Excelência Energética

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CONTECEU

CMSE AFASTA RISCO DE DÉFICIT DE ENERGIA PARA 2018

Em reunião no dia 7 de março, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) analisou as condições de suprimento eletroenergético em todo o território nacional, considerando a configuração do sistema do Programa Mensal de Operação (PMO) de março de 2018. Entre os pontos tratados, o CMSE apontou que, depois de dois anos de queda, o consumo de energia elétrica sofreu elevação de 0,8% em 2017. Segundo Boletim Técnico divulgado pela EPE, o consumo da classe industrial registrou 1,1% de crescimento, o residencial de 0,8% e a classe comercial, 0,3%. Para o período de 2018-2022, a EPE trabalha com cenário de crescimento médio anual de 3,9%. Em relação à Energia Natural Afluente (ENA), o ONS apresentou que, no mês de fevereiro, a ENA verificada no Sudeste/Centro-Oeste foi de 83%, 86% no Sul, 44% no Nordeste e 107% no Norte, em relação às respectivas Médias de Longo Termo (MLT). A Energia Armazenada (EAR) verificada ao final de fevereiro, por sua vez, foi de 37% (SE/CO), 73,5% (S), 26,3% (NE) e 62,1% (N), referenciados aos respectivos níveis máximos. Ao final de março, são esperados os percentuais de EAR de 44,6% no Sudeste/Centro-Oeste, 64,1% no Sul, 36,9% no Nordeste, e 66,5% no Norte. Na bacia do São Francisco, o ONS mantém a política operativa de defluências mínimas para preservar o armazenamento dos reservatórios, de modo a manter todas as UHEs acima de seus mínimos operacionais até o final do período úmido da região (abril). A EAR esperada ao final de março no reservatório da UHE Três Marias é de 38,9%, e de 48,3% na UHE Sobradinho. O CMSE destacou ainda que o suprimento do SIN está garantido, com despacho térmico conforme ordem de mérito de custo, sendo assegurado que o risco de qualquer déficit em 2018 é igual a 0,2% e 0,0% para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente. O CNPE foi instituído pela Lei n. 9.478/2017, sendo vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, com a atribuição de propor políticas nacionais e medidas específicas, incluindo sugerir a adoção de medidas necessárias para garantir o atendimento à demanda nacional de energia elétrica, considerando o planejamento de longo, médio e curto prazos.

ANEEL MANTÉM WACC DE DISTRIBUIÇÃO EM 8,09%

Em sua 6ª Reunião Pública de 2018, a Diretoria da ANEEL deliberou por manter o percentual de custo médio ponderado de capital regulatório (WACC) utilizado no ciclo tarifário anterior, de 8,09%, para utilização no cálculo das Revisões Tarifárias Periódicas das distribuidoras de energia entre janeiro de 2018 e dezembro de 2020. De acordo com o Submódulo 2.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), a estrutura de capital, o custo do capital próprio, o custo do capital de terceiros, o custo médio ponderado de capital e a remuneração dos recursos da RGR deveriam ser recalculados para aplicação no próximo ciclo, que teve início em janeiro deste ano. No âmbito da Audiência Pública n. 66/2017, com base no método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model), e utilizando parâmetros e prêmio de risco diferentes para cada componente de custo, a ANEEL apresentou como proposta de WACC para o período o percentual de 7,71% (real e após impostos), resultante de uma estrutura de capital ótima composta por 56,18% de capital de terceiros e 43,82% de capital próprio. Apesar da recomendação da área técnica, os diretores da Agência deliberaram por atender aos pleitos das distribuidoras para que o WACC, ao menos, fosse mantido no patamar vigente desde o

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último processo tarifário, e não procedeu o recálculo do custo ponderado do capital. Assim, a metodologia utilizada no ciclo anterior (2015) foi mantida, com aplicação até dezembro de 2020. A próxima revisão metodológica do WACC, por sua vez, está prevista para ocorrer também em 2020 para aplicação a partir de janeiro de 2021.

