Destaque do Mês: A Recontabilização e O Risco de Mercado

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1 Recado ao Leitor Neste segundo número do Mercado em Foco, queremos de início agradecer a boa recepção de nossos clientes e amigos ao nosso informativo mensal. Seguimos apresentando as condições operativas atuais do sistema hidrelétrico brasileiro, os aspectos regulatórios em foco e os acontecimentos relevantes do setor. Estamos em pleno período seco: os preços de curto prazo estão em ascensão, mas como as condições de armazenamento no sistema são as melhores dos últimos anos esta ascensão está se apresentando muito suave, e os preços estão inferiores ao custo médio da commodity. O ONS espera que o acionamento de térmicas por razões de segurança energética tenderá ao mínimo. No campo regulatório, audiências públicas da Aneel estão abertas, discutindo, entre outros temas, a modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos, convertendo-as em produtores independentes de energia aptos ao desconto nas tarifas de uso da rede, os procedimentos para o 3º. Leilão de Reserva, e para o Leilão A-3, a questão das considerações das restrições internas aos submercados para cálculo do Preço de Liquidação de Diferenças, as condições para cessão de energia e lastro entre usinas a biomassa comprometidas com Contratos de Energia de Reserva. Por sua vez, o mercado de energia está entrando em águas mais plácidas: os níveis de inadimplência dos agentes junto à CCEE, que atingiram recordes nos meses passados, não devem se repetir, e a situação confortável do balanço energético reduz a turbulência dos preços bilaterais. Boa leitura! Destaque do Mês: A Recontabilização e O Risco de Mercado A origem do processo de recontabilização Durante a elaboração do Programa Mensal de Operação para julho, os agentes foram informados pelo ONS sobre um erro encontrado em um dos programas que compõem a cadeia de modelos. Nesse caso, o Previvaz, responsável pela previsão das vazões semanais que por sua vez embasam a decisão operativa ótima estabelecida pelo modelo Decomp. Em suma: 1) em janeiro, os analistas de hidrologia do ONS encontraram resultados aberrantes na previsão de afluências semanais em algumas bacias; 2) em virtude disso, comunicaram o fato ao Cepel, responsável pelo modelo, que iniciou um exame aprofundado do código-fonte, e no início de abril efetivamente detectou um erro no programa Previvaz; 3) esse modelo usa o histórico para determinação dos parâmetros dos modelos de séries temporais e a tendência hidrológica corrente para aplicar o modelo ajustado e prever as próximas etapas temporais - com o erro, a tendência hidrológica considerada não era a correta; 4) o Cepel já procedeu à correção e está emitindo nova versão do programa, em consulta pública na Aneel para aprovação, mas desde abril o erro não está mais ocorrendo, porque foi indicado um procedimento alternativo para evitá-lo. Nessas bases, a Aneel decidiu pela recontabilização das transações energéticas ocorridas em janeiro, fevereiro e março de Em junho, a Aneel solicitou ao ONS que simulasse o impacto da correção: os resultados mostram que em janeiro a diferença no PLD chegou a 10 R$/MWh, contra valores próximos a 5 R$/MWh nos outros meses. Quando o processo de recontabilização pode ser feito e quem o autoriza? A Resolução Normativa 109/2004, da Aneel, que instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, operacionalizando o que estabelece a Lei /2004 e a regulamentação dada pelo Decreto 5.163/2004, estabelece no TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 1

