O processo de formação do preço de liquidação das diferenças - PLD
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O processo de formação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD
2º Encontro Nacional de Consumidores Livres
Rodrigo SacchiGerente de Preços
Agenda
O papel da CCEE
Processo de formação do PLD
Fatores de influência
Projeção do PLD
Consulta Pública ANEEL 09/2014 - PLDmin e PLDmax
InfoPLD
O papel da CCEE
Operadora do mercado de energia elétrica
Criação de um mercado de energia elétrica
• Anos 90: transição de um modelo estatal para um mercado competitivo
• Desverticalização: geração, transmissão, distribuição e comercialização
• Criação da figura do consumidor livre e produtor independente de energia
• Órgãos de regulação, operação do sistema e operação do mercado
ONS (1998) Asmae (1999)Aneel (1996)
Regulação Operação Comercialização
A reforma de 2004
• Mudança de governo leva a um novo modelo para o setor elétrico
• Marco regulatório adotado a partir de 2004 parte de três premissas:
• Mercado Atacadista de Energia - MAE é substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
• CCEE fica responsável pela operacionalização do mercado, que é dividido em dois ambientes:
Segurança do suprimento Modicidade tarifária Universalização do acesso
Ambiente de Contratação Regulado
(ACR)
Ambiente de Contratação Livre
(ACL)
Comercialização de energia elétrica
Compradores: Distribuidoras (consumidores cativos)
Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados
Ambiente de Contratação Regulada (ACR)
Liquidação das Diferenças
Todos agentes podem ficar credores ou devedores
Compradores: Consumidores livres, Comercializadores, Geradores
Ambiente de Contratação Livre (ACL)
Mercado de Curto Prazo
CCEE como operadora do mercado de energia
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE é uma associação civil de direito privado sem fins lucrativos que atua sob convenção, regras e procedimentos aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel.
A CCEE tem como missão:
Viabilizar as atividades de comercialização de energia elétrica no Brasil
Zelar pelo bom funcionamento do mercado
Fomentar discussões sobre aprimoramentos do setor
E como principais atribuições:
Registro dos contratos de compra e venda de energia
Medição da geração e consumo de energia pelos agentes
Cálculo do preço de curto prazo (PLD)
Liquidação das diferenças no Mercado de Curto Prazo
Realização de leilões para o mercado regulado
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
58 95 126 146 194
662
826915 935
1007
1403
1645
2300
26252790
Classe [%]
Gerador a Título de Serviço Público 1,2%
Gerador Autoprodutor 1,6%
Distribuidor 1,7%
Comercializador 5,4%
Gerador Produtor Independente 24,4%
Consumidor Especial 43,2%
Consumidor Livre 22,5%
Total 100,0%
Participação
Expansão do mercado – Associados CCEE
Total liquidado no MCP - histórico
•As liquidações financeiras referentes a janeiro-julho de 2014 já somam
R$ 26,5 bi, com uma inadimplência acumulada de 0,54 %, (R$143,4 mi)
26,5
15,4
9,0
3,95,1
2,6
5,8
2,72,21,21,10,5
0
5
10
15
20
25
30
2014**20132012201120102009200820072006200520042003
R$
bilh
õe
s
Processo de formação do PLD
Processo de formação do PLD
Decreto 5.177, de 12 de Agosto de 2004
Regulamenta os arts. 4o e 5o da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, e dispõesobre a organização, as atribuições e o funcionamento da Câmara deComercialização de Energia Elétrica - CCEE
Art. 2o A CCEE terá, dentre outras, as seguintes atribuições:
V - apurar o Preço de Liquidação de Diferenças - PLD do mercado de curto prazo porsubmercado;
Processo de formação do PLD
• O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é usado para valorar as diferenças de
energia apuradas no Mercado de Curto Prazo (MCP)
• Ao se comparar a energia contratada com a energia medida, é possível encontrar
o montante de energia que será liquidado no MCP
