AGENDA SEMANAL 1ª Semana de setembro/2017 RESUMO CLIMÁTICO: Em agosto/2017 ocorreram valores significativos de precipitação na região Sul, no Mato Grosso do Sul, no Paraná e em São Paulo. Assim, as bacias hidrográficas dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Tietê, e a calha principal do rio Paraná, apresentaram anomalia positiva de precipitação neste mês. Para a semana de 26/08 a 01/09/2017 prevê-se precipitação de fraca intensidade nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. A representação das vazões defluentes de Sobradinho e Xingó nos estudos de planejamento e programação da operação do SIN passou a considerar, a partir da revisão 3 do PMO de agosto de 2017, o valor de 600 m³/s, na forma estabelecida nas recomendações da Nota Técnica ONS nº 038/2017. Esta medida decorre da caracterização de conclusão da etapa de testes com a vazão defluente de 600 m³/s, realizada desde o mês de maio de 2017, em razão da Autorização Especial nº 12/2017, emitida pelo IBAMA, para a realização de novos testes para a redução da vazão defluente até o valor de 550 m³/s. Neste PMO foi mantida sinalização de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 26/08 a 01/09/2017, 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. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a próxima semana, prevê-se, para a próxima semana em curso, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Os subsistemas Norte e Nordeste não apresentam variação significativa entre os valores estimados e previstos. A previsão mensal para setembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. Tabela 1 Neste PMO de Setembro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas do SIN passou de R$ 505,86/MWh para R$ 445,86/MWh. 1 Tabela 2 Figura 1
ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças para o período entre 26 de agosto e 1º de setembro caiu 11% ao passar de R$ 505,61/MWh para R$ 449,04/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. O preço permanece equalizado em todos os submercados, uma vez que os limites de intercâmbio entre eles não foram atingidos em nenhum patamar de carga. Em agosto, a previsão de afluências para o Sistema Interligado Nacional deve fechar em 70% da Média de Longo Termo, abaixo da média para todos os submercados. Para setembro, a expectativa é de ENAs em 80% da MLT, aumento que impacta diretamente na redução do PLD. A carga esperada para a próxima semana está 80 MW med mais alta com pequenos aumentos esperados em todos os submercados com exceção do Sudeste, cuja estimativa é praticamente a mesma que a anterior. A partir de setembro, serão considerados os dados provenientes da segunda revisão quadrimestral do planejamento anual da operação energética, com destaque para a revisão dos dados da carga que apresentou uma redução média em torno de 380 MW med para os próximos anos, de 2018 a 2021. Já para os últimos meses de 2017, a redução média está em aproximadamente 370 MW med. Os níveis dos reservatórios do Sistema estão cerca de 1.110 MW med mais altos frente à previsão da semana anterior, também contribuindo para a redução do PLD. A elevação foi verificada em todos os submercados: Sudeste, com mais 815 MW med, Sul, com aumento de 120 MW med, Nordeste, com mais 105 MW med e Norte, que cresceu em 70 MW med. O fator de ajuste do MRE previsto para agosto é de 61% e o índice para setembro é de 64,7%. Os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 14,3 milhões para agosto, valor integralmente relacionado à restrição operativa. Em setembro, o ESS previsto é de R$ 7,35 milhões, também referente à restrição operativa. 2 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: Bandeira tarifária de setembro será amarela, informa Aneel Chuvas no Sul e Sudeste e maior geração eólica no Nordeste contribuíram para a redução do patamar A bandeira tarifária vai passar de vermelha patamar 1 em agosto para amarela em setembro. A explicação para a mudança no auge do período seco é uma conjunção de fatores, que vai desde as chuvas que caíram no Sul e no Sudeste no mês passado à ampliação da geração eólica no Nordeste, que tem atendido boa parte da carga da região. Foi feita ainda uma revisão que reduziu a previsão de carga do sistema, que trouxe uma pequena redução no consumo. Este mês, o consumidor pagou uma taxa extra nas contas de luz de R$ 3 a cada 100kWh consumidos. Esse valor cairá no mês que vem para R$ 2 a cada 100 kwh. O anúncio da bandeira de setembro será publicado pela Agência Nacional de Energia Elétrica nesta sexta-feira, 25 de agosto. [1] 3 MCP: Aneel prepara mudanças para retirar incentivos à judicialização Proposta deverá ser colocada em audiência pública e a expectativa é de que as ações migrem da CCEE e Aneel para os agentes devedores A Agência Nacional de Energia Elétrica deverá colocar lançar uma audiência pública em até três semanas para alterar os mecanismos de rateio da inadimplência no mercado de curto prazo. A meta é de, em duas frentes, retirar os incentivos de agentes em recorrer à judicialização para essas operações e que atualmente conta com um passivo de R$ 2,1 bilhões em aberto. Segundo o diretor Tiago Correia, relator do processo, não serão dois grandes movimentos, mas que podem ajudar na solução da busca pela justiça nas questões do rateio da