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

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: No mês de maio ocorreu precipitação acima da média histórica nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu. Ao mesmo tempo, as bacias dos rios Paranaíba e São Francisco apresentaram anomalia positiva de precipitação devido à atuação de áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste na terceira semana do mês. No início da semana de 01/06 a 07/06/2018 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e no trecho incremental a UHE Itaipu. Para a semana operativa de 01/06 a 07/06/2019, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai e da República da Argentina. 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. No início da próxima semana a frente fria avança pelos estados do Paraná, São Paulo e Rio de Janeiro ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e no trecho incremental a UHE Itaipu (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 junho/2019 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa aumento nas afluências de todos os subsistemas, exceto para o subsistema Norte. A previsão mensal para junho indica a ocorrência de afluências significativamente acima da média histórica para o subsistema Sul, acima da média para os subsistemas Sudeste e Norte e abaixo da média histórica para o subsistema Nordeste. 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 a primeira semana de junho (01 de junho a 07 de junho de 2019) caiu 67% nos submercados Sudeste/CentroOeste e Sul, ao sair de R$ 128,33/MWh e indo para R$ 42,35/MWh. No Nordeste e no Norte, o preço permaneceu no mínimo de R$ 42,35/MWh. A principal responsável pela redução do PLD foi a verificação de afluências mais otimistas em maio e expectativa de manutenção deste otimismo nas primeiras semanas de junho, bem como a redução na carga, prevista em torno de 277 MWmédios para a primeira semana. Espera-se que as afluências de maio fechem em torno de 99% da MLT para o sistema, estando abaixo da média para todos os submercados, exceto o no Sul: no Sudeste (98% para 97%); no Sul (125% para 153%), no Nordeste (57% para 56%) e no Norte (101% para 93%). Para junho de 2019, espera-se afluências em torno de 127% da média para o sistema, estando acima da média para todos os submercados com exceção do Nordeste. As afluências estão previstas em 107% da MLT na região Sudeste; 232% da MLT na região Sul; 59% da MLT na região Nordeste; 102% da MLT na região Norte. Para a próxima semana, a expectativa é que a carga prevista do SIN fique em torno de 280 MWmédios mais baixa, com redução esperada principalmente no Sul. No Sudeste estão previstos -175 MWmédios a menos do que a expectativa anterior; no Sul é esperado -370 MWmédios a mais; no Nordeste +25 MWmédios adicionais; e no Norte +240 MWmédios adicionais. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de MWmédios acima do esperado, com redução apenas no Sudeste ( MWmédios). Nos demais submercados os níveis estão mais altos: Norte (+200 MWmédios) e no Sul ( MWmédios). Já no Nordeste, o nível permanece inalterado. O fator de ajuste do MRE para o mês de maio de 2019 está estimado em 92,4%, e a previsão para junho é de 70,5%. O ESS previsto para maio de 2019 está em R$ 210 milhões, sendo R$ 89 milhões referentes à restrição operativa e R$ 121 milhões referentes à reserva operativa de potência. Para junho de 2019, a previsão é de R$ 11 milhões, sendo R$ 9 milhões referente às restrições operativas e R$ 2 milhões à reserva operativa. Ressaltamos que considerando a atual conjuntura, esta previsão de encargos pode variar. 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): 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 Natural Afluente): o volume de energia que pode ser produzido a partir de chuvas em um local específico e prazo. MLT (Média de Longo Termo): 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: Baterias podem não ser tão relevantes para o Brasil, aponta BNEF Tecnologia pode ser melhor aproveitada no segmento de distribuição, dizem especialistas Os sistemas de armazenamento de energia com baterias talvez não sejam tão importantes para o setor elétrico brasileiro, disse James Ellis, analista para América Latina da Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Segundo ele, as baterias não são a solução universal para se obter flexibilidade no futuro, ainda mais em um país como o Brasil, cuja matriz de geração tem como base a hidrelétrica, que pode funcionar em complementariedade com as novas renováveis. As hidrelétricas aqui trazem essa flexibilidade, talvez as baterias não sejam tão importantes em um mercado como o Brasil, disse o executivo durante participação no Brasil Windpower, nesta terça-feira, 28 de maio, em São Paulo. 