GRUPO DE TRABALHO ESPECIAL
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- Estela Paixão Coelho
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1 GRUPO DE TRABALHO ESPECIAL Impacto nos geradores do MRE causado pelas novas curvas de aversão a risco. Coordenadores - Edimilson Nogueira Luiz Roberto M. Ferreira Brasília, 29 de Novembro de 2007
2 ANÁLISE DO PASSADO Fonte de dados: Site do ONS Geração por usina (conjunto hidro e térmicas descriminadas) Considera o sistema integralmente; Geração Térmica para exportação (junho a setembro); Site da CCEE PLD Média mensal de todos os patamares GSF Correspondente à sazonalização da energia assegurada informada pelas empresas;
3 jul/07 ago/07 set/07 out/07 jun/07 mai/ PLD e GSF PLD MEDIO MENSAL GSF SAZONALIZADO GSF PURO mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 fev/06 jan/06
4 set/07 out/ PLD e Geração Termeletrica PLD MEDIO MENSAL NUCLEAR GAS OUTRAS 2,500 2,000 1,500 1, mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 fev/06 jan/06
5 set/07 out/ PLD e Geração Termeletrica OUTRAS GAS NUCLEAR PLD MEDIO MENSAL 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 fev/06 mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 jan/06
6 PLD e Geração de Energia no SIN ,000 HIDRO NUCLEAR GAS OUTRAS 51,000 PLD MEDIO MENSAL 49,000 47,000 45,000 43,000 41,000 39,000 37,000 35,000 mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 set/07 out/07 fev/06 jan/06
7 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUDESTE PMO Novembro Rev. 04 ENA = 93 % MLT 49,3 CAR VERIFICADO EAR (%) Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov
8 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORDESTE PMO Novembro Rev. 04 ENA = 32 % MLT 28,6 CAR VERIFICADO EAR (%) Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
9 QUESTÕES DE REGULAMENTAÇÃO 1) Curva de Aversão ao Risco - CAR na formação do Preço de Liquidação de Diferenças PLD. Inciso III, do 4º, do artigo 1º, da Lei nº , de 15/03/2004, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica: 4º Na operação do Sistema Interligado Nacional SIN, serão considerados:... III - os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de déficit de energia; O 5º do Artigo 1º, transcrito a seguir, estabeleceu que o inciso III será utilizado também no ambiente de formação de preço que é a CCEE, trazendo consigo a faculdade de incluir ou não as curvas de aversão ao risco de déficit d de energia.
10 QUESTÕES DE REGULAMENTAÇÃO 1 cont.... 5º Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica, observando inclusive os seguintes fatores: I - o disposto nos incisos I a VI do 4º deste artigo; Sugestão: calcular o CMO a partir de uma rodada do Newave considerando a CAR e calcular o PLD para o mesmo período com uma rodada do Newave desconsiderando a CAR; As Resoluções GCE nº 109, de 24/01/2002 e CNPE nº 010, de 16/12/2003, deverão ser adequadas em função da discricionariedade apresentada no Inciso III, do 4º, do artigo 1º, da Lei nº
11 SIN / Hidro SIN Mercado Referência Mercado Baixo Termo SIN Mercado Alto Mercado Realizado MWmed Mercado (EPE) Ano BXO % REF % ALT % ,0 3,0 3,0 3,0 3,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,8 4,8 4,8 4,8 4, jan/07 mai/07 set/07 jan/08 mai/08 set/08 jan/09 mai/09 set/09 jan/10 mai/10 set/10 jan/11 mai/11 set/11
