

50.563

50.410

50.686

50.874

51.014

51.712

52.116

52.174

52.204

52.174

52.105

SIN UHEs - Expansão (MWmédio) Belo Monte

Norte

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

593,30

593,30

Belo Monte Complementar

Norte

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

36,10

36,10

Submercado

Expansão (MWmédio) Sudeste

jan/16

jan/16

fev/16

fev/16

mar/16

mar/16

abr/16

abr/16

mai/16

mai/16

jun/16

jun/16

jul/16

jul/16

ago/16

ago/16

set/16

set/16

out/16

out/16

nov/16

nov/16

dez/16

dez/16

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Sul

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Nordeste

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Norte

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

629,40

629,40

SIN

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

629,40

629,40

GF FLAT Total (MWmédio) Sudeste

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

30.698

31.123

31.286

32.041

32.051

32.024

31.865

32.193

32.700

32.561

32.496

32.020

Sul

6.880

7.185

7.791

7.873

7.789

7.484

7.496

7.489

7.271

7.355

7.460

7.691

Nordeste

6.193

6.293

6.223

6.212

6.183

5.757

5.764

5.779

5.769

5.900

5.896

6.132

Norte

6.657

5.961

5.111

4.561

4.851

5.749

6.587

6.655

6.435

6.388

6.951

6.893

50.427

50.563

50.410

50.686

50.874

51.014

51.712

52.116

52.174

52.204

52.803

52.734

SIN



jan/16

De acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 684 de 11 de dezembro de 2015, o montante do risco hidrológico a ser transferido aos consumidores utiliza como base a quantidade mensal de garantia física sazonalizada de forma uniforme (“flat”).

• Estimativa de perdas globais considera o histórico dos últimos 12 meses

Garantia Física do MRE para fins de Repactuação do Risco Hidrológico (2017) #REF! #REF! #REF! #REF!

GF FLAT InfoPLD -perdas (MWmédio) Sudeste

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

32.020

Sul

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

Nordeste

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

Norte

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

6.893

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

52.734

SIN UHEs - Expansão (MWmédio) Santo Antônio (expansão)

