AGENDA SEMANAL. 4ª Semana de Março/2017 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL 4ª Semana de Março/2017 RESUMO CLIMÁTICO: No início da semana de 11 a 17/03/2017 ocorreu chuva moderada na bacia do rio Jacuí e fraca nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu e no trecho incremental à UHE Itaipu. No final da semana, ocorreu chuva fraca em todas as bacias hidrográficas do subsistema Sul. As bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e Tocan>ns apresentaram pancadas de chuva. No início da semana de 18 a 24/03/2017 deve ocorrer chuva fraca nas bacias hidrográficas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e no alto São Francisco. A bacia do rio Tocan>ns permanece com a condição de pancadas de chuva em pontos isolados. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana de 11 a 17/03/2017, foi prevista na Revisão 3 do PMO de Março/2017, para a semana de 18 a 24/03/2017, redução nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e elevação nas afluências dos subsistemas Sudeste/ Centro-Oeste e Norte. Março/ ENAs previstas 18/3 a 24/3/2017 Mês de Março Subsistema MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Tabela 1 Na Revisão 3 do PMO de Março/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO e Sul passou de R$ 222,29/MWh para R$ 204,12/MWh, do subsistema Norte se manteve em R$ 0,00/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 279,30/MWh para R$ 365,07/MWh. 1 Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 206,18 206,18 432,80 0,00 Média 2016, ,18 432,80 0,00 Leve 200,52 200,52 246,26 0,00 Média Semanal 204,12 204,12 365,07 0,00 Tabela 2 Figura 1

2 ANÁLISE PLD: O PLD para o período entre 18 e 24 de março caiu 8% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul ao ser fixado em R$ 219,10/MWh. Já o preço no Norte segue no valor mínimo (R$ 33,68/MWh) e registrou elevação de 60% no Nordeste, aumento provocado pela menor disponibilidade térmica na região, levando o PLD a R$ 386,46/MWh. Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte e recebimento pelo Nordeste foram atingidos, o que descola os preços destes submercados frente aos demais. Em março, a previsão de afluências permanece em 69% da Média de Longo Termo MLT, voltando a ficar acima da média no Sul (104%). As ENAs são esperadas em 71% da MLT no Sudeste, 24% no Nordeste e em 86% da média no Norte. A carga esperada para essa semana deve ficar em torno de 550 MWmédios mais baixa frente à previsão anterior, cerca de 150 MWmédios menor no Sudeste e 400 MWmédios no Sul. Não houve alteração na expectativa de carga para os demais submercados. Os níveis dos reservatórios do Sistema ficaram MWmédios abaixo da última previsão, sem alterações apenas no Nordeste. Foram registradas reduções no Sudeste ( MWmédios), Sul (-80 MWmédios) e Norte (-150 MWmédios). PLD Preços válidos de: 18/03/2017 a 24/03/2017 SE/CO S NE N Pesada 221,31 221,31 426,89 33,68 Media 221,31 221,31 426,89 33,68 Leve 215,21 215,21 315,55 33,68 PLD Médio 219,10 219,10 386,46 33,68 Valores em R$/MWh 2 Termos u>lizados: 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 Energé>ca): é realizado pelo ONS com a par>cipação dos agentes. Os estudos realizados em base mensal, discre>zados em etapas semanais e por patamar de carga, revistos semanalmente fornecem metas e diretrizes a serem seguidas pelos órgãos execu>vos da Programação Diária da Operação Eletroenergé>ca e da Operação em Tempo Real. SIN (Sistema Interligado Nacional): Sistema cons>tuído 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 par>r de fluxos de água): o volume de energia que pode ser produzido a par>r 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 Execu#vo do Programa Mensal de Operação PMO).