ANEEL ALTERA JUROS E MULTA DE MORA DE CFURH

Alterada a Resolução ANEEL n. 67/2001, norma que estabelece os procedimentos para cálculo e recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) devida pelos concessionários e autorizados de geração hidrelétrica, aos comandos legais que regem a cobrança de multa e juros pelo recolhimento em atraso do encargo. A CFURH é uma compensação financeira resultante da exploração de recursos hídricos para geração de energia elétrica, de recursos minerais nos respectivos territórios, nas plataformas continental, mar territorial ou na zona econômica exclusiva, instituída para os estados, o Distrito Federal e os municípios, pela Lei n. 7.990/1989. O cálculo do encargo devido leva em consideração o percentual de 6,75% sobre o valor da energia produzida no mês, multiplicada pela Tarifa Atualizada de Referência (TAR), estabelecida em R$ 74,03/MWh para 2018. A nova norma alterou a redação do parágrafo único do art. 2º, cuja redação anterior previa, sobre o recolhimento mensal em atraso, a incidência de juros moratórios de 1% ao mês, calculados cumulativamente “pro-rata tempore”, desde o vencimento do débito até data de seu efetivo pagamento, acrescidos de multa de 10%, aplicada sobre o montante final apurado. Em razão de inconformidades na cobrança de multas e juros identificadas pela própria ANEEL, a redação vigente passou a estabelecer que os créditos não pagos nos respectivos vencimentos serão acrescidos de juros e multa de mora, calculados nos termos e na forma da legislação aplicável aos tributos federais. Portanto, a alteração apenas adapta as disposições da REN n. 67/2001 aos comandos legais que regem a correção dos valores da Compensação Financeira. O tema foi objeto da Audiência Pública n. 81/2017.

ESTRUTURA TARIFÁRIA DOS CONSUMIDORES DE BAIXA TENSÃO ENTRA EM DISCUSSÃO

Aberta a Consulta Pública n. 002/2018, cujo objetivo é avaliar a necessidade de aperfeiçoamentos na estrutura tarifária aplicada às unidades consumidores de Baixa Tensão (Grupo B) e os impactos associados à sua aplicação, conforme previsto na Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2018-2019. O processo decorre de proposta trazida pelo MME no âmbito da Consulta Pública n. 33/2017, sobre o Aprimoramento do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro, de que a tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão não poderá ser cobrada em Reais por unidade de energia elétrica consumida (excetuando-se os componentes perdas e encargos setoriais), e que a implantação da nova forma de cobrança deverá ocorrer até 31 de dezembro de 2021. Conforme Nota Técnica que subsidia a CP n. 002/2018, a ANEEL propõe como possíveis variáveis de faturamento do novo Modelo Tarifário para o Grupo B: i) tarifa fixa do consumidor, valorada em R$ por dia/mês/ano, e baseada nos custos fixos do sistema; ii) tarifa por capacidade, baseada na potência utilizada na rede; e iii) tarifa por energia ativa (volumétrica), em R$ por kWh, baseada no montante de energia consumido da rede. As contribuições poderão ser encaminhadas à ANEEL até 11 de maio de 2018, e subsidirão proposta futura a ser submetida em processo de Audiência Pública.

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PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS (PLD)

Para o período de 10 a 16 de março de 2018, a carga média do PLD foi estabelecida em R$ 239,04/MWh nos submercados Sudeste, Sul e Nordeste, o que corresponde a uma elevação de 6% em relação ao preço do período operativo anterior. A região Norte registrou, pela sexta semana seguida, o valor mínimo estabelecido para o PLD em 2018, de R$ 40,16/MWh. O descolamento entre os preços do submercado Norte com os demais se deve ao limite de envio de energia por este submercado ter sido atingido em todos os patamares de carga.

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO (PMO)

Para a 3ª semana operativa de março, a previsão de afluências no SIN foi novamente revista de 88% para 84% da MLT, com índices esperados de 86% no Sudeste, 67% no Sul, 52% no Nordeste e de 104% no Norte. A carga prevista para a semana é 1.250 MWmédios superior à previsão anterior, com redução apenas no Nordeste, cuja previsão segue inalterada. Já os níveis dos reservatórios do SIN estão cerca de 2.150 MWmédios mais baixos frente aos volumes verificados na semana anterior, com queda verificada em todos os submercados, exceto no Nordeste. O fator de ajuste do MRE (GSF) previsto para março sofreu elevação para 115,7%. O GSF para fins de repactuação do risco hidrológico, por sua vez, está estimado em 96,1%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema (ESS) para o mês também foi elevada, passando para R$ 481 milhões, sendo R$ 421 milhões referentes à segurança energética (ESS_SE).

