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AGENDA SEMANAL
3ª semana de junho/2018
COMPARATIVO
Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências de todos os subsistemas, exceto o subsistema Sul que apresenta previsão de aumento em suas afluências.
A previsão mensal para junho 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 início da semana de 02/06 a 08/06/2018 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Paranapanema. No decorrer da semana ocorreram chuviscos isolados nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Paranapanema. Na semana de 09/06 a 15/06/2018 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, no trecho incremental a UHE Itaipu e em pontos isolados do Grande. Nesta Revisão 2 do PMO Junho/2018 houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 09/06 a 15/06/2018.
Uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste no início da próxima semana ocasionando chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e no trecho incremental a UHE Itaipu (Figura 1). No final da semana a atuação de áreas de instabilidade na região Sul volta a ocasionar chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu.
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 chuvavazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.
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ANÁLISE PLD:
O Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para o período entre 9 e 15 de junho subiu 7% ao passar de R$ 440,98/MWh para R$472,21/MWh. No Nordeste e no Norte, o preço foi fixado em R$ 463,52/MWh, aumento de 44% frente ao preço da última semana.
A previsão de afluências indica queda de 900 MWmédios em energia para o Sistema Interligado Nacional – SIN na próxima semana, fator que contribui para a elevação do PLD. As ENAs são esperadas em 76% da média no Sudeste, 60% no Sul, 39% no Nordeste e em 79% da MLT no Norte.
Mesmo com a redução das afluências do Norte e consequente redução da geração hidráulica, esse submercado permanece enviando energia aos demais. Os limites de recebimento do Sudeste da energia proveniente do Norte e Nordeste foram atingidos, resultando na diferença entre os preços.
Outro fator que contribui para o aumento do PLD foi o reajuste nos custos variáveis unitários das usinas termoelétricas. Os custos ficaram mais altos em função da elevação da taxa de câmbio e da cotação dos combustíveis.
Para a próxima semana, a expectativa é que a carga fique mais alta apenas no Sudeste (+200 MWmédios). No Sul e no Nordeste, a carga apresenta queda de 100 MWmédios em cada submercado. Já no Norte, a expectativa de carga permanece inalterada.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.160 MWmédios mais baixos frente à última previsão com reduções no Sudeste (-410 MWmédios), no Sul (-745 MWmédios) e no Norte (-110 MWmédios). No Nordeste, os níveis dos reservatórios apresentam elevação de 105 MWmédios.
Já o fator de ajuste do MRE previsto para junho foi revisto de 71,4% para 70,9%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema – ESS para o mês é de R$ 35 milhões, referentes à restrição operativa no Norte.
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:
Agentes e bancos de fomento procuram alternativas para geração no mercado livre
Para bancos comerciais, solução passa pela correta precificação e alocação dos riscos
Instituições financeiras e agentes do setor elétrico procuram alternativas para viabilizar a expansão da geração com base em contratos negociados no chamado mercado livre. Atualmente, esse mercado representa 30% do consumo de energia do país e está em crescimento por conta da migração de novas cargas, podendo chegar a representar 46% do consumo nacional com a regulação atual.
Na manhã desta quinta-feira, 7 de junho, em São Paulo, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social (BNDES) apresentou aos agentes do setor eólico e comercializadoras de energia um modelo de financiamento que pode solucionar parte dos obstáculos que impedem que um conjunto enorme de projetos de geração de energia saiam do papel. Segundo Alexandre Siciliano, gerente de estudos da área de energia do BNDES, o setor elétrico deve demandar investimentos anuais de R$ 39,5 bilhões no horizonte 2017-2020 e a “estratégia do banco é ser um stakeholder para fomentar esses investimentos”.
O resumo das condições financeiras apresentadas pelo BNDES prevê uma participação máxima de 80% no investimento e prazo máximo de amortização de 20 anos, em sistema SAC. A alavancagem vai depender muito do valor da energia comercializada e do prazo dos contratos apresentados como garantias. Na média atual, de acordo com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a maioria dos contratos do ACL tem prazo de 2 a 6 anos. A parcela da energia descontratada será valorada por um PLD Suporte, partindo de R$ 90/MWh. O empreendedor poderá apresentar uma estrutura de contratos com um mix entre mercado livre e regulado ou apenas com contratos no mercado livre. Esse movimento já está sendo verificado. No leilão A-6 de 2017, 10% da garantia física eólica foi alocada no ACL. No A-4 de 2018, esse número subiu para 42%, sendo que um agente direcionou 58% da GF para o ACL.