2 artigo 51 que os dados e os valores relativos a um processo de Contabilização e Liquidação mensal já encerrado, mesmo que auditados, poderão ser alterados em decorrência de decisão judicial transitada e julgada, de revogação de liminar ou de decisão arbitral proferida nos termos da Convenção de Arbitragem prevista nesta Convenção, de decisão administrativa do Conselho de Administração ou de determinação legal. São estabelecidos prazos máximos apenas para os casos em que um agente da CCEE solicita a recontabilização: o 2º estabelece nesses casos prazos de no máximo seis meses após a realização da Liquidação Financeira do mês em questão. Para as demais causas para uma possível recontabilização, conforme o caput do artigo, não é estabelecido qualquer horizonte de retroação. Quais são os benefícios e os prejuízos da recontabilização para o funcionamento do mercado Não se discute que o instituto da recontabilização é o meio adequado de corrigir algumas anomalias nos dados contabilizados, principalmente quando há agentes prejudicados. Aliás, no caso de solicitações individuais, a Convenção de Comercialização limita a retroação a seis meses. Já no caso de incorreções em parâmetros que afetam a todos igualmente, como o PLD, não há menção a prazos máximos de retroação. O que se pode, e se deve, considerar, são os efeitos do processo de recontabilização sobre a estabilidade do mercado. Vivemos recentemente o sério problema da instabilidade comercial criada pelo nível de inadimplência na CCEE, agora em fase de solução, mas que está a exigir alterações regulatórias importantes para limitar sua probabilidade e seu alcance para o futuro. O mercado livre de energia elétrica no Brasil vive já um importante risco de preços, que estão à mercê da afluência energética, de parâmetros operativos, das decisões de expansão com base térmica ou com hidrelétricas a fio d água, entre outras coisas. Evidentemente os riscos de mercado só têm a crescer com a possibilidade sempre iminente de que haja recontabilização, por qualquer razão. Consideramos importante, por isso, que a CCEE batalhe para evitar desgastes desnecessários, e que a Aneel estabeleça como regra: - que o processo de contabilização e liquidação encerrado só possa ser reaberto quando haja flagrante prejuízo para algum agente com informações que só venham a lume a posteriori, - e que se trate eventos do tipo que ocorreu como caso de força maior, não retroagindo a contabilização. Ressalta-se mais um aspecto negativo: eventuais danos financeiros aos geradores térmicos despachados/não-despachados, que na recontabilização teriam menos a receber/mais a pagar, restariam sanados via o mecanismo constrained on/off dos Encargos de Serviços de Sistema. O risco regulatório deve ser reduzido a um mínimo, já que sobre os riscos de preço de liquidação de diferenças os agentes não têm gestão. TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 2

3 % % % % Energia Natural Afluente (ENA) Energia Natural Afluente é a quantidade equivalente de energia elétrica que pode ser gerada a partir da afluência hídrica a um determinado aproveitamento hidrelétrico, considerando seu específico rendimento eletro-mecânico. O quadro ao lado apresenta as previsões de Energia Natural Afluente feitas pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação para julho de Lembramos que as previsões do ONS são revistas para cada semana operativa, em função dos valores efetivamente observados em horizonte diário. Os gráficos a seguir mostram os dados mensais de ENA dos últimos 81 anos, expressos em percentual da média de longo termo (MLT) para permitir uma quantificação mais expedita. Julho Submercado Previsto (%MLT) Sudeste 112 Sul 111 Nordeste 80 Norte 91 % ENA - Sudeste ( ) % ENA - Sul ( ) 250,00 350,00 200,00 300,00 250,00 150,00 200,00 100,00 150,00 100,00 50,00 50,00 0,00 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 0,00 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Mês MLT Média das 5 Maiores Média das 5 Menores Mês MLT Média das 5 Maiores Média das 5 Menores % ENA - Nordeste ( ) % ENA - Norte ( ) 300,00 250,00 250,00 200,00 200,00 150,00 150,00 100,00 100,00 50,00 50,00 0,00 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 0,00 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Mês MLT Média das 5 Maiores Média das 5 Menores Mês MLT Média das 5 Maiores Média das 5 Menores TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 3

4 Energia Armazenada (EAR) Abaixo mostramos a evolução da energia armazenada nos últimos dez anos. Como os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste são responsáveis por 85% do total de energia armazenada no sistema interligado, sua condição é determinante para a avaliação da segurança de atendimento. O mês de julho permanece apresentando condições favoráveis, na região SE/CO, e satisfatórias na região Nordeste. Para o mês de julho, adicionalmente, o ONS informa que está dispensando a consideração de nível de segurança, para evitar vertimentos. O Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) O PLD médio em junho de 2011 atingiu os valores de 31,80 R$/MWh para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, e de 31,75 R$/MWh para o Nordeste e Norte, conforme calculado pela CCEE. Esses preços estão abaixo da média histórica para o período seco, já que tanto os níveis de armazenamento quanto as previsões de afluência estão confortáveis. Para julho, a estimativa é de que o PLD continue nesses níveis. TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 4

