AGENDA SEMANAL. 1ª Semana de Fevereiro/2017 COMPARATIVO

AGENDA SEMANAL 1ª Semana de Fevereiro/2017 RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 21 a 27/01/2017 ocorreu precipitação nas bacias hidrográficas do subsistema Sul, no Paranapanema, no Tietê, no Grande, no Paranaíba, no Tocantins e na calha principal do Paraná. No início da semana de 28/01 a 03/02/2017 a precipitação fica restrita às bacias hidrográficas do subsistema Sul, ao Paranapanema e ao Tietê devido a atuação de áreas de instabilidade sobre essas regiões. No final da semana as áreas de instabilidade ocasionam chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paranaíba, no alto São Francisco e no alto Araguaia. Essas previsões são ilustradas na Figura 1 abaixo. COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana passada, prevê-se para esta semana operativa, aumento nas afluências de todos os subsistemas. A previsão para as afluências médias mensais do mês de fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul, cuja previsão apresenta-se acima dessa média. A tabela 1 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e para o mês de fevereiro. Fevereiro/2017 - ENAs previstas 28/01 a 03/02/2017 Mês de Fevereiro Subsistema MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO 56.372 85 59.529 86 S 8.836 113 9.729 117 NE 4.370 31 3.791 26 N 6.724 57 8.972 64 Tabela 1 No PMO de Fevereiro/2017, o valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 110,21/MWh para R$ 80,44/MWh e do subsistema Nordeste passou de R$ 148,32/MWh para R$ 176,69/MWh. Patamares de CMO (R$/MWh) Carga SE/CO S NE N Pesada 81,12 81,12 179,74 81,12 Média 81,12 81,12 179,74 81,12 Leve 79,25 79,25 171,33 79,25 Média Semanal 80,44 80,44 176,69 80,44 Tabela 2 1 Figura 1

ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças PLD para o período entre 28 de janeiro e 3 de fevereiro caiu 23% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte ao passar de R$ 129,9/MWh para R$ 100,64/MWh. O preço no Nordeste foi fixado em R$ 171,33/MWh, aumento de 23% frente ao PLD da semana anterior. Os limites de intercâmbio referentes ao recebimento de energia do Nordeste são atingidos, fazendo com que os preços deste submercado fiquem descolados em relação aos demais. As afluências verificadas em janeiro devem ficar em 68% da Média de Longo Termo MLT, acima da média apenas no sul. Em fevereiro, as ENAs são esperadas em 77% da MLT para o Sistema, também superior à média somente no Sul (116%) e abaixo nos submercados Sudeste (86%), Nordeste (26%) e Norte (64%). 2 A expectativa de carga para a próxima semana está 370 MWmédios inferior à prevista na última semana com redução no Sul (-390 MWmédios) e no Norte (-100 MWmédios). As cargas esperadas para o Sudeste e Nordeste ficaram 95 MWmédios e 25 MWmédios mais altas, respectivamente. Os níveis dos reservatórios do Sistema estão aproximadamente 280 MWmédios abaixo da previsão anterior, índice impactado pela redução esperada no Sul (-180 MWmédios) e no Nordeste (-300 MWmédios). No Sudeste, os níveis registraram elevação de 200 MWmédios com leve alta no Norte (+5 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para janeiro foi estimado em 106,5% e a previsão para fevereiro é de 113,9%. Os Encargos de Serviços do Sistema ESS são esperados em R$ 229 milhões em janeiro, sendo R$ 178 milhões referentes à segurança energética. Já para fevereiro, o ESS previsto é de R$ 102 milhões com o montante de R$ 99 milhões associado à segurança energética. PLD Preços válidos de: 28/01/2017 a 03/02/2017 SE/CO S NE N Pesada 101,31 101,31 171,33 101,31 Media 101,31 101,31 171,33 101,31 Leve 99,46 99,46 171,33 99,46 PLD Médio 100,64 100,64 171,33 100,64 Valores em R$/MWh 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 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).

