1. SUMÁRIO EXECUTIVO R$ 388,48/MWh R$ 121/MWh 369,23/MWh R$ 123 milhões R$ 536 milhões R$ 2,532 bilhões

Transcrição

1 O InfoMercado mensal apresenta os dados prévios da medição de junho/15 e os principais resultados da contabilização das operações do mercado de energia elétrica em maio/15. O boletim traz ainda um relatório executivo, com um resumo das principais informações, sendo que o histórico de dados e os resultados detalhados estão disponíveis em planilhas no InfoMercado - Dados Gerais. 1. SUMÁRIO EXECUTIVO Os resultados de maio/15 ratificam a tendência de redução do consumo e da geração no ano. O Preço de Liquidação das Diferenças PLD permaneceu no valor máximo de R$ 388,48/MWh da primeira à quinta semana, no mês de maio. Com exceção do submercado Norte, cujo preço médio foi de R$ 121/MWh devido a expectativa de melhora nas afluências, comportamento típico deste período do ano na região. Na última semana o preço em todos os submercados tiveram o mesmo valor médio (R$ 369,23/MWh). Em maio/15 o total a ser liquidado pelos 2.81 agentes participantes da contabilização foi de R$ 2,532 bilhões. O total a liquidar foi R$ 2,532 bilhões Mercado tem R$ 49 milhões em encargos a pagar O Consumo/Geração atingiu MW médios A geração e o consumo de energia em maio/15 seguiram o mesmo comportamento dos meses anteriores, com valores inferiores em comparação a maio de 214 (ambos -1,3%). A partir de maio/215 passou a ser considerada a interligação plena do sistema Manaus ao SIN agregando um consumo de 849 MW médios e geração de 867 MW médios. A atividade industrial continua em queda, refletida no consumo de energia por ramo de atividade dos consumidores livres e especiais, com retração de 4% frente ao mesmo período de 214. O setor de veículos também teve o pior resultado com - 14,7% e o setor de bebidas com a maior retração com -13,6%. Apesar das chuvas pouco abaixo da média histórica (ENA 95% do MLT, fonte: ADO/ONS), a geração hidráulica no Norte foi bastante significativa, principalmente por conta da UHE Tucuruí, que no período apresentou grande volume de afluência e colaborou na geração, contribuindo para suprir o consumo e aumentar o armazenamento nas demais regiões (intercâmbio de 4.57 MW médios fonte: ADO/ONS) até a capacidade de intercâmbio de energia. Além disso, esse excedente auxiliou na diminuição da geração térmica de fontes com custo elevado (térmicas a óleo e a gás). Em maio/215, a geração das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) foi 96% inferior a 214, por conta da continuidade do cenário hidrológico desfavorável. Além das baixas afluências, outros fatores influenciaram o desempenho no início do ano de 215, tais como, a entrada de novas usinas e unidades geradoras adicionais de empreendimentos existentes somando garantia física ao mecanismo, não suprindo a deficiência de energia do mesmo; sazonalização da garantia física em média 18% acima da média da garantia física até março/15; Na contabilização de maio/15 houve excedente financeiro de R$ 891 milhões, devido a diferença de preço do submercado Norte em relação aos demais. Desse montante, R$ 123 milhões foram utilizados junto com o pagamento de penalidades e sobra de excedente do mês anterior, para aliviar os encargos de serviços de sistemas, que totalizaram R$ 536 milhões. A maior parte dos encargos apurados (72%) foi decorrente de despacho por segurança energética. Os encargos por serviços ancilares totalizaram R$ 18 milhões e foram impactados financeiramente pelo Despacho ANEEL nº 1.928/15 que determinou provisoriamente o ressarcimento dos custos de geração das usinas da Amazonas Distribuidora de Energia S.A dessa forma. a. Prévia de Medição junho/215 Os valores da prévia de medição de junho/15 apontam redução de 1,3% na geração e 1,7% no consumo de energia, em comparação com o mesmo período de 214. A partir de maio/215 passou a ser considerada a interligação plena do Sistema Manaus ao Sistema Interligado Nacional - SIN, que totalizou 758 MW médios em junho/215. Em junho/14 o montante foi 43 MW médios devido a situação provisória da modelagem, que considerava apenas os montantes líquidos consumidos do Sistema Interligado Nacional, SIN. Houve retração (-1,7%) no Consumo em jun/215 ( MW méd) em relação a jun/214 ( MW Méd).