Energia VerificadaEnergia
Contratada
MCP
PLD
Processo de formação do PLD
• Outros usos do PLD:
Tratamento das Exposições
•Excedente Financeiro
Ressarcimento CCEARs
•Energia não gerada UTE: abaixo do despacho do ONS biomassa: abaixo do compromisso anual
Encargos
•Restrição de Operação
•Encargo por Segurança Energética
Penalidade de Energia
•Precificação da Penalidade de Energia e por falta de combustível
Contratação de Energia de Reserva
•Abatimento do encargo a pagar pelos Consumidores
Reajuste da Receita de Venda
•Atraso na Entrada em Operação Comercial
Contratação no ACR
•Efeito dos contratos por disponibilidade
Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear
•Efeito no Mercado de Curto Prazo
Processo de formação do PLD
• O PLD é apurado com base no Custo Marginal de Operação, obtido por meio dosmodelos computacionais utilizados para realizar o planejamento da operação dosistema e pode ser entendido como o custo necessário para atender 1 MWhadicional na carga do sistema1
• CCEE não considera as restrições elétricas internas aos submercados e geraçãode teste ao utilizar os modelos2
• Modelos desenvolvidos pelo CEPEL:
NEWAVE
DECOMP
DESSEM
Ince
rtez
as
Det
alh
amen
to d
a re
pre
sen
taçã
o d
o s
iste
ma
FCF
FCF
Discretização Horizonte
5 anos
2 meses
Até 2 semanas
Mensal
Semanal
Diária
[1] Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004, Art. 57, § 1º O PLD, a ser publicado pela CCEE, será calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e terá como base o custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e máximo[2] Resolução Normativa 477, de 13 de março de 2012, Art. 1º, § 1º Apenas as restrições elétricas internas ao submercados de natureza estrutural deverão ser representadas nos modelos de que trata o caput.
Processo de formação do PLD
• Os modelos computacionais utilizam como dados de entrada: previsão de
vazões, níveis de armazenamento, disponibilidade das térmicas, previsão de carga,
entre outros
• Como saída tem-se a instrução de despacho das usinas, considerando que a
carga deve ser atendida ao menor custo
• Este despacho resulta no CMO PLD
Previsão de Vazões e Nível de
Armazenamento
Previsão de Carga
Disponibilidade das Térmicas
Instrução de despacho
Modelos
NEWAVE
Evolução do Armazenamento - SIN
Fonte: IPDO-RDH/ONS
38%
46%
55%
61% 61%63%
61%
55%
49%44%
40%
43%
29%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
% V
olu
me
Má
xim
o
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tendência Hidrológica (% Média de Longo Termo - MLT)
Realizado
Set
77
92
52
78
Submercado
Ordem
PAR
(p)
Previsão
Setembro
% da MLT
Ago Jul Jun Mai Abr Mar
SE/CO 1 80 83
S 1 84 70
NE 3 58 55 46 42
N 3 73 73 82 86
Submercado
Ordem
PAR
(p)
Previsão
Outubro
% da MLT
Set Ago Jul Jun Mai Abr
SE/CO 3 83 77 84 84
S 1 96 92
NE 3 58 52 55 46
N 6 73 78 74 82 86 96 100
Dados obtidos do deck NEWAVE , PMO de outubro de 2014, antes do fechamento do mês de setembro.
Cronograma de Expansão (DMSE) - UHEs
42.000
44.000
46.000
48.000
50.000
52.000
54.000
56.000
58.000M
W m
édio
Oferta PMO Setembro/14 Oferta PMO Outubro/14
UHE Sto Antônio Jari – (Leilão A-5/2010)
15.000
16.000
17.000
18.000
MW
médio
Oferta PMO Setembro/14 Oferta PMO Outubro/14
Cronograma de Expansão (DMSE) - UTEs
UTE Cocal (LER 2008)
Cronograma de Expansão (DMSE) - UEEs
Atrasos em decorrência de adequações ao cronograma do empreendedor, atraso no início de teste e adequações ao cronograma da transmissão.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
MW
médio
Oferta PMO Setembro/14 Oferta PMO Outubro/14
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ago.13
nov.13
jan.14
mai.14
jul.14
out.14
jan.15
abr.15
jul.15
out.15
jan.16
abr.16
jul.16
out.16
jan.17
abr.17
jul.17
out.17
jan.18
abr.18
jul.18
out.18
jan.19
abr.19
R$/MWh
Sudeste out.14 set.14
Influência da Tendência Hidrológica no Preço – Média das 2000 séries
Função de custo futuro mais barata!
