AGENDA SEMANAL. 3ª Semana de Fevereiro/2017 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL 3ª Semana de Fevereiro/2017 RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 04 a 10/02/2017 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranaíba, Tocantins e São Francisco. Nas demais bacias hidrográficas do SIN ocorreu chuva fraca. No início da semana de 11 a 17/02/2017 a precipitação deve permanecer nas bacias dos rios Tocantins e São Francisco, e atingir as bacias hidrográficas da região Sul no decorrer da semana. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana passada, prevê-se para esta semana operativa, redução nas afluências dos subsistemas Sudeste e Nordeste, e aumento nas afluências dos subsistemas Sul e Norte. A previsão para as afluências médias mensais do mês de fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul que apresentação previsão de afluências próximas desta média. A tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de fevereiro. 1 Figura 1 Fevereiro/ ENAs previstas 11/02 a 17/02/2017 Mês de Fevereiro Subsistema MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Tabela 1 Na revisão 2 do PMO de Fevereiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 94,58/MWh para R$ 103,09/MWh, do subsistema Norte passou de R$ 84,48/MWh para R$ 102,16/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 176,69/MWh para R$ 165,51/MWh. Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 104,01 104,01 168,79 104,01 Média 104,01 104,01 168,79 104,01 Leve 101,49 101,49 159,77 98,92 Média Semanal 103,09 103,09 165,51 102,16 Tabela 2

2 ANÁLISE PLD: O PLD para o período entre 11 e 17 de fevereiro caiu 7% no Nordeste ao passar de R$ 171,33/MWh para R$ 159,77/MWh. Já o preço no Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte foi fixado em R$ 120,97/MWh, aumento de 8% frente ao valor da última semana. Os limites de intercâmbio referentes ao recebimento de energia do Nordeste são atingidos, fazendo com que os preços deste submercado fiquem descolados em relação aos demais. A redução do PLD no Nordeste foi causada pela queda na cotação do combustível utilizado na usina térmica UTE Porto do Pecém 1, cujo CVU é base para cálculo do preço no submercado (usina térmica marginal). 2 As afluências esperadas no Sistema devem cair de 74% para 72% da Média de Longo Termo MLT, acima da média histórica para o mês apenas no Sul (107%) e abaixo nos submercados Sudeste (80%), Nordeste (31%) e Norte (55%). A expectativa de carga para a próxima semana está 100 MWmédios maior quando comparada à previsão da última semana com elevação apenas no Norte. Não houve alterações da carga nas demais regiões. Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram aproximadamente 650 MWmédios acima do esperado, com elevações no Sudeste (+410 MWmédios), Nordeste (+570 MWmédios) e Norte (+90 MWmédios), enquanto o volume de energia no Sul teve redução de 420 MWmédios. PLD Preços válidos de: 11/02/2017 a 17/02/2017 SE/CO S NE N Pesada 122,27 122,27 159,77 122,27 Media 122,27 122,27 159,77 122,27 Leve 118,69 118,69 159,77 118,69 PLD Médio 120,97 120,97 159,77 120,97 Valores em R$/MWh 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: MME oficializa mudança dos parâmetros do CVaR Novos valores entram em vigor a partir de maio, mas já serão usados para o planejamento da expansão O Ministério de Minas e Energia oficializou nesta quinta-feira, 9 de fevereiro, os novos parâmetros do CVaR. Por meio da Portaria no. 41/2017, publicada na edição do Diário Oficial da União, os novos valores ficaram em 50% para o alfa e 40% para o lâmbda. Conforme o planejado, esses novos indicadores farão parte dos parâmetros de aversão ao risco na cadeia de modelos computacionais de suporte ao planejamento e à programação da operação e formação de preços. E passarão a vigorar para a primeira semana operativa do mês de maio. Na portaria ainda está a determinação de que a Agência Nacional de Energia Elétrica adote as providências para a sua implantação e que esses novos parâmetros deverão ser adotados a partir de agora para efeitos no planejamento da expansão. [1] 3 ACL: expansão da oferta pode estar próxima de uma solução Abraceel abriu chamada pública entre seus associados para aplicar modelo de financiamento desenvolvido junto ao BNDES Um dos maiores problemas que tem inviabilizado