AGENDA SEMANAL. 3ª semana de abril/2019 RESUMO CLIMÁTICO: COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 06/04 a 12/04/2019 ocorreu chuva fraca a moderada na cabeceira do Iguaçu e nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, Tocantins e em pontos isolados do São Francisco. No início da semana de 13/04 a 19/04/2019 deve ocorrer pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do Tocantins. Para a semana operativa de 13/04 a 19/04/2019 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 atuação de um sistema de baixa pressão na região Centro-Oeste e no estado de São Paulo ocasiona pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do Tocantins (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 3ª semana de abril/2019 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa estabilidade nas afluências do subsistema Norte, leve recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste e Sul e recessão nas afluências do subsistema Nordeste. A previsão mensal para abril indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste e Nordeste e próxima à média histórica para os subsistemas Sul e 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 Preço de Liquidação das Diferenças PLD médio semanal para a terceira semana de abril de 2019 (13 a 19 de abril de 2019) dos submercados Sudeste e Sul subiu 3%, ao sair de R$ 181,41/MWh e ir para R$ 186,94. No Nordeste e no Norte o preço permaneceu no mínimo de R$ 42,35/MWh. Os limites de recebimento de energia do Sudeste pelos submercados Norte e Nordeste foram atingidos em todos os patamares, desacoplando o preço. As afluências de abril de 2019 foram revistas de 79% para 85% da média para o sistema, com valores mais altos que os da semana passada para todos os submercados com exceção do Sul. Ressaltamos que as afluências previstas para todos os submercados estão abaixo da média: No Sudeste, as afluências foram revistas de 89% para 92% da MLT, no Sul, de 113% para 99% da MLT, no Nordeste de 48% para 53% da MLT e no Norte - 87% para 96% da MLT. Para a próxima semana, a expectativa é que a carga prevista fique em torno de 275 MWmédios mais alta, com elevação de 265 MWmédios no Sudeste e 20 MWmédios no Nordeste, e com pequena redução de 10 MWmédios esperada apenas no Norte. No Sul a expectativa é a mesma da semana anterior. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 595 MWmédios mais altos em relação ao esperado, com elevação esperada no Sudeste (+410 MWmédios) e no Nordeste (+415 MWmédios). No Sul os níveis estão mais baixos: (-225 MWmédios), e no Norte os níveis não se alteraram. O fator de ajuste do MRE para o mês de abril foi revisto de 118,3% para 119,7% e os ESS previstos para abril de 2019 estão em R$ 323 milhões, sendo R$ 49 milhões referentes às restrições operativas e R$ 274 milhões à reserva operativa. Ressaltamos que considerando a atual conjuntura, esta previsão de encargos pode variar. 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): 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: A-4 terá contratos por quantidade para projetos fotovoltaicos Modalidade já havia sido estendida aos empreendimentos eólicos no leilão A-6 de 2018 A proposta de edital com as regras do Leilão A-4 de 2019 prevê a contratação por quantidade de energia de empreendimentos fotovoltaicos, que passam a assumir o risco de exposição no mercado de curto prazo. O documento ficará em audiência pública na página da Agência Nacional de Energia Elétrica de 10 de abril a 10 de maio. O certame é destinado à compra de energia de empreendimentos de fonte hídrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com entrega a partir de Serão negociados contratos por quantidade de 30 anos para hidrelétricas e de 20 anos para usinas eólicas e solares. Para as térmicas, a contratação de 2o anos será por disponibilidade. Dos empreendimentos cadastrados na Empresa de Pesquisa Energética, 751 são de projetos fotovoltaicos, que totalizam MW (51,3%) dos MW inscritos para o certame. A fonte eólica também cadastrou 751 empreendimentos, com MW de potência instalada (45,1% do total). Usinas a biomassa têm 19 projetos com MW cadastrados; pequenas centrais hidrelétricas 44, com 606 MW; usinas hidrelétricas entre 30 e 50 MW quatro, com 164 MW; centrais geradoras 12, com 32 MW. A minuta de edital também define a responsabilidade pelo custeio das instalações de transmissão que superarem os limites de nível curto-circuito, estabelecendo que serão usadas as regras de acesso previstas nas resoluções normativas 67 e 68, de 2004, que tratam das responsabilidades técnicas, contratuais e financeiras dos acessantes. [1] Confaz aprova criação de nota fiscal de energia eletrônica NF-3e vai possibilitar a fiscos estaduais receberem informações de arrecadação e fiscalização por meio de arquivo XML, reduzindo erros O Conselho Nacional de