Para Elbia Gannoum, presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), o ambiente de contratação livre (ACL) é desafiador para novos projetos e muito mais desafiador para renováveis não convencionais. “Em 18 anos de carreira no setor elétrico, eu nunca vi uma oportunidade como essa para o desenvolvimento de projetos novos via mercado livre”, disse.
O secretário de planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME), Eduardo Azevedo, parabenizou a iniciativa e reconheceu que o setor elétrico vive um momento de transição, uma vez que o modelo planejado no passado (apoiado em hidrelétricas com contratos de longo prazo no mercado regulado) não se mostra adequado para os tempos de hoje. Ele contou que o governo tem trabalhado para priorizar o escoamento dos melhores projetos eólicos (visto que há um gargalo na transmissão), bem como tem buscado agilizar o enquadramento de projetos de infraestrutura no regime de incentivos fiscais conhecido com Reidi.
“Estamos num ponto de inflexão, imagina o que vai acontecer com a ampliação do mercado livre. Esse modelo de funding baseado em PPAs de longo prazo está se mostrando com o prazo vencido”, concordou Luiz Fernando Vianna, CEO da Delta Energia.
O consumo do mercado livre está em pleno crescimento, demostrou Talita Porto, Conselheira da CCEE. Em 2014, o consumo do ACL totalizou 15.337 MW médios. Em 2017, esse número saltou para 18.313 MW médios, um crescimento de 19,5% em um período em que o mercado regulado registrou queda de 5% e o consumo total do país cresceu apenas 1%.
“Estamos vivendo o momento mais avançando em termos de contratação de energia eólica do mercado livre”, disse Robert Klein, CEO da Voltalia. “Assistimos os últimos leilões preços historicamente baixo devido à pouca demanda, mas também devido as melhorias tecnológicas e a competição. Também vemos muita migração do mercado regulado para o livre. Quem quer contratar energia no ACL percebeu uma janela para contratar energia a preços muito baixos, por outro lado têm desenvolvedores vendo oportunidades para viabilizar seus projetos no mercado livre”, completou.
Para Reginaldo Medeiros, presidente da associação que representa os comercializadores de energia (Abraceel), a implementação de um PLD Suporte no valor estabelecido pelo BNDES foi uma “enorme evolução” e que surpreendeu a entidade. “Vamos levar esse modelo aos principais bancos comerciais para ver se tem adesão para além do BNDES.” Medeiros lembrou, entretanto, que essas iniciativas não vão avançar enquanto o governo não solucionar o problema do mercado de curto prazo. A judicialização de questões envolvendo o ônus do risco hidrológico impede a liquidação de mais
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de R$ 6,2 bilhões no mercado de energia de curto prazo. “Enquanto não resolver essa questão do GSF, nada disso fica de pé”, criticou.Humberto Leite, gerente de promoção e atração de investimentos do Banco do Nordeste (BNB), admitiu que a instituição não tem expertise no tema, mas que o banco está trabalhando para apresentar no início de julho um modelo de apoio ao mercado livre. Para ele, o grande desafio é como estruturar as garantias. Para Giovani Fernandes Junior, head of power do Santander, o maior desafio é entender os riscos e encontrar um modelo para precificá-los. Foram apontados pelo executivo os riscos de difícil precificação como a falta de geração dada as características das renováveis e de previsão de longo prazo do comportamento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).
Marcelo Girão, chefe de project finance do Itaú BBA, disse que o modelo atual de expansão da geração apesar de falho, se mostrou eficaz para garantir a oferta de energia. “A gente está migrando para um modelo que tem mais riscos”, disse. “Ter um contrato no ACL não é problema, só precisa equacionar de maneira adequada os riscos”, arrematou. [1]
Mesmo com apoio da maioria, ainda há ressalvas no setor ao PL do modelo
Proposta não tem apoio de trabalhadores das estatais e recebe críticas de segmentos do próprio setor elétrico
Apoiado por grande parte dos agentes do setor elétrico, o projeto de lei que trata da portabilidade da conta de luz e das mudanças no modelo comercial do setor não está livre de críticas de segmentos que não se sentem representados na proposta. É o caso dos trabalhadores do sistema Eletrobras, de movimentos sociais e dos investidores em pequenas usinas hidrelétricas.
Para os trabalhadores, a perspectiva de abertura de mercado não está desvinculada da própria proposta de privatização da estatal, ao contrário do que afirmam os empresários e o governo, e pode levar ao aumento do custo da energia elétrica. O sindicalista Ikaro Chaves lembrou em debate esta semana na Câmara que o futuro não é mais do barril do petróleo, e a energia elétrica vai se tornar cada vez mais um bem essencial. “Por isso, somos contrários ao projeto no conteúdo e na forma. Fazer isso num final do governo não faz sentido. Esse debate deve ser feito amplamente com a sociedade num começo de governo”, defendeu o dirigente do Sindicato dos Eletricitários do Distrito Federal.
