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AGENDA SEMANAL
3ª Semana de Dezembro/2016
COMPARATIVO
Em comparação com os valores estimados para a semana passada, prevê-se para esta semana operativa, aumento nas afluências de todos os subsistemas, exceto o subsistema Nordeste que apresenta leve recessão.
A previsão para as afluências médias mensais do mês de dezembro indica a ocorrência de afluências levemente abaixo da média histórica para o subsistema Sudeste, levemente acima desta média para o subsistema Sul e abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte.
A tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de novembro.
Tabela 1
Na revisão 2 do PMO de Dezembro/2016, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 127,39/MWh para R$ 152,36/MWh e no subsistema Nordeste passou de R$ 134,63/MWh para R$ 152,36/MWh. Tabela 2 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 41.377 88 42.068 90 S 9.543 129 8.252 112 NE 4.286 42 5.695 56 N 2.668 45 2.861 48
Dezembro/2016 - ENAs previstas
Subsistema 10/12 a 16/12/2016 Mês de Dezembro SE/CO S NE N Pesada 153,66 153,66 153,66 153,66 Média 153,66 153,66 153,66 153,66 Leve 150,07 150,07 150,07 150,07 Média Semanal 152,36 152,36 152,36 152,36 CMO (R$/MWh) Patamares de Carga RESUMO CLIMÁTICO:
Na semana de 03 a 09/12/2016 ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, no São Francisco e no Tocantins. Na semana de 10 a 16/12/2016 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba, no alto São Francisco e no alto Araguaia.
No dia 05/12/2016 o reservatório da UHE Tucuruí atingiu a cota de 62 metros, levando ao desligamento de 7 unidades geradoras da fase 2 da referida UHE. Dessa forma, a partir dessa revisão 2 do PMO, a UHE Tucuruí foi modelada com apenas 4 unidades geradoras disponíveis na fase 2 para o mês Dezembro/2016. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo.
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ANÁLISE PLD:
O PLD médio para o período entre 10 e 16 de dezembro passou de R$ 135,06/MWh para R$ 159,97/MWh, aumento de 18% frente ao valor da última semana. O preço segue equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não foram atingidos. As afluências previstas para o Sistema Interligado Nacional - SIN em dezembro caíram de 92% para 84% da Média de Longo Termo – MLT, impactando no aumento do PLD para o período. As ENAs ficaram acima da média apenas no Sul (112%) com quedas no Sudeste (de 102% para 90% da MLT), Nordeste (de 64% para 56%) e no Norte (de 59% para 48% da média histórica). O nível do reservatório da UHE Tucuruí atingiu 62 metros no dia 05 de dezembro, quando a fase 2 deste usina é desligada. Em função deste desligamento, 7 unidades geradoras deixaram de gerar, o que reduziu a disponibilidade de oferta hidráulica do sistema em torno de 2.900 MWmédios e contribuiu para o aumento do preço. A previsão de carga para o SIN na terceira semana de dezembro ficou cerca de 255 MWmédios mais alta em relação à semana anterior, incremento esperado no Sudeste (+120 MWmédios) e no Sul (+105 MWmédios). A expectativa de carga para o Nordeste e para o Norte não sofreu alterações.
Tabela 3 Termos utilizados:
ONS (Operador Nacional do Sistema): Órgão responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no SIN.
PMO (Programa Mensal de Operação Energética): é realizado pelo ONS com a participação dos agentes. Os estudos – realizados em base mensal, discretizados em etapas semanais e por patamar de carga, revistos semanalmente – fornecem metas e diretrizes a serem seguidas pelos órgãos executivos da Programação Diária da Operação Eletroenergética e da Operação em Tempo Real.
SIN (Sistema Interligado Nacional): Sistema constituído de instalações de produção e transmissão de energia elétrica, todas interligadas, que atende cerca de 100% do mercado nacional de energia elétrica.