DECOMP
Comportamento do Preço – Outubro de 2014 – Semana 1
Nível inicial de armazenamento – Previsto x Verificado
SE/CO S NE N SIN
612 -2.133 104 352 -1.065
28,98
30,09
28,61
27,50
28,00
28,50
29,00
29,50
30,00
30,50
% E
AR
M M
áxim
aPrevisto Realizado
Comportamento do Preço – Outubro de 2014 – Semana 1
Variação da Carga
39
.30
0
38
.89
4
10
.85
0
10
.85
0
10
.08
0
10
.12
1
5.3
50
5.3
05
65
.58
0
65
.17
0
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
Sudeste Sul Nordeste Norte SIN
MW
méd
ios
SE/CO S NE N SIN
-406 +1 +41 -46 -410
Comportamento do Preço – Outubro de 2014 – Semana 1
Curva de Oferta x Demanda
Carg
a
Usin
as n
ão d
espachadas
indiv
idualm
ente
Inflexib
ilid
ade térm
ica
Inflexib
ilid
ade h
idre
létr
ica
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000
R$
/M
Wh
MWmédio
Oferta Hidro
Oferta Térmica
Comportamento do Preço – Outubro de 2014 – Semana 1
Decomposição da variação do PLD
739,41 749,63
668,38 667,01 666,42 665,17 665,17
745,91 739,41
665,17 671,68
769,89 769,89 749,63
668,38 667,01 666,42
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
R$
/M
Wh
Comportamento do PLD de Setembro – Sudeste/Centro-Oeste
13,2519,0328,95
67,31
97,36
135,43
38,73
70,28
29,42
166,69
263,07
378,22
822,83
822,83
822,83
806,97
412,65
592,54
709,53728,81
703,31
770,63
745,91
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
R$
/M
Wh
Preço Médio Anual Preço Médio Mensal PLD Médio Semanal
Fatores de influência
Peso da variação do PLD
Média geral de todas as revisões - 2014
4,2% 2,9% 2,4% 2,2% 1,4% 1,3%
47,3%
10,0% 8,0% 7,5% 5,7% 5,2%1,3% 0,6%
4% 7% 9% 12% 13% 14%
62%
72%
80%
87%93%
98% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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NEWAVE ... DECOMP
Sudeste - 2014 - geral
4,4% 2,8% 2,4% 2,1% 1,4% 1,6%
51,2%
8,7% 8,1% 6,9% 5,7% 3,3% 1,0% 0,5%4% 7% 10% 12% 13% 15%
66%
75%
83%89%
95%98% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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NEWAVE ... DECOMP
Sul - 2014 - geral
Peso da variação do PLD
Média geral de todas as revisões - 2014
2,9% 2,7% 2,1% 1,2% 0,4% 1,1%
32,6%
19,4%14,5%
8,2% 6,2% 5,8%2,3% 0,6%
3% 6% 8% 9% 9% 10%
43%
62%
77%
85%91%
97% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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NEWAVE ... DECOMP
Nordeste - 2014 - geral
2,8% 2,3% 1,4% 1,1% 0,3% 1,1%
35,3%
15,8%15,6%
7,4% 7,3% 6,6%2,4% 0,5%
3% 5% 7% 8% 8% 9%
44%
60%
76%
83%
90%97% 100% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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NEWAVE ... DECOMP
Norte - 2014 - geral
Peso da variação do PLD
Média da primeira semana operativa - 2014
17,5%
10,6% 9,7%5,9% 4,2% 2,1%
25,3%
8,3% 5,9% 3,2% 2,7% 2,7% 0,8% 1,3%
17%
28%
38%44%
48% 50%
75%
84%89%
93% 95% 98% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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NEWAVE ... DECOMP
Sudeste - 2014 - RV0
18,1%
10,6% 9,5%5,6% 4,0% 2,0%
31,4%
5,1% 4,7% 2,7% 2,5% 2,3% 0,5% 1,1%
18%
29%
38%44%
48% 50%
81%86%
91% 94% 96% 98% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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NEWAVE ... DECOMP
Sul - 2014 - RV0
Peso da variação do PLD
Média da primeira semana operativa - 2014
11,4%
8,9%5,2% 4,1% 1,8% 1,2%
20,6%18,0%11,7%
8,6%4,4% 1,7% 1,3% 1,1%
11%
20%26%
30% 31% 33%
53%
71%
83%
92%96% 98% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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ca
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NEWAVE ... DECOMP
Nordeste - 2014 - RV0
9,7%5,8% 4,7% 4,1% 1,3% 1,1%
19,0%15,9%14,1%
8,8% 7,5% 5,3%1,6% 1,1%
10%16%
20%24% 26% 27%
46%
62%
76%
85%
92%97% 99% 100%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
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n.
