03/10/2018
O QUE DEVE ACONTECER COM OS PREÇOS DA ENERGIA NO AMBIENTE
LIVRE 2018/19
2
Fatores que Impactam a Formação de Preço
- Ações do Regulador
- Posição de cada agente
- Inadimplência na CCEE
- Liquidez do mercado
- Especulação
- “Memória de curto prazo”
Preço de mercado x Preço de modelo
- Ações do Regulador (ANEEL/CMSE)
- Energia Natural Afluente (ENA)
- Reservatórios (EAR)
- Carga verificada e projetada
- Cronogramas de expansão
- Previsão de vazões:▫ Remoção de viés
▫ Modelos chuva-vazão
3
Fatores que Impactam a Formação de Preço
Hidrologia
Meteorologia
Dados dos Agentes
e do Governo
Conjuntos de
Dados
Newave
+
Decomp
Preço de modelo – PLD e CMO
4
Fatores que Impactam a Formação de Preço
Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE | Reunião de Interação com Agentes – realizada em 26/09/2018
Modelos fortemente
dependentes das
premissas relacionadas
à água (superior a 60%
de impacto no PLD)
5
Fatores que Impactam a Formação de Preço
Desempenho das afluências ao longo de 2018
Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS | Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro – 27 e 28/09/2018
Bacia Dez-Abr Maio Junho Julho Agosto Setembro(01 a 25/09)
Grande56% MLT
8º Pior
43% MLT2º Pior
48% MLT3º Pior
44% MLTPior
63% MLT8º Pior
54% MLT3º Pior
Paranaíba67% MLT9º Pior
59% MLT4º Pior
60% MLT3º Pior
60% MLT6º Pior
62% MLT7º Pior
66% MLT9º Pior
SE/CO91% MLT22º Pior
78% MLT10º Pior
76% MLT12º Pior
69% MLT4º Pior
83% MLT18º Pior
84% MLT27º Pior
Nordeste48% MLT4º Pior
36% MLT3º Pior
38% MLT3º Pior
36% MLT3º Pior
39% MLT3º Pior
41% MLT3º Pior
Norte97% MLT37º Pior
83% MLT28º Pior
73% MLT19º Pior
76% MLT15º Pior
72% MLT5º Pior
75% MLT10º Pior
Sul110% MLT
30º Melhor36% MLT18º Pior
49% MLT19º Pior
59% MLT26º Pior
47% MLT16º Pior
106% MLT34º Melhor
6
Fatores que Impactam a Formação de Preço
Despacho Fora da Ordem de Mérito
Aumento de Encargos (ESS-GE)
28,1
26,2
24,3
22,4
20,519,5
18,517,4
16,415,4 15,2 14,9 14,7 14,4
10
15
20
25
30
35EA
R [
% E
AR
máx
]
Cenário 1 (Chuvas 2006)
7
Fatores que Impactam a Formação de Preço
Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS | Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro – 27 e 28/09/2018
Sudeste/Centro-Oeste
Curva de Referência para a Evolução da
Energia Armazenada
28,1
26,2
24,3
22,4
20,519,5
18,517,4
16,415,4 15,2 14,9 14,7 14,4
32,3
30,8
28,8
26,7
24,4
22,7
21,2
19,217,8 17,7 17,9 17,8 18,3
18,9
23,1
0
5
10
15
20
25
30
35
01/set 08/set 15/set 22/set 29/set 06/out 13/out 20/out 27/out 03/nov 10/nov 17/nov 24/nov 01/dez
EAR
M [
% E
AR
Mm
áx]
Acompanhamento do Níveis de Armazenamento Sudeste/Centro-Oeste
Curva de Referência EARM_2017 EARM_2018
8
Fatores que Impactam a Formação de Preço
Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS | Reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro – 27 e 28/09/2018
9
Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - ENA
El Niño
83% 88%
107%
69% 71% 74%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Outubro Novembro Dezembro
ENA Sudeste/Centro-Oeste - [%MLT]
Maior ENA SE/CO Menor ENA SE/CO MLT
10
Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - ENA
110%
134%143%
84%
65%
99%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
Outubro Novembro Dezembro
ENA Sul - [%MLT]
Maior ENA S Menor ENA S MLT
46%
61% 60%
33% 34% 38%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Outubro Novembro Dezembro
ENA Nordeste - [%MLT]
Maior ENA NE Menor ENA NE MLT
76%68% 69%
56% 53%58%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Outubro Novembro Dezembro
ENA Norte - [%MLT]
Maior ENA N Menor ENA N MLT
Cenários Ampere das últimas semanas
40%37%
29%
22%
32,0%
19%
12%10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Norte - [%EARMmáx]
Maior EArm N Menor EArm N
23%
20%
19%
26%
17%
16%
22%
20%
16%14%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
22%
24%
26%
28%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Sudeste/Centro-Oeste - [%EARMmáx]