Sudeste

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

Belo Monte

Norte

-

593,20

593,20

1.186,50

1.186,50

1.779,80

1.779,80

2.373,10

2.373,10

2.639,00

2.639,00

2.639,00

Belo Monte Complementar

Norte

-

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

7,60

Colíder

Sudeste

-

-

-

-

-

-

-

-

-

89,60

89,60

152,10

Submercado

Expansão (MWmédio) Sudeste

jan/16

jan/16

fev/16

fev/16

mar/16

mar/16

abr/16

abr/16

mai/16

mai/16

jun/16

jun/16

jul/16

jul/16

ago/16

ago/16

set/16

set/16

out/16

out/16

nov/16

nov/16

dez/16

dez/16

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

206,20

295,80

295,80

358,30

Sul

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Nordeste

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Norte

0,00

600,80

600,80

1.194,10

1.194,10

1.787,40

1.787,40

2.380,70

2.380,70

2.646,60

2.646,60

2.646,60

206,20

807,00

807,00

1.400,30

1.400,30

1.993,60

1.993,60

2.586,90

2.586,90

2.942,40

2.942,40

3.004,90

abr/16

mai/16

jun/16

jul/16

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

SIN GF FLAT Total (MWmédio) Sudeste

jan/16

fev/16

mar/16

32.226

32.226

32.226

32.226

32.226

32.226

32.226

32.226

32.226

32.315

32.315

32.378

Sul

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

7.691

Nordeste

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

6.132

Norte

6.893

7.494

7.494

8.087

8.087

8.680

8.680

9.273

9.273

9.539

9.539

9.539

52.941

53.541

53.541

54.135

54.135

54.728

54.728

55.321

55.321

55.677

55.677

55.739

SIN

• Estimativa de perdas globais considera o histórico dos últimos 12 meses

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 93,9%

dez/15

84,8% 83,5%

jul/16 ago/16

Média 2016: 86,4%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

jun/17 73,8% jul/1772,0% ago/1769,2% set/17 72,4%

Média 2017: 81,3%

out/17 72,4% nov/17 79,1%

82,8%

46.126

44.035

40.299

40.060

38.306

39.377

40.372

43.316

48.795

51.599

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

53.947 53.541

52.941

49.245

50.228

50.054

Projeção do PLD

dez/17

mai/17

abr/17 mai/17 80,0%

90,1%

mar/17

96,4%

47.758

45.899

43.488

41.273

51.003

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

fev/17 mar/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

49.960

41.710 ago/16 set/16

49.505

50.028

49.612

51.300

42.001

42.704

44.056

58.291 55.464 53.191

jul/16

jun/16

mai/16

47.980

50.160 mar/16 abr/16

50.298 fev/16

100,8%

90,2% jan/17

Referência

fev/17

93,2%

86,6% nov/16 dez/16

82,5%

Realizado

out/16

Fator de Ajuste do MRE

set/16 80,1%

85,4% jun/16

93,5% abr/16

88,8%

94,3% mar/16

45.716

45.890

43.072 dez/15 jan/16

46.374

42.357 nov/15

Ajuste do MRE

mai/16

90,7%

110%

fev/16

46.358

46.413 42.704

40.462

out/15

set/15

45.679

38.766

ago/15

47.526 45.381

37.714

49.117

38.871

30.000

jul/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

jan/16 78,4%

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

92,1%

84,9%

ago/15

90%

out/15

85,7%

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jul/15

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção do MRE 160

65.000

GF Sazo 2014/2015/2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 93,9%

dez/15

84,8% 83,5%

jul/16 ago/16

Média 2016: 86,4%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

jun/17 72,3% jul/1771,2% ago/1770,2% set/1771,7%

Média 2017: 80,9%

out/1771,7% nov/17 78,9%

81,5%

45.438

43.914

39.896

39.661

38.808

38.968

39.588

43.148

48.105

51.840

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

54.088 53.541

52.941

49.245

50.228

50.054

1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

dez/17

mai/17

abr/17 mai/17 79,7%

88,9%

mar/17

96,8%

47.440

45.899

43.488

41.273

51.003

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

fev/17 mar/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

49.960

41.710 ago/16 set/16

49.505

50.028

49.612

51.300

42.001

42.704

44.056

58.291 55.464 53.191

jul/16

jun/16

mai/16

47.980

50.160 mar/16 abr/16

50.298 fev/16

101,0%

89,6% jan/17

Referência

fev/17

93,2%

86,6% nov/16 dez/16

82,5%

Realizado

out/16

Fator de Ajuste do MRE

set/16 80,1%

85,4% jun/16

93,5% abr/16

88,8%

94,3% mar/16

45.716

45.890

43.072 dez/15 jan/16

46.374

42.357 nov/15

Ajuste do MRE

mai/16

90,7%

110%

fev/16

46.358

46.413 42.704

40.462

out/15

set/15

45.679

38.766

ago/15

47.526 45.381

37.714

49.117

38.871

30.000

jul/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

jan/16 78,4%

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

92,1%

84,9%

ago/15

90%

out/15

85,7%

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jul/15

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção do MRE 161

