AGENDA SEMANAL. 2ª semana de setembro/2018 RESUMO CLIMÁTICO: COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Em reunião realizada no dia 05/09/2018, o CMSE decidiu manter, para a semana operativa de 08/09/2018 a 14/09/2018, o despacho de usinas termelétricas até o limite de custo variável unitário CVU de R$ 766,28/MWh. No início da semana operativa de 01/09 a 07/09/2018 ocorreu chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu. Para o início da semana operativa de 08/09 a 14/09/2018 não há previsão de precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. No final da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu. Para a semana operativa de 08/09 a 14/09/2018 há previsão da importação de energia da República Oriental do Uruguai, de 280 MWmed, 450 MWmed e 530 MWmed nos patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. A atuação de um sistema de alta pressão nas regiões Sul e Sudeste no início da próxima semana ocasiona condição de ausência de precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. No final da semana uma nova frente fria avança pela região Sul ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu (Figura 1). 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 chuvavazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 2ª semana de setembro/2018 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências de todos os subsistemas. A previsão mensal para setembro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto para o subsistema Sul. Tabela 1 O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações: 1 Figura 1 Tabela 2

2 ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças PLD para o período entre 8 e 14 de setembro foi fixado em R$ 496,28/MWh em todos os submercados, alta de 2% no Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste. No Norte, o aumento foi de 1%, e o preço se equalizou com os demais submercados. Em termos percentuais, as afluências previstas para a segunda semana do mês no Sistema estão 10% mais altas, variação de MWmédios em termos de energia. Esta elevação foi totalmente influenciada pelo aumento previsto no Sul, cuja expectativa foi revista de 90% para 129% da média. Já nos demais submercados, a expectativa é de afluências mais baixas. Queda de 1 p.p no Norte e 2 p.p no Nordeste. A redução das afluências do Sudeste (73% ante os 79% anteriores) foi a principal responsável pela elevação do PLD. Outro fator que contribuiu para o aumento dos preços foi a redução da disponibilidade de geração hidráulica, que está cerca de MWmédios mais baixa que a esperada anteriormente. 2 Para a próxima semana, a previsão é de que a carga fique em torno de 285 MWmédios inferior ao esperado com redução apenas no Sudeste (-395 MWmédios). No Nordeste, a expectativa é de que a carga fique 110 MWmédios mais alta, enquanto permaneça inalterada no Sul e no Norte. Já os níveis dos reservatórios do Sistema ficaram cerca de MWmédios acima do esperado com elevação em todos os submercados, principalmente no Sul ( MWmédios). As demais altas foram de 205 MWmédios no Sudeste, 155 MWmédios no Nordeste e de 140 MWmédios no Norte. O fator de ajuste do MRE para setembro foi revisto de 59,8% para 57,9%. O ESS estimado para o período é de R$ 156 milhões, sendo R$ 27,8 milhões referentes apenas à restrição operativa e os R$ 129 milhões restantes por conta da segurança energética, em despacho autorizado pelo CMSE. 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).

