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AGENDA SEMANAL
1ª semana de agosto/2018
COMPARATIVO
Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte, pequeno aumento nas afluências do subsistema Sul e estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste.
A previsão mensal para agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas.
Tabela 1
O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações:
Tabela 2
RESUMO CLIMÁTICO:
No mês de julho a precipitação ficou restrita à região Sul, principalmente ao Rio Grande do Sul. Na região Sudeste ocorreu chuva apenas no litoral.
Na semana de 28/07 a 03/08/2018 deve ocorrer chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí e precipitação de intensidade fraca no Uruguai.
Em referência ao processo de importação de energia da República Oriental do Uruguai, e conforme determinação da ANEEL, através do Ofício nº 085/2018-SRG/ANEEL, a partir do PMO agosto/2018 as ofertas cujos preços forem superiores ao PLD máximo não serão consideradas na elaboração do PMO e Revisões.
Para a semana operativa de 28/07 a 03/08/2018, há previsão da importação de energia da República Oriental do Uruguai, de 140MWmed e 450MWmed nos patamares de carga média e leve respectivamente.
Uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste na próxima semana ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Grande (Figura 1).
Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.
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ANÁLISE PLD:
O PLD para o período entre 28 de julho e 3 de agosto permanece no valor máximo (R$ 505,18/MWh) estabelecido para 2018 nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. Fatores como a previsão de afluências abaixo da média, queda nos níveis dos reservatórios e aumento da carga esperada para todo o Sistema contribuem para que o preço siga no teto.
Há expectativa de que as afluências previstas para o SIN, em julho, fechem em 63% da média histórica para o período, cenário mantido para agosto com ENAs esperadas em 65% da Média de Longo termo - MLT.
A carga prevista para a próxima semana deve ficar cerca de 855 MWmédios mais alta com elevações esperadas em todos os submercados: Sudeste (+630 MWmédios), Sul (+80 MWmédios), Nordeste (+45 MWmédios) e Norte (+100 MWmédios).
Os níveis dos reservatórios do Sistema, por sua vez, ficaram cerca de 575 MWmédios mais baixos em relação ao esperado, com elevação apenas no Nordeste (+155 MWmédios). As reduções foram de 205 MWmédios no Sudeste, 160 MWmédios no Sul e de 365 MWmédios no Norte.
O fator de ajuste do MRE para julho ficou em 61,2% e o de agosto é esperado em 56,3%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema – ESS para julho é de R$ 32 milhões e para agosto chega a R$ 29 milhões, ambos os valores referentes à restrição operativa.
Já os custos decorrentes do descolamento entre o CMO e o PLD (pago às usinas despachadas por ordem de mérito, mas que possuem custos acima do preço máximo) resultam em estimativas de R$ 19 e R$ 79 milhões, respectivamente para os meses de julho e agosto.
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.
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DESTAQUES DA SEMANA:
MME promove reunião de esclarecimentos sobre leilão A-6
Evento está marcado para o dia 3 de agosto, no auditório do ministério
O Ministério de Minas e Energia vai realizar, no dia 3 de agosto, reunião pública para esclarecimentos técnicos sobre o próximo leilão de energia A-6, marcado para o dia 31 de agosto. No evento feito em parceria com a Empresa de Pesquisa Energética, a Agência Nacional de Energia Elétrica e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, serão apresentadas as diretrizes, a sistemática e o edital, além dos resultados do processo de habilitação técnica dos empreendimentos inscritos no certame. A reunião vai acontecer das 8h30 às 13h00, no auditório do ministério.
A programação prevê a abertura do evento com a presença de representantes do MME, EPE, Aneel e CCEE, seguida de painel com as diretrizes, aspectos relevantes do edital, visão geral do processo com o resultado da habilitação técnica e sistemática do leilão. Em seguida haverá debate com a moderação do Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Eduardo Azevedo.
O certame é destinado à contratação de energia de empreendimentos de geração de fontes hidrelétrica, eólica e termelétrica a biomassa, a carvão e a gás natural, com início de suprimento em janeiro de 2024. Serão negociados contratos por quantidade com prazo de 30 anos para hidrelétricas e de 20 anos para usinas eólicas; além de contratos por disponibilidade com prazo de 25 anos para termelétricas.
A EPE cadastrou 1.080 projetos com aproximadamente 58 mil MW de potência instalada total. Dos empreendimentos inscritos, 926 são projetos eólicos; 63 são pequenas centrais hidrelétricas; sete, usinas hidrelétricas e 21, centrais geradoras hidrelétricas (até 5MW). Há ainda 25 termelétricas a biomassa, duas a carvão e 36 a gás natural.
Risco ainda é a ameaça ao comercializador varejista
Dois anos após as primeiras habilitações ainda é baixo o volume de transações e o marco regulatório com o PL 1917 pode ajudar a destravar esse mercado
Dois anos depois da aprovação dos primeiros habilitados do país para atuarem como comercializadores varejistas, essa figura ainda não conseguiu atingir seus objetivos. A perspectiva, contudo, é de que no futuro esse cenário possa ver uma mudança de comportamento. No PL 1917 foram incluídas as contribuições da CP 33, entre elas a da obrigatoriedade de que consumidores livres de até 500 kW migrem sob um comercializador varejista. Assim, com a abertura gradual do mercado, a expectativa é de um número maior de consumidores aderindo a essa modalidade.