3 DESTAQUES DA SEMANA: Preços de energia no mercado livre seguem tendência de alta Proximidade de novos parâmetros do CVaR e vazões abaixo da média leva setor a posicionar-se e não depender do mercado de curto prazo Cada vez mais as geradoras e consumidores estão com as atenções voltadas para o céu. Com a proximidade do encerramento do período úmido e face o atual nível de vazões que são classificadas como piores na temporada 2016/2017 ante a que foi registrada entre 2015/2016, uma nova janela de oportunidade de gerar receita com a energia no mercado de curto prazo parece estar próxima. Essa possibilidade parece estar mais clara com os novos parâmetros do CVaR que entram em vigor a par>r de maio o que pode posicionar o spread pago pela energia entre R$ 30 a R$ 80/MWh ainda este ano. Apesar de os agentes já terem precificado o valor da energia quando da decisão do governo em adotar a medida referente o modelo de percepção de risco, a meteorologia terá papel importante no bimestre março-abril. De acordo com a gerente Comercial da StatkraR, Fabiana Polido, é necessário esperar o que acontecerá nesse período para se ter uma clareza maior sobre o patamar de preços para o mercado de curto prazo. 3 Há uma tendência de alta de preços por falta de performance de chuvas do período úmido 2016/2017 que está fraco, comentou Fabiana. Contudo é necessário aguardar essa quaresma até final de abril, se as vazões não forem sa>sfatórias o spread pode chegar a R$ 80/MWh, destacou a execu>va durante evento sobre bioeletricidade promovido pela Única e Cogen, nesta quinta-feira, 16 de março. Contudo a representante da StatkraR ressaltou ainda que é importante lembrar da vola>lidade que marca o PLD, mas que a tendência é de alta. O setor sucroenergé>co pode ter uma oportunidade boa de preços mesmo com as chuvas de abril por conta do cenário que vivemos e o movimento de migração para o ACL por consumidores especiais, avaliou. O gerente de bioeletricidade da Única, Zilmar Souza, concorda que há uma possibilidade de que o segmento possa ver uma nova onda de oportunidade de geração de receitas com a venda de energia no curto prazo. Contudo, ele adota um posicionamento conservador ante o atual momento. Realmente, mas é uma possibilidade ainda, o cenário é incerto e não temos como prever além de 15 dias. Se vier essa elevação de preços junto ao aumento da demanda e a oferta não acompanhar, o preço aumentará no curto prazo. Isso es>mula a geração adicional na bioeletricidade não somente da cana de açúcar, mas pode viabilizar a contratação de outras biomassas como a casca de arroz e o cavaco de madeira para aumentar a geração de curto prazo, indicou. Mas, ressaltou que este não é o sinal de para que o segmento volte a inves>r em novas capacidades de geração, trata-se de um cenário conjuntural de Ampliar os inves>mentos, con>nuou, depende muito da sinalização de polí>cas púbicas. Fabiana Polido lembrou que o mercado a R$ 100/MWh para as usinas de açúcar e etanol não é um bom patamar para a venda no MCP. E que nos úl>mos meses a queda de preço inviabilizou a geração de excedentes. Apesar disso, a queda de preços também viabilizou migração dos consumidores especiais para a energia incen>vada. Para ter ideia, a migração do ACR para ACL chegou a gerar 60% de economia. E afirmou que o mercado livre con>nuará a crescer com essa migração de consumidores especiais, levando à manutenção do preço desse produto em patamar mais elevado, com spread de pelo menos R$ 30 a R$ 35/MWh. Essa perspec>va de aumento de preços no mercado livre pós maio é vista no movimento de comercialização de energia na plataforma eletrônica BBCE. De acordo com o presidente da empresa, Victor Kodja, estão sendo registrados recordes de negociação como o reportado na úl>ma terça-feira, 14 de março, com 184,7 MW em negócios, bem como no primeiro bimestre com MW. Esse resultado, destacou Kodja pode ser interpretado como uma resposta dos agentes a se posicionarem quando o período seco chegar. Essa leitura toma como base o fato de que os produtos mais negociados têm sido o de entrega entre