Chaves reconhece que existem problemas a serem resolvidos no setor elétrico, mas acusa o Ministério de Minas e Energia de ignorar as contribuições dos trabalhadores na Consulta Pública 33. Para o sindicalista, que representou o Movimento dos Atingidos por Barragens no debate da comissão, a proposta cria um ambiente especulativo para agentes que ganham dinheiro sem produzir energia, e deixa a responsabilidade da expansão da oferta nas mãos do mercado. “No breve período nos anos 90 em que o Estado se desincumbiu de investir em energia elétrica isso levou ao apagão”, argumentou.
Quem também criticou a proposta da CP 33 com argumentos em alguns pontos até parecidos, mas por razões diferentes, foi o presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Ricardo Pigatto. Os investidores em pequenas centrais hidrelétricas estão entre os segmentos que reclamam de tratamento discriminatório no debate sobre a reestruturação do modelo setorial.
Para o executivo, o modelo proposto não sinaliza como será tratada a expansão da oferta de energia e imagina que ela será feita por geração espontânea. “Na verdade, a expansão tem que vir de todas as fontes, cada uma sendo potencializada na medida do atrativo que ela pode agregar ao sistema, e não como atrativo de um ou outra, ou apenas no processo de comercialização”, criticou durante o debate. Ele lembrou que as hidrelétricas Santo Antônio, Jirau e Belo Monte eventualmente vão colocar 5 mil MW de energia no mercado livre a um custo mais baixo, o que “vai ser fatal para a expansão das PCHs.”
Pigatto citou a antecipação da garantia física da hidrelétrica de Belo Monte com um exemplo de subsídio implícito que desequilibra o mercado para os empreendimentos hidráulicos menores. Em relação ao desconto de 50% nas tarifas de uso do sistema, aplicado às PCHs, ele nega que seja subsídio, e diz que é uma remuneração pelo benefício que a fonte traz na redução de perdas elétricas do sistema e dos investimentos em transmissão e distribuição.
O diretor de relações institucionais da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica, Marcelo Moraes, disse que a associação apoia integralmente o projeto, pois ele consolida e regulamenta a atividade do autoprodutor. Morais destacou que a proposta não contempla alguns temas importantes, como o passivo do GSF, que reflete o déficit de geração das hidrelétricas; a renovação de autorizações ou concessões entre 5 MW a 50 MW, considerando a variação da Tarifa Anual de Referência para a cobrança pelo UBP (Uso do Bem Público); e a abertura de uma
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novo prazo de devolução, sem penalidades, de três ou quatro concessões de hidrelétricas que não saíram do papel por problemas de licenciamento ambiental, e hoje estão envolvidas em ações judiciais.O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Edvaldo Santana, destacou que um decreto de mais de 20 anos já permitia a abertura do mercado, mas ela nunca aconteceu. Um único projeto de lei, segundo ele, não conseguiria mesmo resolver todas os problemas do setor, mas o PL pelo menos aponta um norte.
“O ideal seria que o projeto não tivesse a inclusão de muita coisa aqui na câmara. Se tiver que apostar no projeto como ele está hoje, sem [uma solução para] o GSF, eu prefiro apostar nele como está”, observou. Na opinião do executivo, “a grande vantagem do ambiente livre é prevenir o excesso de intervenção setor elétrico.”
Tramitação
Relator do PL da portabilidade e do modelo, o deputado Fábio Garcia (DEM-MT) afirmou que pretende votar o projeto na comissão especial da Câmara que analisa o tema antes do recesso parlamentar do mês de julho. O prazo para apresentação de emendas ao parecer do relator é e cinco sessões, contadas a partir do último dia 4 de junho.
Esgotado esse prazo, o relatório pode ser apresentado para votação pelo colegiado na segunda quinzena desse mês, se todas as emendas apresentadas tiverem sido analisadas até lá, o que vai depender da complexidade das propostas, ressalva Garcia. “Esse projeto ainda pode ir ao plenário. Eu vou cumprir minha missão aqui na comissão, que é tentar aprová-lo. Logo depois, tentar buscar apoio para votar em plenário, já que de fato acredito que é um projeto muito bom”, disse o relator. Ele descarta a princípio a inclusão no substitutivo de uma solução para os débitos dos geradores com contratos no mercado livre, que foram afetados pelo risco hidrológico. “Nós estamos tentando tratar o GSF, que é de fato um problema do setor elétrico, primeiro no PL da Eletrobras. Tem emendas naquele PL para tratar da questão”, justifica. Se não for possível incluir o tema na versão final do projeto de privatização da estatal, diz, a decisão sobre como tratar o problema fica nas mãos do presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ). [1]
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AGENDA DESTA SEMANA (09/05 A 15/06)
ANEEL:
11.06 – Segunda-Feira às 10h - Lista da 23ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018
• Leilão de Transmissão nº 04/2018-ANEEL, 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 Sistema Interligado Nacional – SIN.
