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AGENDA SEMANAL
4ª semana de outubro/2018
COMPARATIVO
Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, leve recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste e estabilidade nas afluências do subsistema Norte.
A previsão mensal para outubro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Nordeste e Norte, próximo desta média para o subsistema Sudeste e levemente acima para o subsistema Sul.
Tabela 1
O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações:
Tabela 2 RESUMO CLIMÁTICO:
Na semana de 13/10 a 19/10/2018 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Grande e precipitação de intensidade fraca no Tietê, Paranaíba, no São Francisco e no trecho incremental a UHE Itaipu. A bacia do rio Tocantins apresentou pancadas de chuva ao longo da semana.
No início da semana de 20/10 a 26/10/2018 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios São Francisco, Tocantins e em pontos isolados do Paranaíba. No decorrer da semana deve ocorrer precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e em pontos isolados do Paranaíba e do São Francisco. Em reunião realizada no dia 03/10/2018, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE decidiu pelo desligamento das usinas termelétricas despachadas adicionalmente por Garantia Energética a partir da zero hora do dia 06/10/2018. Na reunião do dia 17/10/2018, esta decisão foi mantida.
Para a semana operativa de 20/10 a 26/10/2018, há previsão da importação de energia, por Ordem de Mérito, da República Oriental do Uruguai, de 230,0 MWmed, 480,0 MWmed e 504,6 MWmed nos patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Além disso, houve oferta de energia da República da Argentina, no entanto não há previsão de importação desta energia para a próxima semana operativa.
No início da próxima semana a frente fria avança pelo litoral sul da Bahia ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios São Francisco, Tocantins e em pontos isolados do Paranaíba. No decorrer da semana uma nova frente fria associada a um sistema de baixa pressão avança pelas regiões Sul e Sudeste e provoca precipitação de intensidade fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e em pontos isolados do Paranaíba e do São Francisco (Figura 1). A bacia do rio Tocantins permanece com a condição de pancadas de chuva.
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 20 e 26 de outubro registrou queda de 15% ao passar de R$ 270,28/MWh para R$ 229,71/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
Em termos percentuais, as afluências previstas para a quarta semana no Sistema Interligado Nacional - SIN subiram 10%, o que em termos de energia representa cerca de 3.900 MWmédios. Este aumento nas afluências, principalmente no Sul e no Sudeste, foi o principal responsável pela queda do PLD. No Sudeste, a previsão foi revista de 94% para 100% da média histórica, e no Sul, de 97% para 115% da média.
A expectativa é que a carga do Sistema para a próxima semana fique em torno de 1.035 MWmédios mais baixa, com redução esperada no Sul (-435 MWmédios) e no Sudeste (-600 MWmédios). Nos demais submercados a previsão é a mesma da semana passada.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.310 MWmédios acima do esperado, com altas em todos os submercados com exceção do Norte, cujos níveis estão cerca de 350 MWmédios mais baixos. Nos demais, os níveis estão mais altos: Sudeste (+1.020 MWmédios), no Sul (+380 MWmédios) e no Nordeste (+260 MWmédios).
O fator de ajuste do MRE para outubro foi revisto de 65,3% para 66,6%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema – ESS para o período é de R$ 94 milhões, sendo R$ 79 milhões referentes à restrição operativa e os demais R$ 15 milhões à segurança energética, por conta da segurança energética na primeira semana do mês, em despacho autorizado pelo CMSE.
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:
Surpreso com decisão do Senado, setor não descarta MP para GSF
Rejeição do projeto mantém impasse no mercado de curto prazo e pode levar à liquidação da Amazonas Distribuidora
Ainda surpresos com a decisão do plenário do Senado de rejeitar o projeto de lei que facilitaria a privatização da Manaus Energia e daria uma solução para os débitos dos geradores com o GSF, lideranças do setor elétrico apontam a edição de uma medida provisória como possível alternativa para o impasse que envolve o risco hidrológico. Eles acreditam que haveria assim uma possibilidade real de resolver a questão se a MP ficasse limitada a esse tema.
