Encontro Nacional do Consumidor Livre

1. O processo de formação do Preço de Liquidação das Diferenças -PLD
2º Encontro Nacional de Consumidores Livres
Rodrigo SacchiGerente de Preços

2. Agenda
OpapeldaCCEE
ProcessodeformaçãodoPLD
Fatoresdeinfluência
ProjeçãodoPLD
ConsultaPúblicaANEEL09/2014-PLDminePLDmax
InfoPLD

3. O papel da CCEE
Operadora do mercado de energia elétrica

4. 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
Aneel (1996) ONS (1998) Asmae (1999)
Regulação Operação Comercialização

5. 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 suprimentoModicidade tarifária
Universalização do acessoAmbiente de Contratação Regulado (ACR)
Ambiente de Contratação Livre
(ACL)

6. Comercialização de energia elétrica
Compradores: Distribuidoras (consumidores cativos)
Contratos resultantes de leilõesContratos livremente negociadosAmbiente de Contratação Regulada (ACR) Liquidação das Diferenças
Todos agentes podem ficar credores ou devedoresCompradores: Consumidores livres, Comercializadores, GeradoresAmbiente de Contratação Livre (ACL)
Mercado de Curto Prazo

7. 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 comercializaçãode energia elétrica no Brasil
Zelar pelo bom funcionamento do mercado
Fomentar discussões sobre aprimoramentosdo setor
E como principais atribuições:
Registro dos contratos de compra e venda de energia
Mediçãoda geração e consumo de energia pelos agentes
Cálculo do preço de curto prazo (PLD)
Liquidaçãodas diferenças no Mercado de Curto Prazo
Realização de leilões para o mercado regulado

8. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
58 95 126 146 194
662
826
915 935
1007
1403
1645
2300
2625
2790
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

9. 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$143,4 mi)
26,515,49,03,95,12,65,82,72,21,21,10,50510152025302014**20132012201120102009200820072006200520042003 R$ bilhões

10. Processo de formação do PLD

11. Processo de formação do PLD
Decreto5.177,de12deAgostode2004
Regulamentaosarts.4oe5odaLeinº10.848,de15demarçode2004,edispõesobreaorganização,asatribuiçõeseofuncionamentodaCâmaradeComercializaçãodeEnergiaElétrica-CCEE
Art.2oACCEEterá,dentreoutras,asseguintesatribuições:
V-apuraroPreçodeLiquidaçãodeDiferenças-PLDdomercadodecurtoprazoporsubmercado;

12. Processo de formação do PLD
•OPreçodeLiquidaçãodasDiferenças(PLD)éusadoparavalorarasdiferençasdeenergiaapuradasnoMercadodeCurtoPrazo(MCP)
•Aosecompararaenergiacontratadacomaenergiamedida,épossívelencontraromontantedeenergiaqueseráliquidadonoMCPEnergia Verificada
Energia
ContratadaMCPPLD

13. Processo de formação do PLD
•OutrosusosdoPLD: Tratamento das Exposições
•Excedente Financeiro
Ressarcimento CCEARs
•Energia não gerada UTE: abaixo do despacho do ONS biomassa: abaixo do compromisso anualEncargos
•Restrição de Operação
•Encargo por Segurança EnergéticaPenalidade de Energia
•Precificação da Penalidade de Energia e por falta de combustível Contratação de Energia de Reserva
•Abatimento do encargo a pagar pelos ConsumidoresReajuste da Receita de Venda
•Atraso na Entrada em Operação ComercialContratação no ACR
•Efeito dos contratos por disponibilidadeRegime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear
•Efeito no Mercado de Curto Prazo

14. Processo de formação do PLD
•OPLDéapuradocombasenoCustoMarginaldeOperação,obtidopormeiodosmodeloscomputacionaisutilizadospararealizaroplanejamentodaoperaçãodosistemaepodeserentendidocomoocustonecessárioparaatender1MWhadicionalnacargadosistema1
•CCEEnãoconsideraasrestriçõeselétricasinternasaossubmercadosegeraçãodetesteaoutilizarosmodelos2
•ModelosdesenvolvidospeloCEPEL: NEWAVEDECOMPDESSEM IncertezasDetalhamento da representação do sistema FCFFCFDiscretizaçãoHorizonte5 anos2 mesesAté 2 semanasMensalSemanal
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.

15. Processo de formação do PLD
•Osmodeloscomputacionaisutilizamcomodadosdeentrada:previsãodevazões,níveisdearmazenamento,disponibilidadedastérmicas,previsãodecarga, entreoutros
•Comosaídatem-seainstruçãodedespachodasusinas,considerandoqueacargadeveseratendidaaomenorcusto
•EstedespachoresultanoCMOPLDPrevisão de Vazões e Nível de ArmazenamentoPrevisão de CargaDisponibilidade das TérmicasInstrução de despachoModelos

16. NEWAVE

17. Evolução do Armazenamento -SIN
Fonte: IPDO-RDH/ONS38% 46% 55% 61%61% 63% 61% 55% 49% 44% 40% 43% 29% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% JANFEVMARABRMAIJUNJULAGOSETOUTNOVDEZ % Volume Máximo 200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014

18. 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
DadosobtidosdodeckNEWAVE,PMOdeoutubrode2014,antesdofechamentodomêsdesetembro.

