AGENDA SEMANAL. 1ª semana de janeiro/2019 COMPARATIVO RESUMO CLIMÁTICO:

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Na primeira semana do mês de dezembro/2018 ocorreram totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins. Na segunda quinzena do mês a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas do subsistema Sul. A bacia do rio Jacuí apresentou anomalia positiva de chuva, enquanto nas demais bacias hidrográficas de interesse do SIN a precipitação ficou abaixo da média histórica. Na última semana ocorreu chuva fraca nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul, Sudeste/Centro-Oeste e em pontos isolados do São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca isolada. No início da semana de 29/12/2018 a 04/01/2019 deve ocorrer deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Paranaíba, Tocantins e São Francisco. No final da semana há previsão de chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande. Conforme decisão da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP), a partir deste PMO, está se utilizando os novos patamares de carga, em acordo com os Submódulos 5.5 e 5.6 dos Procedimentos de Rede do ONS. Para a semana operativa de 29/12/2018 a 04/01/2019, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 2018, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, para a referida semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina. A atuação de um sistema de baixa pressão na região Centro-Oeste no início da próxima semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Paranaíba, Tocantins e São Francisco. No final da semana uma nova frente fria avança pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos isolados do Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande (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. Figura 1 1ª semana de janeiro/2019 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, aumento nas afluências dos subsistemas Sudeste e Norte e recessão nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste. A previsão mensal para Janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste e acima da média histórica para o subsistema Norte. Tabela 1 O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreu as seguintes alterações: 1 Tabela 2