De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, atualmente são 11 as empresas autorizadas a atuar nesse segmento do mercado livre. Atualmente há um processo de habilitação em andamento. Até maio, último mês com dados consolidados, três agentes varejistas foram responsáveis pelo consumo de 11,64 MW médios e uma usina de produtora de 0,17 MW médio. O comercializador foi regulamentado ainda em 2015 e foi criado para simplificar a atuação de empresas de menor porte, reduzindo a complexidade da adesão e facilitando o desenvolvimento do ACL.
“Entendemos que 1 MW é o limite adequado entre o mercado varejista e o atacadista”, Rui Altieri, da CCEE
Contudo, o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri Silva, voltou a admitir que esses volumes não são os que a entidade esperava. Mas ele se mostra otimista quanto ao futuro. O executivo avalia que esse período foi caracterizado pelo amadurecimento desse mercado no país. Além disso, a percepção na câmara é de que é necessária a separação entre os limites de carga para adesão à entidade em atacadista para cargas a partir de 1 MW e, abaixo disso, classificada como varejista, sob a reponsabilidade do comercializador.
“Entendemos que o limite de 1 MW é o mais adequado para a separação, mas podemos discutir esse limite, o que não temos dúvida é da necessidade de segregar o mercado”, disse ele à Agência CanalEnergia. “Se tivermos essa clara separação aí sim teremos um mercado moderno com os consumidores migrando para o ambiente adequado de acordo com seu perfil”, acrescentou.
Do lado das empresas que atuam no mercado livre o otimismo é a palavra de ordem para o futuro. Mas ainda há questões não resolvidas que vêm atrapalhando o desenvolvimento dessa figura desde seu início e a principal delas é a questão de
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uma eventual inadimplência de um consumidor que esteja sob sua gestão e as consequências jurídicas que podem vir em decorrência de manter o fornecimento de energia para essa unidade em função da judicialização do tema.“Precisamos ter instrumentos para gerir esse risco de forma simples e eficiente”, Marcelo Ávila, da Comerc Energia
Na visão de Marcelo Ávila, vice-presidente da Comerc Energia, que esteve no primeiro grupo de comercializador varejista a ser habilitado no país, esse mercado possui potencial de crescimento mesmo sem a regra da obrigatoriedade de adesão por meio do comercializador. O que aconteceu nesses dois anos é que a questão da gestão do risco de ter esse consumidor travou o crescimento. E alerta que para a modalidade avançar é necessário instituir mecanismos que permitam tirar o ponto de carga do guarda-chuva dessa comercializadora em eventos de inadimplência.
Segundo o executivo, essa figura faz sentido de existir, corroborando os argumentos utilizados para a sua criação. Entre eles, o de que consumidores de carga mais baixa não devem e não têm estrutura para se tornarem agentes da CCEE devido ao grande número de exigência e obrigações.
“Temos muitos consumidores com perfil que se encaixam no comercializador varejista, cuja carga é de 0,1 a 0,2 MW médios, não faz sentido essas unidades entrarem na CCEE como agentes”, avalia. “Agora, ao mesmo tempo em que poderemos ter a obrigação, a partir de 2021, de colocar os consumidores na varejista, precisamos ter instrumentos para gerir esse risco de forma simples e eficiente”, indica.
A visão da CPFL Brasil, outra companhia que apostou no comercializador varejista desde o início, é de que o crescimento deverá chegar e que a figura terá um papel importante no mercado ao passo que vejamos a abertura do ACL no país. Apesar dos dois primeiros anos não representarem um volume minimamente expressivo ante a dimensão do Brasil, os próximos anos, com a mudança do marco trará maior crescimento. Até porque, lembrou Ricardo Motoyama, diretor de mercado da empresa, esse é um produto que confere mais facilidade ao cliente, mesmo que tenha um preço diferenciado, o valor que se vê é do benefício.
“O papel do varejista é eliminar as questões burocráticas para os clientes de menor porte que não possuem uma área especializada para a gestão da energia.”, Ricardo Motoyama, da CPFL Brasil
“O papel do varejista é eliminar as questões burocráticas para os clientes de menor porte que não possuem uma área especializada para a gestão da energia e aderir por meio do comercializador facilita obter os benefícios do mercado livre. Com a abertura do mercado a tendência é de termos mais interessados com esse perfil”, destaca.
A mais recente comercializadora varejista do país, a AES Tietê, vê na questão do risco da inadimplência um fator que restringiu a expansão por conta da possibilidade de judicialização do segmento. Contudo, a perspectiva é otimista com o caminho para o qual segue o marco regulatório que está contido no PL 1917. Segundo o gerente de Novos Negócios da empresa, Dênis Oliveira, a companhia quer estar pronta para atender a demanda que virá nos próximos anos, principalmente com a abertura do setor. Ele também defende que a simplificação que as comercializadoras varejistas proporcionam é um dos pontos de atração para aqueles consumidores potencialmente livres.