Política Fazendária publicou na última quarta-feira, 11 de abril, o despacho 17/19, que institui a Nota Fiscal de Energia Elétrica Eletrônica (NF-3e) e o Documento Auxiliar da Nota Fiscal de Energia Elétrica Eletrônica, (DANF3E). A NF-3e é resultado de um projeto dos fiscos estaduais do qual a Agência Nacional de Energia Elétrica participa e contribui desde o segundo semestre de Com a instituição da nota de energia eletrônica, todas as informações necessárias ao trabalho dos fiscos estaduais de arrecadação e fiscalização serão recebidas por meio de um arquivo eletrônico, no formato Extensible Markup Language, o XML. A especificação da NF-3e, que constará do Manual de Orientação do Contribuinte, foi concebida para ser compatível com o estabelecido no Módulo 11 do Prodist que disciplina os conteúdos obrigatórios das faturas de energia e nos demais regulamentos da Aneel. A emissão da NF-3e tem que ser previamente autorizada pela secretaria estadual de fazenda responsável, por meio de assinatura digital gerada com certificação digital. Neste caso, as informações da conta de energia elétrica são validadas previamente, o que reduz a probabilidade de erros e inconsistências no faturamento, e não podem ser alteradas posteriormente. [1] PLD horário reacende discussão sobre dados de entrada no Decomp Segundo diretor da PSR, a volatilidade pode ser capturada ao aperfeiçoar os dados e a forma que são inseridos para refletir a realidade operacional A perspectiva de adoção do PLD horário a partir de 2020 com a adoção do modelo Dessem pode levar a uma maior amplitude da volatilidade do valor da energia. E o problema é um velho conhecido, trata-se da incorreção nos dados de entrada do Decomp. Essa é a análise do diretor da PSR, Bernardo Bezerra. Um dos fatores que contribuem com essa perspectiva é a alocação flat das renováveis ao longo das horas do dia, desconsiderando os horários que mais ocorrem naturalmente. Segundo o executivo, só o fato de indicar que venta menos do que a realidade durante a madrugada, por exemplo, o próprio Decomp levaria a uma diferença de preços mais elevada. Parte dessa volatilidade horária pode ser capturada ao aperfeiçoar 3

4 os dados de entrada no modelo. Ainda há, contudo, uma outra discussão acerca da volatilidade de preços de um dia para o outro com a entrada do modelo no ano que vem. Na nossa visão se começar a mudar a perspectiva de vazão a cada dia por uma série de questões técnicas na formação de preços vai aumentar a volatilidade. Mas acho ainda que esse ano será de discussão sobre esse tema e de como será feito, disse ele, após participar de um seminário promovido pela Refinitiv, em São Paulo. Inclusive, lembrou ele durante a mesa redonda sobre os desafios do preço horário com o modelo Dessem, a volatilidade de preços que vemos atualmente é composta por três fatores de incerteza. O primeiro é que o atual modelo semanal é determinístico, tem-se o preço sem saber a vazão da semana que vem à frente. O segundo é que as chuvas têm uma forte influência para a perspectiva de seis meses futuros e tem peso maior que o nível atual dos reservatórios. O terceiro fator, destacou, é a mudança semanal da previsão de vazões pelo ONS. Se não fosse realizada essa alteração de previsões, na maior parte das vezes o operador teria acertado o volume de vazões. Com isso, se trouxer o arcabouço do Dessem com as mudanças das vazões diárias só veremos o aumento da volatilidade e isso traz mais ruído do que sinal para o setor, ressaltou ele em sua participação. Ao se confirmar a adoção do preço horário a partir do ano que vem outros problemas para as empresas do setor serão a questão da adaptação dos seus sistemas e dos procedimentos internos para lidar com a mudança das rotinas. Ele toma como base as demandas de agentes que chegam à PSR. Eles passarão de uma preocupação semanal para uma atualização diária dos preços de energia. A questão é como fica a governança interna das empresas diante dessa nova dinâmica das atualizações de preços, registros de contratos e mudança de posição que poderá passar a ser diferente a cada dia, avaliou. Outro aspecto que o preço horário deverá trazer é a análise de riscos das empresas, isso porque sempre atuaram por patamar de preços, apesar dos contratos apresentarem a modulação horária. Há agentes, relatou ele, que não estão olhando para o futuro e as oportunidades que podem se abrir no mercado nacional. Com a alteração do ano que vem há uma mudança na estratégia para o mercado livre das empresas, pois começam a estar mais expostas ao PLD do que no passado, essa condição ficava invisível no modelo atual pela precificação estar atrelada aos patamares de carga, cujos preços não apresentavam diferença muito significativa entre si. Além disso, com a granularidade horária as empresas deverão pensar em novos modelos de negócios como atividades