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AGENDA SEMANAL
3ª Semana de outubro/2017
COMPARATIVO
Em comparação com os valores estimados para a semana passada, prevê-se para a semana em curso recessão nas afluências do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, discreto aumento nas afluências dos subsistemas Sul e Norte e leve recessão nas afluências do subsistema Nordeste. A previsão mensal para outubro 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, nesta revisão, aumentou de R$ 690,75/MWh para R$ 860,84/MWh, para os quatro subsistemas. Esse aumento do CMO, conjuntamente com a elevação de disponibilidade de usinas térmicas que já se encontravam despachadas por ordem de mérito de custo na semana anterior, conduziu à elevação do despacho previsto de geração térmica do SIN em cerca de 1.100 MWmed.
Tabela 2
RESUMO CLIMÁTICO:
Na semana de 07 a 13/10/2017 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema, e no trecho incremental à UHE Itaipu. No início da semana de 14 a 20/10/2017 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Para o final da semana prevê-se continuidade de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu, além de precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. Em 11/10/2017, a UEGA – Usina Elétrica a Gás de Araucária informou ao ONS, através da Carta UEGA C/113/2017 – CA, disponibilidade de geração na UTE Araucária de 484,15 MWmed ao Custo Variável Unitário – CVU de R$ 636,00/MWh, a partir de 00:00h do dia 14/10/2017. Nesta Revisão 2 do PMO de Outubro foi mantida sinalização de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 14 a 20/10/2017 (item 8), através das conversoras de Rivera e de Melo, em consonância com oferta de energia declarada pela Eletrobras (agente responsável pela importação), de acordo com as Portarias MME nº 556/2015 e nº 164/2016.
Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo.
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ANÁLISE PLD:
O Preço de Liquidação das Diferenças ao longo da terceira semana do mês de outubro permanecerá no teto estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica para 2017, segundo informou nesta sexta-feira (13) a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Com isso, o PLD para o período entre os dias 14 e 20, nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, seguirá fixado em R$ 533,82/MWh.
De acordo com a CCEE, as afluências previstas para outubro no Sistema caíram de 69% para 64% da média histórica, redução esperada principalmente no Sudeste (de 79% para 68% da MLT). As previsões também permanecem abaixo da média para todos os demais submercados: Sul (69%), Nordeste (21%) e Norte (52%), fator responsável pela manutenção do PLD no valor máximo estabelecido para o ano.
A carga prevista para o Sistema na semana que vem deverá ficar 840 MWmédios mais alta, com elevação esperada no Sudeste (808 MWmédios) e no Nordeste (64 MWmédios), permanecendo inalterada no Sul e menor no Norte (-30 MWmédios). A perspectiva é de queda nos níveis dos reservatórios das regiões Sudeste (-1.020 MWmédios) e Norte (-300 MWmédios) e de alta no Sul (1.066 MWmédios) e no Nordeste (52 MWmédios).
O fator de ajuste do MRE para outubro foi revisto de 60,2% para 62,4% e os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 20 milhões para o mês, montante referente apenas à restrição operativa. Os custos decorrentes do descolamento entre o CMO e o PLD, que remuneram as usinas que são despachadas por ordem de mérito, estão acima do preço máximo e são estimados em R$ 94 milhões para outubro.
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:
Dois próximos anos serão de mudanças profundas na operação do SIN, prevê ONS
Mudanças em diversas frentes levarão à necessidade de buscar ferramentas e desenvolvimento de pessoal para quebrar paradigma no setor elétrico
Os próximos dois anos serão de mudanças profundas para adequar o Operador Nacional do Sistema Elétrico às novas condições de operação do SIN. São cinco os principais vetores que direcionarão as formas de atender às demandas do sistema e que foram identificados pelo ONS. São questões como o avanço das fontes variáveis e da geração distribuída, da tecnologia, veículos elétricos, necessidade de maior segurança cibernética e alterações no marco regulatório do país. De acordo com o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, apesar desse cenário o Brasil apresenta uma vantagem significativa que é a de termos tempo para nos preparamos para esse cenário. Estes avanços são classificados como inexoráveis e chegarão ao Brasil. “Quando acontecerem isso significará que teremos saído da crise. Enquanto não ocorrem, estamos nos preparando por meio de acordos operacionais com os maiores operadores de sistemas elétricos do mundo. Conhecendo os problemas, podemos enfrentá-los e superar as barreiras e vamos fazer isso por meio de processos de inovação”, comentou ele em sua apresentação no último dia do 8º Seminário Nacional de Operadores de Sistemas e de Instalações Elétricas, em Foz do Iguaçu (PR).