ENA (energia a partir de fluxos de água): o volume de energia que pode ser produzido a partir de chuvas em um local específico e prazo. MLT (média de longo prazo): fluxo de água natural média do mesmo período de tempo, como observado na série histórica de dados. PLD (Preço de liquidação das diferenças): preço à vista de energia.
Fontes: CCEE e ONS (InfoPLD e Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO).
PLD
Preços válidos de: 10/12/2016 a 16/12/2016
SE/CO S NE N Pesada 161,24 161,24 161,24 161,24 Media 161,24 161,24 161,24 161,24 Leve 157,73 157,73 157,73 157,73 PLD Médio 159,97 159,97 159,97 159,97 Valores em R$/MWh
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DESTAQUES DA SEMANA:
LER: contratação será feita para atender a necessidade da indústria
Demanda em queda e sobrecontratação levariam naturalmente à não realização de leilões para a contratação de novos empreendimentos no país, afirmou MME
O governo federal sinalizou com o atendimento de demanda da fonte eólica no leilão de energia de reserva. O Ministério de Minas e Energia afirmou que está sensível ao problema que vem se apresentando para a
manutenção da indústria deste segmento no país, o baixo nível de contratação ante o volume de empresas que o país atraiu nos últimos anos. Apesar de não revelar números de qual será a demanda contratada no próximo dia 19 de dezembro, o secretário de Desenvolvimento e Planejamento Energético do MME, Eduardo Azevedo, disse que o governo já sabe qual é o volume em MW que serão necessários para manter a cadeia industrial no país.
“Se pensássemos na necessidade de energia apenas, não teríamos o leilão por conta da sobra de energia e o crescimento da demanda abaixo do esperado. Nesta semana conversamos com a indústria para saber o break even e não queremos quebrar ninguém. Todos nós sabemos que o país todo vive um momento de vacas magras, inclusive a eólica, mas estamos avaliando isso com cuidado para colocar uma quantidade que viabilize a indústria”, revelou Azevedo, após o evento de inauguração da fábrica de painéis da Canadian Solar.
Com essa decisão o governo quer mostrar boa vontade com a demanda setorial, uma vez que neste ano não houve contratação de fontes eólicas por meio de leilões. Mas, a demanda poderá ficar abaixo do que a indústria vem apregoando como a ideal para atender a todos os players. Desde meados desse ano é que o volume de 3 GW de capacidade ao ano é apontado como o que o setor precisa para manter a capacidade instalada ocupada.
Contudo, o MME admite que nem toda a demanda que será contratada reverterá em novos pedidos para a indústria, até porque já havia a perspectiva de participação de empreendimentos que já estavam em
construção e não entraram em operação comercial. Segundo a avaliação de Azevedo, essa possibilidade existe sim, é real e pode ser que parques que já compraram máquinas saiam vitoriosos. “Isso pode acontecer sim, mas ocorre que quando chegamos o processo estava montado e refazer essa medida significaria não realizar leilão este ano. E nós ouvimos da indústria que é melhor ter leilão menor este ano do que não ter”, destacou o secretário.
Na avaliação de Azevedo, a perspectiva é de que haja uma disputa interessante no leilão deste ano. Mas relativizou a participação dos empreendimentos em construção que podem entrar no LER. Dos cerca de 800 parques que poderiam entrar apenas 300 apresentaram as garantias financeiras exigidas. Ou seja, isso reduz o risco dos projetos novos e da indústria, pois são cerca de 150 MW caso todos consigam vender energia. “É provável que parte desses projetos nem entre, pois é um ambiente de competição e vende que tiver o menor preço”, acrescentou.
O discurso parece estar alinhado com o da entidade que representa o setor, a ABEEólica. Segundo o presidente do Conselho de Administração da entidade, Lauro Fiúza, o importante para a indústria é que o governo
mantenha a realização dos leilões para a fonte. Ele disse que um nível mais reduzido de demanda por um determinado período de tempo não se constitui em um grande problema. Pelo contrário, é uma oportunidade para que as empresas realizem ajustes internos para adequar seus custos.