2 ANÁLISE PLD: O PLD para o período entre 29 de dezembro e 4 de janeiro subiu 56% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, sendo fixado em R$ 136,43/MWh. O preço no Nordeste caiu 38%, se igualando ao PLD do Norte que saiu do mínimo, ambos fixados em R$ 53,86/MWh. Os limites de recebimento de energia do Sudeste pelos submercados Norte e Nordeste foram atingidos em todos os patamares de carga, desacoplando o PLD. As afluências previstas para o Sistema Interligado Nacional SIN, em dezembro, devem ficar em 97% da Média de Longo Termo MLT com índices em 94% da média no Sudeste, 78% no Sul, 87% da MLT no Nordeste e em 144% da média histórica para o período no Norte. Para janeiro de 2019, a expectativa de ENAs para o Sistema é de 81% da MLT. Para a próxima semana, a carga prevista no SIN deve ficar em torno de MWmédios mais baixa, com redução concentrada no Sudeste ( MWmédios) e Sul ( MWmédios). No Nordeste (+320 MWmédios) e no Norte (+210 MWmédios), a expectativa é a elevação na carga esperada. Já para o horizonte de médio prazo (NEWAVE - 5 anos), em função das novas premissas do planejamento anual da operação energética ciclo 2019 ( ), a carga prevista teve redução média de aproximadamente 350 MWmédios. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 240 MWmédios mais baixos frente à previsão anterior, com reduções no Sul (-80 MWmédios) e no Norte ( MWmédios). No Sudeste (+815 MWmédios) e Nordeste (+ 105 MWmédios), os níveis estão mais altos. O fator de ajuste do MRE para o mês de dezembro de 2018 está estimado em 100% quando é considerada a sazonalização da garantia física realizada pelos agentes. Já para fins de repactuação do risco hidrológico, ou seja, quando se considera a sazonalização flat da garantia física, o fator fica em 93%. Para janeiro de 2019, o fator de ajuste é esperado em 100,4%. Ressaltamos que a previsão para janeiro considera a sazonalização flat da garantia física, uma vez que a sazonalização realizada pelos agentes ainda não foi divulgada. O ESS previsto para dezembro de 2018 está em R$ 377 milhões, sendo R$ 139 milhões referentes à restrição operativa e R$ 239 milhões referentes à reserva operativa de potência. Para janeiro de 2019, a previsão é de R$ 64 milhões, referentes apenas às restrições operativas. A partir de janeiro de 2019, o modelo NEWAVE passa a ser processado com a versão 25, aprovada pelo Despacho ANEEL nº 2.675/2018. Além disso, seguindo o definido pela CPAMP e também a partir de janeiro de 2019, o preço passa a ser calculado considerando uma nova configuração dos patamares de carga. 2 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: MME reduz limite de carga para contratação de energia por consumidores Patamar mínimo será de 2,5 MW a partir de julho de 2019, caindo para 2 MW em janeiro de 2020 O Ministério de Minas e Energia oficializou a redução dos patamares de carga mínima que permitem a grandes consumidores escolherem de qual empresa concessionária, permissionária ou autorizada irão comprar energia elétrica no mercado brasileiro. A Portaria publicada no Diário Oficial da União nesta sexta-feira (28) estabelece datas para as reduções de carga. A partir de 1º de julho de 2019, os consumidores com carga igual ou superior a 2,5 MW, atendidos em qualquer tensão, poderão optar pela compra de energia elétrica a qualquer fornecedor conectado no Sistema Interligado Nacional. Em 1º de janeiro de 2020, a medida passa a valer também para consumidores que apresentarem carga igual ou maior que 2 MW. Atualmente, a carga mínima que dá direito a consumidores optarem pelo fornecedor de eletricidade é 3 MW, de acordo com o estabelecido pela Lei nº 9.074/1995. A diminuição dos limites de carga para contratação de energia elétrica por parte dos consumidores foi debatida ao longo deste ano, culminando com a abertura de consulta pública pelo MME em dezembro. [1] Governo publica decreto que elimina subsídios da CDE a partir de 2019 Norma prevê, a partir de 1º de janeiro, a redução anual de 20% desses descontos nas contas de luz O governo publicou nesta sexta-feira (28), conforme antecipado ontem pela Agência CanalEnergia, o decreto presidencial que elimina paulatinamente ao longo dos próximos cinco anos subsídios embutidos nas tarifas de energia elétrica dos consumidores. A norma prevê, a partir de 1º de janeiro de 2019, a redução anual de 20% desses descontos nas contas de luz. Com isso, os processos de reajuste e de revisão tarifária no ano de 2023 eliminarão a última parcela de subsídios que ainda estiver embutida nas contas de luz. O decreto extingue ainda a cumulatividade de descontos em irrigação e aquicultura na área rural, medida que atualmente permite a um mesmo beneficiado ter acesso aos dois subsídios ao mesmo tempo. O principal alvo do decreto é a Conta de Desenvolvimento Energético, cujo orçamento cresce continuamente ao longo desta década, chegando a R$ 20 bilhões este ano. A partir de um Grupo de Trabalho criado em outubro de 2016 para elaborar um plano de redução estrutural das despesas da CDE, o tema foi alvo de Consulta Pública em maio deste ano. [1] Governo conclui com sucesso privatização de distribuidoras da Eletrobras Equatorial foi a vencedora no leilão realizado nesta sexta-feira, 28 de dezembro, e será a nova controladora da Companhia Energética de Alagoas O Governo do presidente Michel Temer concluiu com sucesso o processo de privatização de seis distribuidoras do grupo Eletrobras nesta sexta-feira, 28 de dezembro. A Equatorial foi a vencedora no leilão realizado na B3, bolsa de valores de São Paulo, e será a nova controladora da Companhia Energética de Alagoas (Ceal), a última distribuidora de energia elétrica que ainda estava sob controle da Eletrobrás. A proposta vencedora previu um índice combinado de flexibilização tarifária e outorga de zero. O indicador representa o abatimento proposto pela empresa no reajuste tarifário previsto para a distribuidora após a privatização. O leilão da Ceal permaneceu impedido de ser realizado por decisão liminar, obtida pelo Estado de Alagoas junto ao Supremo Tribunal Federal (STF) em junho passado, suspensa no último dia 3 de dezembro pelo próprio autor da liminar, o ministro Ricardo Lewandowski. Todo o processo privatização foi conduzido pelo BNDES, sob a coordenação do Ministério de Minas e Energia (MME) e o apoio da Eletrobras. Pelas regras do leilão, o novo concessionário deverá realizar aporte de capital de R$ 545,7 milhões antes de assumir a empresa e realizar investimentos da ordem de R$ 837,2 milhões durante os primeiros cinco anos da concessão. A CEAL fica ainda com endividamento remanescente de R$ 1,8 bilhão. A companhia atende a cerca de 3,3 milhões de habitantes do 3