Um dos que consideram essa possibilidade é o presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia, Mario Menel. Ele lembra que tanto na Câmara quanto no Senado ninguém contestou a proposta de repactuação das dívidas dos geradores, o que significa aparentemente que se o GSF estivesse sozinho em um projeto ele teria sido aprovado.
Menel diz que entre as opções a serem consideradas está uma possível negociação com o deputado Fabio Garcia (DEM-MT) para incluir a proposta no relatório do PL 1917, que trata da portabilidade da conta de luz e da mudança do modelo comercial do setor elétrico. Outra seria a sinalização do diretor-geral da Aneel, André Pepitone, em relação a uma possível solução regulatória. “Vou falar com ele para ver as opções infralegais que nós temos.”
O dirigente da Abiape admite que as condições são complicadas com um executivo em fim de mandato, e que uma negociação com o Congresso seria complicada. Mas argumenta que a insegurança jurídica provocada pela paralisação do mercado tem gerado efeitos colaterais. Geradores que usam a biomassa, por exemplo, poderiam ofertar entre 10% a 15% a mais de energia, mas não tem estimulo para produzir, diante da perspectiva de não receberem seus créditos na liquidação financeira do mercado de curto prazo. O mesmo aconteceu como programa piloto de resposta de demanda implantado no Nordeste, que teve a adesão de uma indústria, que também não teve estimulo para reduzir a carga diante da perspectiva de calote.
Nelson Leite, presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, também imagina que a edição de uma MP poderia resolver a questão do GSF, porque durante a vigência dela as providências necessárias a um acordo com os geradores poderiam ser tomadas. “É uma forma mais rápida de fazer. Não vejo outra alternativa de mudança legal”, diz.
Leite reconhece que a situação é preocupante por causa da insegurança jurídica, mas destaca que um dos piores efeitos da decisão do Senado foi abrir a possibilidade de liquidação da Amazonas Energia. “O pior dos mundos no meu ponto de vista é a dissolução da empresa e a liquidação”, afirma o presidente da Abradee.
“Acho que seria uma catástrofe não só para a Eletrobras, mas para todo mundo. Para empregados e consumidores e para a continuidade do serviço. É até difícil fazer uma avaliação numa situação dessas. Você liquida a empresa e depois licita sem empregados, só com os ativos”, afirma Leite, para quem mesmo essa situação carrega insegurança jurídica por ser uma coisa inédita no país.
O presidente executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Ricardo Pigatto, considerou a rejeição à proposta uma chance perdida de resolver a questão, que não era polêmica do ponto do de vista do Legislativo. “A Abragel lamenta profundamente a oportunidade que o Senado perdeu de contribuir com a solução de parte importante dos problemas do setor elétrico. Já era assunto de consenso, difícil de obter nos dias de hoje, e que foi jogado ao limbo das indecisões”, disse Pigatto.
O presidente da Associação Brasileira da Pequenas Centrais Hidrelétricas e das Centrais Geradoras Hidrelétricas, Paulo Arbex, também afirmou que sente muito a oportunidade perdida de aprovar a proposta do GSF. “A gente está entendendo que o projeto não passou no Senado em função da privatização da Eletrobras, que me parece enfrentar muita resistência, e não o GSF. O GSF parece que já é consenso”, avaliou Arbex.
O executivo da AbraPCH defende a necessidade de uma solução para o problema, mas confessa que não tem ideia se haverá vontade do atual governo em resolver o assunto, ou se ele ficará para o próximo governo. Arbex lembra que é preciso resolver não apenas o passado, mas também o futuro. O GSF, diz, um problema entre muitos, criado a partir de situações que não tem relação com o risco hidrológico das usinas hidrelétricas.