2 MEDIÇÃO GERAÇÃO, CONSUMO E GARANTIA FÍSICA MW médios gerados, sendo participante do rateio de perdas, cujo percentual médio foi de 2,56% Redução de 4,32% na geração térmica em relação a de maio/14. Reduções de nuclear (-19,6%), bicombustível (-13,3%) e carvão (-13,1%). As térmicas a biomassa tiveram aumento de 3,7% Geração eólica cresce 178% em comparação a maio/14 Garantia física do SIN cresceu 6,5% frente a maio/14, com destaque no aumento relativo das eólicas (+55%) Consumo atinge MW médios, sendo participante do rateio de perdas, cujo percentual médio foi de 2,6% 2. GERAÇÃO 1 Gráfico 1 Geração e representatividade por fonte 1.383; 8% 1.869; 11% % % 16.33; 28% 479 3% 1.546; 1% Geração total MW médios % ; 65% 453 3% Térmica a Gás Total MW médios 7.436; 46% Hidráulica (>3 MW) Térmica Eólica Térmica a Biomassa Térmica a Óleo Térmica Nuclear Térmica a Carvão Mineral Térmica bi- Comb.- gás/óleo Térmica - Outros Gráfico 2 Geração e representatividade por tipo de térmica PCH Geração (MW médios) Tabela 1 Comparativo da geração e representatividade por fonte Tabela 2 Comparativo da geração e representatividade por fonte hidráulica 3. GARANTIA FÍSICA mai/15 jun/15 mai/15 - jun/15 mai/15 - Hidráulica (>3 MW) ,56% ,9% PCH ,6% ,1% Térmica ,16% ,32% Eólica ,14% ,59% Total ,41% ,31% Geração Hidráulica (MW médios) mai/15 jun/15 mai/15 - jun/15 Gráfico 3 Garantia física por fonte e comparativo da geração x garantia física por fonte mai/15 - Hidráulica (>3 MW) não cotas ,1% ,16% Hidráulica (>3 MW) cotas ,59% ,52% PCH participantes do MRE não cotas ,% ,3% PCH participantes do MRE cotas ,28% 59 13,2% PCH não participantes de MRE cotas ,77% 8 161,66% PCH não participantes de MRE não cotas ,61% ,43% Total ,34% ,27% 2.959; 4% ; 25% 2.265; 3% Hidráulica (>3 MW) Térmica PCH Eólica MW médios Hidráulica (>3 MW) Geração Garantia Física Térmica PCH Eólica Valores de junho/15 são prévios e consideram todo o período de coleta de medição, sem os ajustes 1 Os valores de consumo e geração estão no centro de gravidade, isto é, consideram eventuais perdas da rede básica

3 4. MRE Submercado MW médios Título do Eixo 1 2 Geração Gráfico 4 Geração e Garantia física do MRE Tabela 3 Transferência de energia no MRE Déficit de energia no próprio submercado Ajuste 81,23% Cobertura do déficit no próprio submercado Tabela 4 Balanço de Energia no MRE Garantia Física Excedente de energia para outros submercado Total de sobra no próprio submercado Sudeste , ,697, 4.549,697 Sul , ,44 539, ,539 Nordeste -2.53,933 19,147, 19,147 Norte -3,633 3, , ,167 Balanço de Energia no MRE (MW médios) 1 Sudeste ,881 Sul -1.32,197 Nordeste ,373 Norte 1.847,452 1 Diferença entre energia gerada e a garantia física Ambiente 5. CONSUMO mai/15 Tabela 5 Comparativo do consumo por ambiente de contratação Representatividade (%) mai/215 jun/15 mai/15 - jun/15 Representatividade (%) mai/214 Tabela 6 Consumo por ambiente de contratação e submercado Tabela 7 Consumo dos consumidores livres e especiais por ramo de atividade mai/15 - ACR ,52% ,34% ,81% -,39% ACL ,48% ,78% ,19% -4,4% Total ,% ,67% ,% -1,33% Submercado SE/CO S NE N Consumo (MW médio) Participação (%) - mai/15 ACR ACL Total Consumo 24.92, , ,347 Participação 72% 28% 1% Consumo 8.119, , ,52 Participação 81% 19% 1% Consumo 7.977, , ,395 Participação 8% 2% 1% Consumo 3.266, , ,956 Participação 7% 3% 1% Ramo de Atividade mai/15 jun/15 mai/15 - jun/15 mai/15 - METALURGIA E PRODUTOS DE METAL ,12% ,18% QUÍMICOS ,42% ,76% MINERAIS NÃO-METÁLICOS ,6% 947-8,9% MADEIRA, PAPEL E CELULOSE ,3% 927-1,13% MANUFATURADOS DIVERSOS ,52% 88-7,46% ALIMENTÍCIOS ,46% 82-1,87% EXTRAÇÃO DE MINERAIS METÁLICOS ,5% ,15% VEÍCULOS ,1% ,75% SERVIÇOS ,44% 553-8,36% TÊXTEIS ,8% 453-7,19% COMÉRCIO ,33% 221,8% TRANSPORTE ,55% 28-6,22% BEBIDAS ,52% ,57% SANEAMENTO ,95% ,83% TELECOMUNICAÇÕES ,82% 97 4,5% TOTAL ,5% ,1% ajustada no MRE.