3 O tema da flexibilidade se tornou importante na medida que o mundo busca uma matriz mais limpa e renovável. O atendimento dessa demanda será feito pelas fontes eólica e solar, que por suas características naturais são voláteis. Os sistemas de armazenamento de energia com baterias funcionam como uma ferramenta para guardar energia no momento que ela não é necessária, bem como atender o sistema nos momentos de pico de demanda ou ausência das renováveis. O ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica, Tiago de Barros Correia, lembrou que outra forma de atender ao requisito de flexibilidade é avançar na modalidade de resposta da demanda. Esse mecanismo vem sendo desenvolvido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em que se paga um prêmio para o consumidor (normalmente industrial) para reduzir a carga ao invés de acionar as térmicas. Para o diretor de estratégia e regulação da Engie Brasil Energia, Edson Silva, as baterias serão importantes para o segmento de distribuição, principalmente quando o mercado brasileiro evoluir para preços variando ao longo do dia. Você pode armazenar energia por algumas horas e entregar em outro período. No Brasil essa prática é comum, por exemplo, shoppings centres que usam geradores a diesel para atender no momento de maior demanda, disse ele, também presente no evento. Barros lembrou que as baterias também podem ser utilizadas pelas distribuidoras em substituição a investimentos em subestações em grandes metrópoles, onde o espaço para novas subestações é limitado. [1] Aneel defende mudanças nas regras de conexão com o crescimento do ACL Projetos no mercado livre vêm sinalizando a expansão do sistema, mas planejamento da transmissão está baseada no crescimento do mercado regulado A expansão do mercado livre no país tem levado a Agência Nacional de Energia Elétrica a considerar modificações na questão do acesso à transmissão. Ainda mais com a tendência de abertura do mercado livre cada vez maior no país, o acesso à rede tem se tornado cada vez mais importante para assegurar que os projetos consigam escoar sua produção e atender aos contratos. Não é à toa que cada vez mais projetos nos leilões aloquem um volume menor de energia no mercado regulado para liberar capacidade de geração para o livre. Apesar de estudos do Operador Nacional do Sistema Elétrico e da EPE não indicarem gargalos de transmissão para o leilão A-4 deste ano, a agência reguladora quer melhorar o equacionamento de conexão dos projetos. O diretor da agência reguladora, Sandoval Feitosa, destacou que no passado era possível de se avaliar o tema no caso a caso. Isso porque a parcela da energia para o mercado eólico era pequena em comparação com o regulado. Contudo, esta não é a sinalização atual que a autarquia vem notando. Ainda mais que o mercado livre tem sido visto como o sinalizador da expansão do setor elétrico no país. Segundo o executivo, que participou do painel de abertura do Brazil Windpower 2019, realizado em São Paulo, há dois problemas que precisam ser colocados frente a frente. O primeiro é a questão dos geradores no ACL que desenvolvem

4 o projeto com base em uma conexão e ao mesmo tempo podem perder o ponto caso exista um leilão onde um gerador feche contrato e utilize aquele local. Do outro lado alterações econômicas podem afetar o investimento dos transmissores que disponibilizam aquela conexão e podem ficar sem a remuneração pelo investimento. Precisamos dar um caminho de mais rastreabilidade e firmeza para aqueles acordos, comentou Feitosa. A solução precisa ser melhor desenhada dentro da agência e com o planejador uma vez que o planejamento de expansão da transmissão está baseado no mercado regulado. É preciso que o planejamento inclua em sua análise o mercado livre, acrescentou. Esse tema, indicou o executivo, poderá ser incluído na agenda bianual de temas a serem discutidos pelo regulador. Mas ainda não há uma definição clara quanto a isso. Além disso, pode ser discutido no âmbito do projeto de modernização do setor elétrico nacional. É possível de se discutir o tema no projeto da modernização, mas acreditamos que o próprio setor demanda essa discussão e deve provocá-la, avaliou. [1] PLD horário pode destruir ativos e gerar nova judicialização, diz executivo Debate entorno da implementação do preço horário da energia ganha tom mais acalorados entre os agentes O debate entorno da implementação do preço horário da energia, em substituição ao atual modelo semanal, já ganha tom mais acalorados entre os agentes. O diretor de Novos Negócios