AGENDA SEMANAL 1ª Semana de Agosto/2017 RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 22 a 2/07/2017 permaneceu condição de ausência de precipitação nas bacias hidrográficas do SIN. Para 29/07 a 04/08/2017, prevê-se precipitação de fraca intensidade nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema, apenas no final da semana. Neste PMO Agosto/2017 houve o estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 29/07 a 04/08/2017, através das conversoras de Rivera e de Melo, em consonância com oferta de energia declarada pela Eletrobrás (agente responsável pela importação), de acordo com as Portarias MME nº 556/2015 e nº 164/2016. Está previsto o início do enchimento do volume morto do reservatório da UHE Colíder em 1º de agosto, com duração prevista de, aproximadamente, 100 dias, e retenção de cerca de 20% da vazão natural afluente ao aproveitamento. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a próxima semana, prevê-se para a semana em curso, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte, um leve aumento entre os valores estimados e previstos nas afluências do subsistema Sul e estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste. A previsão para as afluências médias mensais do mês de agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. 1 Tabela 1 Neste PMO Agosto/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas do SIN passou de R$ 273,23/MWh para R$ 514,12/MWh. Tabela 2 Figura 1
ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças para o período entre 29 de julho e 4 de agosto passou de R$ 269,76/MWh para R$ 514,66/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, aumento de 91%. O preço permanece equalizado em todo o país, uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não foram atingidos em nenhum patamar de carga. Em julho, as afluências para o Sistema devem fechar em 63% da Média de Longo Termo, abaixo da média para todos os submercados. Para agosto, a expectativa é de ENAs em 67% da MLT, mantendo o cenário atual com índices abaixo da média nos quatro submercados: Sudeste, com 78%; Sul, com 59%; Nordeste, com 31% e Norte, com 63%. A expectativa é que a carga prevista para a próxima semana fique em torno de 760 MW med mais alta, aumento esperado em todos os submercados, exceto no Sul, que recuou 20 MW med. A elevação da carga é esperada sobretudo no Sudeste, com aumento de 440 MW med, fator que também contribui para a elevação dos preços. 2 Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram 470 MW med inferiores à última previsão com reduções no Sudeste, com queda de 410 MW med e no Sul, com 300 MW med a menos. No Nordeste e no Norte, os níveis subiram em torno de 105 MW med e 135 MW med, respectivamente. O fator de ajuste do MRE previsto para julho é de 64,8%, enquanto a previsão para agosto é de 62,5%. Os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 42,5 milhões para julho, sendo R$ 34 milhões referentes à restrição operativa. Já para agosto, a previsão indica encargos de apenas R$ 1,08 milhão, valor também referente à restrição operativa. Termos utilizados: Tabela 3 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: Aneel confirma bandeira vermelha em agosto A partir de agosto entrará em vigor o primeiro patamar que representa uma cobrança adicional de R$ 3 a cada 100/MWh A Agência Nacional de Energia Elétrica confirmou que a bandeira tarifária para o mês de Agosto de 2017 será vermelha no primeiro patamar. Com isso passa a ser cobrado o valor de R$ 3,00 a cada 100/kWh consumidos. De acordo com a agência, o fator que determinou elevação da sinalização foi o aumento do custo de geração de energia elétrica. Mais cedo o Programa Mensal de Operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico indicou que o CMO médio ficou em mais de R$ 510/MWh. O valor da usina térmica mais cara em operação no país, a UTE Bahia 1 (31 MW), é de R$ 513,51, localizada no submercado Nordeste. O primeiro patamar 1 da bandeira vermelha é acionado nos meses em que o CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a R$ 610/MWh. A partir daí é acionado o segundo patamar onde o custo adicionado é de R$ 3,50 a cada 100 MWh consumidos. [1] 3 Leilão de descontratação será no dia 28 de agosto Participarão projetos eólicos, solares e hídricos. Preço inicial será de 33,68/ MWh O leilão de descontratação de energia de reserva deverá ser realizado no próximo dia 28 de agosto, pela internet. A Agência Nacional de Energia Elétrica anunciou a data em reunião realizada nesta terça-feira, 25 de julho, ao término da Audiência Pública. O certame, que vai ter três produtos, destinados às fontes eólica, solar e hídrica, terá mecanismo de preço partindo de R$ 33,68/ MWh. O leilão reverso vem sendo visto pelo setor com uma das ferramentas que vai balizar a realização de um leilão de energia ainda este ano, embora a Empresa de Pesquisa Energética venha afirmando que a descontratação efetiva não garante o leilão. Para que a descontratação de um projeto negociado no certame seja efetivada, o proponente deverá, além de pagar o benefício aferido, fazer o distrato da transmissão do projeto, solicitar o cancelamento do enquadramento no Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura e estar adimplente com os encargos setoriais. Na reunião, o diretor da Aneel André Pepitone enfatizou sobre essa necessidade do distrato com a transmissão, uma vez que alguns agentes possuem o contrato. Não pode ter pendência com a conexão, frisou. Outro aspecto é que quem descontratar a energia vai ficar impedido de participar dos dois próximos leilão de reserva. Na audiência pública, foram enviadas 71 contribuições, sendo 67 referentes ao edital e 4 ao cronograma. Das sugestões para o edital, 19 foram aceitas, 14 foram parcialmente aceitas e 34 foram negadas. Já das sugestões para o cronograma, uma foi aceita, uma foi parcialmente aceita e duas foram negadas. [1] Regra para varejista preocupa agentes por conta da concentração de mercado Um ano depois de regulamentado, há apenas seis empresas autorizadas a operar pela CCEE A separação de atacado e varejo é uma medida considerada importante para organização e ampliação do mercado livre de energia elétrica. Para isso, o Ministério de Minas e Energia sugeriu que, para efeitos de migração, os consumidores com carga de até 1 MW precisarão ser representados por um comercializador varejista. Uma vez incluída na medida provisória em discussão para modernização do setor elétrico, a regra passaria a valer para todos os consumidores que tomassem a decisão de sair do ambiente regulado a partir de 2018. Na opinião de Josiani Napolitano, diretora de Regulação da Matrix Energy Trading, esse é um tema que precisa ser melhor discutido dado aos presentes riscos de inadimplência e judicialização. Para que isso seja viável, algumas questões precisam ser esgotadas. Como o comercializador varejista representa um consumidor na CCEE, da forma como está, há inúmeros riscos. Hoje já existe esse risco, mas está diluído no mercado. Na medida em que esse risco fica concentrado em um comercializador, isso pode onerá-lo demasiadamente se um consumidor representado eventualmente ficar inadimplente e