65.000

GF Sazo 2014/2015/2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 93,9%

dez/15

84,8% 83,5%

jul/16 ago/16

Média 2016: 86,4%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

jun/17 74,0% jul/1771,9% ago/1771,1% set/17 73,6%

Média 2017: 82%

out/17 73,8% nov/17 80,3%

81,7%

48.906

45.548

44.708

41.082

40.729

39.328

39.345

40.491

43.047

53.593 52.146

49.103

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

53.541

52.941

49.245

50.228

50.054

2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN

dez/17

mai/17

mai/17 79,5%

abr/17

mar/17

97,4% mar/17

90,3%

fev/17

100,1% fev/17

45.899

43.488

41.273

51.003

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

jan/17

92,8% jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

49.960

41.710 ago/16 set/16

49.505

50.028

49.612

51.300

42.001

42.704

44.056

58.291 55.464 53.191

jul/16

jun/16

mai/16

47.980

50.160 mar/16 abr/16

50.298 fev/16

93,2%

86,6% nov/16

Referência

dez/16

82,5%

Realizado

out/16

Fator de Ajuste do MRE

set/16 80,1%

85,4% jun/16

93,5% abr/16

88,8%

94,3% mar/16

45.716

45.890

43.072 dez/15 jan/16

46.374

42.357 nov/15

Ajuste do MRE

mai/16

90,7%

110%

fev/16

46.358

46.413 42.704

40.462

out/15

set/15

45.679

38.766

ago/15

47.526 45.381

37.714

49.117

38.871

30.000

jul/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

jan/16 78,4%

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

92,1%

84,9%

ago/15

90%

out/15

85,7%

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jul/15

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção do MRE 162

65.000

GF Sazo 2014/2015/2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 93,9%

dez/15

84,8% 83,5%

jul/16 ago/16

Média 2016: 86,4%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

ago/1770,9% set/17 74,0%

Média 2017: 82,3%

out/17 73,9% nov/17 79,3%

82,6%

46.043

44.131

41.162

40.963

39.231

39.297

41.112

43.915

48.703

51.966

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN

dez/17

jul/17

jul/1771,8%

mai/17 jun/17

81,1%

abr/17

jun/17 75,1%

mai/17

90,0%

mar/17

97,1%

53.541

52.941

49.245

50.228

50.054

53.414

49.940

45.899

43.488

41.273

51.003

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

fev/17 mar/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

49.960

41.710 ago/16 set/16

49.505

50.028

49.612

51.300

42.001

42.704

44.056

58.291 55.464 53.191

jul/16

jun/16

mai/16

47.980

50.160 mar/16 abr/16

50.298 fev/16

99,8%

94,3% jan/17

Referência

fev/17

93,2%

86,6% nov/16 dez/16

82,5%

Realizado

out/16

Fator de Ajuste do MRE

set/16 80,1%

85,4% jun/16

93,5% abr/16

88,8%

94,3% mar/16

45.716

45.890

43.072 dez/15 jan/16

46.374

42.357 nov/15

Ajuste do MRE

mai/16

90,7%

110%

fev/16

46.358

46.413 42.704

40.462

out/15

set/15

45.679

38.766

ago/15

47.526 45.381

37.714

49.117

38.871

30.000

jul/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

jan/16 78,4%

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

92,1%

84,9%

ago/15

90%

out/15

85,7%

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jul/15

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção do MRE 163

65.000

GF Sazo 2014/2015/2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 83,7% jun/16

Média 2016: 86,5%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

jun/17 73,8% jul/1772,0% ago/1769,2% set/17 72,4%

Média 2017: 81,3%

out/17 72,4% nov/17 79,1%

82,8%

46.126

44.035

40.299

40.060

38.306

39.377

40.372

43.316

48.795

51.599

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

53.947 53.541

52.941

52.734

52.803

52.204

Projeção do PLD

dez/17

mai/17

abr/17 mai/17 80,0%

90,1%

mar/17

96,4%

47.758

45.899

43.488

41.273

52.149

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

fev/17 mar/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

52.145

41.710 ago/16 set/16

51.476

51.014

50.874

50.686

42.001

42.704

44.056

47.980

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

50.410

50.160 mar/16

100,8%

90,2% jan/17

Referência

fev/17

87,0%

82,4% dez/16

nov/16

Realizado

out/16 79,1%

set/16 78,3%

ago/16 80,0%

Fator de Ajuste do MRE

jul/16 81,6%

86,6% mai/16

94,7%

50.563

50.298 fev/16

50.427

45.890

43.072 dez/15

45.716

46.374

42.357 nov/15

jan/16

46.358

42.704

46.413

out/15

40.462

45.679

38.766

ago/15 set/15

45.381

47.526

38.871

30.000

jul/15

37.714

49.117

Ajuste do MRE

abr/16

99,5% mar/16

90,7%

jan/16

99,5%

93,9%

dez/15

110%

fev/16

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

90%

92,1%

84,9%

ago/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

out/15

85,7%

jul/15

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção de MRE para fins de Repactuação do Risco Hidrológico 164

