AGENDA SEMANAL. 1ª Semana de abril/2018 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: No decorrer do mês de março ocorreram anomalias positivas de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu, e no trecho incremental à UHE Itaipu, além de chuva próxima a média histórica no Paranapanema. As demais bacias hidrográficas de interesse do SIN apresentaram anomalia negativa de precipitação, exceto o trecho entre as UHEs Três Marias e Sobradinho, onde a chuva foi um pouco acima da média do mês. Para o início da semana de 31/03 a 06/04/2018 prevê-se chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Paranapanema e no trecho incremental à UHE Itaipu. No decorrer da semana deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba e em pontos isolados do São Francisco. A bacia do rio Tocantins deve apresentar pancadas de chuva em pontos isolados. Neste PMO abril/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 31/03 a 06/04/2018. A atuação de um sistema de baixa pressão na região Sul no início da próxima semana permanece ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu (Figura 5). No decorrer da semana esse sistema atua na região Sudeste e ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e em pontos isolados do São Francisco. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva em pontos isolados. 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 chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. Figura 1 1ª Semana de abril/2018 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste, Nordeste e Norte e aumento nas afluências do subsistema Sul. A previsão mensal para abril indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para o subsistema Nordeste, afluências próximas da média histórica para os subsistemas Sudeste e Norte e acima desta média para o subsistema Sul. Tabela 1 O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações: 1 Tabela 2

2 ANÁLISE PLD: O PLD para o período entre 31 de março e 6 de abril caiu 82% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste ao passar de R$ 228,54/MWh para R$ 40,16/MWh, valor mínimo estabelecido para 2018 e vigente no Norte desde a segunda semana de fevereiro. A queda significativa no PLD é explicada pelo melhor índice de afluências esperado para a próxima semana, especialmente no Sul, além da redução da carga do Sistema. Os limites de transporte de energia entre os submercados não são atingidos, motivo pelo qual os preços ficam equalizados em todos os patamares de todos os submercados. Em março, a expectativa é que as afluências no Sistema Interligado Nacional SIN fechem em 88% na Média de Longo Termo MLT, acima da média no Norte (102%) e abaixo nas demais regiões: Sudeste (89%), Sul (95%) e Nordeste (55%). Para abril, a previsão de ENAs em 93% da MLT para o SIN. A expectativa é que a carga prevista para a próxima semana fique em torno de MWmédios mais baixa, com redução esperada em todos os submercados: Sudeste (-830 MWmédios), Sul (-325 MWmédios), Nordeste (-250 MWmédios) e Norte (-140 MWmédios). Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de MWmédios mais altos em relação à expectativa anterior com elevação esperada no Sudeste (+610 MWmédios), Sul (+500 MWmédios) e Norte (+395 MWmédios). Há registro de redução nos níveis apenas no Nordeste (-360 MWmédios). O fator de ajuste do MRE previsto para março é de 116,8% e o índice para abril é esperado em 102,5%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema ESS para março é de R$ 300 milhões, com R$ 69 milhões referentes à restrição operativa. Já para o próximo mês, a expectativa é de R$ 292 mi em ESS, sendo R$ 58 milhões também referentes à restrição operativa. 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 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: Linha que causou apagão voltará à potência máxima no sábado, diz ONS Potência que era mantida em 1,7 mil MW começará a ser elevada até alcançar 4 mil MW no próximo sábado, 31 de março O bipolo, que forma o primeiro sistema de transmissão que liga a UHE Belo Monte ao sul de Minas Gerais, deverá retomar os 4 mil MW de potência. Esse é o empreendimento responsável pela perturbação do sistema que levou ao desligamento de cerca de 25% da carga no país no dia 21 de março. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico, essa ação deverá começar a ser implantada a partir desta quinta-feira, 29 de março. A meta é retomar a potência máxima que era verificada quando houve o problema a partir de sábado, 31 de março. Essa medida, explicou o ONS durante o primeiro dia de reunião para a Programação Mensal de Operação de abril, é importante para permitir o escoamento da produção de energia tanto da UHE Tucuruí (PA, MW) quanto da UHE Belo Monte (PA MW). Essas são as duas maiores usinas totalmente brasileiras e que estão em uma região com hidrologia favorável. Inclusive, a primeira está com o reservatório cheio e está até mesmo vertendo água. No último bimestre a Energia Natural Afluente no rio Tocantins apresentou vazões próximas à média de longo termo. Em fevereiro ficou em 98% da MLT e até o dia 26 de março estava em 92% da média histórica. Essa elevação será feita de forma gradual até alcançar o limite. Inclusive, esse é o volume de energia que será considerada no PMO para o próximo mês para o escoamento de energia para o submercado Sudeste/Centro-Oeste, e se houver necessidade e disponibilidade, para o Sul do país. No dia 21 de março houve o problema de um disjuntor na SE Xingu que levou ao desligamento desse linhão que conecta Belo Monte à subestação Estreito, no sul de Minas Gerais. O empreendimento é da Belo Monte Transmissora de Energia, uma sociedade de propósito específico formada pela chinesa State Grid (51% do capital social) e a Eletrobras por meio de suas subsidiárias (Furnas e Eletronorte) cada uma com 24,5%. No momento do desligamento estava sendo transmitido 3,7 mil MW em processo de elevação da potência transmitida para o programado de 4 mil MW. Informações preliminares da concessionária indicam que a causa do desligamento foi o mal funcionamento da proteção do disjuntor da barra que interliga o pátio de 500 kv da Estação Conversora de Xingu ao pátio de 500 kv da Subestação que recebe as linhas de transmissão que trazem energia da usina. Com a abertura desse disjuntor houve interrupção do fluxo de energia da usina para a estação conversora o que foi detectado pelo sistema de proteção da conversora e seu correspondente desligamento geral. Na última segunda-feira (26) foi realizada a reunião para apurar as causas do desligamento. O prazo para a publicação de uma nota técnica com o resultado dessa investigação é de dez dias, de acordo com o diretor-geral do ONS, ao participar do Agenda Setorial 2018, na quinta-feira, 22 de março, no Rio de Janeiro (RJ). À oportunidade, Barata reiterou que o ONS é o maior interessado em saber as razões que causaram o apagão e que não esconderá as suas origens. Ele considerou a ocorrência de grande impacto, mas diz que ela não foi pior que a de 2009, que também deixou grande parte do país sem energia. [1] Comissão do Senado debate expansão por renováveis e exclusão de térmicas Relator do projeto contesta parte do texto que proíbe, a partir de 2025, a participação em leilões de energia nova por usinas que utilizam derivados de petróleo O projeto de lei nº154 de 2016, que prevê a ampliação da oferta de energia elétrica por fontes renováveis e a exclusão de termelétricas que utilizem derivados de petróleo em leilões de energia nova, será debatido em audiência pública na Comissão de Meio Ambiente do Senado (CMA) na próxima terça-feira, 27 de março, a partir das 10h30. O atual relator da proposta, senador Flexa Ribeiro (PSDB-PA) é autor do requerimento da audiência pública, tendo um entendimento contrário ao conteúdo texto, que dá prioridade à geração de energia elétrica a partir das renováveis e elimina, progressivamente, a geração a partir de derivados de petróleo nas termelétricas. Segundo o projeto, a contratação de geração térmica nos leilões de energia nova será proibida a partir de 2025, fator de desagrado para Flexa, que argumenta que a instituição de proibições, sobretudo em leis, retira das autoridades a flexibilidade necessária para formular e implementar políticas eficazes. Normalmente, é mais recomendável estimular aquilo que se deseja em lugar de introduzir proibições, afirmou o senador. 3