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Outra questão que o governo federal deverá atender por meio do LER é quanto à outra fonte que está
habilitada a disputar os contratos de energia de reserva, a solar. Segundo Azevedo, enquanto a eólica tem que ser mantida a energia solar fotovoltaica tem um desafio de se consolidar no país. E isso leva à necessidade de se atrair novos players e isso não se faz com pequenos volumes. “Mesmo num cenário apertado teremos folga para trazer um sinal positivo para novos investimentos, precisamos ter pelo menos de 800 MW a 900 MW de capacidade de produção anual de módulos no país, ou seja, mais umas duas ou três fábricas para atrair competição no país”, acrescentou.
Essa folga, disse, deverá ser mais clara quando o governo concluir o estudo de revisão de garantia física das usinas do setor elétrico e saber qual é o real volume de energia de papel e a física realmente que o Brasil dispõe. Essa informação é esperada para janeiro do ano que vem.
MCP: inadimplência de outubro ficou em 63,4%
Dos R$ 2,62 bilhões contabilizados apenas R$ 960 milhões foram pagos pelos agentes da CCEE
A liquidação financeira do mercado de curto prazo referente às operações de outubro movimentou R$ 960 milhões dos R$ 2,62 bilhões contabilizados. Ou seja, inadimplência de 63,4%. Ficou um valor de em aberto R$ 1,5 bilhão, valor relacionado às liminares de GSF do mercado livre ainda vigentes e de R$ 160 milhões que representam outros valores em aberto da liquidação. A operação, realizada pela CCEE, envolveu 4.737 agentes, sendo 2.765 credores e 1.972 devedores.
A operação registrou os últimos pagamentos dos valores da repactuação do risco hidrológico. O total pago pelos 56 agentes do mercado regulado (ACR) que aderiram à repactuação, ao longo das nove liquidações realizadas este ano, somou R$ 3,05 bilhões, informou a CCEE.
A Câmara destacou que em virtude dos recursos pagos pelos agentes devedores, foi possível operacionalizar todas as decisões judiciais vigentes que determinaram a preferência do recebimento dos recursos financeiros, além do repasse do montante restante aos demais agentes sem proteção judicial desta natureza.
Há cerca de 15 dias, o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri, comentou que se não houver uma solução para esse impasse do GSF para o ACL o mercado corre o risco de ser paralisado novamente. Segundo ele, durante o 8º Encontro Anual do Mercado Livre, a conta em aberto aumenta de R$ 100 milhões a R$ 150 milhões ao mês. Na liquidação financeira anterior R$ 1,39 bilhão ficou em aberto em decorrência das liminares que protegem os geradores no ACL.
Já na liquidação referente aos recursos de bandeiras tarifárias na contabilização de outubro 2016, houve aporte de R$ 864.694,42 pelas 24 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta centralizadora, com pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 16.708,38 aportados pela Tocantins Energia. Os recursos foram repassados pela Conta Bandeiras a 36 distribuidoras credoras. [1]
Proposta aperfeiçoa regras sobre contratos de comercialização de energia
Objetivo é estabelecer mecanismos de controle adequados ao impacto provocado por cada modalidade contratual
A Agência Nacional de Energia Elétrica vai aperfeiçoar as regras de informação, registro, aprovação e homologação dos contratos de comercialização de energia. A proposta é estabelecer um critério geral de
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avaliação e definir a forma de controle mais adequada a cada tipo de contrato, além dos procedimentos a serem adotados para cada sistema de controle.
Na avaliação da Aneel, nem a Resolução Normativa 323, que trata do assunto, nem as normas que criaram os diversos contratos de comercialização de energia elétrica nos ambientes livre e regulado são eficazes na definição de mecanismos de controle, o que gera dúvidas em relação aos procedimentos adotados para cada caso. A agência reguladora vai apresentar a versão preliminar da resolução em audiência pública a ser iniciada na próxima sexta-feira, 9 de dezembro. As contribuições poderão ser feitas até 6 de fevereiro de 2017.