65.000

GF Sazo 2014/2015 e Flat 2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 83,7% jun/16

Média 2016: 86,5%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

jun/17 72,3% jul/1771,2% ago/1770,2% set/1771,7%

Média 2017: 80,9%

out/1771,7% nov/17 78,9%

81,5%

45.438

43.914

39.896

39.661

38.808

38.968

39.588

43.148

48.105

51.840

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

54.088 53.541

52.941

52.734

52.803

52.204

1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN

dez/17

mai/17

abr/17 mai/17 79,7%

88,9%

mar/17

96,8%

47.440

45.899

43.488

41.273

52.149

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

fev/17 mar/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

52.145

41.710 ago/16 set/16

51.476

51.014

50.874

50.686

42.001

42.704

44.056

47.980

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

50.410

50.160 mar/16

101,0%

89,6% jan/17

Referência

fev/17

87,0%

82,4% dez/16

nov/16

Realizado

out/16 79,1%

set/16 78,3%

ago/16 80,0%

Fator de Ajuste do MRE

jul/16 81,6%

86,6% mai/16

94,7%

50.563

50.298 fev/16

50.427

45.890

43.072 dez/15

45.716

46.374

42.357 nov/15

jan/16

46.358

42.704

46.413

out/15

40.462

45.679

38.766

ago/15 set/15

45.381

47.526

38.871

30.000

jul/15

37.714

49.117

Ajuste do MRE

abr/16

99,5% mar/16

90,7%

jan/16

99,5%

93,9%

dez/15

110%

fev/16

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

90%

92,1%

84,9%

ago/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

out/15

85,7%

jul/15

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção de MRE para fins de Repactuação do Risco Hidrológico 165

65.000

GF Sazo 2014/2015 e Flat 2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 83,7% jun/16

Média 2016: 86,5%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

jun/17 74,0% jul/1771,9% ago/1771,1% set/17 73,6%

Média 2017: 82%

out/17 73,8% nov/17 80,3%

81,7%

48.906

45.548

44.708

41.082

40.729

39.328

39.345

40.491

43.047

53.593 52.146

49.103

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

53.541

52.941

52.734

52.803

52.204

2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN

dez/17

mai/17

mai/17 79,5%

abr/17

mar/17

97,4% mar/17

90,3%

fev/17

100,1% fev/17

45.899

43.488

41.273

52.149

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

52.145

41.710 ago/16 set/16

51.476

51.014

50.874

50.686

42.001

42.704

44.056

47.980

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

50.410

50.160 mar/16

92,8%

87,0%

82,4%

Referência

jan/17

dez/16

nov/16

Realizado

out/16 79,1%

set/16 78,3%

ago/16 80,0%

Fator de Ajuste do MRE

jul/16 81,6%

86,6% mai/16

94,7%

50.563

50.298 fev/16

50.427

45.890

43.072 dez/15

45.716

46.374

42.357 nov/15

jan/16

46.358

42.704

46.413

out/15

40.462

45.679

38.766

ago/15 set/15

45.381

47.526

38.871

30.000

jul/15

37.714

49.117

Ajuste do MRE

abr/16

99,5% mar/16

90,7%

jan/16

99,5%

93,9%

dez/15

110%

fev/16

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

90%

92,1%

84,9%

ago/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

out/15

85,7%

jul/15

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção de MRE para fins de Repactuação do Risco Hidrológico 166

