AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 10 a 16/02/2018 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande. A bacia do rio São Francisco apresentou pancadas de chuva no início da semana, e o Tocantins no decorrer da mesma. Prevê-se, para o início da semana de 17 a 23/02/2018, pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba, além de pontos isolados do rio São Francisco. No final da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu, com a manutenção da condição de precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A previsão para a bacia do rio Tocantins é de pancadas de chuva no decorrer da semana. No dia 12/02/2018 ocorreu a abertura do vertedouro da UHE Tucuruí, iniciando-se o período de vertimento na referida UHE no ano de 2018. Nesta Revisão 3 do PMO Fevereiro/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 17/02 a 23/02/2018. A atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro- Oeste no início da próxima semana ocasiona pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do São Francisco. No final da semana uma nova frente fria associada a um sistema de baixa pressão avança pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e mantendo a condição de precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste (Figura 1). A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva no decorrer da semana. 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. Figura 1 4ª Semana de fevereiro/2018 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 e Nordeste, próximo da média histórica para o subsistema Sul e acima da média histórica para o subsistema Norte. 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 PLD para o período entre 17 e 23 de fevereiro registra alta de 24% no Sudeste/Centro-Oeste, principal submercado do Sistema, ao passar de R$ 170,45/MWh para R$ 210,79/MWh. No Sul (+24%) e no Nordeste (+10%), os preços para a próxima semana estão fixados em R$ 214,37/MWh e R$ 184,27/MWh, respectivamente. Já no Norte, o PLD permanece no valor mínimo de R$ 40,16/MWh estabelecido para 2018. Os preços do submercado Norte seguem descolados 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, o que explica a diferença entre os demais preços. Já a diferença entre o preço do Sudeste e do Sul se deve às perdas elétricas na interligação entre estes submercados. A previsão de afluências para o Sistema Interligado Nacional SIN, em fevereiro, passa de 83% para 81% da Média de Longo Termo MLT com ENAs esperadas em 82% da média no Sudeste, 98% no Sul, 43% no Nordeste e em 107% da MLT no Norte Para os próximos sete dias, a expectativa de carga está cerca de 1.300 MWmédios superior à previsão da semana passada, permanecendo inalterada no Sul. As elevações são registradas no Sudeste (+1.100 MWmédios), Nordeste (+150 MWmédios) e Norte (+50 MWmédios). O nível dos reservatórios do SIN mantém a expectativa da última previsão, mas com variações entre os submercados. Há registro de elevação apenas no Norte (+1.320 MWmédios). Os níveis estão mais baixos no Sudeste (-815 MWmédios), no Sul (-400 MWmédios) e no Nordeste (+105 MWmédios). O fator de ajuste do MRE previsto para fevereiro foi revisto de 115,1% para 112,9% Os Encargos de Serviços do Sistema ESS esperados para o segundo mês do ano são de R$ 187 milhões, sendo R$ 74 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).
DESTAQUES DA SEMANA: MME dá largada para realização do leilão A-6 de 2018 Distribuidoras deverão apresentar as declarações de necessidade de compra de energia até 23 de fevereiro O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou as diretrizes para realização do leilão A-6. O certame visa a compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, com entrega a partir de 1º de janeiro de 2024. A Portaria nº44, publicada na última quarta-feira, 14 de fevereiro, no Diário Oficial da União (DOU), não aponta uma dada específica para a realização do leilão, porém, indica que a disputa deverá ser realizada entre maio e agosto de 2018. Os agentes de distribuição deverão apresentar as declarações de necessidade de compra de energia do A-6 até 23 de fevereiro. As declarações de necessidade, uma vez apresentadas pelos agentes de distribuição, serão consideradas irrevogáveis e irretratáveis e servirão para posterior celebração dos respectivos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, diz a portaria. A-4 O MME também já publicou as diretrizes para o leilão do tipo A-4, previsto para ser realizado no dia 4 de abril. Estão autorizados a participar do certame novos empreendimentos hidrelétricos de potência inferior ou igual a 50 MW, PCHs, CGHs e ampliação de UHEs existentes na categoria produto por quantidade, com início de suprimento em 1 de janeiro de 2022 e término em 31 de dezembro de 2051. Há ainda três produtos por disponibilidade: solar, eólica e termoelétrica biomassa, cujo encerramento do contrato será em 31 de dezembro de 2041. [1] Proposta de modelo reflete discussão com o setor elétrico Dirigentes de associações lembram que as mudanças propostas foram discutidas com o mercado, mas destacam a possibilidade de aperfeiçoamentos Parte das associações empresariais do setor elétrico ainda não avaliou com profundidade a proposta de reestruturação do modelo que o Ministério de Minas e Energia enviou na semana passada