DESTAQUES DA SEMANA: Proposta da Abraceel limita republicação do PLD aos casos de erro intencional de agentes Sugestão é de que Aneel reabra a discussão para corrigir os problemas da regra atual Uma proposta apresentada no último dia 19 de janeiro à Agência Nacional de Energia Elétrica sugere limitar a republicação do Preço de Liquidação das Diferenças aos casos em que houver erro resultante da atuação intencional de um dos agentes envolvidos. Nesta situação, propõe a Associação Brasileira de Comercializadores de Energia, o novo valor do PLD seria republicado em até 12 meses, e seus efeitos seriam sentidos na contabilização dos meses em que ele foi alterado. Para a Abraceel, essa mudança restringiria o prejuízo financeiro aos responsáveis por ele. Pivô da primeira grande polêmica do ano, o preço definido semanalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica pode ser alterado quando houver erros na inserção de dados dos modelos matemáticos de operação e de formação de preços; problemas no código fonte em qualquer programa da cadeia de modelos ou na representação de qualquer componente do sistema. É o que diz a Resolução Normativa 568, aprovada pela Aneel em 2013 e contestada por várias associações do setor. A norma da agência prevê a republicação quando a diferença entre o PLD recalculado e o valor original for superior a 10% do PLD mínimo em vigor. Seus efeitos incidirão nas semanas operativas do mês que não tiveram o resultado do aporte de garantias divulgado pela Câmara no momento em que for dada a autorização da Aneel para a revisão dos valores. O presidente executivo da Abraceel, Reginaldo Medeiros, afirma que já existe o reconhecimento por parte do diretor-geral da agência, Romeu Rufino, de que será necessário rediscutir o assunto, com a abertura de uma nova audiência pública para reavaliar em que situações será permitido republicar o PLD. No ano passado, a Abraceel já havia pedido a instalação de audiência, em ofício conjunto com a Associação Brasileira de Cogeração de Energia. Para os comercializadores, mesmo fora da agenda regulatória aprovada pela agência para 2017, o assunto deve entrar em debate nas próximas semanas. A republicação do preço de referência do mercado de curto prazo sempre foi motivo de discórdia entre os agentes que atuam nesse mercado, a Aneel a as instituições responsáveis pelo planejamento de operação do sistema e pela contabilização das operações. Historicamente, republicar o PLD é uma coisa que o mercado sempre foi contra. Ele é publicado uma semana antes e o sistema é operado. Portanto, não faz sentido republicar porque aquele custo que resultou naquela operação do sistema já tinha sido dado, argumenta Medeiros. Ele reforça que os agentes operam o sistema de acordo com o Custo Marginal de Operação - considerado no cálculo do PLD -, e a regra diz que esse custo é definido ex- ante. Você baseia sua decisão no custo daquele momento. O caso mais recente de mudança do PLD foi a republicação dos valores da primeira semana operativa de janeiro nos quatro submercados regionais (Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste). O motivo alegado pela foi a inconsistência na representação no modelo da energia armazenada em reservatórios do subsistema SE/CO. A possibilidade de entrar com uma ação judicial contra a decisão será avaliada pelo conselho de administração da Abraceel, que se reúne para tratar do assunto nesta quinta-feira, 26. Em consulta preliminar feita pela entidade aos associados, 32 deles votaram contra a proposta de questionar judicialmente a decisão, enquanto 24 foram favoráveis. A palavra final vai caber ao conselho, mas a tendência é de que os conselheiros acatem a posição da maioria. Em dezembro do ano passado, outro erro na inserção dos dados de entrada dos modelos resultou na republicação do PLD de novembro e das três primeiras semanas operativas de dezembro. As reações negativas a esse tipo de decisão vêm de longa data e resultaram na aprovação da regra atual, que esta longe ser consenso entre os agentes. O histórico de ocorrências mostra que entre 2010 e 2011 foi feita a republicação do PLD de 58 das 100 semanas operativas. Para as associações empresariais do setor elétrico é necessário mais discussão e transparência no tratamento dos dados dos modelos computacionais do setor. [1] 3