3 DESTAQUES DA SEMANA: Associações estão insatisfeitas com o leilão A-6, exceto ABEEólica Governo diz que contratações respeitaram as premissas do planejamento O diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), André Pepitone, declarou que o leilão de geração A-6 foi um sucesso tanto do ponto de vista da sustentabilidade, com forte presença de fontes renováveis, como da competição entre os agentes do mercado, em prol da modicidade tarifária. Contudo, essa não é a avaliação compartilhada entre as associações que representam os investidores em geração de energia elétrica no Brasil. Todas as entrevistadas pela Agência CanalEnergia demonstraram algum grau de insatisfação com o resultado do certame realizado na última sexta-feira, 31 de agosto. O Governo contratou apenas 835 MW médios, reflexo da baixa demanda apresentada pelas distribuidoras de energia em função da crise econômica. O leilão viabilizou a construção de 62 empreendimentos (2,1 GW), que juntos vão injetar mais R$ 7,68 bilhões na economia. As usinas deverão iniciar o fornecimento de energia elétrica a partir de 1º de janeiro de O preço médio ao final das negociações de R$ 140,87/ MWh, com deságio de 46,89% em relação aos preços-tetos estabelecidos, representam uma economia de R$ 20,9 bilhões para os consumidores de energia. A energia eólica representou 50,3% de toda a venda no leilão. Foram viabilizados 1,25 GW de capacidade distribuída por 48 novos projetos nos estados do Rio Grande do Norte (743 MW) e Bahia (508,4 MW). Na avaliação de Elbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), o resultado do leilão veio até um pouco acima do esperado. Ficamos satisfeitos dentro daquilo que se pode esperar de um ano difícil como está sendo 2018, declarou. Havia grande expectativa em relação ao preço da fonte eólica por conta do novo contrato por quantidade, que traz mais risco para o gerador. Contudo, o preço médio final da fonte eólica de R$ 90,45/MWh (deságio de 60,15%) foi inferior ao R$ 98,62/MWh praticado no leilão A-6 de A ABEEólica explicou que os preços da fonte seguem a tendência mundial, principalmente pelo avanço da tecnologia. No caso específico do Brasil, esse fator não foi preponderante porque há muitos projetos represados devido aos dois anos que o setor ficou sem leilão (de novembro de 2015 a dezembro de 2017). A oferta de energia eólica para esse leilão foi 27x superior a demanda contratada. Quando você tem uma competição muito acirrada, você não consegue perceber essa precificação do contrato por quantidade. Isso pode ter ocorrido, mas ficou no meio de outros mecanismos para tornar os projetos mais competitivo, disse Gannoum. Analisando mais a fundo o resultado do leilão podemos constatar algumas das estratégias praticadas pelos geradores eólicos. Na conta dos investidores foi considerada a antecipação de operação comercial, projetos com capacidades maiores do que 30 MW e alocação de uma parte maior da energia no mercado livre. Dos 1,25 GW viabilizados, 64% da capacidade foi direcionada para o mercado regulado, ficando o restante disponível para comercialização no mercado livre. Essa é uma mudança importante e está associada a essa busca incessante pela competitividade no certame, lembrou Gannoum. Quem definitivamente não gostou do resultado do leilão foram as associações que representam as pequenas hidrelétricas. Somadas, PCHs e CGHs viabilizaram 107 MW de capacidade, o que representou cerca de 5% do total. Achei um leilão injusto e indesejável para o país como um todo, disparou Paulo Arbex, presidente da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais Geradoras (Abrapch). Arbex criticou os subsídios e privilégios que são oferecidos para outras fontes (inclusive fóssil) enquanto o potencial hidráulico brasileiro é desperdiçado como se têm visto nos últimos 20 anos. Para ele, o Governo ignora todos os benefícios locais e sistêmicos que o setor hidrelétrico pode oferecer em termos de desenvolvimento para o Brasil. A gente não concorda com essa contratação tão baixa de CGHs e PCHs, disse. O setor de PCH está cansado de ser passado para trás, completou. O presidente da Abragel, Ricardo Pigatto, criticou a falta de transparência do Governo em relação às premissas utilizadas na contratação de cada fonte. Infelizmente tudo se repete. Das fontes renováveis que venderam energia nesse leilão, a eólica ficou com 87% e as PCHs apenas com 11%. Isso demonstra a falta de critério do planejamento, atacou. Precisamos de um critério transparente e conhecido que demonstre qual é a premissa para compra de energia e que principalmente leve em conta as externalidades de cada fonte, disse Pigatto. 3