à Casa Civil. Para dirigentes de algumas delas, ouvidos pela Agência CanalEnergia, o projeto reflete as discussões do MME com o setor, dentro da consulta pública 33. Em linhas gerais [a proposta] está bem aderente com o que foi proposto e, inclusive, aderente com o que foi sugerido [pelo mercado], afirma a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica, Élbia Gannoum. Ela conta que algumas sugestões da Abeeólica foram bem acolhidas, como a questão do arrendamento de terras por estrangeiros, a redução dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd) a partir de 2021 e a valorização do atributo ambiental na discussão dos atributos das fontes. Para o presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia, Mário Menel, a discussão dos temas tratados na proposta do ministério foi a mais transparente e democrática possível, porque deu oportunidade a todos os segmentos do setor, tanto na formatação quanto na discussão da proposta. Ele lembra que a consulta pública recebeu mais de 4 mil páginas de contribuição, o que dá transparência ao processo. Em princípio, tudo o que a gente colocou basicamente está contemplado. Temos que ver o que é de nosso interesse ou contrário a ele, e vamos batalhar no Legislativo, afirma Menel. Caso alguma questão indesejada prevaleça na aprovação pelo Congresso, lembra o dirigente, a associação ainda pode voltar ao MME para sugerir um eventual veto presidencial. Menel considera importante a abertura de mercado, e lembra que o mundo todo passa por essa transformação. Ele diz que é necessário trabalhar tanto do lado da oferta quando o lado da demanda de energia e, para isso, será preciso substituir o preço semanal pelo preço horário, iniciativa que será testada em um projeto piloto no segundo semestre desse ano para aplicação a partir de janeiro de 2019. O dirigente da associação também defende a alocação correta de riscos e custo e diz que um grande bloco da proposta do ministério trata de ações que vão permitir a melhoria do ambiente de negócios. Mas ainda há coisas a serem aprimoradas. A Abiape avalia a solução dada para o GSF, que reflete o déficit de geração das usinas hidrelétricas, e não descarta a possibilidade de apresentar emenda durante o processo legislativo. A avaliação é de que ao sugerir a retirada do GSF de situações que não caracterizam risco hidrológico como a antecipação da garantia física das usinas de Jirau, Santo Antônio e Belo Monte e o atraso de obras de transmissão o governo não aponta uma solução que sinalize para a frente. 3
O presidente da Associação Brasileira das Geradoras de Energia, Flavio Neiva, também avalia que a proposta reflete o que foi discutido na CP 33. Vemos isso como uma modificação do ambiente do mercado de energia elétrica, afirma Neiva. O executivo revela, porém, algumas preocupações. A primeira é a solução proposta para o GSF, que não resolve questões estruturais e insiste em não considerar o impacto importante para os geradores da energia de reserva. Ele lembra ainda que o Mecanismo de Realocação de Energia vem sofrendo impactos da mudança da matriz elétrica com a introdução de fontes como a eólica e a solar, e exige mudanças, mas o projeto faz uma abordagem muito superficial da matéria. Outros pontos que devem trazer impactos negativos, em sua opinião, são o fim da obrigação de contratação de energia pelas distribuidoras para o mercado regulado e a separação de lastro e energia, que também afeta a financiabilidade dos projetos. O lado positivo da questão do lastro e da energia é que serão considerados os atributos de cada fonte, diz. Isso é bom, mas, por outro lado, você tem dificuldade de recursos de longo prazo. O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livre, Edvaldo Santana, afirma que o modelo consolidado pelo MME agrega contribuições resultantes da consulta, mas é tímido em relação às possibilidades de mudanças. Eu esperava um pouco mais de ousadia. Quem faz a descotização, que significa dar um cavalo de pau na MP 579, poderia ser mais ousado em outras coisas. Mas, de qualquer maneira, a direção está correta. E reflete, sim, o resultado da CP 33, diz. Um exemplo de que o governo poderia ir mais longe, segundo Santana, é a abertura do mercado, que poderia ser mais acelerada. Em relação ao GSF, ele considera que a questão foi bem tratada, mas levanta dúvidas se a proposta vai mesmo ao Congresso, já que ela depende de aprovação pela Casa Civil. Se tivesse que ir, teria ido [na MP 814]. E, agora, fica mais difícil, porque outra liminar de uma associação grande [a Apine dos produtores independentes] caiu. Fica cada vez mais sem sentido [para o governo propor uma solução que não seja a de obrigar os geradores a pagar os débitos do risco hidrológico]. A pressão está diminuindo. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 16/02/2018). 4