“A necessidade de controle desses contratos de comercialização de energia elétrica advém do potencial significativo que alguns tipos de contrato têm de impactar outros além das partes contratantes. Isso se deve ao fato de que a grande maioria dos contratos transferem, no todo ou em parte, os custos e os benefícios
(resultados do contrato) a terceiros”, afirmou em seu voto o diretor Tiago Correia, relator do processo na Aneel.
Para definir aqueles que terão mais ou menos controle, a agência dividiu os contratos em classes, de acordo com potencial de impacto a terceiros. Os que têm impacto muito baixo são o CCEAL ( Contrato de Compra de Energia no Ambiente de Contratação Livre) e o CCV (Contrato de Comercializador Varejista). Os de baixo impacto são aqueles cujos termos são definidos pelo poder público, caso do CCEAR (Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado), do CER (Contrato de Energia de Reserva), do CLA (Contrato de Leilão de Ajustes) e do TCmcsd (Termo de Cessão para o MCSD).
Os de impacto médio são bastante regulamentados, mas a consolidação dos termos dos contratos não é feita pelo poder pública. Nessa classificação estão CCESI (Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Sistema Isolado), CIE (Contrato de Importação ou Exportação de Energia Elétrica), CCVE500SUP (Contrato de Compra e Venda de Energia celebrado por Distribuidora com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano com agente supridor) e CCVEproinfa (Contrato de Compra e Venda de Energia do Proinfa).
Os de alto impacto não são muito regulamentados, caso do CCVE500LP (Contrato de Compra e Venda de Energia celebrado por distribuidora com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano a partir de Licitação Pública), CGD(Contrato de Geração Distribuída), CCVE2009 (Contrato de Compra e Venda de Energia no Sistema Isolado anterior a 2009) e CCVE2003 (Contrato de Comercialização anterior a 2003).
Os mecanismos de controle serão mais rigorosos para os contratos com maior potencial de afetar outros agentes além das partes envolvidas. Alguns deles não precisarão passar pelo crivo da autarquia. De acordo com a modalidade, haverá a necessidade de aprovação, de homologação, de registro, ou apenas a prestação de informações. Serão reconhecidos nas tarifas de energia elétrica os contratos aprovados ou homologados pela Aneel, assim como os registrados pela Aneel ou pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A versão preliminar da norma estará disponível no sitio eletrônico da agência (veja aqui), e as contribuições devem ser enviadas para o e-mail: ap086_2016@aneel.gov.br ou para o endereço SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP 70.830-110, Brasília - DF. [1]
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AGENDA DESTA SEMANA (10 A 16/12)
ANEEL:
12.12 – segunda-feira às 10 h – Lista da 49ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2016
• Homologação da estimativa dos Custos Administrativos, Financeiros e Tributários – CAFTs a serem incorridos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –CCEE, nos anos de 2017 e 2018, na implementação e gestão da liquidação financeira da receita de venda das Usinas Angra I e II; dos contratos associados à energia de reserva; da liquidação financeira relativa às cotas de garantia física; e relativas à gestão da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT.
13.12 – terça-feira às 9 h – Pauta da 47ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2016:
• Republicação das tarifas aplicadas à subclasse residencial baixa renda em cumprimento ao disposto no Art. 13, §3º-G da Lei nº 10.438/2002, para vigência a partir de 1º de janeiro de 2017.
• Definição da Tarifa de Repasse da Potência da Usina Hidroelétrica – UHE Itaipu Binacional, com vigência a partir de 1° de janeiro de 2017.
• Atualização dos valores da Curva do Custo do Déficit de Energia Elétrica, das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEO Itaipu, da Tarifa de Serviços Ancilares – TSA e dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de 2017.
• Homologação das quotas de energia e custeio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA – 2017
• Requerimentos Administrativos interpostos por distribuidoras de energia elétrica, com vistas à consideração pela ANEEL de sobrecontratação involuntária, decorrente de participação dos agentes em Leilão de Energia Existente e de migração de consumidores para o Ambiente de Contratação Livre – ACL.