por alguma razão obtém uma liminar para não ser desligado. Obviamente que é por essa razão que temos tão poucos comercializadores varejistas modelados na CCEE. Um ano depois de regulamentado, há apenas seis comercializadoras varejistas autorizadas a operar pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). As empresas Comerc Power, CPFL Brasil Varejista e EKCE, que foram as pioneiras, contam com a companhia da Copel Com, EDP C e Mega Watt como empresas habilitadas para representar consumidores e geradores junto à CCEE. Juntas, elas representam 11 unidades consumidores com consumo médio de 6 MW médios. Caso o texto proposto pelo governo entre em vigor como está, consumidores especiais com cargas entre 0,5 MW até 1 MW só poderão migrar para o mercado livre por meio de um intermediário. Como os riscos ainda não foram equacionados, os agentes temem que haja uma concentração de mercado dado a pequeno número de agentes varejistas, o que vai justamente na contramão do princípio de um mercado livre: o de promover a competição entre os agentes em busca um menor custo de energia. Entendo a preocupação do governo e da CCEE com essa questão da abertura do mercado. A CCEE é um agente atacadista e não varejista. Essa questão precisa ser endereçada, disse Josiani. A executiva participou nesta quarta-feira, 26 de julho, da palestra Condições de Demanda e Oferta do Setor Elétrico Brasileiro Uma discussão sobre o horizonte de 5 anos, promovido pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) e a Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen). Fim da comunhão de carga Outro ponto que deve gerar uma movimentação das associações é a fim da comunhão de carga a partir do próximo ano. Isso significa que não será mais permitido que consumidores se juntam para atingir a demanda de 0,5 MW e migrar como consumidor especial. Segundo Josiani, o argumento do governo para impossibilitar essa migração é por conta dos subsídios que o consumidor especial tem e que acaba gerando encargo de CDE. A gente vez uma conta na Matrix e esse subsídio fica na segunda casa. Além disso, apenas 8% dos consumidores especiais são resultado de união de carga. Para ela, essa regra prejudica os consumidores que desejam migrar para o mercado livre visando reduzir despesas com energia elétrica. [1] 4 Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 28/07/2017).
ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (29 A 04/08) 31.07 Segunda-Feira às 10h Lista da 30ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2017. Pedido de Reconsideração interposto pelas empresas Cemig Geração e Transmissão S.A. Cemig-GT, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Chesf, DME Energética S.A. DMEE, Furnas Centrais Elétricas S.A. e Tijoá Participações e Investimentos S.A. em face da Resolução Homologatória nº 2.265/2017, que homologou as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei n 12.783/2013, e deu outras providências. 31.07 Segunda-Feira 9h Pauta da 28ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria Resultado da Audiência Pública nº 26/2017, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da minuta do Edital e respectivos Anexos do Leilão nº 1/2017, destinado à outorga de concessões de Usinas Hidrelétricas UHE de 2017, com a consequente alocação em Cotas de Garantia Física de Energia e de Potência, nos termos das Portarias do Ministério de Minas e Energia MME nº 123/2013 e nº 133/2017. 5 Reajuste Tarifário Anual de 2017 da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Escelsa, a vigorar a partir de 7 de agosto de 2017. Recurso Administrativo interposto pela Companhia Sul Paulista de Energia CPFL Sul Paulista em face do Auto de Infração nº 4/2016, lavrado pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo ARSESP, que aplicou penalidade de multa em decorrência de fiscalização da conformidade regulatória dos exercícios de 2010 a 2014. Recurso Administrativo interposto pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. em face de decisão proferida pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo ARSESP, referente a devolução de valores faturados a maior em virtude da classificação incorreta de unidade consumidora. Anuência à transferência do controle societário dos agentes setoriais controlados pela Elektro Holding S.A. e pela Neoenergia S.A.
CCEE: SEG 31.07 Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA da destinação de geração de empreendimento de autoprodução para o atendimento de unidades consumidoras próprias ou equiparadas jul/17 (M-1du) Data limite para disponibilizar os Relatórios do Processamento da Contabilização jun/17 (MS+21du) TER 01.08 Data limite para certificação e divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP jun/17 (MS+22du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades jul/17 (MS+22du) Pós-Liquidação e Certificação de pós-liquidação de energia de reserva jun/17 (Y+9du) Certificação de pós-liquidação do MCSD jun/17 (X+5du) Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) jul/17 (1 du) 6 QUA 02.08 RRV final. Certificação dos dados e resultados do Reajuste da Receita de Venda jun/17 (10 de MSS - 6du) QUI 03.08 Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras jun/17 (MS+24du) Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE jul/17 (MS+3du até as 10h00) SEX 04.08 Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas de fonte biomassa jun/17 (X+2du) Início do período de solicitação de ajustes no SCDE jul/17 (MS+4du) Revisão do CVU PMO. Certificação da revisão do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação ago/17 (M+4du) 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.