4 O secretário de Planejamento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, explicou que a distribuição da demanda respeitou o que estava previsto no planejamento. Ele lembrou que o PDE (Plano de Desenvolvimento Energético) sinaliza para onde deve caminhar a matriz. A compra, portanto, foi feita de acordo com a necessidade para se alcançar o objetivo proposto no PDE. O leilão é a parte final do planejamento. O momento para fazer as críticas era na elaboração do PDE. O MME considera que o leilão foi um sucesso, principalmente pelo direcionamento de parte da oferta para o mercado livre. A Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget) também demonstrou insatisfação com o resultado do leilão e culpou as regras do edital. Pelas novas regras, estava previsto a contratação marginal de 30% para o último empreendimento classificado para o fechamento da demanda. Essa mudança teve como objetivo evitar uma sobrecontratação futura das distribuidoras. Essa regra afugentou muito o pessoal das térmicas, que geralmente são de grande porte, disse Xisto Vieira Filho, presidente da entidade. A única capacidade termelétrica fóssil contratada foi o fechamento de ciclo da UTE Parnaíba I, adicionando mais 386 MW de capacidade instalada no Maranhão, porém sem aumento da queima de gás natural. Essa potência adicional será alcançada por meio do aproveitamento do vapor de água. A Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen) também lamentou o baixo desempenho da biomassa no leilão A-6. Apenas dois projetos tiveram sucesso certame: a UTE Rio Vermelho 3 (20 MW) e Casa de Força (8,4 MW), ambos localizados no estado de São Paulo. Juntas essas usinas representam R$ 48 milhões em novos investimentos. O volume contratado, porém, representa apenas 1,36% da potência total. Leonardo Caio, diretor de regulação e tecnologia da Cogen, criticou a metodologia do Governo que prioriza a compra de energia pelo menor preço e desconsidera outras premissas importantes no planejamento da expansão do setor elétrico, como custo de transmissão e segurança energética. O executivo também entendeu como inadequada a competição entre as fontes de biomassa e gás. A contratação de biomassa foi praticamente zero. Os dois projetos não somam 10 MW médios. O planejamento ainda prevalece a contratação pelo menor custo possível e acaba esquecendo que por trás existe todo um planejamento de expansão da transmissão, confiabilidade, perdas de energia. A gente tem que ver o planejamento global, declarou. Caio lembrou que a fonte cadastrou cerca de 1 GW de capacidade no leilão A-6 e esperava por uma contratação de ao menos 200 MW. Em 2017, as usinas a biomassa ajudaram a preservar 15 pontos percentuais dos reservatórios da região Sudeste ao longo de [1] Geração de térmica mais cara mostra descasamento da leitura do modelo Programa de operação prevê geração na próxima semana de MW médios de térmicas por garantia energética O descasamento entre a leitura feita pelo modelo computacional Newave, que roda a operação do sistema, e a situação real dos reservatórios nas principais bacias do SIN, levou o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico a autorizar desde 1º de setembro a operação de termelétricas fora da ordem de mérito. A solução proposta contraria a recomendação do modelo de desligamento dessas usinas, para preservar a água das hidrelétricas. No mundo real, nós não vamos deixar os reservatórios ir a zero. Essa é a questão toda. Então, quando se roda o modelo, ele encontra uma solução que muitas vezes levará o reservatório abaixo do nível mínimo, explica o diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata. A previsão do ONS é de que na semana 8 a 14 de setembro sejam despachados no Sistema Interligado MW médios de térmicas por garantia energética. Essa geração virá de térmicas a gás, a óleo combustível e a óleo diesel com Custo Variável Unitário acima de R$ 482, que é o Custo Marginal de Operação estabelecido para a próxima semana, até R$ 766,28/MWh, que corresponde ao CMO vigente na semana passada. Barata explica que o Custo Marginal de Operação caiu em relação à última semana basicamente por duas razões. A primeira é a redução na previsão de carga para os próximos quatro anos, em consequência da desaceleração econômica. A segunda, as fortes chuvas que caíram em parte do Rio Grande do Sul em agosto e levaram o modelo computacional de operação do sistema a concluir que as precipitações iriam continuar. Essa sinalização influenciou, inclusive, uma nova queda do CMO para a próxima semana, embora a região não tenha capacidade de acumulação de água. 4