Liminar suspende parte dos custos da CDE pagos por tecelagem Valor deduzido da tarifa paga a AES Eletropaulo representa redução de 28% da Tusd da empresa A Agência Nacional de Energia Elétrica recalculou o valor da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição paga pela Santa Constância Tecelagem Ltda., com a retirada de despesas da Conta de Desenvolvimento Energético que tiveram a cobrança suspensa por decisão judicial em setembro do ano passado. A liminar concedida pelo juiz da 16ª Vara da Justiça Federal em Brasília permitirá redução estimada da Tusd em 28%. A suspensão do pagamento de parte da CDE contestada pela tecelagem é retroativa a setembro de 2016. Um segundo pleito da Santa Contancia que deve ser decidido no julgamento do mérito da ação é o ressarcimento de valores que foram pagos desde 2015. Essas parcelas somariam em torno de R$ 400 mil, pelos cálculos do advogado Urias Martiniano Neto, do escritório de advocacia Tomanik Pompeu. Ele afirma que a redução de custo para a empresa poderá ter um impacto ainda maior, caso se confirme a cobrança dos consumidores das indenizações a serem pagas às transmissoras de energia por instalações não amortizadas da Rede Básica existente em maio de 2000. A rubrica que cobre essas indenizações é a Reserva Global de Reversão, um dos itens de despesas questionados nas ações contra a CDE. Os novos valores das componentes tarifárias da Tusd e da Tarifa de Energia para as unidades consumidoras da tecelagem, que são atendidas pela AES Eletropaulo, foram publicados pela agencia no último dia 23, em cumprimento à determinação judicial. Caso a liminar seja revogada, os valores serão revistos pela Aneel nos processos tarifários posteriores da distribuidora. Martiniano Neto explica que além de afastar o pagamento de despesas da CDE consideradas ilegais, a medida judicial também protege a empresa do impacto financeiro de outras decisões que suspenderam o pagamento da parte controversa da conta por outros grandes consumidores industriais. A primeira liminar contra o aumento de custos do fundo setorial foi obtida em 2015 pela Associação Brasileira da Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres em favor de seus associados. Há outras decisões favoráveis em processos de empresas e da Associação Nacional dos Consumidores de Energia. Havia ainda uma liminar da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica que protegia as distribuidoras da perda de arrecadação da CDE. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 27/01/2017). 4

ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (28 A 03/02) 30.01 segunda-feira às 10 h Lista da 4ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2017 Proposta apresentada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE para operacionalizar o Despacho nº 3.259/2016, que decidiu possibilitar o registro retroativo de acordos bilaterais para a contabilização referente aos meses de maio a dezembro de 2016 e deu outras providências. 31.01 Terça-Feira às 9 h 3ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL Resultado da Audiência Pública nº 91/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras tarifárias e definição das faixas de acionamento e dos adicionais para o ano de 2017. Proposta de abertura de Audiência Pública, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Estrutura Tarifária das Permissionárias, objeto do Submódulo 8.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET. 5 Atualização dos valores da Parcela B, constantes no Submódulo 8.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET. Recurso Administrativo interposto pelas empresas Energisa Comercializadora S.A., BTG Pactual Comercializadora de Energia Ltda., Comerc Comercializadora de Energia Elétrica Ltda., Delta Comercializadora de Energia Ltda., NC Energia S.A. e Queiroz Galvão Comercializadora de Energia Ltda. em face do Despacho nº 1.729/2015, emitido conjuntamente pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado SRM e pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração SRG, que negou provimento a Requerimento Administrativo interposto pelas Recorrentes de recálculo do Preço de Liquidação de Diferenças PLD do mês de abril de 2015. Pedidos de Reconsideração, com pedido de efeito suspensivo, interpostos pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa Abragel e pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica Apine, em face do Despacho nº 2.202/2016, que determinou à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE a adoção de providências operacionais via Mecanismo Auxiliar de Cálculo MAC para que os efeitos financeiros referentes aos meses de janeiro a dezembro de 2014 oriundos da decisão liminar favorável aos empreendedores do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA relativa ao Fator de Ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia MRE GSF, sejam assumidos pelas usinas hidrelétricas participantes do MRE, e deu outras providências.

CCEE: SEG 30.01 TER 31.01 Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do MCSD - dez/16 (X+2du) Data limite para disponibilizar os Relatórios do Processamento da Contabilização - dez/16 (MS+21du) Data limite para divulgação do resultado da alocação de geração própria - dez/16 (MS-2du) Data limite para divulgação dos valores a liquidar das cessões do MCSD - jan/17 (X+2du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades - jan/17 (MS+22du) Data limite para certificação e divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP - dez/16 (MS+22du) QUA 01.02 Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) - jan/17 (1 du) 6 QUI 02.02 SEX 03.02 Certificação de pós-liquidação do MCSD - dez/16 (X+5du) Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras - dez/16 (MS+24du) RRV final. Certificação dos dados e resultados do Reajuste da Receita de Venda - dez/16 (10 de MSS - 6du) Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE - jan/17 (MS+3du Até as 10h00) Pós-Liquidação e Certificação de pós-liquidação de energia de reserva - dez/16 (Y+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.