da Echoenergia, Claudio Ferreira, disse que é preciso estudar o impacto dessa mudança para as fontes variáveis, principalmente para o setor eólico, sob o risco de se criar um novo GSF, em alusão da judicialização dos geradores hidrelétricos que trava mais de R$ 7 bilhões no mercado de curto prazo. Quando se fala em implantar o PLD horário em janeiro de 2020 sem que tenha sido calculado o impacto para o gerador eólico, isso pode destruir uma indústria, disse o executivo durante participação no Brazil Windpower, o maior evento de energia eólica da América Latina, nesta quarta-feira, 29 de maio, em São Paulo. Segundo o executivo, na última segunda-feira, 27, foi realizado um workshop sobre o tema em Brasília em que foi apontando que em alguns momentos a diferença entre o PLD médio e horário pode ser de R$ 70,00/MWh. Quem vai pagar essa conta financeira, isso pode quebrar uma empresa, gerar uma judicialização no setor, criando um novo GSF. Precisamos ver qual é o impacto dessa mudança nos projetos eólicos sob o risco de uma judicialização, alertou Ferreira. No entanto, o executivo reconhece que a mudança do preço em patamar/semanal para horária é uma evolução que pode ser positiva, desde que os impactos sejam devidamente avaliados com antecedência. Não estamos prontos para o PLD horário entrar em janeiro de 2020, afirmou. A Echoenergia tem 700 MW em ativos em operação e mais 300 MW em construção. A diretora de Regulação da Comerc Energia, Ana Carla Petti, explicou que com o PLD horário, a entrega mensal dos geradores passará a ser contabilizada em base horária e esse é um desafio, por exemplo, para os consumidores livres precificar esse risco. O papel do comercializador é desenvolver esse produto para facilitar essa aproximação do gerador com o consumidor, disse a executiva ao explicar os impactos da mudança para o mercado livre. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 03/06/2019). 4

5 ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (01/06 A 07/06) Segunda-Feira às 10h - Lista da 21ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de Terça-Feira às 9:00h Pauta da 19ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2019 Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para a Revisão Tarifária Periódica da Elektro Redes S.A. 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 os anos de 2020 a

6 CCEE: SEG Certificação de pós-liquidação do MCSD de Energia Existente abr/19 (X+5du) Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) mai/19 (MS+1du) Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) abr/19 (X+2du) TER QUA Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras abr/19 (MS+24du) Início do período para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente jun/19 (M+2du) Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa abr/19 (X+2du) [contas setoriais] Data limite para envio da medição de consumo de combustível e geração de energia das usinas da capital para reembolso na CCC mai/19 (MS+5dc) Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo solar (se for o caso) abr/19 (X+4du) Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE mai/19 (MS+3du Até as 10h00) 6 QUI Data limite para o repasse dos créditos da Conta Bandeiras (somente às distribuidoras credoras) abr/19 (MS+26du) Data limite para exercer a opção pelo não recebimento das cotas de energia do PROINFA mai/19 (MS+4du) Data limite para Registro e Validação dos montantes de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) abr/19 (X+5du) Débito da Liquidação Financeira do MCP abr/19 (MS+26du) Início do período de solicitação de ajustes no SCDE mai/19 (MS+4du) Data limite para divulgação da apuração preliminar das cotas de energia do PROINFA mai/19 (MS+4du) Revisão do CVU PMO. Certificação da revisão do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação jun/19 (M+4du) SEX [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação do reembolso carvão na CDE mai/19 (MS+5du) Disponibilização de boleto para pagamento da contribuição associativa jun/19 (M+5du) Data limite para Registro e Validação dos montantes de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa abr/19 (X+5du) Pagamento de Penalidades mai/19 (LCmcp) [contas setoriais] Data limite para envio do consumo de combustíveis para reembolso carvão na CDE mai/19 (MS+5du) [contas setoriais] Data limite para envio das certidões para o repasse se subsídios da conta CDE (5du antes da data prevista do reembolso) Crédito da Liquidação Financeira do MCP abr/19 (MS+27du) Data limite para disponibilização dos relatórios de decisões judiciais operacionalizadas mai/19 (MS+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.