4 maio a dezembro de 2017 e o de curto prazo. Esse pode ser visto como um reflexo do aumento da aversão ao risco do CVaR sim. Com as chuvas abaixo da média histórica as empresas estão procurando se posicionar, analisou. Os valores da energia para abril estavam sendo fechados no patamar de R$ 250/MWh, já para o mês de maio havia propostas de compra a R$ 230/MWh e de venda a R$ 309/MWh enquanto houve negócios fechados a R$ 275/MWh. E a tendência, confirmou Kodja, é de que os preços sigam a curva de alta até abril. [1] Novos parâmetros de CVaR trarão bandeira amarela em 2017 Tendência é de que sinalização seja acionada em todo o restante do ano por aumento nos preços de energia A alteração dos parâmetros de aversão ao risco do modelo CVaR, cujos novos índices serão u>lizados a par>r de maio, deverá levar a uma antecipação do despacho térmico e, consequentemente, ao acionamento da bandeira amarela pelo restante do ano. A es>ma>va é corroborada pela perspec>va de elevação do PLD entre R$ 50/MWh a R$ 100/MWh feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. E, a depender da hidrologia, a vermelha poderá ser adotada. 4 O superintendente de Regulação dos Serviços de Geração da Aneel, Chris>ano Vieira da Silva, acredita na manutenção dessa sinalização tarifária pelo restante do ano. Contudo, ele disse que ainda não é possível afirmar se será necessário chegar à bandeira vermelha em Con>nuando com os parâmetros que temos hoje, a sinalização é de bandeira amarela e isso é importante porque o sistema antecipa o sinal de energia mais cara e permite que o consumidor adote conduta mais racional por conta dos preços, comentou ele em evento realizado pela Thomson Reuters. O gerente de preços da CCEE, Rodrigo Sacchi acrescentou ainda que a elevação prevista com os novos parâmetros é o resultado da busca pela redução do distanciamento entre o preço versus a operação real do sistema. A perspec>va de preços mais altos do PLD com a sinalização de mais despacho térmico, contudo, deverá trazer ao sistemas as térmicas de CVU mais baixo. Consequentemente, teremos uma trajetória de armazenamentos mais elevados e mais segurança de fornecimento, disse o execu>vo da CCEE. Com a antecipação térmica mais barata podemos reduzir a par>cipação das mais caras, e apesar do preço mais elevado no inicio, teremos menor variação de valores, acrescentou ele. Esse posicionamento surge como uma resposta à afirmação do assessor da presidência da Tradener, José Siqueira, que lembrou durante debate que o importante para o setor é o preço da energia e que há um erro que classificou como inadmissível no país. Ele destacou que a operação do ONS está aderente às necessidades do setor o que significa levar ao despacho fora da ordem de mérito. Mas que os preços não refletem essa necessidade, o que acaba gerando bilhões em ESS. Ele afirmou que o encargo ESS é necessário sim, mas para restrições elétricas, erros de percepção de risco e de modelagem e mesmo de dados... e isso gerar ESS é inadmissível. Para ele, a correta previsão de vazões é fundamental e que isso está em segundo plano atualmente, pois há desvios entre o projetado e o realizado que batem a casa de 30% de diferença. Segundo ele, mudança da calibragem e repercussão no preço é consequência. Para o execu>vo da Tradener, o que não pode ocorrer é a não percepção de risco e que vola>lidade de preços deve ser natural e não originada por erros. De acordo com a assessora da diretoria da EPE, Angela Livino, a revisão dos parâmetros do CVaR e a própria futura adoção da SAR tem como obje>vo trazer um custo mais real ao dia a dia da operação do sistema. As mudanças visam capturar esse perfil de risco do operador. Essa perspec>va de evolução de modelos de risco tendem, de fato, a levar a preços mais altos. Agora, acrescentou é importante que o país caminhe para um modelo que capture adequadamente a operação futura, com a maior presença de fontes intermitentes. [1]

5 ONS quer testar modelo de resposta demanda ainda este ano Proposta prevê remunerar financeiramente grandes indústrias que reduzirem o consumo de eletricidade em momentos de alta demanda do sistema elétrico O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) quer implementar no Brasil um conceito conhecido internacionalmente como "resposta da demanda", que consiste em incen>var grandes indústrias a reduzirem o consumo de energia elétrica nos momentos em que o sistema está com pico de demanda ou escassez de recursos de geração. Segundo a en>dade, a aplicação desse conceito pode reduzir o uso de termelétricas, cujo custo emergencial de produção é muito mais elevado, contribuindo para redução da tarifa de energia para todos os consumidores brasileiros. "Isso de certa forma é algo que já é contemplado na legislação desde a reforma de Com tantas coisas para fazer ao longo desses anos, só agora é que vamos efe>var esse mecanismo de resposta da demanda", informa o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, em entrevista à Agência CanalEnergia nesta quarta-feira, 15 de março. 