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Para o presidente da Associação Brasileira das Geradoras Termelétricas, Xisto Vieira Filho, a rejeição ao PLC 77 foi uma notícia ruim, principalmente em relação às distribuidoras da Eletrobras. “Ainda estou sob o impacto desse negócio, que foi inesperado. Mas vamos ver qual é o reflexo disso com calma. Tem que ter mais um pouco de tranquilidade para analisar”, ponderou o dirigente da Abraget.O presidente executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, Reginaldo Medeiros, acredita que é preciso encontrar uma solução urgente para a paralisia do mercado de curto prazo e para outras questões emergenciais e financeiras do setor elétrico. Sem falar abertamente em medida provisória, Medeiros destacou que o governo já acabou, mas “tem tinta na caneta até dezembro.”
O dirigente da Abraceel destacou, porém, que a solução do GSF equaciona um dos problemas setoriais, mas o foco deve ser a mudança do modelo comercial do setor elétrico, que está falido. “É um desafio no qual nós todos temos que nos concentrar. É necessário que tenhamos uma compreensão do Congresso Nacional de que precisamos equacionar os graves problemas que afetam o setor de energia elétrica. Esse e um ponto central”, observou. Em sua opinião, as possíveis soluções dependem da união e da mobilização do setor. [1]
Leilão de energia de Roraima prevê substituição de fontes atuais a partir de 2021
Certame tem como alvo principal a contratação de fontes renováveis, associadas a sistemas de armazenamento
O governo espera contar, a partir de janeiro de 2021, com suprimento de energia e de potência provenientes de fontes renováveis e de tecnologias de armazenamento para atendimento a Boa Vista e localidades conectadas ao sistema isolado da capital de Roraima. Essa oferta será contratada em leilão previsto para os próximos meses e deverá substituir a energia importada da Venezuela e os contratos de usinas termelétricas a óleo diesel que operam atualmente no sistema.
A contratação deve ocorrer em paralelo com o as tratativas para obtenção do licenciamento da linha de transmissão que vai conectar Boa Vista — única capital brasileira ainda isolada — ao Sistema Interligado Nacional.
A portaria com as diretrizes do leilão está em consulta pública aberta na semana passada pelo Ministério de Minas e Energia. Em nota técnica, o MME destaca que o contrato de suprimento com a Corpoelec vai terminar em 2021, e até o momento a estatal venezuelana responsável pela energia da hidrelétrica de Guri não manifestou interesse na renovação.
A essa incerteza somam-se os constantes apagões provocados pela falta de manutenção do trecho da linha de transmissão que transporta a energia dentro do território venezuelano. O trecho brasileiro é operado pela Eletronorte.
Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica mostram que de julho a setembro desse ano foram registrados 45 blecautes em Roraima. Desses, cerca de metade (22) ocorreram no mês passado, quando o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico decidiu autorizar o uso das térmicas que faziam a complementação da carga local para o atendimento a todo o consumo de Boa Vista. A decisão é polêmica, porque pelos cálculos de técnicos do setor a sairia mais barato fazer a manutenção da linha de transmissão que gerar energia térmica.
O sistema elétrico da capital de Roraima tem quatro térmicas com 216,6 MW de capacidade instalada e contratos com prazos de vencimento entre outubro de 2019 e dezembro de 2020, já incluindo uma eventual prorrogação. As UTEs Monte Cristo (125 MW), Floresta (40 megawatts), Distrito (40 megawatts) e Novo Paraíso (12 megawatts) têm consumo médio diário é de 1 milhão de litros de óleo diesel, que custam entre R$ 3,4 milhões e R$ 3,8 milhões, segundo dados da Eletrobrás. Essa despesa é coberta com recursos da Conta de Consumo de Combustíveis e paga por todos os consumidores do país na conta de energia elétrica.
A carga mensal de energia de 2018 em Roraima está em 140 MW médios. Na revisão do orçamento 2018 da Conta de Desenvolvimento Energético, aprovada no mês passado pela Aneel, foi incluído custo adicional mais R$ 400 milhões para o atendimento à carga total de Boa Vista por energia térmica entre outubro e dezembro desse ano.