12 SIN Hidro SIN Termo SIN Mercado Referência Mercado Alto Mercado Baixo MWmed Mercados Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Mercado Alto Mercado Ref. Mercado Baixo (1859) (2961) (4254) (3315) (2229) (2047) (910) (1525) (1417) (2169) (2252) (2382) (1281) (2368) (3652) (2720) (1640) (1461) (321) (929) (819) (1561) (1643) (1775) 43 (1011) (2273) (1357) (292) (118) (171) (253) (389) jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 Média (2277) (1681) (318)
13 Dez Custo Variável x Disponibilidade - Termoelétricas Conectadas ao SIN (Dez/07) 2452 MWmed UTE Brasilia Custo Geração Variável Termoelétrica (R$/MWh) PLD_MAX 2340 MWmed 1781 R$ 601 /MWh R$ 227 /MWh IGARAPÉ 100 R$ 219 /MWh ARAUCARIA Inflexibilidade = 3061 MWmed Disponibilidade Termoelétrica (MWmed)
14 Expansão Termoelétrica Tipo MWmed Gás 1048 Leilão A Santa Cruz 495
15 UTEs Novas em 2008 USINA Leilão SSIS PPT Combustível Potência MWmed EASS MWmed Custo Variável R$ Proprietário DAIA 1º A-3/ S Óleo 44,1 33,27 608,30 Usina Termoelétrica de Anápolis Ltda XAVANTES - Aruanã 1º A-3/ S Diesel 53,7 40,27 882,00 Aruanã Energia S.A. ALTOS 1º A-3/ S Diesel 13,1 9,86 558,67 Energia GEN PI Ltda ARACATI 1º A-3/ S Diesel 11,5 8,63 558,67 Energia GEN CE Ltda BATURITE 1º A-3/ S Diesel 11,5 11,63 558,67 Energia GEN CE Ltda CAMPO MAIOR 1º A-3/ S Diesel 13,1 9,86 558,67 Energia GEN PI Ltda CAUCAIA 1º A-3/ S Diesel 14,8 8,5 558,67 Energia GEN CE Ltda CRATO 1º A-3/ S Diesel 13,1 9,86 558,67 Energia GEN CE Ltda ENGUIA PECEM 1º A-3/ S Diesel 14,8 11,9 558,67 Energia GEN CE Ltda IGUATU 1º A-3/ S Diesel 14,8 11,09 558,67 Energia GEN CE Ltda JAGUARARI 1º A-3/ S Diesel 101,5 76,32 558,67 Energia GEN BA Ltda JUAZEIRO NORTE 1º A-3/ S Diesel 14,8 11,09 558,67 Energia GEN CE Ltda MARAMBAIA 1º A-3/ S Diesel 13,1 9,86 558,67 Energia GEN PI Ltda NAZARIA 1º A-3/ S Diesel 13,1 9,86 558,67 Energia GEN PI Ltda Total:
16 Dez Custo Variável x Disponibilidade - Termoelétricas Conectadas ao SIN (Dez/08) 4258 MWmed UTE Brasilia Custo Geração Variável Termoelétrica (R$/MWh) PLD_MAX 4003 MWmed 3171 MWmed R$ 439 /MWh R$ 298 /MWh ST.CRUZ 34 R$ /MWh Várias DIESEL Inflexibilidade = 3520 MWmed Disponibilidade Termoelétrica (MWmed)
17 Expansão Termoelétrica Tipo MWmed Gás 2717 Óleo 2883 Carvão 84
18 Dez Custo Variável x Disponibilidade - Termoelétricas Conectadas ao SIN (Dez/11) 9941 MWmed UTE Brasilia Custo Geração Variável Termoelétrica (R$/MWh) PLD_MAX 9423 MWmed 7526 MWmed R$ 410 /MWh Várias DIESEL R$ 317 /MWh PIRATININGA R$ 318 /MWh Inflexibilidade = 4503 MWmed Disponibilidade Termoelétrica (MWmed)
19 Comparação 1100 Custo Variável x Disponibilidade - Termoelétricas Conectadas ao SIN (CURVAS 2007, 2008 e 2011) Custo Geração Variável Termoelétrica (R$/MWh) PLD_MAX CURVA 2007 CURVA 2008 CURVA Disponibilidade Termoelétrica (MWmed)
20 Risco de Déficit - PMO RISCO ANUAL DE DEFICIT (%) - PMO ANO SE SUL NE N ,00 0,00 0,00 0, ,20 19,20 27,80 21, ,20 17,85 19,75 16, ,15 11,45 12,45 12, ,15 12,65 19,30 14,25