5 Barata conta que o projeto piloto está sendo desenvolvido em parceria com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e com a Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres (Abrace), en>dade que representa gigantes industriais como Braskem, DOW, Alcoa, Gerdau e Votoran>m. O execu>vo explica que essas empresas conhecem bem esse >po de mecanismo, pois já o realiza em suas unidades localizadas em outras partes do mundo. "Muitos dos nossos grandes consumidores já têm essa prá>ca no exterior. Nós estamos desenvolvendo um projeto piloto usando os conhecimentos teórico e prá>co." A proposta inicial em discussão prevê u>lizar dois produtos para incen>var a redução do consumo, um para o dia em curso (intraday) e outro para o dia seguinte (day-ahead). Dessa forma, com base no custo de geração, o ONS e os agentes irão avaliar se é mais vantajoso reduzir a demanda ou chamar a geração complementar para atender aquela necessidade elétrica. "Os grandes consumidores conhecem detalhadamente seus processos produ>vos, eles podem dizer se preferem reduzir a demanda ou não com base no preço ofertado." Atualmente, sempre que há um pico de consumo de energia ou uma perda repen>na de geração, o ONS precisa chamar as térmicas. Dependendo do >po de combus^vel e do contrato, o custo do MWh pode ultrapassar R$ 1 mil. "Isso serviria, principalmente, para fazer a modulação da geração intermitente. Como as eólicas variam muito, se houver uma redução da geração eólica, ao invés de aumentar a geração térmica, eu posso reduzir a carga", explica Barata. A aplicação do conceito de resposta da demanda está em gestação. O assunto precisa ser discu>do com a Aneel, pois segundo Barata precisaria ser criada uma regulação provisória que permi>sse testar a funcionalidade desse novo mecanismo. "A ideia é colocar o projeto piloto em funcionamento ainda este ano, para que no ano que vem possamos implementar esse produto de resposta da demanda", adianta. [1] Adesão ao mercado livre deve crescer com novas regras de medição e faturamento Resolução da Aneel, válida a par#r de hoje, norma#za prazos e dá isonomia no tratamento entre consumidores livre e ca#vos O surgimento de novos consumidores livres deve ganhar um novo impulso a par>r de desta quarta-feira, 15 de março, quando entra em vigor uma série de medidas visando facilitar o tratamento dado a clientes que desejam sair do mercado ca>vo das distribuidoras. Esse é o espírito da resolução norma>va 759/2017 da Agência Nacional de Energia Elétrica, que aprimora e, principalmente, simplifica os procedimentos rela>vos ao Sistema de Medição e Faturamento (SMF) para instalações conectadas ao sistema de distribuição. A ideia da norma é desburocra>zar os requisitos do SMF, eliminando redundâncias para quem migra de ambiente.

6 Entre as melhorias com a nova legislação está a dispensa de aprovação dos projetos de SMF por parte do Operador Nacional do Sistema Elétrico, a dispensa do medidor de retaguarda para consumidores livres e, especialmente, a adoção de tratamento isonômico entre consumidores livres e ca>vos por parte das distribuidoras, no tocante à padronização técnica. Sem a série de exigências técnicas que encareciam e davam morosidade à migração para o ambiente de livre contratação, a expecta>va é pelo crescimento do interesse na migração de mercado atualmente há em torno de 180 mil empresas do grupo A ca>vas. "A redução de custo no procedimento burocrá>co é o maior incen>vo que um cliente livre em potencial pode ter para optar por essa migração. Acreditamos que, com a norma em vigor a par>r de hoje, haja uma redução de pelo menos 25% em média do custo de adequação _sica para a migração", avalia o gerente de Inteligência de Mercado e Gestão de Energia da Thymos Energia, Sami Grynwald, para quem o processo se tornou muito melhor para as empresas se comparado às regras an>gas, cujas exigências passavam pela especificação dos medidores para cliente saídos do mercado ca>vo das distribuidoras. 