4 MCP MERCADO DE CURTO PRAZO MW médios contabilizados no MCP (exposição ao spot) PLD médio de R$ 324,71/MWh, resultou em R$ 3,9 bilhões de exposições ao PLD no MCP R$ 2,526 bilhões a liquidar. As distribuidoras com valores a pagar, somaram R$ 1,726 bilhões, geradores e PIEs somam R$ 56 milhões. R$ 49 milhões em encargos a pagar. Os Encargos de Serviços Ancilares totalizaram R$ 17,8 milhões impactados pelo Sistema Manaus R$ 1,427 milhão pagos em penalidades para alívio de exposição de CCEAR 6. MCP Em maio/15 houve diferença de preços entre os submercados resultando o excedente financeiro destacado abaixo: R$ mil Excedente Financeiro Exposição Financeira Positiva Exposição Financeira Negativa Sobra para alívio de ESS Gráfico 5 Excedente Financeiro Sobra para alívio de ESS Excedente Fin. + Exp. Fin. Positiva = Exp. Fin. Negativa + Sobra para Alívio de ESS O excedente financeiro verificado no período, foi suficiente para abater as exposições negativas, com sobra de recurso para abater encargos (123,14 milhões de reais). Para o alívio financeiro de exposição de contratos regulados está disponível R$ 1,43 milhão decorrentes dos pagamentos de penalidades, e R$ 418,6 milhões de exposições financeira positiva. Esses montantes foram suficientes para abater 79,6% dos R$ 527,5 milhões de exposições negativas. As penalidades por insuficiência de lastro de energia foram de R$ 367,75/MWh e o preço médio para penalização dos distribuidores de R$ 574,59/MWh; O valor de referência para 215 é de R$ 14,13/MWh. R$ mil Segurança Energética Restrição Operação Serviços Ancilares Recebimento Pagamento Alivio de ESS Gráfico 6 Encargos de Serviços de Sistema R$/MWh ,48 379,7 388,48 388, ,49 364,49 364,49 PLD Médio 3 25 Máximo 2 Mínimo 15 92, ,24 387,24 387,24 NORDESTE NORTE 137,14 SUDESTE SUL Gráfico 7 Preço de Liquidação das Diferenças - PLD

5 CONTRATOS AMBIENTE REGULADO E LIVRE MW médios de contratos de consumidores livres e especiais de longo prazo (a partir de 2 anos) LEILÕES Energia de Reserva: R$ 21 milhões liquidados no MCP MW médios gerados Proinfa: 1.4 MW médios gerados MW médios de garantia física MW médios em contratos Cotas: R$ 194 milhões liquidados em cotas de energia nuclear R$ 18 milhões liquidados em cotas de garantia física 7. CONTRATOS 7.676; 9% % % 6.869; 8% ; 14% % % 2.68 associados a MW médios transacionados ; 54% Gráfico 8 Tipo e montante (MW med) dos contratos % 141 1% Gráfico 9 Duração e montante (MW med) dos contratos CCEAL de compra por consumidores livres e especiais no ACL 43 % contratos com MW médios transacionados % 7; 6% 2.29; 18% CCEAL CCEAR-Q CCEAR-D CCGF Itaipu CCEN PROINFA 1 mês 2 a 5 meses 6 meses a 1 ano acima de 1 até 2 anos acima de 2 até 4 anos acima de 4 anos ACL Consumidores Livres e Especiais Tabela 8 Contratação por classe e tipo de contrato (em MW médios) Classe CCEAL CCEAR-D CCEAR-Q CCEN CCGF Itaipu PROINFA Leilão de Ajuste Total Autoprodutor Comercializador Consumidor Especial Consumidor Livre Distribuidor Gerador Produtor Independente Total Tabela 9 Resultados de Energia de Reserva Energia de Reserva mai/15 Saldo CONER R$ ,82 Liquidação no MCP (m-2) R$ ,54 Total de Pagamentos aos Geradores R$ ,66 Receita retida R$ ,17 Fundo de garantia R$ ,54 Custos administrativos R$ ,63 Encargo R$ - Repasse aos usuários -R$, Receita de Venda Total Receita em Atraso Receita Variável Receita Fixa Reapurações/Ajustes Gráfico 1 Valores pagos de Reajuste de Receita de Venda (em milhões R$)