• Resultado da Audiência Pública nº 59/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de regulação dos procedimentos de homologação e fiscalização dos Custos Administrativos, Financeiros e Tributários – CAFTs incorridos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE com a liquidação financeira da energia elétrica das Usinas Angra 1 e 2; com a gestão da Conta de Energia de Reserva – CONER e a administração dos respectivos contratos; com a liquidação financeira da contratação das cotas de garantia física e de potência; com a gestão da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT e com a administração e a movimentação da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, da Reserva Global de Reversão – RGR e da Conta Consumo de Combustíveis – CCC.
• Resultado da Audiência Pública nº 74/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para elaboração de despacho autorizando o afastamento da aplicação do §1º do artigo 2º da Resolução Normativa nº 711/2016 para possibilitar o registro retroativo de acordos bilaterais para a contabilização referente aos meses de maio a dezembro de 2016, bem como de recontabilização do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova – MCSD Energia Nova referente a participação de agentes vendedores que tinham, à época do prazo final da declaração de ofertas de redução contratuais dos MCSD de julho a dezembro de 2016 e de agosto a dezembro de 2016, acordos bilaterais nos termos da Resolução Normativa nº 711/2016 registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
• Resultado da Audiência Pública nº 79/2016, instituída com vistas à identificação de agentes de distribuição que seriam contra o reprocessamento dos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova – MCSD de Energia Nova para permitir a inclusão da declaração de sobra das distribuidoras que não puderam participar dos processamentos realizados por descumprimento de norma.
• Resultado da Audiência Pública nº 80/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento do inciso VII do art. 4º da Resolução Normativa nº 693/2015.
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CCEE:
SEG 12.12
Data limite para análise das solicitações de Ajustes e estimativa no SCDE - nov/16 (MS+8du)
Divulgação da apuração de Energia de Reserva - nov/16 (MS+8du)
Pré-Liquidação e Certificação de Energia de Reserva - nov/16 (MS+8du)
Data limite para o registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE - nov/16 (MS+8du)
RRV preliminar. Certificação dos dados de entrada do Reajuste da Receita de Venda - nov/16 (20 de MS-6du)
Data limite de Ajuste de CCEAL e de Cessão de Montantes - nov/16 (MS+8du)
Início do período para sazonalização da Garantia Física (Lastro e MRE) (A partir das 8h00)
Data limite de Cadastro de Declaração de energia para recomposição de lastro de usinas em Atraso - nov/16 (MS+8du)
TER 13.12
Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE - nov/16 (MS+9du)
Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL e de Cessão de Montantes - nov/16 (MS+9du)
Pós-Liquidação do MCP de out/16. Certificação de pós-liquidação do Mercado de Curto Prazo
Dados de medição disponíveis no SCDE que serão utilizados para contabilização - nov/16 (MS+9du)
QUA 14.12
Auditoria de recontabilizações (MS+10du)
Divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du)
QUI 15.12
Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA: (i) de inclusão de cadastro associada ao processo de adesão do candidato a agente, e/ou (ii) de inclusão/alteração/exclusão de cadastro de agentes/ativos/pontos de medição - dez/16 (M-12du)
SEX 16.12
Certificação de pré-liquidação do MCSD - nov/16 (X-6du)
Divulgação dos resultados dos ajustes de cessão de CCEAL aos agentes - nov/16 (MS+12du)
Divulgação do Cálculo das Garantias Financeiras referente a nov/16 (MS+12du)
Disclaimer
Este relatório é distribuído de forma gratuita e exclusiva aos clientes COMPASS/EIG com a finalidade de prestar informações relevantes para o acompanhamento regulatório do mercado de energia elétrica no Brasil. Não representa em nenhuma hipótese uma recomendação de compra ou venda de energia elétrica. Apesar de todo o cuidado tomado na elaboração deste relatório de forma a garantir que as informações contidas reflitam com precisão as informações presentes no mercado no momento, a COMPASS/EIG não se responsabiliza por decisões tomadas em função das informações, dado seu caráter dinâmico e de rápida obsolescência. Este boletim não pode ser reproduzido, distribuído ou publicado para qualquer fim.