inadimplência. Em sua leitura essas mudanças deverão retirar os incentivos que existem hoje para os agentes que recorrem ao Poder Judiciário. São dois movimentos, o primeiro é equalizar o pagamento de juros e multa para qualquer hipótese de inadimplência, a pura e aquela derivada de decisão judicial. Se o agente perder no mérito pagará o mesmo juro e multa, com isso queremos retirar os incentivos à judicialização., disse o diretor. O segundo é o de retirar mês a mês o bloco de não pagamentos e travar bilateralmente esses valores. Assim um agente novo por exemplo que pensa em aderir a ACL com um passivo bilionário pode entrar no mercado sem precisar já entrar protegido desse passivo judicialmente, pois se ele adere pode já no primeiro mês receber parte daquilo que está em aberto, explicou Tiago após sua participação no IV Simpósio Nacional de Regulação, Economia e Mercado de Energia Elétrica (Sinrem), promovido pela Cigré-Brasil. O executivo destacou que essa audiência pública deverá durar cerca de 45 dias. E nas propostas que serão colocadas ao mercado uma das consequências esperadas é de que os agentes possam conhecer quem são os inadimplentes no mercado e isso poderá incentivar credores a buscar a justiça para receber esses valores daqueles agentes em débito com o MCP. Assim, a perspectiva é de que as ações migrem da CCEE e Aneel que atualmente são as partes acionadas. Não esperamos destravar o mercado com isso, mas acredito que é um grande incentivo para resolver a judicialização no mercado de curto prazo, afirmou Correia. [1] Setor elétrico aprova a proposta de privatização da Eletrobras Para dirigentes de associações, transferência para o setor privado acaba com ingerência política que afetou a saúde financeira da empresa ao longo dos anos Como era esperado, não apenas o mercado financeiro, mas o setor elétrico recebeu bem a decisão do governo de privatizar a Eletrobras. No geral, a interpretação de lideranças empresariais ouvidas pela Agência CanalEnergia é de que a redução da participação do Estado na empresa vai ser benéfica, por trazer maior eficiência e evitar a interferência política que tem prejudicado o desempenho da estatal ao longo do tempo.
A impressão que eu estou tendo é que aparentemente é uma boa ideia realmente. É uma ideia interessante, avalia o presidente da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas, Xisto Vieira Filho. Ele diz que a transferência do controle da estatal vem ao encontro da modernização do setor, na proporção em que mais agentes privados deverão gerenciar ativos extremamente importantes para o Sistema Interligado Nacional. Algumas questões terão de ser tratadas no detalhamento do modelo de privatização. A proposta que o Comitê Executivo do Programa de Parcerias em Investimentos deve aprovar nesta quarta-feira, 23 de agosto, indica, por exemplo, a exclusão das usinas nucleares de Angra e da hidrelétrica binacional de Itaipu do processo. Xisto Vieira destaca que os papéis principais do governo no setor elétrico devem ser o planejamento de longo e médio prazos, apoiado por pesquisa e desenvolvimento, e a parte de regulação. É um negócio importante manter essas duas posições como posições de governo, e o resto deixa a iniciativa privada tocar, diz. A leitura é reforçada pelo presidente da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica, Mário Miranda, para quem a privatização é um grande sinal, porque o efeito da politização da Eletrobras só fez a empresa perder valor. Quando o governo cede sua participação e chama a iniciativa privada, ele tem de chamar com segurança, sobretudo, e tem que demonstrar que é um parceiro empresarial, e não um parceiro com vertente política, afirma Miranda. Para o presidente da Abrate, a proposta do governo traduz a busca da sustentação para uma empresa que teve seu valor de mercado afetado ao longo do tempo pela falta de visão empresarial. Não tenho os números, mas a perda de valor da Eletrobras [com a quebra de receita provocada pela Medida Provisória 579] foi muito rigorosa, afirma o executivo. Ele lembra também que ao ser obrigada a assumir nos anos 1990 as distribuidoras das regiões Norte e Nordeste, uma atividade que nunca foi a vocação dela, a estatal perdeu fôlego realizar investimentos. Alexei Vivan, presidente da Associação Brasileira das Companhias de Energia Elétrica, diz que a notícia foi surpreendente e inesperada, mas concorda com a avaliação do governo de que a Eletrobras não tem mais condições de continuar aportando recursos em suas subsidiárias. Para o executivo, a decisão é uma medida extrema, mas necessária, diante da situação em que a empresa se encontra, e da própria situação de caixa do governo. É muito mais uma constatação da realidade, um ato corajoso de admitir a necessidade de vender o controle para que a empresa continue existindo e tendo e importância que tem, afirma o executivo. Ele atribui à MP 579 um papel importante na solução proposta agora pelo governo, por ter tirado bilhões de reais do valor da empresa a partir de 2012, e afetado a geração de caixa da Eletrobras na mesma proporção. O presidente da Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia, Mário Menel, disse que vê com excelentes olhos a privatização, que considera boa para o setor e a sociedade por assegurar o papel