AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: 2ª semana de julho/2018 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: No início da semana de 30/06 a 06/07/2018 ocorreu chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai e precipitação de intensidade fraca no Iguaçu. No final da semana ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Na semana de 07/07 a 13/07/2018 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Nesta Revisão 1 do PMO Julho/2018 houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 07/07 a 13/07/2018. A atuação de um sistema de baixa pressão na região Sul no início da próxima semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai (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 chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 2ª semana de julho/2018 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa recessão nas afluências de todos os subsistemas. A previsão mensal para julho indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. Tabela 1 O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações: 1 Figura 1 Tabela 2

2 ANÁLISE PLD: O Preço de Liquidação das Diferenças PLD para o entre 7 e 13 de julho segue fixado em R$ 505,18/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. A expectativa de afluências abaixo da média para todo o Sistema é a responsável pela manutenção do preço no valor máximo estabelecido pela Aneel para Exceto no Sul, onde a previsão de afluências foi revista de 71% para 76% da média histórica, houve redução na expectativa de ENAs no Sistema, com índices em 73% da média no Sudeste, 36% da MLT no Nordeste e em 74% no Norte. Em termos de energia, as afluências esperadas para o mês estão cerca de 300 MWmédios mais baixas, sendo a principal redução no Sudeste (-700 MWmédios). A carga prevista para a próxima semana deve ficar cerca de 100 MWmédios mais alta frente à carga esperada na semana anterior com elevação no Nordeste (+200 MWmédios) e redução no Norte (-100 MWmédios). Nos demais submercados, a carga permanece inalterada. Já os níveis dos reservatórios do SIN estão cerca de 130 MWmédios mais baixos em relação ao esperado, redução concentrada apenas no Sudeste (-800 MWmédios). Os níveis estão mais altos no Sul (+ 450 MWmédios), Nordeste (+200 MWmédios) e Norte (+20 MWmédios). O fator de ajuste do MRE para julho foi revisto de 61,3% para 60,6%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema ESS para o período é de R$ 29 milhões, montante referente 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: Brasil tem 2,7 GW em nova capacidade até junho, aponta Aneel De acordo com o cronograma oficial, ainda deverão ser acrescidos à matriz elétrica nacional outros 3,23 GW somente este ano Nos seis primeiros meses de 2018 o Brasil teve o acréscimo de 2,7 GW em nova capacidade instalada que entrou em operação comercial. De acordo com o relatório de acompanhamento da expansão da oferta da Agência Nacional de Energia Elétrica, no mês de junho o país teve o aumento da matriz em 616 MW, sendo que uma máquina da UHE Belo Monte (PA, MW) foi a responsável por 611,11 MW. Além desta, foram mais 5,6 MW de uma PCH. Na série histórica da Aneel, de 1998 a 15 de junho de 2018, foram adicionados 93,4 GW em nova capacidade de geração de energia no país. De acordo com a previsão da agência reguladora ainda deverão ser acrescidos à matriz elétrica nacional em ,23 GW. Caso essa programação seja confirmada, seriam quase 6 GW de nova capacidade de geração. Já no horizonte até 2023 há um total de 23,6 GW contratados, sendo que a maior parte está prevista para entrar em operação em 2019, com 8,6 GW, sendo destes 5,2 GW de UHEs. De 2020 em diante há o reflexo da ausência de leilões sendo que o maior volume previsto em um ano é justamente nesse ano com 2,8 GW. Desses mais de 23 GW há 5,8 GW classificados pela Aneel como sem previsão de término, a maior parte delas são usinas térmicas (fóssil e a biomassa) que somam 2,8 GW. Já 4,7 GW estão na faixa amarela, significando que há restrições para a entrada em operação desses projetos. Outros 13,1 GW aparecem na sinalização verde, onde não há restrições para a operação. Nos seis meses de 2018 a fonte que mais adicionou capacidade, segundo a Aneel, foram as usinas hidrelétricas com 1,75 GW de UHEs mais 63 MW de PCHs. Em seguida vem as eólicas com quase 515 MW, a solar com cerca de 300 MW e as térmicas com 62 MW, divididos em 42 MW a biomassa e cerca de 20 MW de UTEs a combustíveis fósseis. [1] Articulação entre diferentes atores garantiu a inclusão do GSF no PL das distribuidoras Expectativa do setor elétrico é de que a votação seja concluída rapidamente na Câmara e passe também pelo Senado na semana que vem Uma grande mobilização de lideranças políticas e empresariais e de profissionais ligados ao setor elétrico garantiu a inclusão da emenda que trata dos débitos do GSF no projeto de lei que facilita a venda das distribuidoras Eletrobrás. O texto base do PL foi aprovado na última quarta-feira, 4 de julho, e a expectativa do setor é de que a Câmara consiga votar os destaques na semana que vem para que o Senado aprove o texto em seguida. No Legislativo, os principais interlocutores foram o presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ) e o deputado Júlio Lopes (PP-RJ), relator do texto final em plenário, mas envolveu também parlamentares como Arnaldo Jardim (PPS-SP) que foi relator do PL na Comissão de Minas e Energia; Fábio Garcia e Fernando Coelho Filho, ex-ministro de Minas e Energia. O governador de Minas Gerais, Fernando Pimentel ( PT), também teve participação decisiva no processo, ao articular o apoio à emenda de algumas das principais lideranças partidárias na Câmara, incluindo Paulo Pimenta (PT-RS) e Carlos Zarattini (PT-SP); Arthur Lira (PP) e Baleia Rossi (MDB). A proposta do GSF também traz solução negociada para o impasse entre a Cemig e a União, que ameaça cobrar da estatal R$ 5 bilhões como ressarcimento do custo da exposição involuntária das distribuidoras a partir de O governo federal alega que o prejuízo teria sido provocado pela decisão da estatal de não aderir à renovação das concessões de geração nas condições estabelecidas pela Medida Provisória 579. Foram feitas negociações até mesmo com líderes oposicionistas, a quem Maia garantiu pessoalmente em plenário que o PL de privatização da Eletrobrás, que também tramita na casa, ficará para o próximo governo. O cumprimento da promessa de arquivamento da proposta, feita em troca do fim da obstrução ao projeto das distribuidoras, foi cobrado pelo deputado Danilo Cabral (PSB-PE) nesta quinta-feira, 5. A oposição cumpriu sua parte. Agora, esperamos que o governo cumpra a palavra e arquive, de uma vez por todas, o projeto de venda da Eletrobrás, afirma Danilo Cabral. Na leitura do relatório em plenário, Julio Lopes destacou que a demora no equacionamento dos débitos dos geradores com o GSF gerou uma inadimplência na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica que já ultrapassa R$ 6 bilhões e ameaça diversas empresas do setor de colapso financeiro. 3