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IQUE

A

TENTO

12.03 - 10ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018, às 10 horas. Diretores sorteados:

• Estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de energia elétrica (TUST), da Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional e dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) para o ciclo 2018-2019. Diretor-relator: André Pepitone da Nóbrega.

• Estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSDg) referentes às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 e 138 kV, para o ciclo 2018-2019. Diretor-relator: André Pepitone da Nóbrega.

• Proposta de revisão do orçamento do ONS para o ciclo janeiro a dezembro de 2017. Diretor-relator: André Pepitone da Nóbrega.

13.03 - 7ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL de 2018, às 9 horas. Destaques:

• Homologação parcial do resultado e adjudicação do objeto do Leilão n. 4/2017-ANEEL (A-4), destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração.

• Homologação parcial do resultado e adjudicação do objeto do Leilão n. 5/2017-ANEEL (A-6), destinado à contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração.

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• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da minuta do Edital e respectivos Anexos do Leilão n. 2/2018, destinado à contratação de serviço público de transmissão de energia elétrica, referente à construção, à operação e à manutenção de linhas de transmissão, subestações e demais instalações integrantes da Rede Básica do SIN.

• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a obter subsídios e informações adicionais para alterar o Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), que trata da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), e o art. 2º da REN n. 472/2012, e análise do Requerimento Administrativo interposto pela da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), com pedido para fracionar o pagamento das quotas anuais da CDE.

• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento dos Submódulos 10.6 (Controle da Geração) e 23.3 (Diretrizes e critérios para estudos elétricos), dos Procedimentos de Rede do ONS, para atendimento à aplicação da nova metodologia para dimensionamento da Reserva de Potência Operativa do SIN, face ao crescimento de geração eólica.

• Desempenho das Distribuidoras Designadas no terceiro trimestre de 2017.

19.03 – Prazo-limite para envio de contribuições no âmbito da Audiência Pública n. 010/2018, aberta

para obter subsídios para a reorganização do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) e delegação de competência para sua alteração.

19.03 – Encerramento do prazo de envio de contribuições para a Consulta Pública n. 016/2017,

instaurada com o fim de obter subsídios acerca da pertinência da previsão regulatória do pré-pagamento de energia elétrica, analisar os obstáculos da sua implantação e avaliar propostas de aprimoramentos na REN n. 610/2014, que regulamenta as modalidade de pré-pagamento e pós-pagamento eletrônico de energia elétrica.

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D

ADOS

S

ETORIAIS

PLD– OITO SEMANAS (CARGA MÉDIA) PLD– DEZOITO MESES (MÉDIA PONDERADA POR PATAMAR)

ENERGIA ARMAZENADA (% VALOR MÁXIMO) ENERGIA NATURAL AFLUENTE (%MLT)

PLDMIN 2018 R$REH 2.364/2017 40,16/MWH PLDMAX 2018 R$REH 2.364/2017505,18/MWH TAR 2018 R$REH 2.342/201774,03/MWH ITAIPU 2018 U$ 27,87/kW.mês REH 2.363/2017 TEO 2018 R$REH 2.364/201711,88/MWH TFSEE 2018 DSP SGT 4.402/2017R$640,42/KW TSA

2018 R$REH 2.364/20176,88/MVAR-H BANDEIRA TARIFÁRIA

MAR/2018 ACRMÉD 2018 R$DSP 3.440/2017 213,00/MWH VR 2017 R$103,44/MWH DSP 1.118/2015 data base jun/14

VR 2018

R$143,90/MWH DSP 3.522/2017 data base ago/15

0,00 100,00 200,00 300,00 20 /0 1 a 26 /0 1 27 /0 1 a 02 /0 2 03 /0 2 a 09 /0 2 10 /0 2 a 16 /0 2 17 /0 2 a 23 /0 2 24 /0 2 a 02 /0 3 03 /0 3 a 09 /0 3 10 /0 3 a 16 /0 3 0 100 200 300 400 500 600 se t/ 16 ou t/ 16 no v/ 16 dez /1 6 ja n/ 17 fe v/ 17 m ar /1 7 ab r/ 17 m ai /1 7 ju n/ 17 ju l/ 17 ag o /1 7 se t/ 17 ou t/ 17 no v/ 17 dez /1 7 ja n/ 18 fe v/ 18 0% 20% 40% 60% 80% 100%

dez/16 fev/17 abr/17 jun/17 ago/17 out/17 dez/17 fev/18

0% 50% 100% 150% 200% 250% 300%