19. Cronograma de Expansão (DMSE) - UHEs
42.000
44.000
46.000
48.000
50.000
52.000
54.000
56.000
58.000
MW médio
Oferta PMO Setembro/14 Oferta PMO Outubro/14
UHE Sto Antônio Jari – (Leilão A-5/2010)

20. 15.000
16.000
17.000
18.000
MWmédio
Oferta PMO Setembro/14 Oferta PMO Outubro/14
Cronograma de Expansão (DMSE) - UTEs
UTE Cocal (LER 2008)

21. Cronograma de Expansão (DMSE) -UEEs
Atrasosemdecorrênciadeadequaçõesaocronogramadoempreendedor,atrasonoiníciodetesteeadequaçõesaocronogramadatransmissão.
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.000 MWmédio Oferta PMO Setembro/14Oferta PMO Outubro/14

22. 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!

23. DECOMP

24. 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
28,9830,0928,6127,5028,0028,5029,0029,5030,0030,50 % EARM Máxima PrevistoRealizado

25. Comportamento do Preço – Outubro de 2014 – Semana 1
Variação da Carga
39.300
38.894
10.850
10.850
10.080
10.121
5.350
5.305
65.580
65.170
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
Sudeste Sul Nordeste Norte SIN
MWmédios
SE/CO S NE N SIN
-406 +1 +41 -46 -410

26. Comportamento do Preço –Outubro de 2014 –Semana 1
Curva de Oferta x Demanda
CargaUsinas não despachadas individualmenteInflexibilidade térmicaInflexibilidade hidrelétrica - 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 010.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000 R$/MWh MWmédioOferta HidroOferta Térmica

27. 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 0100200300400500600700800900 R$/MWh

28. Comportamento do PLD de Setembro –Sudeste/Centro-Oeste
13,2519,0328,9567,3197,36135,4338,7370,2829,42166,69263,07378,22822,83822,83822,83806,97412,65592,54709,53728,81703,31770,63745,910100200300400500600700800900 R$/MWh Preço Médio AnualPreço Médio MensalPLD Médio Semanal

29. Fatores de influência

30. 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%
acopla M+1
carga
ENA
expansão
armaz.
outros
vazões
armazen.
UHE
carga
previsto
UTE
interc.
outros
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%
acopla M+1
carga
ENA
expansão
armaz.
outros
vazões
armazen.
previsto
carga
UHE
UTE
interc.
outros
NEWAVE ... DECOMP
Sul - 2014 - geral

31. 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%
carga
acopla M+1
ENA
expansão
armaz.
outros
vazões
previsto
UHE
armazen.
UTE
carga
interc.
outros
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%
carga
acopla M+1
ENA
expansão
armaz.
outros
vazões
previsto
UHE
carga
armazen.
UTE
interc.
outros
NEWAVE ... DECOMP
Norte - 2014 - geral

32. 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%
acopla M+1
ENA
expansão
armaz.
carga
outros
vazões
UHE
UTE
previsto
interc.
armazen.
carga
outros
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%
acopla M+1
ENA
expansão
armaz.
carga
outros
vazões
UHE
previsto
interc.
armazen.
UTE
carga
outros
NEWAVE ... DECOMP
Sul - 2014 - RV0

33. 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%
acopla M+1
ENA
expansão
carga
armaz.
outros
vazões
UHE
previsto
UTE
interc.
armazen.
carga
outros
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%
acopla M+1
ENA
expansão
carga
armaz.
outros
UHE
vazões
UTE
previsto
carga
interc.
armazen.
outros
NEWAVE ... DECOMP
Norte - 2014 - RV0

34. “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

35. “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

36. “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

37. “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

38. Comportamento do PLD x ENA de acoplamento
0100200300400500600700800900020.00040.00060.00080.000100.000120.000 sem1sem3sem1sem3sem1sem3sem1sem3sem5sem2sem4sem2sem4sem1sem3sem1sem3sem1sem3sem5sem2sem4sem2sem4sem2sem4sem1sem3sem1sem3sem5sem2sem4sem2sem4sem2sem4sem2sem4sem1sem3sem1sem3sem1sem3sem5sem2sem4 dez/12jan/13fev/13mar/13abr/13mai/13jun/13jul/13ago/13set/13out/13nov/13dez/13jan/14fev/14mar/14abr/14mai/14jun/14jul/14ago/14set/14 R$/MWhMWmédio SudesteSulNordesteNortePLD_SE

