AGENDA SEMANAL. 3ª Semana de fevereiro/2018 COMPARATIVO

Transcrição

1 AGENDA SEMANAL 3ª Semana de fevereiro/2018 RESUMO CLIMÁTICO: No início da semana de 03 a 09/02/2018 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco e precipitação de intensidade fraca no Paranaíba e no Grande. Para a semana de 10 a 16/02/2018 prevê-se chuva fraca a moderada na bacia do rio Tietê e em pontos isolados do Grande e precipitação de intensidade fraca no Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Paranaíba e em pontos isolados do São Francisco. A bacia do rio São Francisco deve apresentar pancadas de chuva. Nesta Revisão 2 do PMO Fevereiro/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 10/02 a 16/02/2018, através das conversoras de Rivera e 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 (item 8). Nesta Revisão, a previsão de armazenamento da região SE/CO, ao final de fevereiro, apresentou uma redução de 1,5 %EARmáx em relação ao valor previsto na última revisão do PMO. Observando a nova previsão de ENA média mensal para a região, que apresentou um pequeno aumento em relação à última revisão, esta redução na previsão do armazenamento pode parecer incoerente. Porém, detalhando-se as variações de ENA por bacias da região SE/CO, nota-se que as previsões de vazão para as principais bacias de acumulação da região reduziram em relação à previsão da semana passada. Por sua vez, houve um aumento significativo nas vazões previstas, principalmente, para as bacias do Tocantins e do Amazonas, contribuindo para o aumento da ENA na região. No entanto, estas bacias não contribuem com o armazenamento da região SE/CO, por possuírem somente usinas a fio d água ou de baixa acumulação, estando estas já com seus reservatórios próximos dos respectivos armazenamentos máximos e apresentando vertimentos. Na próxima semana uma frente fria associada a um sistema de baixa pressão avança pela região Sul e pelos estados de São Paulo e do Rio de Janeiro ocasionando chuva fraca a moderada na bacia do rio Tietê e em pontos isolados do Grande e precipitação de intensidade fraca no Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Paranaíba e em pontos isolados do São Francisco (Figura 1). A bacia do rio São Francisco apresenta 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 chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. Figura 1 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, e aumento nas afluências dos subsistemas Nordeste e Norte. A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, e acima da média histórica para o subsistema Sul. Tabela 1 O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações: 1 Tabela 2

2 ANÁLISE PLD: O PLD para o período entre 10 e 16 de fevereiro caiu 5% no Sudeste/Centro-Oeste, principal submercado do Sistema, fixado em R$ 170,45/MWh. No Sul e no Nordeste, o preço também foi reduzido com o PLD fixado em R$ 173,44/MWh e R$ 167,60/MWh, respectivamente. O preço no submercado Norte, por sua vez, permanece no valor mínimo estabelecido para 2018, em R$ 40,16/MWh. Os preços do submercado Norte se diferem aos demais, uma vez que seus limites de envio de energia foram atingidos em todos os patamares. Os limites de recebimento de energia pelo Nordeste também foram atingidos, descolando seus preços dos demais. Já a diferença entre o preço do Sudeste e do Sul se deve às perdas elétricas na interligação entre estes submercados. As afluências esperadas para o Sistema Interligado Nacional SIN, em fevereiro, foram revistas de 80% para 83% da Média de Longo Termo MLT com previsão de ENAs em 86% da média no Sudeste, 116% no Sul, 51% no Nordeste e em 84% da MLT no Norte A carga prevista para a próxima semana deve ficar cerca de MWmédios inferior quando comparada à previsão da semana passada, permanecendo inalterada apenas no Nordeste. As reduções foram observadas no Sudeste ( MWmédios), Sul (-315 MWmédios) e Norte (-40 MWmédios). Já os níveis dos reservatórios do SIN estão MWmédios mais elevados frente à expectativa anterior, ficando inalterados no Sudeste. Os níveis subiram no Sul (+140 MWmédios), Nordeste (+310 MWmédios) e no Norte ( MWmédios). O fator de ajuste do MRE previsto para fevereiro foi revisto de 119,3% para 115,1% Os Encargos de Serviços do Sistema ESS esperados para o período são de R$ 138 milhões, sendo R$ 77 milhões referentes à segurança energética. 2 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. Fontes: CCEE e ONS (InfoPLD e Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO).