4 Ainda assim, o relator optou por ouvir diferentes opiniões e sugestões antes de apresentar seu relatório final. Para o debate foram convidados Lívio Teixeira de Andrade Filho, coordenador-geral de Fontes Alternativas do Ministério de Minas e Energia; Hélvio Neves Guerra, superintendente de Concessões e Autorização de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); e um representante do Ministério do Meio Ambiente. As informações são da Agência Senado [1]. Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 02/04/2018). 4

5 AGENDA DESTA SEMANA (31/03 A 06/04) ANEEL: Segunda-Feira às 10h - Lista da 13ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Requerimento Administrativo interposto pela Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. - BMTE, em face de decisão do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, referente ao Termo de Liberação Parcial do Bipolo 1 do Sistema de Transmissão de Belo Monte Terça-Feira às 9h Pauta da 10ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018 Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Energisa Mato Grosso Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 8 de abril de 2018, 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 2019 a 2023, consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 1/2018. Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. EMS, a vigorar a partir de 8 de abril de 2018, 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 2019 a 2023, consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública n 2/2018. Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Paulista de Força e Luz CPFL Paulista, a vigorar a partir de 8 de abril de 2018, 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 2019 a 2023, consolidados após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 3/

6 CCEE: SEG Data limite para o pagamento de prêmio de risco à Conta Bandeiras (para o gerador que repactuou o risco hidrológico no ACR) mar/18 (1 du) RRV final. Certificação dos dados e resultados do Reajuste da Receita de Venda fev/18 (10 de MSS - 6du) Liquidação Financeira do MCSD de Energia Nova fev/18 (Conforme CO n 613/17) Data limite para divulgação dos relatórios de pré-liquidação de penalidades mar/18 (MS+22du) Data limite para certificação e divulgação dos relatórios de pré-liquidação do MCP fev/18 (MS+22du) TER Início do período para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente abr/18 (M+2du) Certificação de pós-liquidação do MCSD de Energia Existente fev/18 (X+5du) Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) fev/18 (X+2du) 6 QUA Data limite para divulgação dos montantes passíveis de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa fev/18 (X+2du) 27º Leilão de Energia Nova A-4 Data limite para coleta diária dos dados de medição no SCDE mar/18 (MS+3du até as 10h00) QUI Repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras pelas distribuidoras devedoras fev/18 (MS+24du) - Atividade postergada, pois MS+26du será uma sexta-feira Certificação de pós-liquidação de energia de reserva fev/18 (Y+9du) Data limite para exercer a opção pelo não recebimento das cotas de energia do PROINFA mar/18 (MS+4du) Início do período de solicitação de ajustes no SCDE mar/18 (MS+4du) Data limite para divulgação da apuração preliminar das cotas de energia do PROINFA mar/18 (MS+4du) Revisão do CVU PMO. Certificação da revisão do cálculo do Custo Variável Unitário para o Programa Mensal da Operação abr/18 (M+4du) SEX Data limite para Registro e Validação dos montantes de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) fev/18 (X+5du) Disponibilização de boleto para pagamento da contribuição associativa abr/18 (M+5du) 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.