4 Acho que é um passo de cada vez. Não dá para dizer que o caminho está trilhado, afirma o presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, uma das figuras centrais da negociação. Otimista, Menel avalia que a aprovação da proposta no plenário é uma vitória para o setor porque ultrapassou 60% de probabilidade de sucesso e tem a perspectiva de chegar a 80% nas próximas etapas. O dirigente admite que existe o risco de que qualquer alteração no Senado devolva o projeto para a Câmara, mas acredita que há interesse do governo em aprovar a proposta na casa para assegurar o sucesso do leilão das distribuidoras. Há ainda a possibilidade de veto depois de aprovada a lei, mas esse é um ônus que o Executivo teria de assumir. Experiente em questões que envolvem o Congresso Nacional, o diretor de Relações Institucionais da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia, Marcelo Moraes, conta que havia dúvidas em relação à apresentação da proposta do GSF como emenda ao PL Moraes considera a aprovação do texto base uma vitória parcial, e alerta que existe ainda quatro desafios pela frente. Um deles é a aprovação dos destaques; outro, a votação do próprio Senado, que vai concorrer em termos de prioridade com a Lei de Diretrizes Orçamentarias e depende de vontade política para ser votada em um tempo cada vez mais curto. O terceiro é a sanção presidencial, que envolve discussão dentro do governo; e o quarto, a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica. Para o presidente da Associação Brasileira das Empresas de Geração de Energia Elétrica, Flávio Neiva, a decisão da Câmara é uma boa notícia, embora não traga solução estrutural para o problema do risco hidrológico. Neiva acredita que o governo está muito certo da necessidade de aprovar o projeto e deve se empenhar pela aprovação, com o apoio dos presidentes da Câmara e do Senado. Até porque não me parece que é o GSF a noiva. A noiva é a privatização das distribuidoras. E não tem nenhum óbice, nenhum impedimento ao GSF, observou. O presidente da Associação Brasileira das Pequenas Centrais Hidrelétricas e das Centrais Geradoras, Paulo Arbex, lembra que a solução proposta para os débitos provocados pelo deslocamento hidrelétrico tem sido discutida há bastante tempo no setor. Para Arbex, a proposta que prevê a compensação aos geradores de um terço do débito com a prorrogação do período de outorga é a solução possível no momento. Não é a solução ideal. Todas as autoridades do setor elétrico reconhecem que o problema do GSF não é de fundo hidrológico. É em função de erros estratégicos do passado, afirma Arbex. Ele lembra que há consenso em relação à necessidade de expurgar do custo do risco hidrológico valores referentes à antecipação da garantia física das hidrelétricas de Belo Monte, Santo Antônio e Jirau; o deslocamento causado pela importação de energia sem lastro; a acionamento de usinas termelétricas fora da ordem de mérito de custo e os prejuízos causados pelo atraso nas linhas de transmissão que servem às três usinas. O presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Luiz Otávio Koblitz, a aprovação do texto base ao PL foi um passo importante, e as etapas seguintes da tramitação, incluindo a votação no Senado, são mais simples. A avaliação que eu faço é que isso é importantíssimo, conclui Koblitz. Ele lembra que a venda das distribuidoras era tão importante para o governo que não se admitia incluir qualquer outra coisa. Só que a importância do GSF foi reconhecida como tão grande que resolveram abrir mão dessa quase clausula pétrea. Ele também acredita que esse é o arranjo possível, mas pode não ser o melhor acordo para alguns geradores. Do ponto de vista do empreendedor, o dinheiro que vai ficar como utilização da hidrelétrica não é um dinheiro que ele deve. Tanto é que se está reconhecendo que isso é despido de risco hidrológico, afirma o empresário. Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 06/07/2018). 4

