AGENDA SEMANAL. 2ª Semana de setembro/2017 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL 2ª Semana de setembro/2017 RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 26/08 a 01/09/2017 ocorreu precipitação de fraca intensidade na bacia do rio Jacuí e chuvisco em pontos isolados da bacia do rio Uruguai. Para a semana de 02 a 08/09/2017 prevê-se, apenas, chuva fraca na bacia do rio Jacuí. Nas demais bacias do SIN, deverá permanecer a atuação de um sistema de alta pressão, inibindo a ocorrência de precipitação. Neste PMO foi mantida sinalização de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 02 a 08/09/2017 (item 8), através das conversoras de Rivera e de 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. 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 Nordeste. Os subsistemas Norte e Sul 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. 1 Tabela 1 Nesta Revisão 1 do PMO de Setembro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas do SIN passou de R$ 445,86/MWh para R$ 489,85/MWh. Tabela 2 Figura 1

2 ANÁLISE PLD: O PLD para o período entre 2 e 8 de setembro subiu 10% ao passar de R$ 449,04/MWh para R$ 494,46/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. O preço segue equalizado em todos os submercados, uma vez que os limites de intercâmbio entre eles não foram atingidos em nenhum patamar de carga. Principal responsável pelo aumento do PLD, a previsão de afluências para o Sistema Interligado Nacional SIN foi revista de 80% para 70% da média histórica para setembro. As ENAs esperadas para o mês permanecem abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (84%), Sul (60%), Nordeste (32%) e Norte (57%). A expectativa de carga para a próxima semana está MWmédios mais baixa frente ao número da semana anterior, com reduções esperadas em todos os submercados, exceto no Sul (+60 MWmédios). As demais previsões de carga são: Sudeste (-980 MWmédios), Nordeste (-205 MWmédios) e Norte (-100 MWmédios). Os níveis dos reservatórios do Sistema estão cerca de MWmédios mais baixos na comparação com a última semana, fator que também impacta na alta do PLD. As reduções foram verificadas no Sudeste ( MWmédios) e no Sul (-485 MWmédios). No Nordeste (+105 MWmédios) e no Norte (+80 MWmédios) os níveis de energia armazenada estão mais altos. O fator de ajuste do MRE previsto para setembro foi revisto de 64,7% para 62,7%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 4,54 milhões para o período, valor integralmente relacionado 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).

3 DESTAQUES DA SEMANA: Geradores veem oportunidade de aumentar ganhos migrando para GD Aneel, porém, já estuda criar nova regra para impedir esse movimento dos agentes Pequenas centrais hidrelétricas em operação estão enxergando na modalidade de geração distribuída uma oportunidade para aumentar a rentabilidade de seus negócios. Essas usinas, classificadas como CGHs, estão descontratadas ou com contratos em fase final de fornecimento no mercado livre e, ao invés de renovar esses contratos comercializando energia a R$ 180/MWh, estão migrando para o modelo de geração distribuída, onde o benefício financeiro pode até dobrar. Contudo, esse movimento não está sendo bem visto pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que já estuda criar uma regra para barrar essa prática. A comercializadora Capitale Energia está realizando esse processo para seis CGHs, disse Guilherme Bolgenhagen, head de geração distribuída da companhia. Os agentes deixarão de ser classificados como produtores independentes de energia para se transformarem em minigeradores distribuídos. A gente mira um único consumidor de grande quantidade de consumo e enquadramos ele na modalidade de autoconsumo remoto. Esse consumidor assume a posse dessa unidade geradora, que passa a ser uma unidade de minigeração distribuída. Essa unidade começa a injetar energia na rede e lista uma série de unidades consumidoras que estão na mesma área de concessão para que essas demais unidades possam se beneficiar do crédito gerado pela usina na qual passou a ter posse. Segundo Bolgenhagen, além de conseguir uma rentabilidade melhor pela energia produzida, nessa modelo de negócio os contratos são de longo prazo, aumentando a previsibilidade da receita do gerador ao mesmo tempo que reduz risco. Para o consumidor que está na baixa tensão, é uma alternativa para economizar com energia. Na geração distribuída a gente já consegue estabelecer um contrato maior, e como a gente está falando de clientes que estão na baixa tensão, a tarifa é mais alta, então remuneração do gerador no longo prazo é maior, explicou o executivo, após participar nesta sexta-feira, 1º de setembro, de evento promovido pela Souto Correa Advogados, em São Paulo. Em março deste ano, disse Bolgenhagen, a Aneel editou um ofício explicando como poderia se dar esse processo de migração. Porém, três meses depois a agência abriu a consulta pública nº 37, a qual sugere vedar o aproveitamento de ativos existentes na modalidade de geração distribuída. A justificativa do regulador é que a regulamentação de GD visa incentivar a implantação de novos projetos. Os agentes acreditam que a Aneel manterá a regra atual pelo menos até 2019, quando está prevista uma revisão da resolução para GD. Não dá para mudar a regra o tempo inteiro. Isso começa a preocupar uma série de investidores, disse o especialista. Pela Resolução 678/2015, podem participar da geração distribuída centrais hidrelétricas com até 3 MW e demais fontes com até 5 MW. Atualmente existem unidades consumidoras com GD, sendo 99% desse mercado formado por sistemas fotovoltaicos. A capacidade instalada total no Brasil ultrapassa 150 MW, número considerado pequeno considerando o potencial de crescimento desse mercado. [1] 3 Vazões recuam e custo marginal de operação se aproxima de R$ 500/MWh Armazenamento nos reservatórios do Nordeste podem alcançar apenas 8,5% segundo projeção do ONS para o final de setembro A primeira revisão do Programa Mensal de Operação para o mês de setembro apresentou uma redução na previsão vazões para o final do mês em quase todos os submercados. A nova projeção apresentada nesta sexta-feira, 1º de setembro pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico mostra que a Energia Natural Afluente prevista para o Sudeste/Centro-Oeste é de 84% da média de longo termo ante previsão inicial de 88%. A maior retração de vazões ficou com o Sul onde a projeção inicial era de 83% e agora passou a uma expectativa de 60% da MLT. No Nordeste caiu de 36% para 32% da média histórica. No Norte está a única estabilidade ante a previsão inicial da semana passada, 57% da média histórica. A projeção de carga no mês recuou. O crescimento agora é menos da metade projetada. Esperava-se expansão de 2,4% e agora é de 1,1%. No SE/CO o indicador é de aumento de 0,3%, no Sul está em 5%, expansão de 4,2% no Norte e queda de 1,3% no NE. Em termos de nível de armazenamento de reservatórios é projetado que no SE/CO o nível alcançado fique em 27%, no Sul é de 51,1%, de apenas 8,5% no Nordeste e 36,6% no Norte.