5 Para o ONS, é necessário trabalhar com um nível de armazenamento em torno de 15% no reservatório equivalente da região Sudeste ao final do período seco em novembro. E também com níveis que não podem ficar abaixo de 9% ou 10% nos chamados reservatórios de cabeceira das bacias dos rios Grande e Paranaíba basicamente os das hidrelétricas de Furnas, Emborcação e Nova Ponte, em Minas Gerais -, que são importantes para a navegação na hidrovia Tietê-Paraná. Barata admite que existe, de fato um desacoplamento entre o físico, que é a impossibilidade de levar a zero o reservatório equivalente, e o modelo, que não tem essa restrição. Ele lembra que o programa foi concebido há muitos anos em um outro cenário, e que o país vem desde 2014 num ciclo de encher e esvaziar os reservatórios, porque usinas novas como as do rio Madeira (Santo Antônio e Jirau) e a de Belo Monte foram construídas sem estruturas de acumulação. Por esta razão é que nós propusemos ao CMSE manter as térmicas ligadas, de forma a não permitir um afundamento do nível do reservatório do Subsistema Sudeste, justificou Barata em entrevista à Agência CanalEnergia. O modelo Newave simula as condições de operação do sistema a partir de séries sintéticas de vazões, mas, acrescenta o diretor, quando se analisa efetivamente as condições climáticas atuais, o cenário que se desenha para setembro, outubro e novembro é de meses muito secos. Um dos cérebros por trás do Newave, a diretora da Engenho Consultoria, Leontina Pinto, garante que o nível dos reservatórios pode, sim, entrar como restrição no programa computacional. Uma parte do programa na qual ela afirma não ter trabalhado e que considera um problema grave é o modelo de geração séries. Segundo Leontina, a falha está em olhar o passado e fazer projeções a partir dele para o futuro. É sempre a mesma coisa: ele chega nessa época do ano, vê um pouquinho mais de água e eu acho que vai chegar mais água, inclusive, então esse efeito vai se acirrar e diz ah, vai chover muito no futuro, afirma a consultora. Ela usa uma histórico que começou em 1930 para prever O passado não representa mais o futuro. A gente está enfrentando uma seca que começou em 2012, alerta Leontina. Ela acredita que o ideal seria, em vez de olhar o passado, usar projeções climatológicas, como já é feito em outro programa do ONS, o Decomp. Daniela Souza, da Thymos Energia, afirma que o operador do sistema tem uma responsabilidade muito grande ao recomendar o acionamento de usinas mais caras e, por isso, precisa de autorização do comitê de monitoramento. Ela explica que essa decisão não é para ser tomada todo ano, mas o mercado sempre espera geração fora da ordem de mérito, porque sabe da limitação do modelo. Você não sabe quando vai ser a geração fora da ordem de mérito, mas sabe que vai ter um pouquinho, afirma Daniela. Estudos da Thymos avaliam que ao término do período seco os níveis de armazenamento vão estar tão ruins quanto no ano passado. Em 2017, a discussão com o CMSE aconteceu eu outubro, enquanto esse ano a medida acontece já em setembro, o que é preocupante. Para a consultora, é possível incorporar ao programa Newave a restrição em relação ao nível dos reservatórios, mas essa é uma tarefa que a CPamp, a comissão encarregada de revisar o modelo computacional, deve consolidar somente no ano que vem. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 06/09/2018). 5

6 AGENDA DESTA SEMANA (08/09 A 14/09) ANEEL: Segunda-Feira às 10:00h - Lista da 36ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Reajuste Tarifário Anual de 2018 da CEB Distribuição S.A. CEB-DIS. Reajuste Tarifário Anual de 2018 da São Paulo Distribuição de Energia S.A. - EDP SP. Reajuste Tarifário Anual de 2018 da Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga. Homologação das Tarifas de Energia TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição TUSD referentes às permissionárias de distribuição de energia elétrica com aniversário em 30 de outubro de Terça-Feira às 9:00h Pauta da 33ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de Homologação parcial do resultado e adjudicação do objeto do Leilão nº 1/2018, denominado "A-4" de 2018, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração de energia elétrica de fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa. Autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida RAP pela realização de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Celg Geração e Transmissão S.A. Celg GT.