65.000

GF Sazo 2014/2015 e Flat 2016

GH / GF

• 70%

50%

Média 2015: 84,3% 83,7% jun/16

Média 2016: 86,5%

Premissas: Despacho por Ordem de Mérito; Considera Modulação da Carga e Geração Hidráulica nos Finais de Semana ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

ago/1770,9% set/17 74,0%

Média 2017: 82,3%

out/17 73,9% nov/17 79,3%

82,6%

46.043

44.131

41.162

40.963

39.231

39.297

41.112

43.915

48.703

51.966

55.739

55.677

55.677

55.321

55.321

54.728

54.728

54.135

54.135

53.541

53.541

52.941

52.734

52.803

52.204

3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN

dez/17

jul/17

jul/1771,8%

mai/17 jun/17

81,1%

abr/17

jun/17 75,1%

mai/17

90,0%

mar/17

97,1%

53.414

49.940

45.899

43.488

41.273

52.149

GH MRE (2% perdas e 85% nos finais de semana)

abr/17

fev/17 mar/17

jan/17

dez/16

nov/16

out/16

40.854

52.145

41.710 ago/16 set/16

51.476

51.014

50.874

50.686

42.001

42.704

44.056

47.980

jul/16

jun/16

mai/16

abr/16

50.410

50.160 mar/16

99,8%

94,3%

87,0%

82,4%

Referência

fev/17

jan/17

dez/16

nov/16

Realizado

out/16 79,1%

set/16 78,3%

ago/16 80,0%

Fator de Ajuste do MRE

jul/16 81,6%

86,6% mai/16

94,7%

50.563

50.298 fev/16

50.427

45.890

43.072 dez/15

45.716

46.374

42.357 nov/15

jan/16

46.358

42.704

46.413

out/15

40.462

45.679

38.766

ago/15 set/15

45.381

47.526

38.871

30.000

jul/15

37.714

49.117

Ajuste do MRE

abr/16

99,5% mar/16

90,7%

jan/16

99,5%

93,9%

dez/15

110%

fev/16

91,3%

nov/15

87,2%

set/15

90%

92,1%

84,9%

ago/15

jun/15

39.899

51.198

Secundária

out/15

85,7%

jul/15

mai/15

42.245

57.559

45.048

Mínimo

jun/15 79,4%

abr/15

mar/15

35.000

mai/15 81,2%

82,5%

58.567 58.348

50.000

45.842

47.229

55.000

abr/15

fev/15

40.000

mar/15 78,3%

jan/15

45.000

fev/15 78,6%

60.000

jan/15 80,6%

MWmed

Projeção de MRE para fins de Repactuação do Risco Hidrológico 167

65.000

GF Sazo 2014/2015 e Flat 2016

Projeção de ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD 168

Projeção do PLD ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local)

ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013)

ESS

1.200 1.000

864

600

nov/17

dez/17

jan/18

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

jan/18

set/17

-

-

dez/17

jul/17

ago/17

-

-

nov/17

jun/17

out/17

abr/17

mai/17

-

-

set/17

mar/17

-

-

jan/17

-

-

dez/16

-

out/17

0-

ago/17

0-

jul/17

0-

jun/17

0

-

mai/17

0

-

abr/17

0

-

mar/17

-

2-

fev/17

-

-

jan/17

nov/16

-

0-

dez/16

set/16

out/16

jul/16

ago/16

2

11 0 16 -

ESS 2017: R$ 0.032 MM

4

2

0

0

1

8

9

0

0

4

3

0

0

1

8

Custo 2015: R$ 1.214 MM

-

-

-

Custo 2016: R$ 15 MM

nov/16

0

20 20 18

set/16

0

0

out/16

30 0 20 20 18 9 30

ago/16

abr/15

mar/15

fev/15

jan/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

ago/14

jul/14

jun/14

mai/14

abr/14

mar/14

jan/14

fev/14

0

jul/16

326 358 292

140

jun/16

-

mai/16

-

abr/16

-

mar/16

-

fev/16

-

jan/16

-

dez/15

-

nov/15

-

set/15

-

out/15

-

ago/15

-

jul/15

-

jun/15

140

mai/15

100

-

2 0

Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU ≤ CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração)