3 DESTAQUES DA SEMANA: Eletrobras: AGE aprova privatização de distribuidoras e assunção de dívidas e créditos Eletrobras vai assumir R$ 11,2 bilhões em dívidas das empresas e R$ 8,5 bi em eventuais créditos ou obrigações com fundos setoriais Os acionistas da Eletrobras aprovaram em assembleia geral extraordinária a privatização das seis distribuidoras do Norte e do Nordeste. A estatal vai assumir R$ 11,2 bilhões em dívidas das empresas e R$ 8,5 bilhões de créditos ou obrigações com a Conta de Desenvolvimento Energético e a Conta de Consumo de Combustíveis. A AGE foi realizada nesta quinta-feira, 8 de fevereiro, após tumulto envolvendo manifestantes contrários à privatização, que bloquearam a entrada do auditório onde ocorreria o evento. As empresas do Amazonas, Acre, Alagoas, Rondônia, Roraima e Piauí serão ofertadas em leilão na bolsa B3 pelo valor de R$ 50 mil cada. O resultado da reunião será publicado em fato relevante. [1] 3 CCEE aponta crescimento de 2,2% no consumo de energia em dezembro Apesar da elevação, setores de bebidas, químico e comércio mantiveram queda na demanda de energia no último mês de 2017 A CCEE apresentou nesta sexta-feira, 9 de fevereiro, informações do boletim InfoMercado Mensal, com dados conclusivos de dezembro de 2017, o consumo de energia elétrica no SIN alcançou MW médios frente aos MW médios consumidos no ano anterior, elevação de 2,2%. Na análise por ambiente, o consumo no mercado regulado apresentou queda de 1,7%. Já no mercado livre, houve aumento de 13% no consumo, índices influenciados diretamente pelo movimento de migração dos consumidores para o ACL. Os ramos da indústria monitorados pela Câmara, incluindo autoprodutores, consumidores livres e especiais, apresentaram queda no consumo em setores como o de bebidas e de comércio, com -2% e -0,2%, respectivamente. Outros segmentos como o químico e de minerais não-metálicos também registraram diminuição no consumo no período, com -2,7% e -0,5%, respectivamente. Os maiores índices de consumo em dezembro, no mesmo cenário sem migração, foram os registrados nos setores de veículos, metalurgia e produtos de metal e têxtil, com 11,5%, 11,4% e 8%, respectivamente. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 09/02/2018).

4 AGENDA DESTA SEMANA (10/02 A 16/02) ANEEL: Quarta-Feira às 16h - Lista da 6ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Resolução do Contrato de Energia de Reserva - CER nº 380/2015, referente à Central Geradora Solar Fotovoltáica UFV Nova Cruz. Limites dos indicadores de Perdas, Custos Operacionais, DECi e FECi a serem atingidos no ano de 2018 pelas Distribuidoras Designadas análise de manifestações. 4

5 CCEE: SEG Data limite para divulgação da apuração de Energia de Reserva jan/18 (MS+8du) Pré-Liquidação e Certificação de Energia de Reserva jan/18 (MS+8du) Data limite para disponibilizar os relatórios de pós-pagamento de penalidades jan/18 (LCmcp+3du) Data limite para disponibilizar os montantes finais de sobras e déficits validados - MCSD de Energia Existente fev/18 (M+8du) Data limite para divulgação da apuração final das cotas de energia do PROINFA jan/18 (MS+8du) TER Nenhum evento encontrado no dia 5 QUA Data limite para análise das solicitações de Ajustes e estimativa no SCDE jan/18 (MS+8du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Data limite para o registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE jan/18 (MS+8du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa dez/17 (X+7du) Data limite para informar o percentual de geração mensal da parcela ACL da usina para atendimento aos CCEARs por disponibilidade ou aos CERs jan/18 (MS+8du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Data de vencimento do boleto do encargo da CONTA-ACR pelas Distribuidoras (Todo dia 12 de cada mês) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Data limite de Cadastro de Declaração de energia para recomposição de lastro de usinas em Atraso jan/18 (MS+8du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) QUI Data limite solicitação SEM PENDÊNCIA de inclusão de cadastro associada ao processo de adesão e/ou de inclusão/alteração/exclusão de cadastro de agentes/ativos/pontos de medição fev/18 (M-12du) Atividade postergada por causa do Carnaval Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de desligamento voluntário de agente fev/18 (M-12du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE jan/18 (MS+9du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Dados de medição disponíveis no SCDE que serão utilizados para contabilização jan/18 (MS+9du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Data limite de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes jan/18 (MS+8du até as 20h00) (Atividade postergada por causa do Carnaval) 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) jan/18 (MS+9du) Atividade postergada (Carnaval) Auditoria de recontabilizações (MS+10du) Data limite para divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du) Data limite para registro de contrato de compra de energia regulada (CCER) de consumidores parcialmente livres no CliqCCEE jan/18 (MS+9du) (Atividade postergada por causa do Carnaval)

6 SEX Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes jan/18 (MS+9du até as 20h00) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Certificação de pré-liquidação do MCSD de Energia Existente jan/18 (X-6du) Data limite para certificação dos dados do MCSD de Energia Existente fev/18 (M+11du) Liquidação Financeira de Angra I e II jan/18 (MS+11du(Z)) 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. 6