1. SUMÁRIO EXECUTIVO. O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) encerrou janeiro/2015 com um fator de ajuste de 80,6%.

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1 O InfoMercado mensal apresenta os dados da prévia de medição de fevereiro/15 e os principais resultados da contabilização das operações do mercado de energia elétrica em janeiro/15. Este boletim traz um relatório executivo, com um resumo das principais informações, sendo que o histórico de dados e os resultados detalhados estão disponíveis em planilhas no InfoMercado Dados. 1. SUMÁRIO EXECUTIVO Os resultados de janeiro/15 foram influenciados pelo cenário de hidrologia desfavorável, e pelo Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, que permaneceu no valor máximo (R$ 388,48/MWh) durante todo o mês. superiores aos de dezembro/14. Dos encargos a pagar, 52% foram por segurança energética, cuja origem, em parte, pode ser explicada pela diminuição do limite máximo do PLD que aumentou a diferença entre este e o custo da geração. No decorrer de janeiro/15, os preços entre submercados não descolaram e, por isso, não houve apuração de excedente financeiro. As penalidades pagas (R$ 15,851 milhões) foram utilizadas para aliviar as exposições negativas dos contratos regulados (CCEARs). Já a exposição dos agentes ao Mercado de Curto Prazo ( MW médios) gerou um valor a pagar/receber de R$ 2,98 bilhões, liderado pelos distribuidores (- R$ 1,216 bilhões) e produtores independentes (- R$ 1,164 bilhões). A geração atingiu MW médios, sendo a representatividade das hidráulicas de 64%, valor 5 pontos percentuais superior à registrada em dezembro/14. Entretanto, na comparação do montante de geração hídrica com o mesmo mês de 2014, há variação negativa de 8,4%. A importação de energia da Argentina ocorrida em janeiro/15 não é contabilizada na CCEE, e, por isso, tal geração foi utilizada para abatimento de perdas da rede básica. O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) encerrou janeiro/2015 com um fator de ajuste de 80,6%. Em janeiro de 2015 o total a ser liquidado pelos agentes participantes da contabilização foi de R$ 2,676 bilhões. Os altos valores do PLD, que no decorrer de 2014 e início de 2015 tornaram-se um fator comum para a gestão de energia, foram determinantes na definição do total a liquidar. A diferença negativa (-20,7%) em relação à contabilização de dezembro/2014 deve-se ao fato de o teto do PLD ter sido reduzido de R$ 822,83 para R$ 388,48/MWh (REH 1.832/2014). Apesar de a geração térmica ter redução de 8,9% em janeiro/15, por conta das manutenções programadas de algumas usinas, quando comparada com dezembro/14, os valores de pagamento de encargos (R$ 334 milhões) foram 96,2% Já consumo de janeiro/15 teve um aumento de 1,2% frente ao mesmo mês de 2014, embora o ambiente livre (ACL), que representa 23% do total consumido, tenha apresentado redução de 6,5%. Dos 15 ramos de atividade acompanhados pela CCEE no ACL, os de saneamento (-15%), metalurgia e produtos de metal (-10,7%) e veículos (-10,3%) apresentaram as maiores reduções. Por outro lado, os setores de comércio (+9,2%) e telecomunicações (+8,9%) tiveram variações positivas no período. a. Prévia de Medição fevereiro/2015 Os valores da prévia de mediação de fevereiro/2015 apontam redução de 2,7% na geração de energia, em comparação com janeiro/15. Já o consumo indica variação negativa de 3,3%, com destaque para o desempenho do Ambiente de Contratação Regulada ACR, que teve baixa de 6,5%. Dentre os ramos de atividade acompanhados no ACL, destaca-se o setor têxtil, com crescimento de 11,7%.

2 MEDIÇÃO GERAÇÃO, CONSUMO E GARANTIA FÍSICA MW med gerados Mesmo na entressafra, térmicas a biomassa têm alta de 77% na geração frente a janeiro/14 Geração eólica cresce 147% frente a janeiro/14 2. GERAÇÃO ; 24% % % Geraçãototal MW médios ; 69% Hidráulica (>30 MW) Térmica Eólica PCH Gráfico 1 Geração e representatividade por fonte Geração (MW médios) Tabela 1 Comparativo da geração e representatividade por fonte jan/15 fev/15 jan/15 - fev/15 - jan/15 Hidráulica (>30 MW) ,35% ,43% PCH ,68% ,65% Térmica ,60% ,64% Eólica ,18% ,05% Total , ,972-2,74% ,611 1,14% Tabela 2 Comparativo da geração e representatividade por fonte hidráulica Fonte Hidráulica jan/15 fev/15 jan/15 - fev/15 - jan/15 Hidráulica (>30 MW) não cotas ,00% ,46% Hidráulica (>30 MW) cotas ,73% ,55% PCH participantes do MRE não cotas ,61% ,88% PCH participantes do MRE cotas ,87% 67-9,16% PCH não participantes de MRE cotas ,70% 14 84,23% PCH não participantes de MRE não cotas ,90% 481 6,10% Total , ,037-11,18% ,937-8,55% Garantia física do SIN aumenta 3,7%, atingindo MW med, com aumento relativo das eólicas em 156% Consumo atinge MW med, com destaque para o ACR, que representou 77% do total Valores de fevereiro/15 são prévios e consideram todo o período de coleta de medição, sem os ajustes ; 13% 3% 1.834; 12% 2.668; 17% 428 3% Total MW médios 669; 4% 7.570; 48% Térmica a Gás Térmica a Biomas Térmica a Óleo Térmica Nuclear Térmica a Carvão Mineral Térmica bi-comb. gás/óleo Térmica - Outros Térmica Fotovoltaica/Solar 3. GARANTIA FÍSICA 3.316; 5% ; 24% 2.059; 3% % Hidráulica (>30 MW) Térmica PCH Eólica MW médios Hidráulica (>30 MW) Geração Garantia Física Térmica PCH Eólica Gráfico 2 Geração e representatividade por térmica Gráfico 3 Garantia física por fonte e comparativo da geração x garantia física por fonte

