AGENDA SEMANAL. 5ª Semana de março/2018 COMPARATIVO

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1 AGENDA SEMANAL RESUMO CLIMÁTICO: Na semana de 17 a 23/03/2018 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e Grande. A bacia do rio Tocantins apresentou pancadas de chuva no decorrer da semana. Para o início da semana de 24 a 30/03/2018 prevê-se precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba. A bacia do rio Tocantins deve permanecer com a condição de pancadas de chuva. Em 21/03/2018 o bipolo Xingú - Estreito foi liberado para operação com a sua potência plena de MW, devido à conclusão, com sucesso, dos testes de desempenho do SEP do sistema de transmissão em corrente contínua kv do referido bipolo. Todavia, às 15h48m desse dia ocorreu o desligamento intempestivo do disjuntor de interligação de barramentos na subestação Xingú, desconectando o bipolo Xingú - Estreito e causando uma interrupção total no SIN da ordem de MW, correspondente a 25% da carga naquele momento. O bipolo Xingu-Estreito retornou à operação no mesmo dia. Entretanto, até que seja realizada a análise desta perturbação e as adequações que se fizerem necessárias, as operações do bipolo Xingú - Estreito e do Fluxo Norte - Sul deverão estar limitadas em MW e MW, respectivamente. A adoção desses limites visa garantir uma operação em que o SIN suporte a perda do bipolo Xingú Estreito prescindindo da atuação do Sistema Especial de Proteção - SEP, conforme operação normatizada pela MOP/ONS 036-S/2018. Nesta Revisão 4 do PMO março/2018 não houve estabelecimento de montante semanal de importação de energia da República Oriental do Uruguai, para a semana de 24/03 a 30/03/2018. No início da próxima semana uma nova frente fria avança pelos estados da região Sul e pelo litoral de São Paulo ocasionando precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba (Figura 1). A bacia do rio Tocantins permanece com a condição de pancadas de chuva. 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 5ª Semana de março/2018 COMPARATIVO Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa, recessão nas afluências do subsistema Sudeste, aumento nas afluências dos subsistemas Sul e Nordeste e leve aumento nas afluências do subsistema Norte. A previsão mensal para março indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto o subsistema Norte que apresenta previsão de afluências próximas da média histórica. 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: Na quinta semana de março de 2018 (24 a 30 de março), o preço médio nos submercados Sudeste e Sul subiu 4%, saindo de R$ 219,50/MWh e indo para R$ 228,54/MWh. No Nordeste, o preço subiu 5%, saindo de R$ 218,38/MWh e indo para os mesmos R$ 228,54/MWh do Sudeste e do Sul. Já no Norte, o preço permaneceu no mínimo de R$ 40,16/MWh. O desacoplamento entre os preços do Norte com os demais submercados se deve ao limite de envio de energia por este submercado ter sido atingido em todos os patamares de carga. As afluências previstas para março caíram de 87% para 85% da Média de Longe Termo MLT com índices em 86% da média no Sudeste, 81% no Sul, 57% no Nordeste e em 99% da MLT no Norte. A carga esperada para a próxima semana deve ficar cerca de 250 MWmédios mais baixa, com reduções no Sul (- 605 MWmédios) e no Nordeste (- 70 MWmédios). No Sudeste a carga está 400 MWmédios mais alta, e no Norte, o aumento foi de 25 MWmédios. Já os níveis dos reservatórios do Sistema caíram MWmédios em relação ao esperado anteriormente, sendo que as reduções foram verificadas em todos os submercados com exceção do Norte, cujos níveis estão cerca de 195 MWmédios mais altos. Nos demais submercados as reduções foram registradas em: no Sudeste ( MWmédios), no Sul (- 240 MWmédios) e no Nordeste (- 310 MWmédios). O fator de ajuste do MRE previsto para o mês foi revisto de 118,1% para 117,3%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema ESS para março é de R$ 361 milhões, sendo R$ 281 milhões referentes à segurança energética. 