5 Expectativas de Evolução do PLD para Os Próximos 6 meses Os gráficos abaixo mostram a frequência relativa dos valores de Custo Marginal de Operação até dezembro de A estimativa é feita a partir das séries sintéticas do Custo Marginal de Operação (CMO), com base nos resultados obtidos do modelo NEWAVE, considerando o deck de julho/2011. Novamente, a expectativa de trajetória ascendente dos preços na transição do período úmido para o período seco não se confirmou. Novamente alerta-se que esse dado é apenas indicativo a cada revisão mensal serão considerados os desvios de trajetória e as novas previsões de afluência. Deve-se observar com atenção o retorno das chuvas a partir de meados de outubro: não está descartada a configuração novamente do fenômeno La Niña. A probabilidade de ocorrência dos preços se classifica da seguinte forma: as colunas roxas denotam a frequência de ocorrência do piso do PLD (12,08 R$/MWh), as colunas verdes as frequências de preços na faixa de 12,08 a 25,00 R$/MWh e assim segue a análise conforme mostra a legenda. TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 5

6 Perspectiva climática para jul-ago-set Segundo o órgão americano National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) a região do Pacífico, onde se registram os fenômenos La Niña e El Niño, indica neutralidade (sem configuração de nenhum dos fenômenos). Essa condição deve se manter durante todo o inverno. A partir de outubro, os modelos utilizados para as previsões passaram a indicar um novo e acentuado declino da temperatura - caso essa previsão se confirme, há possibilidade do retorno do fenômeno La Niña entre o fim da primavera e decorrer do verão. A figura ao lado refere-se à previsão de consenso para o trimestre julho a setembro de 2011, apresentada pelo ONS no Programa Mensal de Operação para julho. A previsão indica maior probabilidade de precipitação nas categorias normal e acima da média no extremo norte da Região Norte e no leste do Nordeste. Na maior parte da Região Sul, as chuvas têm maior probabilidade de ocorrer entre a média e abaixo da média histórica. Nas demais áreas do Brasil, a chuva deve seguir a climatologia, com probabilidades próximas da média igualmente distribuídas entre as três categoria. Evolução Mensal da Carga (Mwmed) Sudeste/Centro-Oeste O consumo industrial de energia elétrica registrou o menor crescimento do ano condicionado por fatores conjunturais como incidentes em planta no Nordeste e base de comparação elevada no Sudeste. Regionalmente, a maior expansão de demanda ocorreu no Centro-Oeste, com 8,6%, dado pelo forte desempenho das classes industrial (16,9%) e comercial (11%). O Nordeste, por outro lado, apresentou decréscimo do consumo total (-1,2%), decorrente do desempenho negativo do segmento industrial. O gráfico e a tabela abaixo mostram as expectativas do Plano Anual de Operação do ONS para 2011, com os dados de carga verificada em 2010/2011 e a porcentagem de crescimento do ano. SE/CO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez PEN Verificado Verificado Crescimento % 5,3 6,5 0,5 4,5 3,2 2,1 TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 6

7 O Mercado em Julho/2011 A MPX Energia firmou termo de compromisso para comprar dois projetos de termelétricas do Grupo Bertin. As usinas MC2 Joinville (330MW) e MC2 João Neiva (300MW) comercializaram energia no leilão A-5 de 2008 e necessitam iniciar a sua operação até janeiro de Para lembrar, a Bertin atrasou a entrada de várias usinas vendidas em leilão, duas delas eram previstas para janeiro de 2010, e outras seis previstas para janeiro de 2011, mas que devem entrar apenas no terceiro trimestre. No último dia 26, a Aneel decidiu prorrogar o prazo para entrada em operação das usinas atrasadas da Bertin em 101 dias. Isso diminui os prejuízos para a empresa, já que ela não necessitará comprar energia no curto prazo durante esse período. Em 2015 vencem os contratos de concessão de pelo menos 30 hidrelétricas. O instituto da reconcessão prevê processos de licitação, mas o governo teme que os novos preços impactem negativamente a modicidade tarifária. Assim, é bastante provável que a decisão seja pela renovação das concessões, condicionada à redução dos preços finais, já que em tese os ativos já teriam sido amortizados. A EPE e o ONS reviram para baixo a expectativa de crescimento do consumo deste ano. Acreditam que a demanda nacional fique em GWh, 4,7% superior à de 2010, contra o índice de 5,4% previsto anteriormente. A diferença decorre do apagão no Nordeste, do fechamento de uma unidade de alumínio da Novelis e a defasagem no cronograma de instalação de duas plantas industriais no Pará. Uma redução permanente de cerca de 90 Mwmédios foi considerada para o período O leilão de transmissão de Interligação Compartilhada de Geração-ICG, realizado em 10 de junho de 2011, permitiu que o SIN conte com mais 1.206,6 MW ao SIN, provenientes de geração incentivada descentralizada. O MME está estudando diversos meios para incentivar a utilização de energia solar fotovoltaica para uso residencial no Brasil. Isso deverá estimular maiores investimentos em equipamentos de painéis solares e possibilitar o desenvolvimento do mercado de energia solar no país. O consumo de gás natural no Brasil, entre 1 de janeiro e 7 de junho de 2011, cresceu 10% em relação ao mesmo período em O setor industrial representa cerca de 80% de todo o consumo de gás natural no país. Pelo fato de oito termelétricas estarem com atraso na operação, o ONS terá que elevar o nível meta dos reservatórios das UHE s das regiões SE/CO e NE em Isso acarretará em um custo adicional de R$ 250 milhões a R$ 300 milhões que será direcionado à conta paga pelos consumidores. O leilão de energia A-3 foi postergado para agosto. A expectativa do presidente da EPE é que as termelétricas a gás natural entrem com preço bem acessível, competindo diretamente com a energia eólica. Também participarão do certame PCH s, térmicas a biomassa e o projeto de expansão da hidrelétrica de Jirau. As usinas contratadas no leilão começarão a gerar energia a partir de janeiro de A CCEE divulgou no dia 16 de junho a liquidação financeira de abril referente às operações no mercado de curto prazo. A câmara registrou uma redução de 60% para 20% no nível de inadimplência em relação ao mês anterior. A mudança de cenário tem origem no pagamento, pelo Grupo Bertin, de débitos de aproximadamente R$ 220 milhões com a Eletrobras/Chesf. TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 7