Leilão
A minuta de portaria do MME com a diretrizes do leilão de Roraima prevê o cadastramento para o certame de soluções de suprimento que contemplem mais de um tipo de fonte, como as renováveis e o armazenamento de energia. Um sistema de
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armazenamento, pode entrar, por exemplo, de forma isolada ou integrada a outras fontes, desde que atenda requisitos técnicos estabelecidos. A expectativa é de que o certame atraia também projetos de fonte térmica, que poderão participar a disputa desde que apresentem garantias de suprimento de combustível.Estão previstos contratos de energia por 15 anos e de potência por sete anos, prorrogáveis por mais três anos. A contratação do produto energia, explica o MME, nasceu da necessidade de expansão da produção de fontes renováveis na região, onde predomina a geração termelétrica a diesel.
Ele será complementado pelos contratos de potência, nos quais serão ofertadas soluções de suprimento “com capacidade de modulação de carga e flexibilidade necessária para operação variável.” Veja aqui os documentos da consulta.
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AGENDA DESTA SEMANA (20/10 A 26/10)
ANEEL:
22.10 – Segunda-Feira às 10:00h - Lista da 42ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018
• Regras de Comercialização de Energia Elétrica para atendimento à Resolução Normativa nº 824/2018 – Mecanismo de Venda de Excedentes - MVE.
23.10 – Terça-Feira às 9:00h – Pauta da 39ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018
• Homologação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD referentes às permissionárias de distribuição de energia elétrica com aniversário em 30 de outubro de 2018.
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CCEE:SEG 22.10
• [contas setoriais] Pagamento do reembolso preliminar da CCC set/18 (MS+20dc)
• 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/18 (M-8du)
• CONER. Certificação do demonstrativo das receitas e despesas da conta de Energia de Reserva (set/18) • Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira de Cotas de Garantia Física set/18
(W+3du)
• Data limite para o aporte das garantias financeiras (exceto para agentes de distribuição) set/18 (MS+15du)
TER 23.10
• Data limite envio da cópia autenticada dos CCEALs para fins de recomposição de lastro de usinas em atraso set/18 (Recebimento e protocolo na CCEE até 10du após a data limite para registro do CCEAL)
• Data limite para divulgação dos Relatórios de Desconto da TUSD/TUST ago/18 (MS+35du) • Data limite para divulgação da Apuração de Penalidades de Energia ago/18 (MS+35du)
• Débito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva set/18 (Y)
QUA 24.10
• [contas setoriais] Data limite para envio do formulário e documentação comprobatória para solicitação de reembolso de sub-rogação de empreendimentos com obras em andamento na CCC set/18 (MS+17du) • [contas setoriais] Data limite para envio das certidões para as contas setoriais (reembolso sub-rogação de
empreendimentos em operação comercial) set/18 (MS+17du)
• Data limite para informar os percentuais de alocação de geração própria para as unidades consumidoras set/18 (MS-6du)
• Data limite para validação da modulação ex-ante dos montantes de energia contratados para os CBRs celebrados entre empresas do mesmo grupo econômico nov/18 (Antes do PMO)
• 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/18 (MS+17du)
• Data limite para divulgação das informações referentes às garantias financeiras após o período de aporte set/18 (MS+17du)
• Crédito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva set/18 (Y+1du)
QUI 25.10
• [contas setoriais] Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA: (i) de inclusão e alteração de cadastro administrativo e (ii) de inclusão de cadastro técnico out/18 (M-5du)
• [contas setoriais] Data limite para envio dos dados de consumo de combustível no AEC set/18 (MS+25dc) • Liquidação Financeira do MCSD de Energia Existente set/18 (X)
• Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira da Energia de Reserva set/18 (Y+2du) • 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/18 (Até 5 dias antes da data prevista para o pagamento do prêmio)
• Data limite para registro e validação de acordo bilateral de CCEAR, com vigência para o mês seguinte (Todo
dia 25 de cada mês até as 20h00)
SEX
26.10 • Liquidação Financeira do MCSD de Energia Nova set/18 (K)
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.
