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

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Na primeira semana do mês de janeiro/2019 ocorreu chuva fraca nas bacias hidrográficas dos subsistemas Sul, Sudeste/Centro-Oeste e no Tocantins. Nas semanas posteriores a precipitação voltou a ficar restrita às bacias hidrográficas da região Sul. As bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu apresentaram anomalia positiva de precipitação, enquanto as demais bacias hidrográficas de interesse do SIN permanecem com chuva abaixo da média histórica. As bacias hidrográficas da região Sul apresentaram chuva fraca. As bacias dos rios Tietê, Grande e Tocantins permaneceram apresentando pancadas de chuva em pontos isolados. No início da semana de 26/01 a 01/02/2019 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do Tocantins, Paranapanema e do trecho montante a UHE Três Marias no São Francisco. Para a semana operativa de 26/01 a 01/02/2019, 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 áreas de instabilidade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste no início da próxima semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do Tocantins, Paranapanema e do trecho montante a UHE Três Marias no São Francisco (Figura 1). No decorrer da semana a atuação do sistema de alta pressão nas regiões Sul e Sudeste dificulta a ocorrência de precipitação nas bacias hidrográficas de interesse do SIN. 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 fevereiro/2019 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, leve aumento nas afluências do subsistema Norte, recessão nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e estabilidade nas afluências do subsistema Sudeste. A previsão mensal para fevereiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, com destaque para o subsistema Nordeste com previsões significativamente abaixo da média. 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 26 de janeiro e 1º de fevereiro passou de R$ 178,76/MWh para R$ 337,10/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. No Nordeste e no Norte, o preço saiu do piso (R$ 42,35/MWh), sendo fixado em R$ 137,55/MWh e R$ 83,06/MWh respectivamente. O aumento do PLD em todos os submercados é reflexo da previsão mais pessimista de afluências para o Sistema. Em janeiro, as afluências devem ficar em 65% da Média de Longo Termo - MLT com índices previstos em 64% no Sudeste, 101% no Sul, 38% no Nordeste e em 80% da MLT no Norte. Para fevereiro, a previsão de ENAs para o SIN é de 67% da média histórica. A carga esperada para a próxima semana, deve ficar em torno de MWmédios mais baixa, com redução esperada principalmente no Sudeste (-700 MWmédios). As demais reduções são de 65 MWmédios no Sul, 315 MWmédios no Nordeste e de 40 MWmédios no Norte. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de MWmédios abaixo da última previsão com registro de queda no Norte (-85 MWmédios) e, sobretudo, no Sudeste ( MWmédios). No Sul, os níveis são os mesmos da semana passada, enquanto no Nordeste estão cerca de 210 MWmédios mais altos. O fator de ajuste do MRE para o mês de janeiro está estimado em 161,8% e em R$ 155,2% para fevereiro. O ESS esperado para janeiro é de R$ 238 milhões, sendo R$ 76 milhões referentes à restrição operativa e os demais R$ 161 milhões por contada reserva operativa de potência. Para fevereiro, a previsão é de R$ 60 milhões, referentes apenas às restrições operativas. A CCEE ressalta que, considerando a atual conjuntura, esta previsão de encargos pode variar. A partir de fevereiro de 2019, o modelo DECOMP passa a ser processado com a versão 29, aprovada pelo Despacho ANEEL nº 3.206/ 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: Bandeira tarifária continua verde em fevereiro Segundo a Aneel, a estação chuvosa ainda está em andamento e o nível dos reservatórios das hidrelétricas deve melhorar A bandeira tarifária continuará verde em fevereiro, apesar do aumento do Preço de Liquidação das Diferenças e das chuvas abaixo da média em janeiro. A justificativa da Agência Nacional de Energia Elétrica para a manutenção do sinal para o consumidor é que a estação