3 4. MRE 5. CONSUMO Tabela 4 Comparativo do consumo por ambiente de contratação Ajuste 80,62% Geração Garantia Física Ambiente jan/15 Representatividade (%) jan/2015 fev/15 jan/ fev/2015 Representatividade (%) jan/2014 jan/ jan/2014 ACR ,677 77,10% ,916-4,67% ,736 75,32% 3,50% ACL ,914 22,90% ,973 1,33% ,408 24,68% -6,46% Total , ,00% ,888-3,29% , ,00% 1,22% Gráfico 4 Geração e Garantia física do MRE Submercado SE/CO S NE N Tabela 5 Consumo por ambiente de contratação e submercado Consumo (MW médio) Participação (%)- jan/2015 ACR ACL Total Consumo , , ,128 Participação 76% 24% 100% Consumo 9.748, , ,439 Participação 83% 17% 100% Consumo 8.134, , ,002 Participação 81% 19% 100% Consumo 2.246, , ,022 Participação 60% 40% 100% Tabela 6 Consumo dos consumidores livres e especiais por ramo de atividade Balanço de Energia no MRE (MW médios) 1 Sudeste ,753 Sul 4.814,248 Nordeste ,133 Norte 777,639 Ramo de Atividade jan/15 fev/15 jan/ fev/2015 jan/ jan/2015 METALURGIA E PRODUTOS DE METAL ,13% ,72% QUÍMICOS ,46% ,47% MINERAIS NÃO-METÁLICOS ,14% ,28% MADEIRA, PAPEL E CELULOSE ,02% 984-4,44% MANUFATURADOS DIVERSOS ,02% 870-5,79% ALIMENTÍCIOS ,31% 828-1,91% EXTRAÇÃO DE MINERAIS METÁLICOS ,31% ,45% VEÍCULOS ,12% ,28% SERVIÇOS ,03% 542 3,56% TÊXTEIS ,74% 412-4,74% COMÉRCIO ,95% 252 9,19% TRANSPORTE ,05% 204 3,99% BEBIDAS ,83% 166-8,86% SANEAMENTO ,18% ,99% TELECOMUNICAÇÕES ,15% 102 8,86% TOTAL ,40% ,69% Tabela 3 Fluxo de energia entregue ao MRE

4 MCP MERCADO DE CURTO PRAZO MW médios contabilizados no mercado de curto prazo (spot) As exposições ao PLD no MCP somaram R$ 2,98 bilhões 6. MCP Em janeiro/2015 não houve diferença de preços dos submercados e, por esse motivo, não houve excedente financeiro. Contudo para as exposições associadas à Contratação Regulada há sobra de recursos de R$ 15,851 milhões. R$ milhões R$/MWh ,48 388,48 388,48 388, ,48 388,48 388,48 388,48 PLD Médio Máximo 200 Mínimo ,48 388,48 388,48 388,48 NORDESTE NORTE SUDESTE SUL Gráfico 6 Preço de Liquidação das Diferenças - PLD PLD médio de R$ 388,28/MWh, o que resultou em R$ 2,676 bilhões a liquidar R$ 15,85 milhões pagos em penalidades para alívio de exposição de CCEAR Os valores de penalidadepor insuficiência de lastro de potência ainda não haviam sido processados quando do fechamento deste boletim; As penalidades por insuficiência de lastro de energia foram de R$ 388,48/MWh e o preço médio para penalização dos distribuidores foi de R$ 677,93/MWh; O valor de referência para 2015 é de R$ 104,13/MWh. R$ 334 milhões pagos em encargos Segurança Energética Restrição Operação Serviços Ancilares Recebimento Pagamento Alivio de ESS Não houve excedente financeiro Gráfico 5 Encargos de Serviços de Sistema

