AGENDA SEMANAL. 1ª Semana de Julho/2017 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL 1ª Semana de Julho/2017 RESUMO CLIMÁTICO: Na primeira quinzena de junho/2017 ocorreram totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema. Já na segunda quinzena do mês, a atuação de um sistema de alta pressão dificultou a ocorrência de precipitação nas bacias hidrográficas do SIN. Para a semana de 01 a 07/07/2017 prevê-se chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana passada, prevê-se, para a semana em curso, recessão nas afluências de todos os subsistemas, exceto o subsistema Nordeste que não apresentará variação significativa. A previsão para as afluências médias mensais do mês de julho indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. 1 Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. Tabela 1 Na revisão 1 do PMO de Julho/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação - CMO dos subsistemas SE/CO, Norte e Nordeste passou de R$ 155,19/MWh para R$ 230,24/MWh e do subsistema Sul passou de R$ 88,33/MWh para R$ 230,24/MWh. Tabela 2 Figura 1

2 ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período entre 1º e 7 de julho apresentou elevação em todos os submercados, ficando equalizado em média em R$ 233,32/MWh. No Sudeste, o aumento foi de 45%, saindo de R$ 160,62/MWh. O preço no Sul, que era de R$ 91,44/MWh, saltou 155%. Já nos submercados Norte e Nordeste, o crescimento foi de 30%, pois ambos estavam em R$ 178,85/MWh. Os preços se equalizaram entre os submercados, uma vez que os limites de intercâmbio entre eles não foram atingidos em nenhum patamar de carga. A elevação do PLD é explicada, principalmente, pela redução nos índices estimados de afluências. As afluências previstas para o sistema em julho estão em torno de 78% da Média de Longo Termo (MLT), ficando abaixo da média em todos os submercados. A expectativa para o Sudeste é de 86% da MLT, no Sul é de 80% e no Norte é de 59%. O Nordeste apresenta o pior índice, ficando em 33% da MLT. Já a previsão de carga para a próxima semana deve ficar em torno de 340 MW médios, mais baixa que a expectativa anterior, com retração sobretudo no Sudeste, em 370 MW médios, diante da expectativa de queda nas temperaturas. No Nordeste é esperada redução de 50 MW médios. Para o Sul é esperado crescimento em torno de 80 MW médios, enquanto o Norte não teve variação. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram em torno de 615 MW médios, abaixo do esperado, com queda observada nos submercados Sudeste (-610 MWmédios) e Sul (-120 MWmédios). No Nordeste, os níveis ficaram cerca de 105 MW médios mais altos e, no Norte, se mantiveram praticamente estáveis. O fator de ajuste do MRE previsto para junho tem estimativa de 78% e a previsão para julho de 2017 é de 69,3%. A estimativa para os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) prevista para junho de 2017 está em R$ 127 milhões, sendo R$ 54 milhões referentes à restrição operativa. Para julho, a previsão é R$ 36 milhões, sendo R$ 32 milhões referentes à segurança energética. 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: Receita de transmissoras terá aumento de 74,74% com inclusão de indenizações Valor a ser pago nos próximos 12 meses soma R$ 23,7 bilhões. Peso no índice foi de 69,19 pontos percentuais A Receita Anual Permitida das concessionárias de transmissão para o período vai aumentar 74,74% a partir de 1º de julho, em consequência da inclusão na base de ativos das transmissoras de instalações antigas que serão indenizadas nos próximos oito anos. O valor total da RAP para os próximos 12 meses será de R$ 23,7 bilhões. Do reajuste aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica nesta terça-feira, 27 de junho, 69,19 pontos percentuais são referentes às indenizações da rede de transmissão existente em maio de 2000, que serão pagas a nove concessionárias de transmissão; outros 3,23 pontos ao reajuste pelo IGPM ou IPCA, de acordo com o contrato; e 2,32 pontos à expansão do sistema de transmissão. Em julho do ano passado, a receita teve correção de 1,57% pra os contratos indexados do IGP-M e de 3,60% aos que tem o IPCA como índice de atualização. O valor da indenização somada à RAP do próximo ciclo tarifário das transmissoras não inclui R$1,4 bilhão referente à remuneração de parcelas de receita que não foram pagas entre 2013 e Na semana passada, a Aneel aprovou a retirada de R$ 8,9 bilhões das indenizações a serem pagas às transmissoras a partir de 1º de julho, para cumprir a decisão judicial que determinou a suspensão da cobrança da remuneração prevista na Portaria 120, do Ministério de Minas e Energia. Esse valor corresponde ao que seria pago pelo consumidor nos próximos oito anos. A decisão reduziu em 13,6% a Receita Anual Permitida da Eletrosul, Furnas, CEEE GT, Celg GT, Chesf, Cemig GT, Eletronorte, Copel GT e CTEEP. Ela vai passar de 10,8 bilhões para R$ 9,3 bilhões. A cobrança foi suspensa no dia 10 de abril por liminar da juíza Daniele Maranhão Costa, da 5º Vara Federal de Brasília, em ação impetrada pela Abrace (Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres), Abividro (indústria de vidro) e Abrafe (produtores de ferroligas e de silício metálico). A exclusão da parcela de remuneração da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão calculada sobre os bens não amortizados vai reduzir a parcela financeira das indenizações de R$ 35,2 bilhões para R$ 26,3 bilhões, já considerando a atualização monetária pelo IPCA. A indenização é composta ainda por uma parcela econômica, referente ao custo de capital dos ativos não depreciados em julho de 2017, da ordem de R$ 26 bilhões. Esses valores serão pagos por consumidores livres e cativos e centrais geradoras conectadas à Rede Basica. [1] 3 Governo diz que só fará leilão mediante demanda legítima Expectativa do mercado é que o governo faça ao menos dois leilões de geração neste ano O governo avisou que só realizará leilão neste ano para contratação de nova usinas mediante uma demanda legítima. O recado foi dado pelo secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, em um momento em que o governo é pressionado por alguns segmentos do setor elétrico que pedem o retorno dos leilões, sob a ameaça de destruição da cadeia industrial instalada no Brasil. Pedrosa participou nesta terça-feira, 27 de junho, do Ethanol Summit, em São Paulo. O executivo lembrou que antes de fazer novas contratações, o governo quer eliminar os contratos de energia cujos projetos indicam que não vão performar. Para isso, será realizado um leilão de descontratação de energia de reserva, ainda sem dada marcada. Além disso, o governo já realizou a revisão da garantia físicas de algumas hidrelétricas. Segundo Pedrosa, o governo só fará aquilo que encontre justificativas técnicas. Não podemos escolher os segmentos, declarou ao ser questionado sobre o calendário de leilões. A expectativa do mercado é que o governo faça ao menos dois leilões de geração neste ano: um do tipo de reserva e outro do tipo A-5. Até o momento, não há uma definição clara se estes leilões serão realmente realizados. A contratação de novos projetos de geração esfriou a partir de 2015, reflexo da expressiva queda de demanda de energia do país, causada pela crise econômica. [1]