300 200

2 11 16 0

ESS 2016: R$ 3.664 MM

326358292

400

jun/16

abr/16

158 107 255 1 176 87 150 110 83 146 76 60 13 107 3 1-

mai/16

mar/16

jan/16

189 175 161 182 163

fev/17

328 305 290 280 218 73 189208 141 114 163 131 123111 62

ESS 2015: R$ 5.683 MM

500



533 616 491

fev/16

set/15

115 21 59

438

dez/15

519

nov/15

527

out/15

jul/15

jun/15

abr/15

mai/15

mar/15

jan/15

ESS 2014: R$ 2.476 MM

R$ MM

843 543 594

ago/15

223 136330

fev/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

jul/14

ago/14

jun/14

jan/14

0

140

390

231194 214 173171 140 190

92 120 170 1 205 87 66 175 149 142 1 139 126 81 49 94 74 61 88 67 72 90 23 28 19 10 18 49 42 62 67 72 91 abr/14

384

372

316

mai/14

200

478 384

mar/14

400

777 709 673 634627 586

605642

fev/14

R$ MM

800

Custo 2017: R$ 0 MM

Conforme Resolução Normativa nº 659 de 14 de abril de 2015, a Geração das UTEs de Manaus com CVU maior que PLD estão alocadas como Restrição Operativa.

Projeção de ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD 169

1. Sensibilidade: Elevação de 1.000 MWmed na Carga do SIN ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local)

ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013)

ESS

1.200 1.000

864

600

dez/17

jan/18

-

-

-

-

-

0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0

-

-

-

jan/18

set/17

nov/17

jul/17

ago/17

-

-

dez/17

jun/17

-

-

nov/17

abr/17

mai/17

out/17

mar/17

-

-

jan/17

-

-

dez/16

-

set/17

0-

out/17

0-

ago/17

-

jul/17

0

6-

jun/17

0

-

mai/17

-

-

abr/17

6

-

mar/17

-

1-

fev/17

-

0-

jan/17

nov/16

-

6-

dez/16

set/16

out/16

jul/16

ago/16

1

11 0

ESS 2017: R$ 0.027 MM

4

2

0

0

1

8

9

0

0

4

3

0

0

1

8

Custo 2015: R$ 1.214 MM

-

-

-

Custo 2016: R$ 15 MM

nov/16

0

20 20 18

set/16

0

0

out/16

30 0 20 20 18 9 30

ago/16

abr/15

mar/15

fev/15

jan/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

ago/14

jul/14

jun/14

mai/14

abr/14

mar/14

jan/14

fev/14

0

jul/16

326 358 292

140

jun/16

-

mai/16

-

abr/16

-

mar/16

-

fev/16

-

jan/16

-

dez/15

-

nov/15

-

set/15

-

out/15

-

ago/15

-

jul/15

-

jun/15

140

mai/15

100

0

3 0

Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU ≤ CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração)

300 200

3 11 6

ESS 2016: R$ 3.664 MM

326358292

400

jun/16

abr/16

158 107 255 0 176 87 150 110 83 146 76 60 13 107 3 0-

mai/16

mar/16

jan/16

189 175 161 182 163

fev/17

328 305 290 280 218 73 189208 141 114 163 131 123111 62

ESS 2015: R$ 5.683 MM

500



533 616 491

fev/16

set/15

115 21 59

438

dez/15

519

nov/15

527

out/15

jul/15

jun/15

abr/15

mai/15

mar/15

jan/15

ESS 2014: R$ 2.476 MM

R$ MM

843 543 594

ago/15

223 136330

fev/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

jul/14

ago/14

jun/14

jan/14

0

140

390

231194 214 173171 140 190

92 120 170 1 205 87 66 175 149 142 1 139 126 81 49 94 74 61 88 67 72 90 23 28 19 10 18 49 42 62 67 72 91 abr/14

384

372

316

mai/14

200

478 384

mar/14

400

777 709 673 634627 586

605642

fev/14

R$ MM

800

Custo 2017: R$ 0 MM

Conforme Resolução Normativa nº 659 de 14 de abril de 2015, a Geração das UTEs de Manaus com CVU maior que PLD estão alocadas como Restrição Operativa.