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: ONS: desligamento na SE Xingu causou apagão no país Falha será investigada por Aneel, MME, ONS. Região Nordeste foi a mais afetada por ocorrência O apagão causado na tarde desta quarta-feira, 21 de março, começou a partir do desligamento de um disjuntor da subestação Xingu, da Belo Monte Transmissora de Energia, localizada no Pará e que serve a UHE Belo Monte, que acabou por separar os sistemas Norte e Nordeste dos sistemas Sul e Sudeste. O Operador Nacional do Sistema Elétrico investiga o que causou o desligamento. Uma reunião que deverá ser realizada no próximo dia 23 ou 26 de março já está marcada. Deverão participar a BMTE, a Eletronorte, a Chesf, Agência Nacional de Energia Elétrica e Ministério de Minas e Energia, além do próprio ONS. O resultado deverá ser apresentado dez dias após a reunião. Em coletiva à imprensa, o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, explicou que a perturbação teve intensidade menor no Sul e Sudeste, porque o esquema regional de alívio de carga atuou, com as cargas se recompondo rapidamente. O sistema se manteve quase todo íntegro. Já no Nordeste e no Norte, ele teve mais impacto, com todos os estados sendo afetados, levando a um quase colapso, com os desligamentos das cargas dessas regiões. Segundo ele, 30 circuitos foram afetados e desligados. O tempo de recomposição foi maior porque os circuitos e as usinas foram afetados e desligados, explica. Barata também salientou que o tempo de recuperação da carga no Nordeste foi maior porque poderia haver uma nova derrubada do sistema em uma tentativa. A recomposição tem que ser feita de forma cautelosa, avisa. Por volta das 19h, todo o Norte já estava recomposto e pouco mais de 50% do Nordeste, com as capitais de Fortaleza, Teresina e Recife com mais de 50%. Salvador, Aracaju, Natal e João Pessoa estavam abaixo desse valor. O apagão atingiu todos os estados do Nordeste, enquanto no Norte, as exceções foram Acre e Rondônia, que são supridos pelo Madeira, e Roraima, que não faz parte do SIN. A previsão é que até às 20h o sistema já estivesse todo recomposto. O Sudeste não se desligou porque a transferência de energia para lá estava toda dentro dos seus limites, o que não acontecia com o Nordeste. Caso o desligamento do disjuntor tenha sido causado por algum tipo de falha, ele será passível de punição pela Aneel. Barata descartou que uma falha humana tenha provocado o apagão, assim como alta na demanda. Outra hipótese levantada, a de sabotagem, também foi descartada por Barata. A carga era de 70 GW e Belo Monte respondia por 4 GW. Não havia falta de geração, tínhamos muito mais que a carga que estava sendo atendida, ressaltou. Essa falha no disjuntor causou uma sobra na geração do Norte, que levou a um aumento da frequência da região, que se separou dos outros sistemas do Norte e Nordeste. O sistema em questão já estava em operação desde dezembro do ano passado com capacidade de operação de 2 mil MW. Estavam sendo feitos testes adicionais para que a capacidade de operação chegasse a 4 mil MW, que se encerraram essa semana. Hoje ele estava em ramp up, que Barata admitiu que poderia ter alguma relação com o desligamento, embora isso não tenha ocorrido na fase de testes quando atuou com capacidade máxima. Temos que estudar para saber bem o que aconteceu para que não se repita. Tudo leva a crer que foi uma falha de equipamento, observa. [1] Leilão A-4 deve ter intensa disputa, diz EPE De acordo com Luiz Barroso, certame do tipo A-6 de 2018 deverá ser realizado até agosto A expectativa do presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Augusto Barroso, é que o leilão A-4, que será realizado no próximo dia 4 de abril, tenha bastante disputa e que os deságios sejam altos. Barroso, que participou de painel do Agenda Setorial 2018, realizado nesta quinta-feira, 22 de março, no Rio de Janeiro (RJ), se mostrou otimista. A competição vai ser muito grande, os agentes já mostraram capacidade de se reinventar, de trazer arranjos inovadores para conseguirem preços baixos, afirma. Para o leilão A-6, que deve ser realizado até agosto, ele ainda não arrisca uma perspectiva, uma vez