7 CCEE: SEG [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação do reembolso carvão na CDE ago/18 (MS+5du) [contas setoriais] Data limite para envio do consumo de combustíveis para reembolso carvão na CDE ago/18 (MS+5du) [contas setoriais] Data limite para envio das certidões para as contas setoriais ago/18 (5du antes da data prevista do reembolso) [contas setoriais] Recebimento das cotas CDE (Todo dia 10 de cada mês) Data limite para Registro e Validação dos montantes de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo solar (se for o caso) jul/18 (X+7du) Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) jul/18 (X+7du) Disponibilização de boleto para pagamento da contribuição associativa set/18 (M+5du) InfoMercado Mensal jul/18 (MS+28du) [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação do reembolso preliminar e respectivas notas fiscais ago/18 (MS+10dc) 7 TER Data limite para divulgação da apuração dos valores a serem pagos por cada agente de distribuição de Angra I e II ago/18 (Z-5du/MS+6du) Data limite de Registro de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes ago/18 (MS+6du até as 20h00) Certificação de pós-liquidação do Mercado de Curto Prazo jul/18 (MS+29du) Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa jul/18 (X+7du) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo jul/18 (MS+29du) Término do período para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente set/18 (M+6du) QUA [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação de reembolso de sub-rogação de empreendimentos em operação comercial na CCC ago/18 (MS+7du) Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo solar (se for o caso) jul/18 (X+9du) Data limite para divulgação da apuração dos valores a serem pagos por cada agente de distribuição de Cotas de Garantia Física ago/18 (W-5du / MS+7du) Data limite para disponibilizar os relatórios de pós-pagamento de penalidades ago/18 (LCmcp+3du) Data limite para solicitação de ajustes no SCDE ago/18 (MS+7du) RRV preliminar. Certificação dos dados de entrada do Reajuste da Receita de Venda ago/18 (20 de MS - 6du) Data de vencimento do boleto do encargo da CONTA-ACR pelas Distribuidoras (Todo dia 12 de cada mês) Data limite de Validação de Registro de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes ago/18 (MS+7du até as 20h00)

8 QUI Data limite para divulgação da apuração de Energia de Reserva ago/18 (MS+8du) Data limite para análise das solicitações de Ajustes e estimativa no SCDE ago/18 (MS+8du) Data limite para o registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE ago/18 (MS+8du) Pré-Liquidação e Certificação de Energia de Reserva ago/18 (MS+8du) Data limite de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes ago/18 (MS+8du até as 20h00) Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA: (i) de inclusão de cadastro associada ao processo de adesão do candidato a agente, e/ou (ii) de inclusão/alteração/exclusão de cadastro de agentes/ativos/pontos de medição set/18 (M-12du) Data limite para divulgação da apuração final das cotas de energia do PROINFA ago/18 (MS+8du) Data limite para informar o percentual de geração mensal da parcela ACL da usina para atendimento aos CCEARs por disponibilidade ou aos CERs ago/18 (MS+8du) Data limite para disponibilizar os montantes finais de sobras e déficits validados - MCSD de Energia Existente set/18 (M+8du) Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de desligamento voluntário de agente set/18 (M-12du) Data limite de Cadastro de Declaração de energia para recomposição de lastro de usinas em Atraso ago/18 (MS+8du) 8 SEX Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes ago/18 (MS+9du até as 20h00) Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE ago/18 (MS+9du) Data limite para declaração de montante de garantia física de agentes proprietários de usinas sem garantia física definida (após a entrada da primeira unidade geradora em operação comercial) ago/18 (MS+9du) Dados de medição disponíveis no SCDE que serão utilizados para contabilização ago/18 (MS+9du) Data limite para registro de contrato de compra de energia regulada (CCER) de consumidores parcialmente livres no CliqCCEE ago/18 (MS+9du) 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.