de regulação de tensão, modulação de contratos de serviços, compra de energia de madrugada para fazer swaps intradiários. Segundo ele, são novas oportunidades de negócios que poderão surgir com o PLD horário. Preço nodal Com a adoção do PLD horário será possível a adoção do preço nodal, ou seja, o preço por subestação da rede do país, um nível acima de granularidade de valores de energia de acordo com sua localização e por horário. Essa é uma possibilidade, mas não no curto prazo e sim para o futuro. Até porque, destacou o diretor da PSR, os contratos atuais são regidos pela entrega no centro de gravidade e em preço por submercado, aliás, valor este que deixaria de existir para dar lugar ao preço nodal. Para ele, se essa modalidade fosse adotada sem um período de transição seria uma fonte de possível judicialização do setor por já terem os acordos as condições e ponto de entrega e valores regionais estabelecidos. Seria necessária a discussão sobre onde seria registrado o contrato o que leva a um desafio regulatório tanto para contratos no ACL quanto para o ACR. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 12/04/2019). 4

5 AGENDA DESTA SEMANA (13/03 A 19/04) ANEEL: Segunda-Feira às 10h - Lista da 14ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2019 Leilão de Geração nº 4/2019-ANEEL, denominado "Leilão A-6, de 2019", destinado à compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração. Leilões nº 5/2019-ANEEL e nº 6/2019-ANEEL, denominados Leilões de Energia Existente A-1, de 2019" e A- 2, de 2019", destinados à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes. Estabelecimento dos limites para os indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC da distribuidora Elektro Redes S.A Elektro e seus consumidores, para os anos de 2020 a Estabelecimento dos limites para os indicadores de continuidade Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC da Espírito Santo Distribuição de Energia S.A. EDP ES, para os anos de 2020 a Terça-Feira às 9:00h Pauta da 12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2019 Reajuste Tarifário Anual de 2019 da Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S.A. - ESE. Reajuste Tarifário Anual de 2019 da Companhia Energética do Rio Grande do Norte - Cosern. Reajuste Tarifário Anual de 2019 da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba. Resultado da Quinta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do Ceará - Coelce (Enel CE), a vigorar a partir de 22 de abril de 2019, 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 o período de 2020 a 2023, consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 4/

6 CCEE: SEG Liquidação Financeira de Angra I e II mar/19 (MS+11du / Z) [contas setoriais] Pagamento do reembolso carvão mar/19 (MS+15dc) [contas setoriais] Data limite para envio da medição de consumo de combustível e geração de energia das usinas do interior para reembolso na CCC mar/19 (MS+15dc) Data limite para certificação dos dados do MCSD de Energia Existente abr/19 (M+11du) [contas setoriais] Pagamento do reembolso final da CCC fev/19 (MSS+15dc) [contas setoriais] Recebimento das cotas RGR (Todo dia 15 de cada mês) [contas setoriais] Pagamento dos repasses de subsídio da conta RGR (indenização da reversão de ativos e devolução de quotas) (Todo dia 15 de cada mês) [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação do reembolso mensal da CCC e inserção das notas fiscais no sistema mar/19 (MS+15dc) 6 TER Liquidação Financeira do Regime de Cotas de Garantia Física mar/19 (MS+12du / W) Data limite para divulgação dos valores a liquidar das cessões do MCSD de Energia Existente mar/19 (X- 6du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCSD de Energia Nova mar/19 (MS+12du) Data limite para divulgação dos valores de garantias financeiras a serem aportados mar/19 (MS+12du) Data limite para disponibilização da Memória de Cálculo das Garantias Financeiras mar/19 (MS+12du) Data limite para divulgação dos resultados dos ajustes de cessão de CCEAL aos agentes mar/19 (MS+12du) QUA Débito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva mar/19 (Y) CVU PMO. Certificação dos dados e resultados do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação mai/19 (MA+17) QUI Data limite para realização de Reunião do CAd para aprovação de adesão para o mês de referência "M" (caso existam processos aptos para aprovação) abr/19 (M-8du) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira de Angra I e II mar/19 (Z+3du) Crédito da Liquidação Financeira da Energia de Reserva mar/19 (Y+1du) Data limite para divulgação dos relatórios de processamento do MCSD de Energia Existente abr/19 (M+14du) Data limite para divulgação do resultado final do MCSD de Energia Nova abr/19 (M+14du) SEX Nenhum evento encontrado no dia 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.