estratégico da Eletrobras. Há muitos pontos a serem detalhados, como, por exemplo, como vai ser feita a retirada da energia de 14 usinas hidrelétricas do sistema de cotas para o mercado regulado, e com será a apropriação pelas empresas Eletrobras de um parte dos recursos resultantes disso. Para aumentar o valor da empresa você tem que resolver o GSF (fator que reflete o déficit de geração das usinas) e a descotização, dois problemas que afetam bastante o valor de mercado da Eletrobras. No primeiro momento, prevê o executivo, o consumidor perde com isso, porque não há mágica a fazer. Ele compra energia a R$ 60/MWh mais o risco hidrológico, e vai passar a comprar a R$ 180, R$ 190/MWh, o que daria os 7% de impacto nas tarifas previsto. Aí é que o governo vai ter que balancear isso, para incluir alguma coisa na Conta de Desenvolvimento Energético e amortizar o impacto tarifário. O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Edvaldo Santana, classifica o anúncio do governo como uma das melhores notícias dos últimos tempos. Santana destaca que ainda não se sabe os detalhes de como vai ser a retirada de energia do sistema de cotas. Em princípio, a gente está entendendo, da análise das notas do próprio governo, que o dinheiro vai todo para o Tesouro. Se for assim, a gente acha que a privatização é uma ótima notícia, mas o efeito imediato é o aumento de tarifas. A sugestão da indústria na consulta pública do MME sobre o modelo do setor elétrico é de que a descotização seja revertida integralmente para o consumidor. Ao mesmo tempo em que aponta alguma incerteza, com relação à modelagem de venda, o executivo da Abrace acredita que o detalhamento não vai demorar muito. Para a gente eles não poderiam dizer o que já esta feito, mas ninguém faria o que eles fizeram ontem sem que tudo isso já não estivesse pronto, afirma Edvaldo. Ele cita como um indicativo o fato 4
relevante e a nota publicada pelo Ministério de Minas e Energia na noite de segunda-feira, 21 de agosto, nos quais o governo anunciou a privatização e deu algumas indicações de como será o processo. Para o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Leite, a Eletrobras privatizada ficará livre das amarras de uma empresa estatal e poderá, com isso, ser mais eficiente. O resultado será a redução na tarifa no médio e longo prazos. Eu acho que a sociedade vai acabar ganhando com isso. Leite prevê que no primeiro momento haverá necessidade de investimentos, mas o setor privado terá capacidade de captar recursos a taxas menores que uma empresa pública. Para garantir o equilíbrio da empresa, esses investimentos terão de ser compensados nas tarifas [1]. Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 28/08/2017). 5
ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (26 A 01/09) 28.08 Segunda-Feira às 10h Lista da 34ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2017. Solicitação de adiamento da vigência da Tarifa Branca. 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, que considerou procedente o pleito apresentado por Newcitiflat Executive e Residence Service. 29.08 Terça-Feira às 9h Pauta da 32ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para a elaboração da Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2018-2019. Pedido de Reconsideração interposto pela Copel Distribuição S.A. Copel-Dis em face do Despacho nº 3.959/2015, que determinou ao Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS efetuar a cobrança das Parcelas de Ineficiência por Sobrecontratação PIS apuradas no período de 2011 a 2014. Pedido de Reconsideração interposto pelas Companhia Energética de Pernambuco CELPE em face do Despacho nº 3.959/2015, que determinou ao Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS efetuar a cobrança das Parcelas de Ineficiência por Sobrecontratação PIS apuradas no período de 2011 a 2014. 6
CCEE: SEG 28.08 TER 29.08 Data limite para pagamento da contribuição associativa ago/17 (M+20du) Mecanismo de Descontratação de Energia de Reserva Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do MCSD jul/17 (X+2du) Data limite para disponibilizar os Relatórios do Processamento da Contabilização jul/17 (MS+21du) Data limite para divulgação dos valores a liquidar das cessões do MCSD ago/17 (X+2du) QUA 30.08 Data limite para certificação e divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP jul/17 (MS+22du) Data limite para divulgação do resultado da alocação de geração própria jul/17 (MS-2du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades ago/17 (MS+22du) 7 QUI 31.08 RRV final. Certificação dos dados e resultados do Reajuste da Receita de Venda jul/17 (10 de MSS - 6du) Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA da destinação de geração de empreendimento de autoprodução para o atendimento de unidades consumidoras próprias ou equiparadas ago/17 (M-1du) Data limite para divulgação dos valores de cada processamento do Fator de Disponibilidade Anual e de cada processamento do Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas (Último du de agosto) SEX 01.09 Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) ago/17 (1 du) Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras jul/17 (MS+24du) Certificação de pós-liquidação do MCSD jul/17 (X+5du) 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.