5 CONTRATOS AMBIENTE REGULADO E LIVRE 800 MW med contratados no mercado de curto prazo LEILÕES Energia de Reserva: R$ 545 milhões recebidos pelos geradores em receita fixa 950 MW med gerados Proinfa: MW med gerados MW med de garantia física MW med em contratos Cotas: R$ 194 milhões liquidados em cotas de energia nuclear R$ 178 milhões liquidados em cotas de garantia física * Os resultados financeiros dos demais leilões estão considerados no Gráfico CONTRATOS % % % % ; 15% % % contratos associados a MW médios transacionados % CCEAL CCEAR-Q CCEAR-D CCGF Itaipu CCEN PROINFA Gráfico 7 Tipo e montante (MW med) dos contratos % 800 2% Gráfico 8 Duração e montante (MW med) dos contratos de compra por consumidores livres e especiais no ACL 255 1% contratos com MW médios transacionados 4.932; 13% % 2.952; 7% 1 mês 2 a 5 meses 6 meses a 1 ano acima de 1 até 2 anos acima de 2 até 4 anos acima de 4 anos ACL Consumidores Livres e Especiais Tabela 7 Contratação por classe e tipo de contrato (em MW médios) Classe CCEAL CCEAR-D CCEAR-Q CCEN CCGF Itaipu PROINFA Leilão de Ajuste Total Autoprodutor Comercializador Consumidor Especial Consumidor Livre Distribuidor Gerador Produtor Independente Total Tabela 8 Resultados de Energia de Reserva Energia de Reserva jan/15 Geração (MW médios) 949,640 Liquidação do MCP R$ ,50 Pagamentos aos geradores R$ ,18 Encargo de ER R$ - Repasse CONER aos agentes usuários R$ - Saldo CONER R$ , Receita de Venda Receita Variável Receita Fixa Reapurações/Ajustes Gráfico 9 Valores pagos de Reajuste de Receita de Venda (em milhões R$)

6 DEFINIÇÕES DOS PROCESSOS Lista de termos: MRE Mecanismo de Realocação de Energia CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CONER Conta de Energia de Reserva RRV Reajuste de Receita de Venda CCGF Contrato de Cotas de Garantia Física CCEN Contrato de Cotas de Energia Nuclear Prazos para divulgação dos resultados dos processamentos: Contabilização: até MS+21 Liquidação do MCP: até MS + 26 d.u. (débito) e MS + 27 d.u. (crédito) MS: Mês seguinte d.u.: dias úteis 8. GLOSSÁRIO MRE Mecanismo de compartilhamento dos riscos hidrológicos associados à otimização eletro-energética do Sistema Interligado Nacional SIN por meio do despacho centralizado das unidades de geração de energia elétrica. CCEAR por Disponibilidade (CCEAR D) - Os Contratos de Disponibilidade de Energia são aqueles nos quais os custos decorrentes dos riscos hidrológicos são assumidos pelos compradores e eventuais exposições financeiras no Mercado de Curto Prazo, positivas ou negativas, são assumidas pelos agentes de distribuição, garantido o repasse ao consumidor final. CCEAR por Quantidade (CCEAR Q) - Os Contratos de Quantidade de Energia são aqueles nos quais os riscos hidrológicos da operação energética integrada são assumidos totalmente pelos vendedores, cabendo a eles todos os custos referentes ao fornecimento da energia contratada. Os riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados são assumidos pelo comprador. Cotas de Garantia física (CCGF) - As hidrelétricas alcançados pela Lei /13 têm a totalidade de sua garantia física alocada, por meio de cotas, às distribuidoras de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN, e recebem remuneração por tarifa regulada pela Aneel. Cotas de energia nuclear (CCEN) Regime de distribuição, em cotas, da energia elétrica proveniente das usinas nucleares de Angra I e II para atendimento do mercado das concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN, sendo rateado entre as mesmas o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia nuclear. Cessão Transferência, por meio de Termos de Cessão, de direitos e obrigações inerentes aos montantes de energia elétrica de contratos regulados (CCEARs) do agente cedente para outro agente cessionário, proporcionalmente à sua energia contratada. Valor de Referência (VR) - Média dos preços dos leilões de energia nova A-3 e A- 5, ponderada pela energia contratada em cada leilão. Representa o valor limite que pode ser repassado aos consumidores cativos pelos agentes de distribuição em função da contratação de energia elétrica, sendo um dos possíveis valores aplicados na valoração das penalidades de energia. CONER A Conta de Energia de Reserva é uma conta corrente específica administrada pela CCEE para realização de operações associadas à contratação e uso de energia de reserva. RRV A CCEE é responsável por realizar os reajustes das receitas fixas e variáveis dos contratos regulados por disponibilidade (CCEARs-D) de acordo com as regras estipuladas pelo Ministério de Minas e Energia MME e pelos próprios CCEARs resultantes de cada leilão. Os reajustes serão realizados para os contratos regulados firmados na modalidade por disponibilidade a partir dos Leilões de Energia Nova (LEN), Leilões de Fontes Alternativas (LFA) e Leilões de Energia Existente (LEE). Além destes, o RRV promove reajustes para os CCEARs por quantidade provenientes de Leilões de Energia Nova realizados de 2011 em diante, além das receitas das usinas comprometidas com Leilões de Energia de Reserva (LER). Excedente financeiro A soma dos valores pagos devido à diferença de preços entre os submercados, por conta das restrições de intercâmbio de energia. Este é um resultado do mercado e não de um agente em específico.

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