39. Projeção do PLD

40. •OobjetivodeprojetaroPLDédeatenderaexpectativainternaquantoaumavisãodefuturoparaocomportamentodoPLD
•Comoumprodutodeconsumointerno,aProjeçãodoPLDéumaatividadedegrandeimportânciaestratégicaparaaCCEE,capazdepropiciarumavisãodefuturodaspossíveiscondiçõesenergéticas,depreço,deimpactonasregrasdecomercializaçãoeparaomercado
•AANEELprocurouaCCEEsolicitandoumtrabalhoconjuntoparaodesenvolvimentodeumametodologiadeprojeçãodePLD(12mesesafrente)paraaplicaçãonoreajustetarifáriodasDistribuidorasdentrodoPRORET(ProcedimentosdeRegulaçãoTarifária)
•ACCEEestáapresentandoasMetodologiasePremissasutilizadasnaprojeçãodoPLDparaaavaliaçãodosagentesdemercado
Entretanto,aCCEEalertaquetaisprojeçõesnãoimplicamemquaisquercompromissosouresponsabilidadespelasestratégiascomerciaisdosagentesdemercado
Motivação

41. 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
[ ] z[ ] A[ ] j n n n e   
[n]
Projeção da ENA:
Decomposição em Amplitude e Ângulo de Fase e
Projeção por Redes Neurais Artificiais (RNAs)
[n]

42. 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 médios
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

43. 0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
MW médios
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

44. 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 deseja
projetar o PLD são processados o NEWAVE e DECOMP de forma seqüencial, encadeando o processo para todo
o 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
...
Mês M+1 Mês M
...
...
NEWAVE DECOMP
Projeção de
ENA/Previsão de
Vazões mês M+1,
Sensibilidades mês
M+1, etc.
Níveis de Reservatório
das UHEs
Mês 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

45. 378
823 823 823
807
413
593
710
729
209
173
174
155 151 158 151 139 135
238
167
221 233
281
254
304
273
299
353
364
394
320
234 223
325
292
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$/MWh
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

46. 823
823
823
807
413
593
710
729
518
451
400
365
325
290 280
253
437
270
231 244 251
271 275
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$/MWh
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

47. Consulta Pública ANEEL 09/2014: PLDmine PLDmax

48. Consulta Pública 09/2014
PLD mínimo
RESOLUÇÃONORMATIVAnº392,DE15DEDEZEMBRODE2009.
EstabelececritériosparaocálculodaTarifadeEnergiadeOtimizaçãodaUsinaHidrelétricadeItaipu-TEOItaipuedovalormínimodoPreçodeLiquidaçãodeDiferenças-PLD_min
Art.3ºOPLD_minserácalculadopelaANEELnomêsdedezembrodecadaano,combasenasestimativasdoscustosdegeraçãodausinaparaoanoseguintefornecidaspelaItaipuBinacionalparafinsdereajustese/ourevisõestarifáriasenosseguintescritérios:
I-sobreaparceladaenergiacedidapeloParaguaiincidirãooscustosreferentesàcessãodaenergia;
II-nadeterminaçãodaquantidadedeenergiacedidapeloParaguaideveráserconsideradaametadedageraçãodausinaprevistaparaoanoseguinte,subtraídadaenergiaasersupridadiretamenteàAdministraciónNacionaldeElectricidad-ANDE;
III-aconversãodovaloremdólaresdaestimativadecustosdegeraçãodaUHEItaipuparaamoedanacionaldeveráserefetuadapelamédiageométricadiáriadasCotaçõesdeFechamentoPtaxdodólaramericano,publicadaspeloBancoCentraldoBrasil,noperíodode1ºdedezembrodoanoanterioraté30denovembrodoanodocálculo;e
IV-ovalordequetrataocaputterávalidadeemtodosossubmercados,paratodasassemanasoperativasestabelecidaspeloONSparaoanoseguinteeparaasequivalentessemanasdeapuraçãonoâmbitodaCCEE.
R$ 15,62/MWh(base: dez/2013)

49. Consulta Pública 09/2014
PLD 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.3oOspreçosdomercadodecurtoprazo(PMAE),entreaprimeiraeaúltimasemanaoperativadepreçosde2004, serãolimitadosaovalormáximodeR$452,00/MWh(quatrocentosecinqüentaedoisreaispormegawatt-hora),paratodosossubmercados.
§1oOlimitemáximodopreçodomercadodecurtoprazo(PMAE_max)deveráseratualizadoanualmente,paraseradotadonoperíodoentreaprimeiraeaúltimasemanaoperativadepreçosdecadaano.
§2oAatualizaçãoanualdoPMAE_maxdeveráconsideraromenorvalorentrea:
I-declaraçãodepreçoestruturaldausinatermoelétricamaiscara,comcapacidadeinstaladamaiorque65MW,nadeterminaçãodoProgramaMensaldeOperação(PMO)domêsdejaneirodoanocorrespondente;e
II-atualizaçãodovalormáximodispostonocaputpelavariaçãodoIGP-DIentreosmesesdenovembrodeumanoenovembrodoanoconsecutivo.
UTE Pau Ferro I
Pot. Inst. = 94,1 MW
CVU = R$ 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 MW
CVU = R$ 724,87/MWh(Despacho 4131/2012)

50. InfoPLD

51. 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 InfoPLD;
•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

52. Obrigado!
Rodrigo SacchiGerente de Preços
preco@ccee.org.br