AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Em reunião realizada no dia 12/09/2018, o CMSE decidiu manter, para a semana operativa de 15/09/2018 a 21/09/2018, o despacho de usinas termelétricas até o limite de custo variável unitário CVU de R$ 766,28/MWh. No início da semana operativa de 08/09 a 14/09/2018 não ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. No final da semana ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e o trecho incremental a UHE Itaipu. Na semana operativa de 15/09 a 21/09/2018 deve ocorrer precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e na calha principal do Paraná. Para a semana operativa de 15/09 a 21/09/2018 há previsão da importação de energia da República Oriental do Uruguai, de 390 MWmed, 550 MWmed e 550 MWmed nos patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Na próxima semana a atuação do sistema de baixa pressão nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocasiona precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e na calha principal do Paraná (Figura 1). 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. Figura 1 3ª semana de setembro/2018 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste e Sul, estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste e leve recessão nas afluências do subsistema Norte. A previsão mensal para setembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto 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
ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças PLD para o período entre 15 e 21 de setembro caiu 1% ao passar de R$ 496,28/MWh para R$ 491,71/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. A redução da carga prevista para a próxima semana foi o principal fator para a redução do preço. As afluências esperadas na terceira semana para o SIN caíram 4%, o que representa uma redução de 1.300 MWmédios em termos de energia. A previsão de ENAs permanece em 73% da média histórica no Sudeste, ficando em 117% da MLT no Sul, 42% no Nordeste e em 80% da média no Norte. Já a expectativa para a próxima semana é de que a carga do Sistema fique em torno de 780 MWmédios mais baixa, com redução em todos os submercados, exceto no Nordeste (+105 MWmédios). Há reduções no Sudeste (-580 MWmédios), no Sul (-90 MWmédios) e no Norte (- 215 MWmédios). Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 210 MWmédios acima do esperado, com elevação em todos os submercados, exceto no Sul, que registra queda de 360 MWmédios em energia. As variações foram positivas no Sudeste (+410 MWmédios), Nordeste (+50 MWmédios) e no Norte (+110 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para setembro foi revisto de 57,9% para 56,8%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema ESS para o período é de R$ 211 milhões, sendo R$ 27,8 milhões referentes à restrição operativa e os demais R$ 183 milhões à segurança energética, por conta da segurança energética, em despacho autorizado pelo CMSE. 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).
DESTAQUES DA SEMANA: Energia solar pode evitar o uso de térmicas fósseis, aponta estudo da Absolar Em cinco anos, potencial de redução nos custos da matriz elétrica está estimado entre R$ 2 e 7 bilhões A Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) identificou oportunidade de redução da conta de luz dos consumidores brasileiros, por meio da contratação da fonte solar fotovoltaica em novos leilões de energia do Governo Federal, como forma de aliviar a pressão sobre os recursos hídricos, reduzir os recorrentes despachos de usinas termelétricas fósseis e reduzir as emissões de gases de efeito estufa do País. Segundo estudo da entidade, os brasileiros poderiam ser beneficiados com uma economia de entre R$ 2 e 7 bilhões nas contas de luz em menos de cinco anos, via complementação da matriz elétrica brasileira com a fonte solar fotovoltaica, especialmente no subsistema elétrico da região Nordeste, região mais afetada pela seca e pela falta de disponibilidade de recursos hídricos para operação das hidrelétricas da região. A medida evitaria, também, a liberação de entre 15,4 e 17,9 milhões de toneladas de CO2 na atmosfera no mesmo período, contribuindo para o cumprimento dos compromissos brasileiros de redução de emissões de gases de efeito estufa, assumidos junto ao Acordo de Paris. O presidente do Conselho de Administração da Absolar, Ronaldo Koloszuk, recomendou um debate aprofundado com relação à recentemente proposta divulgada pelo Ministério de Minas e Energia de contratar novas termelétricas fósseis a gás natural para o atendimento da região Nordeste. Porque trocar termelétricas antigas por outras termelétricas, quando poderíamos estar substituindo as termelétricas fósseis por usinas baseadas em renováveis, a preços menores? Temos um imenso potencial renovável subutilizado e que reduziria não apenas os custos financeiros, mas