1
AGENDA SEMANAL
4ª Semana de outubro/2017
COMPARATIVO
Em comparação com os valores estimados para a semana passada, prevê-se para a semana em curso um pequeno aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, o subsistema Nordeste não apresenta variação significativa. 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, passou de R$ 860,84/MWh para R$ 860,45/MWh, para os quatro subsistemas.
Tabela 2
RESUMO CLIMÁTICO:
No início da semana de 14 a 20/10/2017 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. No final da semana ocorreu chuva fraca a moderada na bacia do rio Jacuí e precipitação de intensidade fraca no Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu. Na semana de 21 a 27/10/2017 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e em pontos isolados do 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. Contudo, a disponibilidade da referida UTE só será considerada na elaboração do PMO e de suas Revisões Semanais após aprovação do novo CVU, pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Nesta Revisão 3 do PMO de outubro foi mantida sinalização de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 21 a 27/10/2017, 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. Figura 1
2
ANÁLISE PLD:
O PLD para o período entre 21 e 27 de outubro nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte segue no valor máximo de R$ 533,82/MWh estabelecido pela Aneel para 2017.
A previsão de afluências para o Sistema, em outubro, foi revista de 64% para 66% da média histórica, elevação esperada apenas no Sul (de 69% para 81% da MLT). As demais ENAs previstas para o período permanecem abaixo da média: Sudeste (64%), Nordeste (21%) e Norte (51%), comportamento responsável pela manutenção do PLD no teto.
Já a expectativa de carga para o SIN, na próxima semana, deve ficar em torno de 30 MWmédios mais alta. Com exceção do Sudeste, que apresentou redução de -310 MWmédios, os demais submercados, Sul (+55 MWmédios), Nordeste (+220 MWmédios) e Norte (+65 MWmédios), apresentaram elevação na carga esperada.
Os níveis dos reservatórios do Sistema ficaram cerca de 1.330 MWmédios mais baixos frente à última previsão, com reduções no Sudeste (-1.630 MWmédios) e no Sul (-20 MWmédios). A expectativa é de níveis mais altos no Nordeste (+210 MWmédios) e no Norte (+110 MWmédios).
O fator de ajuste do MRE previsto para outubro foi revisto de 62,1% para 62,5% e os Encargos de Serviços do Sistema – ESS são esperados em R$ 11,5 milhões para o mês, montante referente apenas à restrição operativa
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.
3
DESTAQUES DA SEMANA:
Governo pode rever cronograma de abertura do mercado livre, diz EPE
Governo também pode voltar atrás na proposta que acabaria com a comunhão de cargas
O governo poderá rever o cronograma de abertura do mercado livre proposto na Consulta Pública 33, disse nesta quarta-feira, 18 de outubro, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso, durante do Energy Expo Forum, em São Paulo.
A proposta inicial sugeria a abertura total do ACL até 2028 para consumidores de alta e média tensão (Grupo A), alcançando o seu limite inferior de 75 kW de demanda, excluindo o segmento de baixa tensão. A razão para essa abertura parcial seria evitar uma transição muito acelerada sem a adequada preparação e adaptação dos instrumentos que garantam a sustentabilidade dessa abertura.
Segundo Barroso, não há decisão sobre o tema, mas adiantou que um cronograma mais agressivo é algo que está em estudo pelo governo. “Nada está escrito sob em pedra, tudo que recebeu contribuições muito contundentes, desde que façam sentido técnico, obviamente que a discussão está aberta.”
O cronograma de abertura do mercado livre proposto na CP33 foi criticado pela Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel). Reginaldo Medeiros, presidente da entidade, defende que é possível abrir todo o mercado livre para a indústria a partir de 2022 e para todos os consumidores de baixa tensão a partir de 2024. “A Abraceel entregou um estudo ao governo mostrando que é possível fazer a concatenação dos diversos eventos que viabilize isso”, disse Medeiros. O governo também pode voltar atrás na proposta que acabaria com a comunhão de cargas, disse Barroso. A proposta da CP33 impediria que, a partir de 2018, consumidores de mesmo um mesmo grupo econômico se reunisse para atingir o mínimo de carga de 500 kW para acessar ao mercado livre especial.