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NEWAVE ... DECOMP
Norte - 2014 - RV0
“Causa” da variação do PLD
Média geral de todas as revisões - 2014
53.9%
13.2% 11.4% 10.4%
2.2% 1.3%7.6%
54%
67%
79%
89% 91% 92%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Sudeste - 2014 - geral
57.9%
10.1% 9.7% 9.0%
2.1% 1.0%
10.2%
58%
68%
78%
87% 89% 90%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Sul - 2014 - geral
“Causa” da variação do PLD
Média geral de todas as revisões - 2014
37.3%
20.8%
8.7% 8.7%2.3% 1.2%
21.1%
37%
58%
67%
75% 78% 79%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Nordeste - 2014 - geral
39.0%
22.2%
10.2%7.6%
2.4% 1.1%
17.4%
39%
61%
71%
79% 82% 83%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Norte - 2014 - geral
“Causa” da variação do PLD
Média da primeira semana operativa - 2014
53.3%
14.3%9.7% 8.5%
4.9% 2.7%6.5%
53%
68%
77%
86%91%
93%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Sudeste - 2014 - RV0
60.1%
9.5% 8.0% 7.4%4.4% 2.7%
7.8%
60%
70%
78%
85%90%
92%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Sul - 2014 - RV0
“Causa” da variação do PLD
Média da primeira semana operativa - 2014
40.9%
26.6%
5.4% 5.2% 4.4% 3.5%
14.0%
41%
68%73%
78%82%
86%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Nordeste - 2014 - RV0
33.0%
31.4%
11.5%5.3% 4.7% 2.9%
11.1%
33%
64%
76%81%
86%89%
100%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
Norte - 2014 - RV0
Comportamento do PLD x ENA de acoplamento
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
5
sem
2
sem
4
sem
2
sem
4
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
5
sem
2
sem
4
sem
2
sem
4
sem
2
sem
4
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
5
sem
2
sem
4
sem
2
sem
4
sem
2
sem
4
sem
2
sem
4
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
1
sem
3
sem
5
sem
2
sem
4
dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
R$
/M
Wh
MW
mé
dio
Sudeste Sul Nordeste Norte PLD_SE
Projeção do PLD
• O objetivo de projetar o PLD é de atender a expectativa interna quanto a uma visão defuturo para o comportamento do PLD
• Como um produto de consumo interno, a Projeção do PLD é uma atividade de grandeimportância estratégica para a CCEE, capaz de propiciar uma visão de futuro daspossíveis condições energéticas, de preço, de impacto nas regras de comercialização epara o mercado
• A ANEEL procurou a CCEE solicitando um trabalho conjunto para o desenvolvimento deuma metodologia de projeção de PLD (12 meses a frente) para aplicação no reajustetarifário das Distribuidoras dentro do PRORET (Procedimentos de Regulação Tarifária)
• A CCEE está apresentando as Metodologias e Premissas utilizadas na projeção do PLDpara a avaliação dos agentes de mercado
Entretanto, a CCEE alerta que tais projeções não implicam em quaisquercompromissos ou responsabilidades pelas estratégias comerciais dos agentes demercado
Motivação
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:
onde:
• A[n] é a Amplitude instantânea do Fasor z[n], o que corresponde ao Envelope do sinal original x[n]
• é o Ângulo de Fase instantâneo de z[n]
É feita a projeção tanto da Amplitude A[n] quanto do Ângulo de Fase , por RNAs
][][A][z njenn
][n
Projeção da ENA:Decomposição em Amplitude e Ângulo de Fase eProjeção por Redes Neurais Artificiais (RNAs)