Quanto a essa questão do risco, explicou Oliveira, a AES Tietê sempre foi criteriosa mesmo na modalidade tradicional do ACL. E acredita que a formação do portfólio de clientes poderá mitigar esse risco. “Com a natural evolução do mercado e da carteira de consumidores final, principalmente a industrial de pequeno porte, conseguiremos desenvolver esse portfolio”, aponta.
De acordo com os mais recentes dados da CCEE, referentes a junho de 2018, a entidade agrega 7.187 agentes. A maior parte desses é composta justamente pela faixa de menor consumo, os especiais, que segundo as regras atuais estão na faixa de 500 kW a 3 MW com 4.626 associados, representando 64,4% do total. O consumidor livre – aquele a partir de 3 MW – soma 869 associados, 12,1% do total.
Outro ponto de colocar o comercializador varejista está no fato de que o volume de agentes seria muito maior já que a maior parte dos consumidores está abaixo dos 500 kW. Dessa forma, o trabalho na câmara continuaria fluindo de forma mais eficiente. O próprio Rui Altieri Silva faz questão de lembra que os pequenos consumidores não possuem e não tem a obrigação de ter conhecimento das rotinas de um agente, até porque não há gente e estrutura suficiente, pois seu foco tem que ser em seu core business. Diferente de um grande agente como uma comercializadora ou uma grande geradora.
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Mas esse posicionamento encontra vozes dissonantes. O presidente da América Energia, Andrew Storfer, comenta que o fato de se ver o aumento do número de agentes não significa em termos práticos o aumento do custo da câmara. Ele lembra que o sistema é o mesmo e que seria necessário um estudo para embasar a informação de que o varejista eliminou a necessidade de a CCEE ter estrutura adicional para atender ao aumento da demanda.
Em sua análise o comercializador varejista é o tipo de evento que na teoria tem um sentido e na prática apresenta problemas que inviabilizam o que se achava interessante. No caso dos consumidores ele aponta referenda o atual patamar de 500 kW como mais adequado para que se coloque a separação do mercado, pois os contratos legados levariam a um ambiente de dúvidas e poderia alterar a relação dos atuais clientes e fornecedores.
Outra questão levantada é até que ponto o comercializador varejista pode ser interessante para o consumidor uma vez que o preço é mais elevado em relação ao MWh do ACL. Isso ocorre porque há uma série de serviços dentro de pacotes que são oferecidos aos consumidores e que naturalmente tem um custo em função da assunção de um risco de inadimplência. “Todo tomador de risco tem que precificar esse risco”, apontou ele. Além disso, há uma alternativa em discussão, a do agregador de carga, que pode representar o consumidor mas sem esse risco associado do comercializador varejista, e sem o risco, com menor preço.
Apesar desse cenário mais nebuloso, Storfer diz que não é o caso de se abandonar o comercializador varejista. Essa figura faz sentido ao imaginarmos o mercado brasileiro livre, pois há benefícios. Agora imaginar que todo o consumidor livre segundo as regras atuais, ficará debaixo desse guarda-chuva, dificilmente se concretiza por conta desse risco de judicialização.
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AGENDA DESTA SEMANA (28/07 A 03/08)
ANEEL:
30.07 – Segunda-Feira às 10h - Lista da 30ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018
• Regulamentação da cobertura tarifária de custos com o Encargo de Serviço de Sistema – ESS e do Encargo de Energia de Reserva – EER, objeto do Submódulo 5.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.
31.07 – Terça-Feira às 9:00h – Pauta da 27ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018
• Resultado da Audiência Pública nº 21/2018, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento do Edital do Leilão nº 3/2018, denominado “A-6” de 2018, destinado à compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, nos termos da Portaria nº 44/2018 do Ministério de Minas e Energia – MME.
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CCEE:SEG 30.07
• Data limite para divulgação do resultado da alocação de geração própria jun/18 (MS-2du)
• Data limite para disponibilizar os Relatórios do Processamento da Contabilização jun/18 (MS+21du)
TER 31.07
• [contas setoriais] Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de alteração de cadastro técnico jul/18 (M-1du)
• [contas setoriais] Pagamento dos reembolsos de sub-rogação da CCC jun/18 (MS+22du) • Liquidação Financeira do MCSD de Energia Nova jun/18
• Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades jul/18 (MS+22du)
• Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA da destinação de geração de empreendimento de autoprodução para o atendimento de unidades consumidoras próprias ou equiparadas jul/18 (M-1du)
• Data limite para certificação e divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP jun/18 (MS+22du)
QUA 01.08
• Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) jul/18 (1°du)
• Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) jun/18 (X+2du)
• Certificação de pós-liquidação do MCSD de Energia Existente jun/18 (X+5du)
QUI 02.08
• RRV final. Certificação dos dados e resultados do Reajuste da Receita de Venda jun/18 (10 de MSS - 6du) • Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras jun/18 (MS+24du)
• Início do período para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente ago/18 (M+2du)
SEX 03.08
• Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE jul/18 (MS+3du até as 10h00)
• Certificação de pós-liquidação de energia de reserva jun/18 (Y+9du)
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.