que aspectos técnicos ainda precisam ser definidos em portaria para que o certame possa ser estruturado em portaria. A sobrecontratação existente também é outro tema que deve ser apurado para esse leilão. O prazo desse leilão coincide com o vencimento de contratos existentes, como o de usinas térmicas a óleo combustível e óleo diesel. Havia uma movimentação para que essas térmicas fossem descontratadas, mas não foi à frente. Barroso salientou que desde que assumiu a presidência da EPE, a conclusão do processo revisão das garantias físicas das hidrelétricas foi uma das ações mais importantes, uma vez que ela retirou MW médios da oferta. A revisão mostrou 3

4 que as regras estão aí para serem cumpridas, aponta. Para ele, tudo que for estrutural ao sistema, deve ser incorporado a garantia física. O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, que já foi secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, que também participou do evento, elogiou a revisão das garantias físicas, que segundo ele, já deveria ter sido feito em é um trabalho de extrema relevância que veio com 14 anos de atraso, observa. Ainda segundo Barroso, a saída do ministro Fernando Coelho Filho não deverá atrapalhar os trâmites da realização do leilão A-6 desse ano, que também contará com os leilões de transmissão, cuja realização se dará ao longo do ano. [1] Fonte: [1] Canal Energia (acessado em 23/03/2018). 4

5 AGENDA DESTA SEMANA (24/03 A 30/03) ANEEL: Segunda-Feira às 10h - Lista da 12ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de 2018 Recurso Administrativo interposto pela Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras em face do Despacho nº 3.442/2017, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração SRG, que definiu critérios para alocar a energia gerada por usinas termelétricas entre suas parcelas de diferentes valores de Custos Variáveis Unitários CVUs. Recurso Administrativo interposto pela Norte Energia S.A. em face do Despacho nº 269/2018, emitido pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração SFG, que liberou a unidade geradora UG8 da Usina Hidrelétrica - UHE Belo Monte, para início da operação comercial a partir do dia 1º de fevereiro de Terça-Feira às 9h Pauta da 9ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2018 Proposta de abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Rio Grande Energia S.A. RGE, a vigorar a partir de 19 de junho 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 Homologação parcial do resultado e adjudicação do objeto do Leilão nº 4/2017-ANEEL, denominado "A-4" de 2017, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração de energia elétrica a partir das fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, no Ambiente de Contratação Regulada ACR, com início de suprimento em 1º de janeiro de Homologação parcial do resultado e adjudicação do objeto do Leilão nº 5/2017-ANEEL, denominado "A-6" de 2017, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração. 5

6 CCEE: SEG Liquidação Financeira do MCSD de Energia Existente fev/18 (X) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira da Energia de Reserva fev/18 (Y+2du) TER Data limite para validação da modulação ex-ante dos montantes de energia contratados para os CBRs celebrados entre empresas do mesmo grupo econômico abr/18 (Antes do PMO) QUA Data limite para pagamento da contribuição associativa mar/18 (M+20du) Data limite para divulgação do resultado da alocação de geração própria fev/18 (MS-2du) Data limite para divulgação dos valores a liquidar das cessões do MCSD de Energia Existente mar/18 (X+2du) Data limite para divulgação dos resultados da liquidação financeira do MCSD de Energia Existente fev/18 (X+2du) 6 QUI Data limite para disponibilizar os Relatórios do Processamento da Contabilização fev/18 (MS+21du) Data limite para solicitação SEM PENDÊNCIA da destinação de geração de empreendimento de autoprodução para o atendimento de unidades consumidoras próprias ou equiparadas mar/18 (M- 1du) SEX Nenhum evento encontrado no dia 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.