• Modelo para Contrato de Geração Distribuída – CGD.
• Normativo sobre Constrained-off de Usinas Geradoras Eólicas.
12.06 – Terça-Feira às 9h – Pauta da 20ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018
• Revisão Tarifária Periódica da Rio Grande Energia S.A. – RGE, a vigorar a partir de 19 de junho de 2018, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2019 a 2023, consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 16/2018.
• Reajuste Tarifário Anual de 2018 da Energisa Nova Friburgo – Distribuidora de Energia S.A. – ENF, a vigorar a partir de 22 de junho de 2018.
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CCEE:SEG 11.06
• Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) abr/18 (X+7du)
• Data limite para divulgação da apuração dos valores a serem pagos por cada agente de distribuição de Cotas de Garantia Física mai/18 (W-5du / MS+7du)
• Data limite de Validação de Registro de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes mai/18 (MS+7du Até as 20h00)
• Data limite para solicitação de ajustes no SCDE mai/18 (MS+7du) • [contas setoriais] Recebimento das cotas CDE (Todo dia 10 de cada mês)
• [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação de reembolso de sub-rogação de empreendimentos em operação comercial na CCC mai/18 (MS+7du)
• [contas setoriais] Data limite para envio da medição de consumo de combustível e geração de energia das usinas da capital e interior para reembolso na CCC mai/18 (MS+7du)
• [contas setoriais] Data limite para inserção das notas fiscais de combustível para reembolso mensal da CCC mai/18 (MS+7du)
• InfoMercado Mensal abr/18 (MS+28du)
TER 12.06
• Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa abr/18 (X+7du)
• Data limite para análise das solicitações de Ajustes e estimativa no SCDE mai/18 (MS+8du) • Data limite para divulgação da apuração de Energia de Reserva mai/18 (MS+8du)
• Pré-Liquidação e Certificação de Energia de Reserva mai/18 (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 mai/18 (MS+8du)
• Data limite de Cadastro de Declaração de energia para recomposição de lastro de usinas em Atraso mai/18 (MS+8du)
• Certificação de pós-liquidação do Mercado de Curto Prazo abr/18 (MS+29du)
• Data limite para informar o percentual de geração mensal da parcela ACL da usina para atendimento aos CCEARs por disponibilidade ou aos CERs mai/18 (MS+8du)
• Data limite para divulgação da apuração final das cotas de energia do PROINFA mai/18 (MS+8du)
• Data limite para disponibilizar os montantes finais de sobras e déficits validados - MCSD de Energia Existente jun/18 (M+8du)
• Data de vencimento do boleto do encargo da CONTA-ACR pelas Distribuidoras (Todo dia 12 de cada mês) • RRV preliminar. Certificação dos dados de entrada do Reajuste da Receita de Venda mai/18 (20 de MS -
6du)
• Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo abr/18 (MS+29du)
• Data limite de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes mai/18 (MS+8du Até as 20h00)
QUA 13.06
• Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE mai/18 (MS+9du)
• Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes mai/18 (MS+9du Até as 20h00) • Data limite para disponibilizar os relatórios de pós-pagamento de penalidades mai/18 (LCmcp+3du) • Data limite para registro de contrato de compra de energia regulada (CCER) de consumidores parcialmente
livres no CliqCCEE mai/18 (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) mai/18 (MS+9du)
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QUI 14.06
• Auditoria de recontabilizações (MS+10du)
• Data limite para divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du) • [contas setoriais] Pagamento dos repasses de subsídio da conta CDE (Todo 10º du de cada mês) • Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de desligamento voluntário de agente jun/18 (M-12du)
• 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 jun/18 (M-12du)
SEX 15.06
• Liquidação Financeira de Angra I e II mai/18 (MS+11du / Z)
• Data limite para certificação dos dados do MCSD de Energia Existente jun/18 (M+11du) • [contas setoriais] Pagamento do reembolso carvão mai/18 (MS+15dc)
• [contas setoriais] Data limite para inserção das demais notas fiscais e do envio do formulário para solicitação do reembolso mensal da CCC mai/18 (MS+15dc)
• Certificação de pré-liquidação do MCSD de Energia Existente mai/18 (X-6du)
Disclaimer
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