“A preocupação do governo é com subsidio. Nós mostramos para o governo que, do total do subsídio da CDE, apenas 8% é decorrente do incentivo às energias especiais. E de toda CDE, 0,64% é devido a comunhão de fato. Portanto, você estaria tirando um direito do consumidor para uma redução insignificante do subsídio”, explicou Medeiros. [1]
Período úmido está atrasado e final de 2018 já preocupa, aponta Climatempo
Anomalia climática La Niña poderá atrasar o período úmido do próximo ano e abre perspectiva de problemas de abastecimento
O período úmido de 2017/2018 não começou do ponto de vista técnico para os modelos meteorológicos. Até o momento há um atraso de cerca de 20 dias no seu início que é representado pela umidade da Amazônia avançando pelo Centro-Oeste do país. Até o momento, segundo as imagens do satélite Goes esse fator indica que há atraso. E a tendência é de que as chuvas deste período possam ficar abaixo da média histórica o que levanta dúvidas sobre as perspectivas de abastecimento para o segundo semestre de 2018.
De acordo com a meteorologista e diretora da Climatempo, Patrícia Madeira, essa métrica técnica deveria ter sido alcançada em 15 de outubro, o que não aconteceu. O pior indicativo é que medições e projeções do NOAAA, dos Estados Unidos, é de que as águas do pacífico indicam que a perspectiva é de que haja a ocorrência de La Niña em meados do ano que vem. Essa anomalia climática é marca pela redução de chuvas no Brasil enquanto o El Niño pelo efeito contrário. “Com isso a tendência de chuvas para o período úmido do ano que vem é de um novo atraso, o que traz preocupação até mesmo para questões de abastecimento”, afirmou a executiva em sua apresentação no 5º Fórum Nacional dos Consumidores Livres, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia e que faz parte da 1ª edição do Energy Expo Forum, em São Paulo.
A estimativa preocupante deve-se ao fato de que a tendência de chuvas desse período úmido ficar abaixo da média. As projeções da Climatempo apontam para que os reservatórios alcancem ao final de março níveis abaixo do necessário para sua manutenção ao longo do ano. Patrícia afirmou que a estimativa é de que no Nordeste esse índice de armazenamento fique em 27%, em 35% no Sudeste, 51% no Sul e 78% no Norte, este sim o único que mostra certa tranquilidade.
O cenário hídrico brasileiro, lembrou a executiva, assemelha-se muito ao que o país viveu em 2012. Segundo seu relato, em 2010 houve dois anos de La Niña antes da crise naquele ano. Hoje, continuou, falta um driver da atmosfera quanto às
4
anomalias que serão vistas no hemisfério sul. No ano passado houve El Niño, mas acontece que este evento não foi o suficiente para encher os reservatórios.Em termos de chuvas para esse período úmido a tendência é de que as chuvas no sudeste possam chegar a partir de meados de novembro. Contudo, a estimativa é de que no geral não seja um ano de grandes volumes ao ponto de reverter o quadro atual que demandaria um volume muito acima da média para que o país recuperasse o índice de armazenamento. No geral o Nordeste continuará com problemas por conta da falta de umidade no solo e a irregularidade é que deverá marcar esse período, com pancadas mas que podem ocorrer – ou não – no local necessário para o seu esperado replecionamento. [1]
Consumidor com GD poderá pagar por fio já em 2019, diz Aneel
De acordo com diretor da agência, medida não traria alto impacto e não atingiria sistemas já em operação
O consumidor que tem uma conexão de geração distribuída poderá ter que pagar pelo fio à distribuidora de energia a partir de 2019. De acordo com o diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica, José Jurhosa, uma revisitação do tema já estava prevista e da audiência pública que virá por conta disso, a cobrança será abordada. “Vamos ver como o mercado já está implantado. Não é justo que todos os outros consumidores paguem uma rede para os que tem geração distribuída usarem”, avisou Jurhosa, que participou nesta quarta-feira, 18 de outubro, da abertura do Energy Expo Fórum, realizado pelo Grupo
CanalEnergia, em São Paulo (SP).