a expansão da geração para atendimento do mercado livre, o financiamento de projetos, pode estar próximo de uma solução. Esse novo caminho seria um novo modelo de financiamento junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social composto de duas partes. A primeira seria a proposta original da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia que prevê a apresentação de um PPA inicial de três a cinco anos após a operação comercial e os recebíveis rolantes. E em adição um pool de comercializadoras entraria com um PPA de suporte pelo período restante do financiamento, que deve cobrir o Índice de cobertura do serviço da dívida. De acordo com o presidente executivo da Abraceel, Reginaldo Medeiros, os termos ainda preveem, eventualmente, a exigência de garantias adicionais e a formação de uma conta reserva especial. Em sua avaliação esse novo modelo que já foi discutido com a atual diretoria da instituição financeira poderá representar um avanço para o mercado livre, uma vez provada a sua viabilidade operacional para os projetos de energia incentivada destinados ao ambiente livre de contratação. Essa proposta foi desenvolvida com a PSR há três anos, considerando que os investidores não conseguem contratos de 30 anos no mercado livre, como existe no ACR. Depois de oito reuniões com o BNDES chegamos a esse modelo final e no momento estamos trabalhando na busca por projetos para aplicar essa nova modalidade de financiamento que está sendo criada, comentou o executivo. Para isso, abrimos uma chamada de projetos entre nossos associados para verificarmos a factibilidade do modelo e, confirmando sua possibilidade, teremos uma nova linha para fontes renováveis, cuja energia deverá ser destinada ao mercado livre. Acredito que estamos próximos a uma solução, revelou. Medeiros lembrou que a associação não terá participação nesse processo de aprovação de crédito por parte do BNDES. Todas as responsabilidades serão das partes privadas que estarão envolvidas nesse processo. Os detalhes, garantias financeiras entre outras partes específicas, não terão parte da Abraceel que trabalhou para apresentar a proposta ao banco federal. A nova linha poderá ser aplicada a todas as fontes renováveis que possuem presença no Brasil. Contudo, comentou o executivo, a perspectiva inicial é de que os primeiros contratos envolvam as fontes biomassa e PCHs. A primeira, inclusive, tem cerca de 60% de sua produção destinada ao ACL. Esse foi um dos temas apresentados pela entidade em reunião com o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Augusto Barroso, no início do ano, reportou Medeiros. O representante do planejamento do setor elétrico brasileiro, destacou a entidade, demonstrou bastante interesse pelas propostas da Abraceel para o financiamento dos projetos no mercado livre. Outro ponto foi a participação da demanda do ACL nos leilões de energia nova, que estão em análise pela equipe da EPE. Um outro tema de destaque foi a perspectiva de regulamentação da venda de excedentes contratuais das distribuidoras para o ACL via leilão do produto energia incentivada. Uma das possibilidades é a venda de contratos de energia especial, o

4 que permitiria ampliar a oferta de lastro desse tipo de produto para o mercado livre. Ainda no encontro, contou o presidente executivo da entidade, aproveitou-se para reforçar a ampliação do ACL convencional com a redução do limite de migração de 3 MW para 500 kw, o que ajudaria a atribuir maior equilíbrio entre os dois submercados que hoje encontram-se com preços bastante diferentes, como revelou reportagem da Agência CanalEnergia, sobre o nível recorde de spread para a fonte incentivada, que no primeiro quadrimestre do ano está em cerca de R$ 70/MWh ante um nível histórico de R$ 20 a R$ 25/MWh quando comparado ao preço da energia convencional. Todos os pontos convergem para a questão central que é a ampliação do mercado livre. Existe a questão da separação de lastro e energia que ajudaria a assegurar expansão da oferta em um mercado em crescimento. E não podemos deixar de lembrar que está em tramitação o projeto de portabilidade da conta de luz que leva a esse mesmo caminho, acrescentou Medeiros. [1] Governo apostará no mercado livre para reduzir custos com energia Medida é parte do esforço do governo para conter as despesas de funcionamento