21 75% 70% 65% 60% 55% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Armazenamento no SE X Meses c/ Déficit Análise mensal das 2000 séries 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% Percentual Séries com Déficit Armazenamento (%)
22 Análise dos Gráficos Os valores em verde no gráfico representam o percentual de séries em que a geração MRE foi menor que 100%; Em azul os valores referem-se ao percentual do número de séries em que houve déficit; A parte vermelha do gráfico indica o percentual de séries em que a geração MRE foi inferior a 100% E houve déficit, em relação ao total de séries em que houve geração MRE menor que 100%
23 Geração MRE e Risco de Déficit PMO 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% MRE<100% (%) 16,35% 20,45% 34,55% 29,00% Déficit (%) 17,20% 16,20% 11,15% 11,15% MRE<100% E Déficit (%) 96,02% 79,22% 32,27% 38,45%
24 Geração MRE e Risco de Déficit PMO 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% jan/08 fev/08 m ar/08 abr/08 m ai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 MRE<100% (%) 0,00% 3,55% 0,15% 3,90% 6,85% 7,70% 7,75% 7,05% 10,10% 9,15% 7,45% 8,35% Déficit (%) 0,00% 3,65% 7,60% 7,75% 7,00% 7,85% 6,40% 6,55% 9,35% 8,50% 7,40% 8,50% MRE<100% E Déficit (%) 0,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 82,58% 92,20% 91,09% 91,26% 95,97% 98,20%
25 Geração MRE e Risco de Déficit PMO 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% jan/09 fev/09 m ar/09 abr/09 m ai/09 jun/09 jul/09 ago/09 set/09 out/09 nov/09 dez/09 MRE<100% (%) 13,15% 9,40% 7,90% 6,55% 8,40% 7,60% 9,95% 8,35% 8,80% 8,85% 8,10% 4,55% Déficit (%) 8,15% 9,40% 8,10% 6,80% 5,80% 6,10% 5,55% 5,10% 5,85% 6,85% 6,75% 3,40% MRE<100% E Déficit (%) 61,98% 100,00% 100,00% 100,00% 69,05% 80,26% 55,78% 61,08% 66,48% 76,27% 82,10% 74,73%
26 Geração MRE e Risco de Déficit PMO 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% jan/10 fev/10 mar/10 abr/10 mai/10 jun/10 jul/10 ago/10 set/10 out/10 nov/10 dez/10 MRE<100% (%) 12,25% 10,70% 5,80% 7,20% 21,00% 16,05% 20,95% 20,65% 21,25% 19,55% 20,80% 15,05% Déficit (%) 2,35% 5,65% 4,05% 6,55% 6,20% 4,95% 5,35% 5,55% 5,05% 5,25% 5,15% 2,60% MRE<100% E Déficit (%) 19,18% 52,80% 69,83% 90,97% 29,52% 30,84% 25,54% 26,88% 23,76% 26,85% 24,76% 17,28%
27 Geração MRE e Risco de Déficit PMO 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 MRE<100% (%) 20,60% 8,40% 4,15% 7,35% 8,90% 16,55% 18,20% 10,80% 10,10% 7,80% 6,20% 4,50% Déficit (%) 3,85% 4,70% 4,15% 4,05% 4,10% 3,90% 4,40% 3,55% 4,30% 4,95% 4,30% 3,00% MRE<100% E Déficit (%) 18,69% 55,95% 98,80% 55,10% 46,07% 23,56% 24,18% 32,87% 42,57% 63,46% 69,35% 66,67%
28 Conclusão Como será o atendimento à carga no ano de 2008? Considerando-se o Mercado previsto, mesmo com toda a disponibilidade térmica sendo despachada na base, o parque hidroelétrico terá que gerar acima de sua energia assegurada, obtendo-se assim energia secundária para o MRE. Entretanto, qualquer geração térmica desnecessária tira oportunidade de geração do MRE (prejuízo redução de lucro). Essa conclusão é genérica, pois, caso haja diferença de preço entre os submercados, pode haver problemas de alocação de geração em submercado de menor preço para alguns geradores.
29 F I M
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