5 AGENDA DESTA SEMANA (07/07 A 13/07) ANEEL: Segunda-Feira às 10h - Lista da 27ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Aperfeiçoamento do Modelo Tarifário Aplicado ao Grupo B. 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 Celg Distribuição S.A. Celg-D, para o período de 2019 a Terça-Feira às 8:30h Pauta da 24ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018 Resultado da Audiência Pública nº 70/2017, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais às propostas de (i) aprimoramento da Resolução Normativa nº 693/2015; (ii) revogação da Resolução Normativa nº 711/2016; e (iii) regulamentação da venda de excedentes de que trata o 13 do art. 4º da Lei 9.074/1995, alterado pelo art. 6º da Lei nº /

6 CCEE: SEG TER [contas setoriais] Data limite para envio das certidões para as contas setoriais jun/18 (5du antes da data prevista do reembolso) Data limite para divulgação da apuração dos valores a serem pagos por cada agente de distribuição de Angra I e II jun/18 (Z-5du/MS+6du) Término do período para inserir declarações de sobras e déficits - MCSD de Energia Existente jul/18 (M+6du) Data limite de Registro de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes jun/18 (MS+6du até as 20h00) Data limite para Registro e Validação dos montantes de Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa mai/18 (X+5du) [contas setoriais] Data limite para envio do formulário para solicitação de reembolso de sub-rogação de empreendimentos em operação comercial na CCC jun/18 (MS+7du) [contas setoriais] Recebimento das cotas CDE (Todo dia 10 de cada mês) Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo eólica (se for o caso) mai/18 (X+7du) Data limite para solicitação de ajustes no SCDE jun/18 (MS+7du) Débito da Liquidação Financeira do MCP mai/18 (MS+26du) Data limite para divulgação da apuração dos valores a serem pagos por cada agente de distribuição de Cotas de Garantia Física jun/18 (W-5du/MS+7du) Data limite de Validação de Registro de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes jun/18 (MS+7du até as 20h00) InfoMercado Mensal mai/18 (MS+28du) Data limite para o repasse dos créditos da Conta Bandeiras (somente às distribuidoras credoras) mai/18 (MS+26du) 6 QUA Crédito da Liquidação Financeira do MCP mai/18 (MS+27du) Pagamento de Penalidades jun/18 (LCmcp) Data limite para divulgação dos resultados da Cessão de Energia de Reserva para usinas do tipo biomassa mai/18 (X+7du) Data limite para análise das solicitações de Ajustes e estimativa no SCDE jun/18 (MS+8du) Data limite para divulgação da apuração de Energia de Reserva jun/18 (MS+8du) Data limite para disponibilizar os montantes finais de sobras e déficits validados - MCSD de Energia Existente jul/18 (M+8du) Data limite para o registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE jun/18 (MS+8du) Data limite de Cadastro de Declaração de energia para recomposição de lastro de usinas em Atraso jun/18 (MS+8du) Data limite de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes jun/18 (MS+8du até as 20h00) Data limite para informar o percentual de geração mensal da parcela ACL da usina para atendimento aos CCEARs por disponibilidade ou aos CERs jun/18 (MS+8du) Data limite para divulgação da apuração final das cotas de energia do PROINFA jun/18 (MS+8du) Pré-Liquidação e Certificação de Energia de Reserva jun/18 (MS+8du) QUI Data de vencimento do boleto do encargo da CONTA-ACR pelas Distribuidoras (Todo dia 12 de cada mês) RRV preliminar. Certificação dos dados de entrada do Reajuste da Receita de Venda jun/18 (20 de MS-6du) Data limite para validação do registro do preço do CCEAL para recomposição de lastro de usinas por atraso no módulo de RRV do CliqCCEE jun/18 (MS+9du) Data limite para declaração de montante de garantia física de agentes proprietários de usinas sem garantia física definida (após a entrada da primeira unidade geradora em operação comercial) jun/18 (MS+9du)

7 Dados de medição disponíveis no SCDE que serão utilizados para contabilização jun/18 (MS+9du) Data limite para registro de contrato de compra de energia regulada (CCER) de consumidores parcialmente livres no CliqCCEE jun/18 (MS+9du) Data limite de Validação de Ajuste de CCEAL/CBR e de Cessão de Montantes jun/18 (MS+9du até as 20h00) SEX [contas setoriais] Pagamento dos repasses de subsídio da conta CDE (Todo 10º du de cada mês) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo mai/18 (MS+29du) Auditoria de recontabilizações (MS+10du) Data limite para divulgação de Resultados de Recontabilização para os agentes da CCEE (MS+10du) Certificação de pós-liquidação do Mercado de Curto Prazo mai/18 (MS+29du) 7 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.