6 DEFINIÇÕES DOS PROCESSOS Lista de termos: MRE Mecanismo de Realocação de Energia CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CONER Conta de Energia de Reserva RRV Reajuste de Receita de Venda CCGF Contrato de Cotas de Garantia Física CCEN Contrato de Cotas de Energia Nuclear Prazos para divulgação dos resultados dos processamentos: Contabilização: até MS+21 Liquidação do MCP: até MS + 26 d.u. (débito) e MS + 27 d.u. (crédito) MS: Mês seguinte d.u.: dias úteis 8. GLOSSÁRIO MRE Mecanismo de compartilhamento dos riscos hidrológicos associados à otimização eletro-energética do Sistema Interligado Nacional SIN por meio do despacho centralizado das unidades de geração de energia elétrica. CCEAR por Disponibilidade (CCEAR D) - Os Contratos de Disponibilidade de Energia são aqueles nos quais os custos decorrentes dos riscos hidrológicos são assumidos pelos compradores e eventuais exposições financeiras no Mercado de Curto Prazo, positivas ou negativas, são assumidas pelos agentes de distribuição, garantido o repasse ao consumidor final. CCEAR por Quantidade (CCEAR Q) - Os Contratos de Quantidade de Energia são aqueles nos quais os riscos hidrológicos da operação energética integrada são assumidos totalmente pelos vendedores, cabendo a eles todos os custos referentes ao fornecimento da energia contratada. Os riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados são assumidos pelo comprador. Cotas de Garantia física (CCGF) - As hidrelétricas que se enquadram nos critérios adotados na Lei /13 têm a totalidade de sua garantia física alocada, por meio de cotas, às distribuidoras de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN, e recebem remuneração por tarifa regulada pela Aneel. Cotas de energia nuclear (CCEN) Regime de distribuição, em cotas, da energia elétrica proveniente das usinas nucleares de Angra I e II para atendimento do mercado das concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN, sendo rateado entre as mesmas o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia nuclear. Cessão Transferência, por meio de Termos de Cessão, de direitos e obrigações inerentes aos montantes de energia elétrica de contratos regulados (CCEARs) do agente cedente para outro agente cessionário, proporcionalmente à sua energia contratada. Valor de Referência (VR) - Média dos preços dos leilões de energia nova A-3 e A- 5, ponderada pela energia contratada em cada leilão. Representa o valor limite que pode ser repassado aos consumidores cativos pelos agentes de distribuição em função da contratação de energia elétrica, sendo um dos possíveis valores aplicados na valoração das penalidades de energia. CONER A Conta de Energia de Reserva é uma conta corrente específica administrada pela CCEE para realização de operações associadas à contratação e uso de energia de reserva. RRV A CCEE é responsável por realizar os reajustes das receitas fixas e variáveis dos contratos regulados por disponibilidade (CCEARs-D) de acordo com as regras estipuladas pelo Ministério de Minas e Energia MME e pelos próprios CCEARs resultantes de cada leilão. Os reajustes serão realizados para os contratos regulados firmados na modalidade por disponibilidade a partir dos Leilões de Energia Nova (LEN), Leilões de Fontes Alternativas (LFA) e Leilões de Energia Existente (LEE). Além destes, o RRV promove reajustes para os CCEARs por quantidade provenientes de Leilões de Energia Nova realizados de 211 em diante, além das receitas das usinas comprometidas com Leilões de Energia de Reserva (LER). Excedente financeiro A soma dos valores pagos em decorrência da diferença de preços entre os submercados, por conta das restrições de intercâmbio de energia. Este é um resultado do mercado e não de um agente em específico.