6 A resolução 759/2017 norma>za ainda uma série de prazos para as concessionárias de distribuição operacionalizarem a desvinculação com os consumidores que optarem pelo ambiente livre. No geral, as distribuidoras passam a ter, no máximo, 180 dias para concluir todos esses procedimentos, incluindo a instalação de equipamentos e a elaboração de relatórios técnicos. Para Grynwald, se for levada em conta a estrutura das empresas e as suas capacidades de atendimento, o prazo é adequado, embora possa vir a ser reduzido com o passar do tempo à medida em que diminuir a complexidade para as distribuidoras. [1] Valor pago indevidamente pela receita de Angra 3 será devolvido imediatamente ao consumidor Anúncio foi feito pela Aneel nesta terça-feira, 14. Devolução terá impacto médio de 1,2% A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica vai determinar a devolução imediata ao consumidor dos valores pagos até agora pela inclusão indevida na tarifa em 2016 de R$ 1,8 bilhão referente à cobrança pela geração de Angra 3. A decisão anunciada pelo diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, levará a uma redução média na tarifa de 1,2% para cada mês pago pelo consumidor. A devolução será oficializada na reunião pública semanal do dia 28 de março, quando a diretoria vai deliberar sobre a re>rada da cobrança por todas as concessionárias de distribuição, sem aguardar o processo tarifário de cada uma delas. De imediato, as tarifas em vigor passarão a refle>r a exclusão do encargo, e a previsão da agência é de que o valor que pago seja devolvido entre abril e maio, de acordo com o ciclo de faturamento de cada empresa, já corrigido pela Selic. Sabidamente, e infelizmente, houve um equívoco, reconheceu Rufino, ao se referir à inclusão do custo da receita fixa de Angra 3 no Encargo de Energia de Reserva, sem que a usina tenha entrado em operação. O diretor destacou que a decisão da Aneel é uma forma de prestação de contas ao consumidor. O R$ 1,8 bilhão que seria pago ao longo do ciclo tarifário 2016/2017 não foi cobrado integralmente. No caso da Light, por exemplo, que teve o reajuste em novembro do ano passado, o valor foi incluído em apenas três dos doze meses do período de vigência da tarifa. Todos sabem da complexidade de um processo tarifário. E, via de regra, a tarifa reflete uma previsão do que vai acontecer nos próximos 12 meses, jus>ficou Rufino, antes de destacar que o processo tarifário é robusto o suficiente para que, na ocorrência de equívocos, eles possam ser corrigidos automa>camente no processo tarifário subsequente. Ele explicou que o valor foi incluído porque havia previsão da entrada em operação da usina no ano passado. As obras de Angra 3 estão paralisadas desde Para o diretor André Pepitone, o consumidor de energia não foi prejudicado porque o valor seria necessariamente devolvido à tarifa com a correção prevista. [1]

7 Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 17/03/2017). 7

8 AGENDA DESTA SEMANA (18 A 24/03) ANEEL: Segunda-Feira às 10h Lista da 11ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de Revisão da cobertura tarifária do Encargo de Energia de Reserva Revisão da Receita Anual Permitida dos contratos de concessão relativos a empreendimentos licitados. Análise dos efeitos financeiros decorrentes de recontabilizações da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE anteriores a janeiro de Ressarcimento do custo incorrido na Conta de Desenvolvimento Energético CDE decorrente de registro irregular de contrato bilateral celebrado entre a compradora Energisa Mato Grosso S.A. - EMT e a vendedora Novo Mundo S.A Terça-Feira às 9h Pauta da 9ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia Paulista de Força e Luz CPFL Paulista em face da Resolução Homologatória nº 2.056/2016, que homologou o Reajuste Tarifário Anual da Recorrente e deu outras providências.

9 CCEE: SEG TER Data limite para divulgação dos relatórios de processamento do MCSD - mar/17 (M+14du) Data limite para o aporte das garantias financeiras (exceto para agentes de distribuição) fev/17 (MS+15du) CONER. Certificação do demonstrativo das receitas e despesas da conta de Energia de Reserva - fev/17 QUA QUI Data limite para disponibilizar os relatórios de pós-pagamento de penalidades - fev/17 (LCmcp+3du) 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 mar/17 (M-12du) 9 SEX Data limite para divulgação da Apuração de Penalidades de Energia - jan/17 (MS+35du) Data limite para divulgação dos Relatórios de Desconto da TUSD/TUST - jan/17 (MS+35du) Débito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva - fev/17 (Y) Data limite para envio da cópia física autenticada dos CCEALs para fins de recomposição de lastro de usinas em atraso - fev/17 (Recebimento e protocolo na CCEE até 10du após a data limite para registro do CCEAL) Data limite para realização de Reunião do CAd para aprovação de adesão para o mês de referência "M" (caso existam processos aptos para aprovação) - mar/17 (M-8du) 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.