Projeção de ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD 170

2. Sensibilidade: Redução de 1.000 MWmed na Carga do SIN ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local)

ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013)

ESS

1.200 1.000

864

600

dez/17

jan/18

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

jan/18

set/17

nov/17

jul/17

ago/17

-

-

dez/17

jun/17

-

-

nov/17

abr/17

mai/17

out/17

mar/17

-

-

jan/17

-

-

dez/16

-

set/17

0-

out/17

0-

ago/17

0-

jul/17

0

0-

jun/17

0

-

mai/17

0

0-

abr/17

0

0-

mar/17

-

0-

fev/17

0

0-

jan/17

nov/16

0

18 -

dez/16

set/16

out/16

jul/16

ago/16

0

6 0

ESS 2017: R$ 0.036 MM

4

2

0

0

1

8

9

0

0

4

3

0

0

1

8

Custo 2015: R$ 1.214 MM

-

-

-

Custo 2016: R$ 15 MM

nov/16

0

20 20 18

set/16

0

0

out/16

30 0 20 20 18 9 30

ago/16

abr/15

mar/15

fev/15

jan/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

ago/14

jul/14

jun/14

mai/14

abr/14

mar/14

jan/14

fev/14

0

jul/16

326 358 292

140

jun/16

-

mai/16

-

abr/16

-

mar/16

-

fev/16

-

jan/16

-

dez/15

-

nov/15

-

set/15

-

out/15

-

ago/15

-

jul/15

-

jun/15

140

mai/15

100

6 18 0

6 0

Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU ≤ CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração)

300 200

6

ESS 2016: R$ 3.664 MM

326358292

400

jun/16

abr/16

158 107 255 6 176 87 150 110 83 146 76 60 13 107 3 6-

mai/16

mar/16

jan/16

189 175 161 182 163

fev/17

328 305 290 280 218 73 189208 141 114 163 131 123111 62

ESS 2015: R$ 5.683 MM

500



533 616 491

fev/16

set/15

115 21 59

438

dez/15

519

nov/15

527

out/15

jul/15

jun/15

abr/15

mai/15

mar/15

jan/15

ESS 2014: R$ 2.476 MM

R$ MM

843 543 594

ago/15

223 136330

fev/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

jul/14

ago/14

jun/14

jan/14

0

140

390

231194 214 173171 140 190

92 120 170 1 205 87 66 175 149 142 1 139 126 81 49 94 74 61 88 67 72 90 23 28 19 10 18 49 42 62 67 72 91 abr/14

384

372

316

mai/14

200

478 384

mar/14

400

777 709 673 634627 586

605642

fev/14

R$ MM

800

Custo 2017: R$ 0 MM

Conforme Resolução Normativa nº 659 de 14 de abril de 2015, a Geração das UTEs de Manaus com CVU maior que PLD estão alocadas como Restrição Operativa.

Projeção de ESS e Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD 171

3. Sensibilidade: Redução de 2.000 MWmed na Carga do SIN ESS - Restrições Operativas (Constrained-on, Constrained-off e Serviços Ancilares, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração local)

ESS - Segurança Energética (UTEs com CVU > CMO, pago por todos os Agentes de acordo com a CNPE 03/2013)