também os custos ambientais, de poluição e de gases de efeito estufa, de uma maneira muito mais efetiva e contundente. Outros países do mundo já começam a contratar renováveis com armazenamento para fins de segurança energética, com preços competitivos e sem emissões de gases de efeito estufa, questiona Koloszuk. O trabalho técnico identificou déficit estrutural de garantia física na matriz elétrica brasileira, ou seja, a necessidade de complementar a geração de energia elétrica, como medida de segurança de suprimento, para atender a projeção de demanda presente e futura. Nos últimos anos, tal complementação tem sido realizada através do acionamento recorrente de termelétricas emergenciais, de custo mais elevado e com emissões de gases de efeito estufa, com consequente repasse destes custos à população. Isso contribui para os aumentos tarifários muito superiores à inflação repassados aos consumidores desde 2013. O parque gerador da matriz elétrica brasileira precisa ser robusto o suficiente para atender a demanda projetada, mesmo em cenários adversos, durante períodos de estiagem, e com margem de segurança capaz de assegurar o suprimento e minimizar o risco de déficit, ou seja, de apagões para a população. A fonte solar fotovoltaica pode ser parte estratégica desta solução, sendo uma fonte competitiva e de rápida implantação, esclarece o presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia. As termelétricas mais caras do país foram ativadas nos últimos anos como uma medida de segurança de suprimento, por conta da severa crise hídrica que diminuiu a capacidade de geração de energia elétrica das hidrelétricas. Esta medida foi retomada em 2018, levando o país a estabelecer, por meses consecutivos, a bandeira tarifária vermelha nível 2, maior patamar de tarifa previsto no setor e que indica elevação no uso de termelétricas fósseis onerosas para suprir a demanda brasileira. Como resultado desta medida, que visa evitar um novo apagão, os consumidores brasileiros terão de pagar uma conta extra que já soma centenas de milhões de reais para cobrir os custos mensais de operação das usinas fósseis emergenciais em operação. Para aliviar os custos sobre a sociedade brasileira, o estudo da Absolar aponta que existem formas de superar estes desafios econômicos e ambientais: diversificando a matriz elétrica nacional, com a expansão de fontes renováveis competitivas, a exemplo da fonte solar fotovoltaica, capaz de produzir mais energia elétrica justamente em períodos de pouca chuva e sol intenso. A ampliação planejada da fonte solar fotovoltaica na matriz elétrica brasileira contribuiria significativamente para reduzir o acionamento das termelétricas fósseis mais onerosas ao país, diminuindo custos aos consumidores, reduzindo emissões 3
de gases de efeito estufa e aliviando a pressão sobre os recursos hídricos na geração de energia elétrica. Simultaneamente, a medida promoveria a geração de empregos locais qualificados, proporcionando ganhos de renda para a população e contribuindo para a retomada da economia nacional destaca Sauaia. [1] Projeção do BNDES aponta para retração nos investimentos no setor elétrico Para o período de 2018 a 2020, a perspectiva é de R$ 160,3 bilhões em novos investimentos no setor, o que representa uma retração de 16,2% a.a. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) divulgou nesta terça-feira, 11 de setembro, as perspectivas de investimento no país para os próximos quatro anos (2018-2021), considerando um mapeamento dos planos de investimento em 20 setores da economia, sendo 12 da indústria e oito da infraestrutura. Os investimentos em perspectiva alcançam R$ 1,03 trilhão, o que corresponde a uma média anual de R$ 258 bilhões. Veja tabela no final. Segundo o BNDES, a última vez em que os valores mapeados superaram essa marca foi no levantamento feito em meados de 2015 para o período de 2015 a 2018. A perspectiva é de crescimento real de 1,9% a.a., em média, nos investimentos ao longo de 2018 a 2021, mostrando uma melhora significativa nas expectativas comparadas ao levantamento anterior, feito no segundo semestre de 2017, quando a projeção era de queda de 3,1% a.a., em média, nos investimentos de 2017 a 2020. As projeções, porém, apontam para uma retração de 2% a.a. no setor de infraestrutura, principalmente por conta do setor de energia elétrica. Em 2017, o setor elétrico investiu R$ 61,1 bilhões. Para o período de 2018 a 2020, a perspectiva é de R$ 160,3 bilhões em novos investimentos, ou seja, uma média anual de R$ 40,1 bilhões, o que representa uma retração de 16,2% a.a. Embora a retomada da economia seja um fator positivo, vislumbra-se a necessidade de sustentar o crescimento econômico por um período mais prolongado para que os investimentos no setor voltem a crescer, diz em nota o BNDES. [1] 4 Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 14/09/2018).
ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (15/09 A 21/09) 17.09 Segunda-Feira às 10:00h - Lista da 37ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Orçamento Trienal do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS para o ciclo janeiro de 2019 a dezembro de 2021 Submissão da Proposta Orçamentária em Audiência Pública. 18.09 Terça-Feira às 9:00h Pauta da 34ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018 Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento das propostas dos Editais do Leilão nº 5/2018, denominado Leilão de Energia Existente "A-1" de 2018 e do Leilão nº 6/2018, denominado Leilão de Energia Existente "A-2" de 2018, destinados à compra de Energia Elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, nos termos da Portaria nº 317/2018 do Ministério de Minas e Energia MME. Reajuste Tarifário Anual de 2018 da Companhia Energética de Alagoas Ceal, a vigorar a partir de 28 de setembro de 2018. 5
CCEE: SEG 17.09 TER 18.09 [contas setoriais] Pagamento dos repasses de subsídio da conta CDE (Todo 10º du de cada mês) [contas setoriais] Pagamento do reembolso carvão ago/18 (MS+15dc) [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação do reembolso mensal da CCC e inserção das notas fiscais no sistema ago/18 (MS+15dc) CVU PMO. Certificação dos dados e resultados do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação out/18 (MA+17) Auditoria de recontabilizações (MS+10du) Data limite para divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du) Certificação de pré-liquidação do MCSD de Energia Existente ago/18 (X-6du) [contas setoriais] Pagamento do reembolso final da CCC jul/18 (MSS+15dc) Data limite para certificação dos dados do MCSD de Energia Existente set/18 (M+11du) Liquidação Financeira de Angra I e II ago/18 (MS+11du (Z)) 6 QUA 19.09 Data limite para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente Trocas Livres set/18, com efeitos a partir de jan/19 (CO n 512/18) Liquidação Financeira do Regime de Cotas de Garantia Física ago/18 (MS+12du (W)) Data limite para divulgação dos resultados dos ajustes de cessão de CCEAL aos agentes ago/18 (MS+12du) Data limite para realização de Reunião do CAd para aprovação de adesão para o mês de referência "M" (caso existam processos aptos para aprovação) set/18 (M-8du) Data limite para disponibilizar a Memória de Cálculo das Garantias Financeiras ago/18 (MS+12du) Data limite para divulgação dos Relatórios de Desconto da TUSD/TUST jul/18 (MS+35du) Data limite para divulgação da Apuração de Penalidades de Energia jul/18 (MS+35du) Data limite para divulgação dos valores de garantias financeiras a serem aportados ago/18 (MS+12du) QUI 20.09 Débito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva ago/18 (Y) [contas setoriais] Pagamento do reembolso preliminar da CCC ago/18 (MS+20dc) SEX 21.09 Crédito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva ago/18 (Y+1du) Data limite para informar os percentuais de alocação de geração própria para as unidades consumidoras ago/18 (MS-6du) "Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira de Angra I e II ago/18 (Z+3du) 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.