Todos esses fatores representam uma mudança de paradigma do setor elétrico que temos hoje. Ele lembrou que a necessidade de monitoramento da rede em tempo real será cada vez mais necessária em comparação com a possibilidade de programação que existe atualmente. Isso porque a geração de energia está se dispersando com as fontes variáveis e a expansão da geração distribuída. A primeira modalidade por conta de sua variação diária e a segunda pela possibilidade de o consumidor ter o poder de tomar decisões e fazer parte do sistema ao ser classificado como ‘prosumidor’.
Em paralelo estão o que ele classificou como motores dessa mudança, que são a carga pelo novo perfil do consumidor e, em um horizonte de mais longo prazo, a inserção do veículo elétrico e sua incerteza de onde a carga será originada. A tecnologia e as necessidades de segurança cibernética, a necessidade de operadores mais preparados para essa operação em tempo real e segurança da rede, e ainda, a inserção de novos players com a digitalização do setor de energia. E para finalizar, aqui no Brasil, a mudança do marco legal com novidades como a resposta da demanda.
Ele relatou que para atender a essas demandas há desafios técnicos que também foram mapeados. Um deles é de aumentar o amadurecimento das aplicações, a melhoria da qualidade das medidas – e esse fator depende dos agentes – e melhorar as informações de cadastro. E ainda, aprimorar a integração de outras ferramentas corporativas e desenvolvimento da infraestrutura da rede e a introdução de ferramentas para auxiliar na previsão de variação de carga no curto prazo e em tempo real.
Para atender a esses desafios que o ONS busca estabelecer projetos para integração de ferramentas de apoio à tomada de decisão e à operação em tempo real. Citou ainda a necessidade de haver redundâncias de dados e de comunicação para o sistema. Resultado de um roadmap tecnológico que levou ao desenvolvimento do atual plano diretor de desenvolvimento tecnológico.
Entre as medidas que estão em desenvolvimento no ONS está o de desenvolver um sistema de medição sincronizada de fatores do SIN por meio de PMUs, uma mudança que está em andamento no país. O que na prática significa ter a medição em tempo real do comportamento da rede em tempo real e assim fornecer subsídios para os operadores. Entre os motivos para essa iniciativa está justamente o fato da maior imprevisibilidade de demanda com o avanço dos ‘prosumidores’. E isso, destacou Renan Leites, engenheiro de sistemas de potência do ONS, leva à necessidade de atuar de forma sinérgica e integrada em termos de sistemas de comunicação que deve ser padronizada. “Não adianta evoluir e inovar sem compartilhar com todos”, definiu ele.
Investir nesse tipo de tecnologia tem como perspectiva a elevação do volume de dados da operação que será 37 vezes mais elevado do que com os equipamentos analógicos que ainda estão em funcionamento no SIN. Esse projeto deverá ser finalizado ao final de 2018 e será um passo importante para a operação ao colocar 1 mil PMUs em funcionamento. A norte-americana GE que conduz esse projeto contratado no mês de xxx. Ao final desse período, comentou o representante, o ONS estará na vanguarda em todo o mundo ao melhorar a segurança da operação em tempo real. [1]
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Câmara discute privatização e indenização de transmissoras nesta terça-feira, 10
Debates estão agendados para acontecer às 9h, nos plenários 12 e 14 da Câmara dos Deputados
Na próxima terça-feira, 10 de outubro, estão agendadas duas audiências públicas para discutir dois temas importantes envolvendo o setor elétrico brasileiro. A Comissão de Minas e Energia debaterá a indenização bilionária de ativos de transmissão, situação gerada pelo processo de renovação das concessões deflagrado pela MP 579/12.
Os deputados do PRB Lindomar Garçon (RO) e Vinicius Carvalho (SP), que pediram a realização do debate, explicam que a lei especificou quais ativos seriam considerados para a formulação das tarifas e das receitas de cada concessionária e a possibilidade de indenização pelos ativos ainda não depreciados existentes em 31 de maio de 2000. O valor dessa indenização seria atualizado até a data de seu efetivo pagamento à concessionária.
A Portaria 120/16 do MME estabeleceu as condições de pagamento dessas indenizações, com a cobrança feita na tarifa de energia e pega por todos os consumidores brasileiros. Vinicius Carvalho, que é autor do Projeto de Decreto Legislativo 590/17, que susta essa portaria, explica que o texto do ministério “determina, ao completo arrepio da lei, o repasse da indenização às tarifas cobradas dos consumidores”.
A audiência será realizada no plenário 14 da Câmara dos Deputados, a partir das 9h30. Foram convidados representantes do MME, do Ministério de Planejamento, da Aneel, da Abrace, da Anace, da Abrate, da Proteste e do Acende Brasil. Já a discussão sobre a privatização de ativos da Eletrobras está marcada para as 9h, no plenário 12. Para a deputada Erika Kokay (PT-DF), que propôs o debate, o recente anúncio do governo federal, da adoção de uma política de privatizações no setor com a venda de ativos da Eletrobras e a possível venda de distribuidoras estaduais, deverá marcar o início de uma fase que poderá trazer grandes prejuízos para a população e para o País.