Maior EArm SE/CO Menor EArm SE/CO Curva de ref
48%
71% 72%
65%
50%
42% 35%
30% 30% 30% 30%20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Sul - [%EARMmáx]
Maior EArm S Menor EArm S Curva de ref
29%
26%24%
29%
24%22%
24%
10% 10% 10% 10%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
22%
24%
26%
28%
30%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Nordeste - [%EARMmáx]
Maior EArm NE Menor EArm NE Curva de ref
11
Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - EARM
Cenários Ampere das últimas semanas
23%
20%
19%
26%
17%16%
22%
20%
16%14%
19,4%
17,6%
23,2%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
22%
24%
26%
28%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Sudeste/Centro-Oeste - [%EARMmáx]
Maior EArm SE/CO Menor EArm SE/CO
Curva de ref Cenário_4tri_2018
48%
71% 72%
65%
50%
42% 35%
30% 30% 30% 30%
58,8%
50,0%
35,3%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Sul - [%EARMmáx]
Maior EArm S Menor EArm S Curva de ref Cenário_4tri_2018
40%37%
29%
22%
32,0%
19%
12%
32,2%
22,3%
14,6%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Norte - [%EARMmáx]
Maior EArm N Menor EArm N Cenário_4tri_2018
29%
26%24%
29%
24%22%
24%
10% 10% 10% 10%
24,7%22,5%
25,0%
10%
15%
20%
25%
30%
Setembro Outubro Novembro Dezembro
EARM Nordeste - [%EARMmáx]
Maior EArm NE Menor EArm NE Curva de ref Cenário_4tri_2018
12
Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - EARM
Cenários Ampere das últimas semanas
472,75
376,38
282,53
238,36 325,84
199,07
136,86
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Setembro Outubro Novembro Dezembro
PLD Sudeste/Centro-Oeste - [R$/MWh]
Maior PLD SE/CO Menor PLD SE/CO
472,75
376,38
282,53
238,36 325,84
199,07
136,86
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Setembro Outubro Novembro Dezembro
PLD Sul - [R$/MWh]
Maior PLD S Menor PLD S
472,75
376,38
282,53
238,36 325,84
199,07
136,86
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Setembro Outubro Novembro Dezembro
PLD Nordeste - [R$/MWh]
Maior PLD NE Menor PLD NE
473,58
376,57
282,53
238,36 325,84
199,07
136,86
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Setembro Outubro Novembro Dezembro
PLD Norte - [R$/MWh]
Maior PLD N Menor PLD N
13
Perspectivas para o trimestre Out-Nov-Dez - PLD
Cenários Ampere das últimas semanas
14
Cenários para 2019 - Padronizados
Cenário ENA LS
Sub.2019
%MLT
SE/CO 105%
S 105%
NE 65%
N 105%
Cenário ENA Base
Sub.2019
%MLT
SE/CO 90%
S 90%
NE 50%
N 90%
Cenário ENA LI
Sub.2019
%MLT
SE/CO 75%
S 75%
NE 35%
N 75%LI – Limite Inferior das previsões de vazão LS – Limite Superior das previsões de vazão
• Versão Newave 24.0.0 (oficial);
• Novos patamares de carga a partir de janeiro/2019 (recomendação CPAMP – julho/18)
Premissas utilizadas
15
Cenários para 2019 - Padronizados
Projeção de Reservatórios
16
Cenários para 2019 - Padronizados
Projeção de Preços
17
Cenários para 2019 - Padronizados
Cenário ENA LS
Sub.2019
(R$/MWh)
SE/CO 47
S 47
NE 41
N 24
Cenário ENA Base
Sub.2019
(R$/MWh)
SE/CO 128
S 128
NE 120
N 85
Cenário ENA LI
Sub.2019
(R$/MWh)
SE/CO 262
S 263
NE 241
N 193 LI – Limite Inferior das previsões de vazão LS – Limite Superior das previsões de vazão
Preços Anuais
18
O que o Futuro nos reserva?
Projeção de Preços
• Precificação horária até 2020
▫ Agilidade na disponibilização das informações diárias/horárias/tempo-real – ONS/CCEE
▫ Investimento em redes de monitoramento e comunicação
• Atualização de parâmetros:
▫ Revisão do número de séries utilizadas durante o processo de otimização, a ser analisado
pela CPAMP em 2019
▫ CVAR: alfa e lambda, em virtude dos novos parâmetros a serem estabelecidos
• Mudança da Metodologia de Aversão ao Risco
▫ Entra SAR? CVAR + Curva de Referência (VminOp)?
19
Equipe de Consultores – Planejamento Energético
www.ampereconsultoria.com.br
55 11 3262.4863
OBRIGADO!
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