da máquina pública O ministro do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão Dyogo Oliveira, disse em entrevista coletiva a última quarta-feira, 8 de fevereiro, que o Governo Federal passará a comprar e consumir energia no mercado livre a partir de A medida é mais uma ação do governo para conter as despesas de funcionamento da máquina pública. Por permitir a livre negociação de preço direto com geradoras e comercializadoras, a energia no mercado livre pode garantir uma redução de até 20% nas faturas, diferente da energia entregue pela distribuidora, cujas tarifas são previamente fixadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica. Já iniciamos esse processo e teremos a conclusão em breve da reestruturação da maneira como o governo adquire energia elétrica. Passaremos a comprar energia elétrica semelhante aos grandes produtores e não mais no modelo de hoje, como se fôssemos pequenos consumidores individuais. Nossa expectativa é que isso dê uma redução de 20% na despesa com energia a partir da adoção desse modelo em relação ao que se tinha anteriormente, declarou o ministro. Em 2016, segundo Oliveira, os gastos de custeio administrativo do governo federal caíram para o menor patamar da série iniciada em Houve uma queda real de 2,6% de acordo, para R$ 35,254 bilhões, descontando a inflação. Houve reduções nas despesas com passagens (-20,5%), material de consumo (-7,2%), locação e conservação de bens imóveis (- 6,3%) e serviços de apoio (-5,8%) em comparação a Porém, os gastos com energia elétrica cresceram 5,6 % por conta do aumento das tarifas no período. Para reduzir esta despesa, será implantado, no segundo semestre de 2017, um modelo de compra de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL). Desta forma, a Administração Pública Federal poderá contratar diretamente junto aos fornecedores a compra da parcela referente à geração de energia, significativa no custo total. Parâmetros como preço, duração do contrato e quantidade de energia serão definidos no contrato. As parcelas de transmissão e distribuição continuarão vinculadas às concessionárias locais de distribuição de energia. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 10/02/2017). 4

5 ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (11 A 17/02) Segunda-feira às 10 h Lista da 6ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de Estabelecimento dos limites para os indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe, para o período 2018 a Terça-Feira às 9 h 4ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL Resultado da Audiência Pública nº 91/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras tarifárias e definição das faixas de acionamento e dos adicionais para o ano de Proposta de abertura de Audiência Pública, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta referente à Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe, a vigorar a partir de 29 de abril de 2017, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC, para o período de 2018 a

6 CCEE: SEG Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas de fonte biomassa - dez/16 (X+7du) Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE - jan/17 (MS+9du) Dados de medição disponíveis no SCDE que serão utilizados para contabilização - jan/17 (MS+9du) Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes - jan/17 (MS+9du) TER Data limite para alteração de alocação de geração própria no CliqCCEE para o mês seguinte e demais meses até o final do ano corrente - mar/17 (MA-10du) Data limite para divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du) Auditoria de recontabilizações (MS+10du) 6 QUA Sem evento QUI Data limite para divulgação dos valores de garantias financeiras a serem aportados - jan/17 (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) - fev/17 (M-8du) Certificação de pré-liquidação do MCSD - jan/17 (X-6du) Data limite para divulgação dos resultados dos ajustes de cessão de CCEAL aos agentes - jan/17 (MS+12du) SEX CVU PMO. Certificação dos dados e resultados do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação - mar/17 (MA+17) Data limite para divulgação dos Relatórios de Desconto da TUSD/TUST - dez/16 (MS+35du) Data limite para divulgação da Apuração de Penalidades de Energia - dez/16 (MS+35du) 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.