][n
Projeção da ENA – Sistema Interligado Nacional
Projeção de dezembro de 2013
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
MW
mé
dio
s
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14
MLT 87.886,0 95.477,0 92.238,0 75.271,0 55.827,0 45.035,0 38.925,0 33.538,0 34.371,0
Realizada 61.791,3 44.697,4 67.430,9 62.237,0 46.810,0 73.333,0 38.358,0 25.294,0 27.584,3
PrevivazM 86.579,0 92.589,0 86.475,0 72.113,0 52.735,0 41.702,0 38.676,0 32.989,0 33.817,0
SimHist 87.560,0 97.385,0 87.065,0 69.974,0 48.642,0 41.309,0 34.168,0 33.976,0 28.813,0
RNA 68.233,3 76.846,0 74.488,9 70.875,3 60.465,8 43.904,7 36.134,9 32.923,1 34.006,8
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
MW
mé
dio
s
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14
MLT 95.477,0 92.238,0 75.271,0 55.827,0 45.035,0 38.925,0 33.538,0 34.371,0
Realizada 44.697,4 67.430,9 62.237,0 46.810,0 73.333,0 38.358,0 25.294,0 27.584,3
PrevivazM 81.160,0 78.990,0 61.067,0 49.748,0 39.820,0 35.353,0 30.762,0 32.319,0
SimHist 88.953,0 88.259,0 74.437,0 53.947,0 43.323,0 35.512,0 29.795,0 29.175,0
RNA 60.772,1 65.985,1 47.293,8 39.847,2 35.590,2 35.579,6 33.503,3 35.209,7
Projeção da ENA – Sistema Interligado Nacional
Projeção de janeiro de 2014
Metodologias para Projeção do PLD: Simulação Encadeada dos modelos NEWAVE/DECOMP
PLDM
PLDM+1
PLDM+2
São processados vários NEWAVE e DECOMP que consulta várias Funções de Custo Futuro!
Descrição: Com o objetivo de melhor emular o procedimento de cálculo do PLD, para cada mês que se desejaprojetar o PLD são processados o NEWAVE e DECOMP de forma seqüencial, encadeando o processo para todoo horizonte de projeção.
NEWAVE
Premissas PMO, Projeção de
ENA/Previsão de Vazões mês M, Sensibilidades mês M, etc.
DECOMP
Níveis de Reservatório das UHEs
FCFM
...
Mê
s M
Mê
s M
+1
...
...
NEWAVE DECOMP
Projeção de
ENA/Previsão de Vazões mês M+1,
Sensibilidades mês M+1, etc.
Níveis de Reservatório das UHEs
Mê
s M
+2
NEWAVE DECOMP
Projeção de
ENA/Previsão de Vazões mês M+2,
Sensibilidades mês M+2, etc.
FCFM+1
FCFM+2
Níveis de Reservatório das UHEs, Despacho Antecipado GNL e Vazões com Tempo de Viagem
Níveis de Reservatório das UHEs, Despacho Antecipado GNL e Vazões com Tempo de Viagem
378
823 823 823807
413
593
710729
209
173
174155 151 158 151 139 135
238
167
221 233
281254
304273
299353
364394
320
234 223
325292
261
-
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14
R$
/M
Wh
PLD médio CMO (Estudo Prospectivo ONS) PLD (CCEE: SimHist+Heurística) PLD (CCEE: RNA+Prosp.Encad)
Metodologias para Projeção do PLD: Simulação Encadeada dos modelos
Projeção de dezembro de 2013 – Sudeste/Centro-Oeste
823
823
823807
413
593
710729
518
451
400
365
325
290 280
253
437
270
231 244 251271 275
295
823
809
823 823
676
579
417 416
-
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14
R$
/M
Wh
PLD médio CMO (Estudo Prospectivo ONS) PLD (CCEE: SimHist+Heurística) PLD (CCEE: RNA+Prosp.Encad)
Metodologias para Projeção do PLD: Simulação Encadeada dos modelos
Projeção de janeiro de 2014 – Sudeste/Centro-Oeste
Consulta Pública ANEEL 09/2014:PLDmin e PLDmax
Consulta Pública 09/2014PLD mínimo
RESOLUÇÃO NORMATIVA nº 392, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2009.