chuvosa está em curso, propiciando elevação gradativa da produção de energia pelas usinas hidrelétricas e melhora do nível dos reservatórios, com a consequente recuperação do risco hidrológico. A bandeira verde indica um cenário melhor em termos de custo de geração de energia, sem repasse adicional desse custo para a conta do consumidor. Na reunião mensal de janeiro, realizada no último dia 10, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico avaliou que a probabilidade era de pouca chuva para as semanas seguintes, mas o abastecimento de energia elétrica no Sistema Interligado estava garantido e não haveria necessidade de acionamento de usinas térmicas mais caras. O consumo do Sistema Interligado Nacional tem, no entanto, batido recordes, e a previsão do Operador Nacional do Sistema Elétrico para fevereiro é de crescimento de 7% na carga do SIN, em razão do aumento das temperaturas. [1] Ministro reforça prioridade para solução do risco hidrológico Em café da manhã com jornalistas, Bento Albuquerque falou sobre temas com Itaipu, Angra e reforma do setor elétrico O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, reforçou em café da manhã com jornalistas que acredita poder resolver em 30 dias o impasse do risco hidrológico, tão logo o Congresso retome os trabalhos em fevereiro. Albuquerque informou que o governo vai apoiar a solução para os débitos do GSF prevista no Projeto de Lei , que tramita na Câmara, e uma solução estrutural que inclui a reavaliação das garantias físicas das usinas hidrelétricas e a discussão sobre o papel do Mecanismo de Realocação de Energia. O tema é o primeiro da lista de prioridades apresentada pelo ministro nesta quarta-feira, 23 de janeiro. O risco hidrológico é um problema recorrente. É uma das nossas prioridades. Acredito que podemos lograr êxito em resolver o problema nos próximos 30 dias, tão logo o Congresso assuma e inicie seus trabalhos, disse o almirante. Outro ponto importante destacado pelo ministro é a renegociação com a Paraguai das bases financeiras do Tratado de Itaipu, o chamado Anexo C, que envolve o preço e a disponibilidade da energia vendida ao mercado brasileiro. As bases atuais terão de ser revistas em A retomada da usina nuclear Angra 3 foi definida pelo ministro como um dos três pilares da política nuclear brasileira. Ele anunciou que será montada uma estrutura de governança coordenada pelo Programa de Parcerias de Investimentos para definir o modelo de parceria com o setor privado e acompanhar a execução da obra até sua entrada em operação em Falei durante a minha posse que a questão tem que ser discutida sem preconceito, disse Albuquerque, lembrando que trabalhou durante muitos anos no programa nuclear da Marinha. A modernização do modelo do setor elétrico também faz parte da agenda de trabalho do ministério, e a promessa do ministro é ouvir todos os segmentos interessados. Em relação aos encargos setoriais, a visão é de que eles têm de ser transparentes, eficientes e direcionados. Na questão dos subsídios, o ministro destacou especificamente a necessidade de avaliar a conveniência dos descontos aplicados aos consumidores que migram para o ambiente livre e se beneficiam do incentivo dado às fontes renováveis. Petróleo e gás Na área de petróleo e gás, o ministro anunciou a apoio a medidas legislativa e regulatórias de abertura do mercado de gás natural, e a integração entre os setores de gás e energia elétrica. O leilão do petróleo excedente da cessão onerosa do présal, avaliado em pelo menos 5 bilhões de barris é o assunto mais urgente, e a intenção é de que o certame aconteça esse ano. 3