4 Estado de Alagoas. Desde a federalização em 1998, a Eletrobras aportou cerca de R$ 2,6 bilhões na empresa, que hoje tem cerca de 1200 empregados, contando ainda com um número de terceirizados. De agosto até dezembro, a empresa consumiu R$ 688 milhões em empréstimos da Reserva Global de Reversão (RGR). Nos últimos cinco anos, o nível de endividamento da companhia aumentou em média R$ 210 milhões por ano. Em 31 de dezembro 2016, a distribuidora apresentava prejuízo acumulado de cerca de R$ 1,3 bilhão. Segundo a Eletrobras, a privatização das distribuidoras do grupo se tornou necessária diante da incapacidade do Governo sanear as empresas e prestar um serviço adequado aos consumidores atendidos. A Eletrobras se dedicará às atividades de transmissão e geração. Em abril deste ano, uma estimativa da Eletrobras indicava que as seis distribuidoras tinham um prejuízo acumulado de R$ 22,1 bilhões até Somente no primeiro trimestre de 2018, o resultado negativo foi de R$ 1,9 bilhão. Em 2016, os acionistas da Eletrobras em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) já tinham decidido que não havia mais condições econômico-financeiras de continuar operando as empresas. Privatizadas em 2018 Em 26 julho de 2018, a Equatorial Energia arrematou a Cepisa (Piauí) com lance vencedor ofertado de 100% de deságio nas flexibilizações tarifárias (custos operacionais, perdas não-técnicas e empréstimos da Reserva Global de Reversão) e outorga de R$ 95 milhões à União. Em 30 de agosto, Ceron (Rondônia) e Eletroacre (Acre) foram compradas pelo grupo Energisa, com oferta, respectivamente, de 21% e 31% de deságio nas flexibilizações tarifárias. Também nesta data, o consórcio Oliveira Energia/Atem arrematou a Boa Vista Energia (Roraima). O mesmo consórcio ficou com a Amazonas Distribuidora de Energia em um outro leilão realizado em 10 de dezembro. Ambas as ofertas do consórcio não apresentaram deságio. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 02/01/2019). 4

5 ANEEL: Não há eventos. AGENDA DESTA SEMANA (29/12 A 04/01) 5

6 CCEE: SEG [contas setoriais] Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de alteração de cadastro técnico dez/18 (M- 1du) Certificação do MCSD de Energia Nova nov/18 (K+2du) Data limite para divulgação dos relatórios de pós-liquidação do MCSD de Energia Nova nov/18 (K+2du) TER Nenhum evento encontrado no dia QUA Data limite para pagamento da contribuição associativa dez/18 (M+20du) Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA da destinação de geração de empreendimento de autoprodução para o atendimento de unidades consumidoras próprias ou equiparadas dez/18 (M-1du) Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) dez/18 (MS+1du) Data limite para disponibilização dos Relatórios do Processamento da Contabilização nov/18 (MS+21du) RRV final. Certificação dos dados e resultados do da Receita de Venda final nov/18 (10 de MSS - 6du) 6 QUI [contas setoriais] Pagamento dos reembolsos de sub-rogação da CCC nov/18 (MS+22du) Certificação de pós-liquidação do MCSD de Energia Existente nov/18 (X+5du) Início do período para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente jan/19 (M+2du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP nov/18 (MS+22du) Certificação de pós-liquidação de energia de reserva nov/18 (Y+9du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades dez/18 (M+22du) SEX Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa nov/18 (X+2du) Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) nov/18 (X+2du) Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE dez/18 (MS+3du Até as 10h00) 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.