Para o diretor, pelo número de unidades, o impacto não será grande, mas ele defendeu a importância do pagamento, pelo papel que a distribuidora tem de prover o fio. Jurhosa tranquilizou os consumidores que já estão na microgeração ao assegurar que essa cobrança não vai atingir conexões que já estejam conectados ao sistema. Segundo ele, a cobrança só vai valer para a frente, não será retroativa.
Hoje o número de conexões está em torno de 13 mil consumidores. A previsão da Aneel é para que em 2024 o número chegue a um milhão de conexões de GD. “Se chegarmos em 50 ou 100 mil consumidores em 2019 não será uma grande quantidade a ponto de causar algum tipo de impacto”, observa o diretor
Tarifa binômia – O diretor alertou para o processo de mudança para a tarifa binômia. Ele quer que a mudança seja feita de
forma gradativa, já que há um custo associado. “É necessário ter parcimônia, tem que ser por classe de consumo, começar das maiores. É assim que se faz no mundo inteiro”, avisou. [1]
5
AGENDA DESTA SEMANA (21/10 A 27/10)
ANEEL:
23.10 – Segunda-Feira às 10h – Lista da 42ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2017.
• Regulamentação da venda de excedentes de que trata o art. 6º da Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016.
24.10 – Terça-Feira às 9h – Pauta da 40ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
• Leilão de Transmissão nº 2/2017, cujo objeto é a 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.
• Resultado da Audiência Pública nº 78/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da regulamentação sobre a avaliação da qualidade dos sistemas de governança corporativa dos agentes de distribuição de energia elétrica.
• Resultado da Audiência Pública nº 39/2017, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de Regras de Comercialização de Energia Elétrica relativas ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova – MCSDEN.
• Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para a revisão da metodologia das Bandeiras Tarifárias.
6
CCEE:
SEG 23.10
• Data limite para divulgação da Apuração de Penalidades de Energia ago/17 (MS+35du) • Data limite para divulgação dos Relatórios de Desconto da TUSD/TUST ago/17 (MS+35du)
• Data limite para o aporte das garantias financeiras (exceto para agentes de distribuição) set/17 (MS+15du) • Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira de Cotas de Garantia Física set/17
(W+3du)
• CONER. Certificação do demonstrativo das receitas e despesas da conta de Energia de Reserva set/17 • Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira da Energia de Reserva set/17 (Y+2du)
TER 24.10
• Data limite para informar os percentuais de alocação de geração própria para as unidades consumidoras set/17 (MS-6du)
• Data limite para envio da cópia física autenticada dos CCEALs para fins de recomposição de lastro de usinas em atraso set/17 (Recebimento e protocolo na CCEE até 10du após a data limite para registro do CCEAL)
QUA 25.10
• Data limite para inserir as declarações de sobras nov/17 (MA-5du) • Liquidação Financeira do MCSD set/17 (X)
• Data limite para validação da modulação ex-ante dos montantes de energia contratados para os CBRs celebrados entre empresas do mesmo grupo econômico nov/17 (Antes do PMO)
• Data limite para divulgação das informações referentes às garantias financeiras após o período de aporte set/17 (MS+17du)
• Data limite para divulgação das informações referentes aos contratos de venda ou de cessão não efetivados em razão do não aporte de garantias financeiras set/17 (MS+17du)
• Data limite para divulgação do valor do prêmio de risco hidrológico a ser aportado (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) out/17 (Até 5 dias antes da data prevista para o pagamento do prêmio)
QUI 26.10
• Nenhum evento encontrado no dia
SEX 27.10
• Data limite para divulgação dos valores a liquidar das cessões do MCSD out/17 (X+2du) • Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do MCSD set/17 (X+2du)
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.