ESS

1.200 1.000

864

600

nov/17

dez/17

jan/18

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

nov/17

dez/17

jan/18

set/17

out/17

-

-

set/17

jul/17

ago/17

-

-

out/17

jun/17

-

-

ago/17

abr/17

-

-

mar/17

-

-

jan/17

-

jul/17

4-

jun/17

5-

mai/17

4

1-

abr/17

5

0-

mar/17

1

0-

-

dez/16

fev/17

0

0-

fev/17

0

0-

jan/17

nov/16

0

0-

dez/16

set/16

out/16

jul/16

ago/16

0

0-

ESS 2017: R$ 0.060 MM

4

2

0

0

1

8

9

0

0

4

3

0

0

1

8

Custo 2015: R$ 1.214 MM

-

-

-

Custo 2016: R$ 15 MM

nov/16

0

20 20 18

set/16

0

0

out/16

30 0 20 20 18 9 30

ago/16

abr/15

mar/15

fev/15

jan/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

ago/14

jul/14

jun/14

mai/14

abr/14

mar/14

jan/14

fev/14

0

jul/16

326 358 292

140

jun/16

-

mai/16

-

abr/16

-

mar/16

-

fev/16

-

jan/16

-

dez/15

-

nov/15

-

set/15

-

out/15

-

ago/15

-

jul/15

-

jun/15

140

mai/15

100

0

19 -

Custo de descolamento entre CMO e PLD (UTEs com PLD < CVU ≤ CMO, pago por todos os Agentes de Consumo líquido de geração)

300 200

19 0

-

ESS 2016: R$ 3.664 MM

326358292

400

jun/16

abr/16

158 107 255 15 15 4 176 87 150 110 83 146 76 60 13 107 4 3 15 - 15 0 0

mai/16

mar/16

jan/16

189 175 161 182 163

mai/17

328 305 290 280 218 73 189208 141 114 163 131 123111 62

ESS 2015: R$ 5.683 MM

500



533 616 491

fev/16

set/15

115 21 59

438

dez/15

519

nov/15

527

out/15

jul/15

jun/15

abr/15

mai/15

mar/15

jan/15

ESS 2014: R$ 2.476 MM

R$ MM

843 543 594

ago/15

223 136330

fev/15

dez/14

nov/14

set/14

out/14

jul/14

ago/14

jun/14

jan/14

0

140

390

231194 214 173171 140 190

92 120 170 1 205 87 66 175 149 142 1 139 126 81 49 94 74 61 88 67 72 90 23 28 19 10 18 49 42 62 67 72 91 abr/14

384

372

316

mai/14

200

478 384

mar/14

400

777 709 673 634627 586

605642

fev/14

R$ MM

800

Custo 2017: R$ 0 MM

Conforme Resolução Normativa nº 659 de 14 de abril de 2015, a Geração das UTEs de Manaus com CVU maior que PLD estão alocadas como Restrição Operativa.

Publicação dos decks e resultados

Publicação dos decks utilizados para projeção do PLD 173

• COMUNICADO 122/15 (4 de março de 2015): • A partir de março de 2015 ficarão disponíveis no site da CCEE os dados de entrada e as saídas dos modelos Newave e Decomp utilizados para os estudos de projeção do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD;

• Os arquivos serão disponibilizados na Biblioteca Virtual do site da CCEE e poderão ser acessados pelo caminho: • Home > O que fazemos > Preços > Deck de preços

Publicação dos decks utilizados para projeção do PLD 174

Decks da Projeção 175

Relação dos meses de estudo e pastas com os arquivos de entrada dos modelos: Mês de estudo

Newave

Decomp - Operação

Decomp - Preço

dez/16

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_0

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_0

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_0

jan/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_1

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_1

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_1

fev/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_2

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_2

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_2

mar/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_3

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_3

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_3

abr/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_4

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_4

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_4

mai/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_5

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_5

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_5

jun/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_6

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_6

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_6

jul/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_7

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_7

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_7

ago/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_8

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_8

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_8

set/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_9

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_9

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_9

out/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_10

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_10

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_10

nov/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_11

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_11

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_11

dez/17

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_12

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_12

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_12

jan/18

12_dez16_RV0_logENA_Mer_n_m_13

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_oper_m_13

12_dez16_RV0_logENA_Mer_d_preco_m_13

Nomenclatura adotada: • “12_dez16_RV0”: Nome do estudo – RV0 de dezembro de 2016; • “logENA”: Projeção de ENA a partir do log da ENA por REE; • “Mer”: Despacho térmico por Ordem de Mérito; • “n”: Newave; • “d_oper”: Decomp de operação; • “d_preco”: Decomp de preço.

Obrigado!