“Vários setores da sociedade concentram-se na luta contra privatização, considerando que prejudicará a população com aumento ainda maior de tarifas para os consumidores; colocará em risco o fornecimento de energia para os municípios do interior, já que uma empresa privada visará exclusivamente o lucro e não terá obrigações sociais com a população mais pobre; aumentará o desemprego; sem contar a questão da soberania nacional, já que permitiria a livre entrada do capital estrangeiro”, disse Kokay, que é coordenadora da Frente Parlamentar em Defesa do Setor Elétrico Brasileiro.
O deputado Assis Melo (PCdoB-RS), que também pediu a audiência sobre o tema, destacou que o processo de privatização “costuma ser peça-chave de programas de ajuste fiscal, mas quando são analisados os resultados do processo de privatização do setor elétrico brasileiro da década de 1990, é possível verificar a precarização dos serviços e das condições de trabalho e o aumento das tarifas acima dos índices de inflação”.
Para o debate, foram convidados representantes do Coletivo Nacional dos Eletricitários, FNU, do Dieese, da Federação Interestadual dos Sindicatos dos Engenheiros e do MME. Os cidadãos podem participar enviando perguntas e comentários pelo e-Democracia. [1]
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AGENDA DESTA SEMANA (14/10 A 20/10)
ANEEL:
16.10 – Segunda-Feira às 10h – Lista da 41ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2017.
• Revisão da Metodologia das Bandeiras Tarifárias.
• Definição dos montantes de potência contratada e energia vinculada de Itaipu para 2018 e cotas-partes para 2023. • Atualização do valor do Custo do Déficit de Energia.
17.10 – Terça-Feira às 9h – Pauta da 39ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento do Edital do Leilão nº 6/2017-ANEEL, destinado à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, denominado Leilão de Energia Existente "A-1" e "A-2", de 2017, nos termos da Portaria MME nº 388/2017.
• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações para o ressarcimento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE em função dos custos incorridos na operacionalização do 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016 e para a ampliação do rol do art. 17 da Resolução nº 337/2008 de modo que este incorpore o ressarcimento à CCEE dos custos de realização de Leilões de Energia de Reserva cancelados ou malogrados.
• Reajuste Tarifário de 2017 da Celg Distribuição S.A. – Celg-D, a vigorar a partir de 22 de outubro de 2017.
• Reajuste Tarifário Anual de 2017 da Companhia Piratininga de Força e Luz – CPFL Piratininga, a vigorar a partir de 23 de outubro de 2017.
• Reajuste Tarifário Anual de 2017 da Bandeirante Energia S.A., a vigorar a partir de 23 de outubro de 2017. • Resultado da Audiência Pública nº 37/2017, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para
o aprimoramento da proposta de atualização da Resolução Normativa nº 482/2012, a qual estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências.
• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento das Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2018.
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CCEE:
SEG 16.10
• Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE set/17 (MS+9du)
• Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes set/17 (MS+9du)
• Data limite para registro de contrato de compra de energia regulada (CCER) de consumidores parcialmente livres no CliqCCEE set/17 (MS+9du)
• Data limite para declaração de montante de garantia física de agentes proprietários de usinas sem garantia física definida (após a entrada da primeira unidade geradora em operação comercial) set/17 (MS+9du) • Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de desligamento voluntário de agente out/17 (M-12du) • Auditoria de recontabilizações (MS+10du)
• Data limite para divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du) • Data limite para disponibilizar os relatórios de pós-pagamento de penalidades set/17 (LCmcp+3du) • 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 out/17 (M-12du)
TER 17.10
• Certificação de pré-liquidação do MCSD set/17 (X-6du)
• CVU PMO. Certificação dos dados e resultados do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação nov/17 (MA+17)
• Liquidação Financeira de Angra I e II set/17 (MS+11du / Z)
QUA 18.10
• Data limite para divulgação dos valores de garantias financeiras a serem aportados set/17 (MS+12du) • Data limite para divulgação das informações prévias referentes ao tratamento da topologia dos pontos de
medição set/17 (MS+12du)
• Data limite para divulgação dos resultados dos ajustes de cessão de CCEAL aos agentes set/17 (MS+12du) • Liquidação Financeira do Regime de Cotas de Garantia Física set/17 (MS+12du /W)
• Data limite para divulgação das informações prévias referentes à ultrapassagem da potência injetada (para os agentes que comercializam energia incentivada e/ou especial) set/17 (MS+12du)
QUI 19.10
• Débito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva set/17 (Y)
SEX 20.10
• Crédito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva set/17 (Y+1du)
• Data limite para realização de Reunião do CAd para aprovação de adesão para o mês de referência "M" (caso existam processos aptos para aprovação) out/17 (M-8du)
• Data limite para divulgação dos relatórios de processamento do MCSD out/17 (M+14du)
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.