AGENDA DESTA SEMANA (17/02 A 23/02) ANEEL: 19.02 Segunda-Feira às 10h - Lista da 7ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Recálculo dos valores de prêmio de repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica de que trata o 6º do Art. 4º da Resolução Normativa nº 684/2015. Requerimento Administrativo interposto pela Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista Cteep, com vistas à não aplicação de desconto da Parcela Variável por Indisponibilidade PVI pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. Recurso Administrativo interposto pela Companhia Piratininga de Força e Luz CPFL Piratininga em face do Auto de Infração nº 25/2016, lavrado pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo ARSESP, que aplicou penalidade de multa e advertência em decorrência do descumprimento de dispositivos legais relacionados aos indicadores de continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica, referentes ao exercício de 2015. Recurso Administrativo interposto pela Pirapora Energia S.A. - Pesa em face do Auto de Infração nº 3/2017, 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 da Pequena Central Hidrelétrica PCH Pirapora Pedidos de Reconsideração interpostos pela Companhia Hidroelétrica do São Francisco Chesf e pela Copel Geração e Transmissão S.A. Copel-GT em face da Resolução Autorizativa nº 6.845/2018, que autorizou as Recorrentes a implantarem reforços em instalações de transmissão sob sua responsabilidade. Alteração do Cronograma de implantação da Usina Termelétrica - UTE Mauá 3, outorgada à Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A., localizada no município de Manaus, estado do Amazonas. 20.02 Terça-Feira às 9h Pauta da 4ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018 Homologação do resultado e adjudicação do objeto do Leilão de Transmissão nº 2/2017-ANEEL, destinado à contratação de concessões para a prestação de serviços públicos de transmissão de energia elétrica. Rescisão dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEARs referentes às Pequenas Centrais Hidrelétricas PCHs Quartel I, II e III, de titularidades das empresas Quartel Um Energética S.A., Quartel Dois Energética S.A. e Quartel Três Energética S.A., respectivamente, em virtude da revogação das outorgas. Recurso Administrativo interposto pela Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Chesf em face do Auto de Infração nº 21/2017, lavrado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade SFE, que aplicou a penalidade de multa em decorrência das perturbações ocorridas nos dias 6 e 7 de março de 2015 e 10 de junho de 2015, que provocaram desligamentos parciais das cargas do sistema elétrico da região de Fortaleza, estado do Ceará. Recurso Administrativo interposto pela Parque Eólico Laranjeiras I S.A. em face do Auto de Infração nº 65/2017, lavrado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração SFG, que aplicou a penalidade de multa pelo descumprimento ao cronograma de implantação da Central Geradora Eólica EOL Laranjeiras I. Recurso Administrativo interposto pela Parque Eólico Laranjeiras II S.A. em face do Auto de Infração nº 66/2017, lavrado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração SFG, que aplicou a penalidade de multa pelo descumprimento ao cronograma de implantação da Central Geradora Eólica EOL Laranjeiras II. 5
CCEE: SEG 19.02 Liquidação Financeira do Regime de Cotas de Garantia Física jan/18 (MS+12du (W)) CVU PMO. Certificação dos dados e resultados do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação mar/18 (MA+17) Data limite para disponibilizar a Memória de Cálculo das Garantias Financeiras jan/18 (MS+12du) Data limite para divulgação dos valores de garantias financeiras a serem aportados jan/18 (MS+12du) Data limite para divulgação dos resultados dos ajustes de cessão de CCEAL aos agentes jan/18 (MS+12du) TER 20.02 Data limite para realização de Reunião do CAd para aprovação de adesão para o mês de referência "M" (caso existam processos aptos para aprovação) fev/18 (M-8du) (Atividade postergada por causa do Carnaval) Débito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva jan/18 (Y) Data limite para divulgação dos Relatórios de Desconto da TUSD/TUST dez/17 (MS+35du) Data limite para divulgação da Apuração de Penalidades de Energia dez/17 (MS+35du) 6 QUA 21.02 Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira de Angra I e II jan/18 (Z+3du) Data limite para divulgação dos relatórios de processamento do MCSD de Energia Existente, conforme modalidade(s) processada(s) fev/18 (M+14du) Data limite para validação da modulação ex-ante dos montantes de energia contratados para os CBRs celebrados entre empresas do mesmo grupo econômico mar/18 (Antes do PMO) Data limite para informar os percentuais de alocação de geração própria para as unidades consumidoras jan/18 (MS-6du) Crédito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva jan/18 (Y+1du) QUI 22.02 CONER. Certificação do demonstrativo das receitas e despesas da conta de Energia de Reserva (jan/18) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira de Cotas de Garantia Física jan/18 (W+3du) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira da Energia de Reserva jan/18 (Y+2du) Data limite para divulgação do valor do prêmio de risco hidrológico a ser aportado (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) fev/18 (Até 5 dias antes da data prevista para o pagamento do prêmio) Data limite para o aporte das garantias financeiras (exceto para agentes de distribuição) jan/18 (MS+15du) SEX 23.02 Data limite para envio da cópia física autenticada dos CCEALs para fins de recomposição de lastro de usinas em atraso jan/18 (Recebimento e protocolo na CCEE até 10du após a data limite para registro do CCEAL) 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.