4 O CMO continua equacionado em todo o país por não alcançar o limite de intercâmbio em nenhum submercado. O valor médio é de R$ 489,85/MWh, aumento de 9,8% ante a semana anterior. Os patamares de carga pesado e médio estão em R$ 496,95/MWh e o leve em R$ 480,61/MWh. Segundo o ONS, a previsão de ocorrência de precipitação apenas na bacia do rio Jacuí na semana de 02 a 08 de setembro conduziu à redução das vazões previstas para a próxima semana e para o fechamento do mês nos subsistemas SE/CO e Sul, refletindo em uma previsão mensal de ENA MW médios inferior ao projetado inicialmente. Assim, continuou o documento, nesta revisão 1 do PMO a previsão de vazões foi o parâmetro cuja atualização mais impactou na elevação observada do CMO. A geração térmica prevista está em MW médios. A maior parte desse volume está no SE/CO com MW médios. A modalidade mais elevada é dentro da Ordem de Mérito com MW médios, seguido por Inflexibilidade de MW médios e 38 MW médios por restrição elétrica. Em termos de meteorologia é esperado chuva fraca na bacia do rio Jacuí. Nas demais bacias do SIN, deverá permanecer a atuação de um sistema de alta pressão que inibe a ocorrência de precipitações. Neste PMO foi mantida sinalização de importação de energia vinda do Uruguai para a semana operativa que se inicia no sábado através das conversoras de Rivera e de Melo. Segundo o documento do ONS, serão 400 MW médios no patamar pesado e 500 MW médios no médio e leve. [1] 4 Leilões de Energia Nova A-4 e A-6 serão realizados nos dias 18 e 20 de dezembro Entrega de documentos para o A-4 vai até 27/09. Térmicas terão até o dia 22 para comprovar disponibilidade de combustível O Ministério de Minas e Energia publicou nesta segunda-feira, 4 de setembro, a portaria 353/2017, definindo a realização do Leilão de Energia Nova A-4 no dia 18 de dezembro e o Leilão de Energia Nova A-6 no dia 20 de dezembro. De acordo com a publicação, agora os empreendedores que quiserem participar do A-4 deverão entregar os documentos necessários até o dia 27 de setembro. Para os projetos termelétricos, a comprovação da disponibilidade do combustível deve ser entregue até o dia 22 de setembro. A portaria também diz que projetos de novas UHEs com capacidade acima de 50 MW deverão ter o mínimo de 30% para o mercado regulado. Já as distribuidoras terão até o dia 10 de novembro para apresentar as suas declarações com as demandas de energia para o certame, que após entregues serão consideradas irrevogáveis [1]. Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 04/09/2017).

5 ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (02 A 08/09) Segunda-Feira às 10h Lista da 35ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de Pedido de Reconsideração interposto pela Celesc Distribuição S.A. Celesc-DIS em face da Resolução Homologatória nº 2.286/2017, que homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2017, as Tarifas de Energia TEs e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição TUSDs referentes à Recorrente e deu outras providências Terça-Feira às 9h Pauta da 33ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica CEEE-GT, em face da Resolução Autorizativa nº 6.402/2017, que autorizou a Recorrente a implantar reforços em instalações de transmissão sob sua responsabilidade e estabeleceu os valores das parcelas da Receita Anual Permitida RAP. Estabelecimento de parcela adicional de Receita Anual Permitida RAP associada a operação e manutenção de instalações transferidas para Furnas Centrais Elétricas S.A. pela Transenergia São Paulo S.A. TSP, referente ao seccionamento da Linha de Transmissão Campinas Ibiúna, com 500 kv, na Subestação Itatiba. 5

6 CCEE: SEG TER QUA Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas de fonte biomassa jul/17 (X+2du) Pós-Liquidação e Certificação de pós-liquidação de energia de reserva jul/17 (Y+9du) Débito da Liquidação Financeira do MCP jul/17 (MS+26du) Data limite para o repasse dos créditos da Conta Bandeiras (somente às distribuidoras credoras) jul/17 (MS+26du) Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE ago/17 (MS+3du Até as 10h00) Crédito da Liquidação Financeira do MCP jul/17 (MS+27du) Início do período de solicitação de ajustes no SCDE ago/17 (MS+4du) Revisão do CVU PMO. Certificação da revisão do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação set/17 (M+4du) Pagamento de Penalidades ago/17 (LCmcp) 6 QUI Não há eventos neste dia SEX Disponibilização de boleto para pagamento da contribuição associativa set/17 (M+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.