4 Aneel confirma bandeira amarela em julho Com essa sinalização a conta de luz terá a cobrança adicional de R$ 2 a cada 100 kwh consumidos pelos consumidores no mercado regulado A Agência Nacional de Energia Elétrica confirmou que a bandeira tarifária em vigor para o mês de julho será a amarela. Com isso há o acréscimo de R$ 2,00 a cada 100/kWh na conta de luz de todos os consumidores do mercado regulado. Mais cedo o Operador Nacional do Sistema Elétrico já havia apontado que o custo marginal de operação havia aumentado para além do limite de R$ 211,28/MWh, patamar limítrofe entre o acionamento térmico dentro da ordem de mérito na bandeira amarela e a verde. No relatório do Programa Mensal de Operação (PMO), o valor da usina térmica mais cara em operação é de R$ 237,71/MWh. No mês passado a bandeira tarifária foi a verde, quando não há cobrança da taxa extra. Essa sinalização em abril e maio estava no primeiro patamar de bandeira vermelha, cuja cobrança extra é de R$ 3 a cada 100/kWh consumidos e é acionada quando o custo de operação for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a R$ 610/MWh. A partir dessa faixa mais elevada é acionado o segundo patamar da bandeira vermelha que é de R$ 3,50 a cada 100/kWh consumidos. [1] 4 Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 30/06/2017).

5 ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (01 A 07/07) Segunda-Feira às 10h Lista da 26ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de Aprovação das Regras de Comercialização de Energia Elétrica relativas ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova MCSDEN. Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Gestamp Eólica Pedra Rajada S.A., de áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão LT Pedra Rajada Serra de Santana III, com 69 kv, que interligará a Subestação Pedra Rajada à Subestação Serra de Santana III, localizada nos municípios de Lagoa Nova, Bodó e Cerro Corá, estado de Rio Grande do Norte Terça-Feira às 9h Pauta da 24ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 5 Requerimento Administrativo, com pedido de medida cautelar, interposto pela Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Escelsa, com vistas à anulação do Despacho nº 2.199/2016, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão SRT, que indeferiu a solicitação da Requerente para o expurgo de registros de ultrapassagem dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão MUST relacionados às Subestações Mascarenhas e Verona e deu outras providências.

6 CCEE: SEG Data limite para certificação e divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP mai/17 (MS+22du) Certificação de pós-liquidação do MCSD mai/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) jun/17 (1 du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades jun/17 (MS+22du) TER Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas de fonte biomassa mai/17 (X+2du) Pós-Liquidação e Certificação de pós-liquidação de energia de reserva mai/17 (Y+9du) 6 QUA Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE jun/17 (MS+3du Até as 10h00) QUI Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras mai/17 (MS+24du) Início do período de solicitação de ajustes no SCDE jun/17 (MS+4du) Revisão do CVU PMO. Certificação da revisão do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação jul/17 (M+4du) SEX Data limite para Registro e Validação dos montantes de Cessão de Energia de Reserva para usinas de fonte biomassa mai/17 (X+5du) Disponibilização de boleto para pagamento da contribuição associativa jul/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.