8 A EPE informa que os níveis de segurança no suprimento e energia elétrica estão num período bastante bom, já que o sistema deve operar com um excedente de 5 a 6 mil MW médios de garantia física nos próximos anos. Do ponto de vista hidrológico, também esse ano apresenta-se favorável: o ONS não está projetando acionamento de usinas termelétricas, visto que os reservatórios das hidrelétricas encontram-se em um bom nível de armazenamento: 86% no SE e NE; 93% no N; e 76% no S. Segundo ele a situação dos reservatórios do SE é a melhor dos últimos 10 anos. A Aneel aprovou no dia 14 de junho, o reajuste das tarifas da RGE. As novas tarifas entraram em vigor no dia 19 de junho. O efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de 6,74%. Porém, o aumento para os consumidores de baixa tensão foi de 6,39% e para os de alta tensão foi de 7,19%. A avaliação da Trade Energy aponta para um acréscimo de atratividade próximo a 13,9% para um perfil típico do Subgrupo A4. A Aneel aprovou em 23 de junho o reajuste tarifário anual médio de 2,99% para a Copel Distribuição. O impacto para consumidores de baixa tensão será de 3,16% e, para os de alta tensão, o efeito será de 2,77%. As novas tarifas entraram em vigor no dia 24 de junho. O acréscimo de atratividade para o perfil típico do Subgrupo A4 corresponde a 4,2%. Está sendo preparado, no âmbito da Abraceel, um modelo de contrato padrão de compra e venda de energia elétrica no mercado livre, para aumentar a segurança e a transparência das transações. O modelo da Abraceel deve ser apresentado para a Aneel e para a CCEE. A Aneel realizará uma audiência pública que irá debater a proposta do ONS para revisão das curvas de aversão ao risco (CAR) do SE/CE e NE para 2011 e As CAR deverão ser alteradas em função da decisão da CMSE de retirar usinas termelétricas com previsão de atraso na operação dos arquivos de entrada dos modelos. Sua empresa no MERCADO LIVRE DE ENERGIA middle@tradeenergy.com.br Rua Visconde do Rio Branco, º andar Curitiba PR Brasil Tel: (41) Fax: (41) O presente boletim é distribuído gratuitamente pela Trade Energy. Seu conteúdo pode ser reproduzido mediante citação da fonte. Entretanto, as projeções de preços e outras variáveis de mercado são estimativas feitas por nossos especialistas com base em informações sempre atualizadas, a Trade Energy não se responsabiliza por quaisquer decisões comerciais de terceiros originadas de nossas informações. Para comentários, sugestões e solicitação de estudos mais aprofundados, contatos podem ser feitos através do middle@tradeenergy.com.br. TRADE ENERGY MERCADO EM FOCO JUL/11 PÁGINA 8