4 O governo pretende ainda dar continuidade ao programa Renovabio, com a ampliação gradual do percentual de mistura do biodiesel no óleo diesel. [1] UHE Retiro Baixo deve amortecer rejeitos de Brumadinho, diz ANA Cemig monitora situação para evitar danos à barragem de térmica e à UHE Três Marias A Agência Nacional de Águas informou nesta sexta-feira, 25 de janeiro, que os rejeitos de minério do rompimento de uma barragem da Vale devem chegar a hidrelétrica Retiro Baixo em dois dias. Isso, de acordo com a ANA, deve amortecer a onda de rejeito. A usina está a 220 quilômetros do local do acidente. A ANA informou que está em constante comunicação com os órgãos e autoridades federais e estaduais, inclusive no âmbito de recente Acordo de Cooperação sobre Segurança de Barragens, que está permitindo troca facilitada e mais rápida de dados sobre a situação no local do evento. A Agência acrescentou que está monitorando a onda de rejeito e coordenando ações para manutenção do abastecimento de água e sua qualidade para as cidades que captam ao longo do rio Paraopeba. A Agência Nacional de Energia Elétrica disse que já pediu informações à Cemig e Furnas, concessionárias de Retiro Baixo, e também ao Operador Nacional do Sistema Elétrico. A Aneel quer saber qual é o volume de espera da barragem, que é o quanto ela consegue segurar de rejeitos. A Aneel informou ainda que realizou fiscalização no ano passado na UHE Retiro Baixo e que a o reservatório da usina está dentro das normas de segurança previstas. No rompimento da barragem da Samarco em Mariana (MG), a hidrelétrica Candonga, também da Cemig, segurou 80% dos rejeitos de mineração que foram carreados pelo Rio Doce. A Cemig informou que está atuando para garantir a segurança da barragem da termelétrica Igarapé, localizada no rio Paraopeba, para que possíveis impactos sobre a instalação sejam minimizados. A empresa disse ainda que a mesma ação está sendo realizada na hidrelétrica Três Marias, do qual o Paraopeba é afluente. A empresa desligou o fornecimento de energia para a Mina do Feijão, em Brumadinho, para garantir a segurança dos envolvidos nos resgates às vítimas do rompimento da barragem. A Cemig deslocou equipes, que estão atuando em conjunto com as autoridades. Ainda não há um levantamento sobre os danos causados ao sistema elétrico durante a ocorrência, mas a rede elétrica próxima ao curso dos rejeitos será desligada por questões de segurança, concluiu. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 28/01/2019). 4

5 ANEEL: AGENDA DESTA SEMANA (26/01 A 01/02) Segunda-Feira às 10h - Lista da 3ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2019 Revisão dos adicionais e faixas de acionamento para as Bandeiras Tarifárias 2019/ Terça-Feira às 9:00h Pauta da 2ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2019 Reajuste Tarifário Anual de 2019 da Borborema Distribuidora de Energia S.A. EBO, a vigorar a partir de 4 de fevereiro de

6 CCEE: SEG TER Liquidação Financeira do MCSD de Energia Existente dez/18 (X) [contas setoriais] Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA: (i) de inclusão e alteração de cadastro administrativo e (ii) de inclusão de cadastro técnico jan/19 (M-5du) Liquidação Financeira do MCSD de Energia Nova dez/18 (K) Data limite para pagamento da contribuição associativa jan/19 (M+20du) QUA Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do MCSD de Energia Existente dez/18 (X+2du) Data limite para disponibilização dos Relatórios do Processamento da Contabilização dez/18 (MS+21du) Data limite para divulgação do resultado da alocação de geração própria dez/18 (MS-2du) Data limite para divulgação dos valores a liquidar das cessões do MCSD de Energia Existente jan/19 (X+2du) 6 QUI [contas setoriais] Pagamento dos reembolsos de sub-rogação da CCC dez/18 (MS+22du) [contas setoriais] Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA de alteração de cadastro técnico jan/19 (M- 1du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP dez/18 (MS+22du) Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA da destinação de geração de empreendimento de autoprodução para o atendimento de unidades consumidoras próprias ou equiparadas jan/19 (M-1du) Data limite para divulgação dos relatórios de pós-liquidação do MCSD de Energia Nova dez/18 (K+2du) Certificação do MCSD de Energia Nova dez/18 (K+2du) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades jan/19 (M+22du) SEX RRV final. Certificação dos dados e resultados do da Receita de Venda final dez/18 (10 de MSS - 6du) Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) jan/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) dez/18 (X+2du) 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.