Estabelece critérios para o cálculo da Tarifa de Energia de Otimização da Usina Hidrelétrica deItaipu - TEOItaipu e do valor mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD_min
Art. 3º O PLD_min será calculado pela ANEEL no mês de dezembro de cada ano, com base nas estimativas dos custos de
geração da usina para o ano seguinte fornecidas pela Itaipu Binacional para fins de reajustes e/ou revisões tarifárias e nos seguintes
critérios:
I - sobre a parcela da energia cedida pelo Paraguai incidirão os custos referentes à cessão da energia;
II - na determinação da quantidade de energia cedida pelo Paraguai deverá ser considerada a metade da geração da usina
prevista para o ano seguinte, subtraída da energia a ser suprida diretamente à Administración Nacional de Electricidad - ANDE;
III - a conversão do valor em dólares da estimativa de custos de geração da UHE Itaipu para a moeda nacional deverá ser
efetuada pela média geométrica diária das Cotações de Fechamento Ptax do dólar americano, publicadas pelo Banco Central do Brasil, no
período de 1º de dezembro do ano anterior até 30 de novembro do ano do cálculo; e
IV - o valor de que trata o caput terá validade em todos os submercados, para todas as semanas operativas estabelecidas
pelo ONS para o ano seguinte e para as equivalentes semanas de apuração no âmbito da CCEE.
R$ 15,62/MWh (base: dez/2013)
Consulta Pública 09/2014PLD máximo
RESOLUÇÃO nº 682, DE 23 DE DEZEMBRO DE 2003.
Estabelece procedimentos para atualização da curva do Custo do Déficit de energia elétrica e do limite máximo do preço do mercado de curto prazo (PMAE_max)
Art. 3o Os preços do mercado de curto prazo (PMAE), entre a primeira e a última semana operativa de preços de 2004,
serão limitados ao valor máximo de R$ 452,00/MWh (quatrocentos e cinqüenta e dois reais por megawatt-hora), para todos os
submercados.
§ 1o O limite máximo do preço do mercado de curto prazo (PMAE_max) deverá ser atualizado anualmente, para ser
adotado no período entre a primeira e a última semana operativa de preços de cada ano.
§ 2o A atualização anual do PMAE_max deverá considerar o menor valor entre a:
I - declaração de preço estrutural da usina termoelétrica mais cara, com capacidade instalada maior que 65 MW, na
determinação do Programa Mensal de Operação (PMO) do mês de janeiro do ano correspondente; e
II - atualização do valor máximo disposto no caput pela variação do IGP-DI entre os meses de novembro de um ano e
novembro do ano consecutivo.
UTE Pau Ferro IPot. Inst. = 94,1 MWCVU = R$ 1.135,06/MWh
de R$ 452,00/MWh (base: nov/2003)atualizado para R$ 822,83/MWh (base: nov/2013)
UTE Alegrete (Outorga revogada REA 4567/2014)Pot. Inst. = 66 MWCVU = R$ 724,87/MWh (Despacho 4131/2012)
InfoPLD
InfoPLD
Ocorre às 2ªf de toda 1ª semana operativa de cada mês (desde out/11)
• próximo: 03/nov/14
Objetivo do Encontro
• 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 Info PLD;
• Apoiar os agentes em suas análises de mercado, reforçando a transparência e a simetria na divulgação das informações publicadas pela CCEE
• página da CCEE: www.ccee.org.br