RESULTADOS DA CONTABILIZAÇÃO - FEV/15

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1 O InfoMercado mensal apresenta os dados da prévia de medição de março/15 e os principais resultados da contabilização das operações do mercado de energia elétrica em fevereiro/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 fevereiro/15 foram influenciados pelo feriado de Carnaval, continuidade de chuvas abaixo da média histórica no Sudeste, Centro-Oeste e Norte, impactando diretamente o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, que permaneceu no valor máximo (R$ 388,48/MWh) durante todo o mês. RESULTADOS DA CONTABILIZAÇÃO - FEV/15 Total a Liquidar R$ 2,296 bilhões -14,2 % frente a jan/15 Geração atinge MWmédios -3,9% frente a fev/2014 Consumo foi MW médios -4,1 % frente a fev/2014 Mercado tem R$ 418 milhões em encargos a pagar Em fevereiro de 2015 o total a ser liquidado pelos agentes participantes da contabilização foi de R$2,296 bilhões. A geração de energia no período foi inferior, tanto em comparação com o mês passado (-1,2%) quanto com o mesmo mês de 2014 (-3,9%). A redução no consumo em março, em comparação com o mesmo período de 2014, foi influenciada tanto pelo feriado de Carnaval, que no ano passado ocorreu em março, quanto pela baixa de 9,1% na produção industrial, segundo dados do IBGE. Na geração de energia a fonte que se destacou foi a eólica, com aumento de 119% em relação à No segmento de geração térmica, em fevereiro/2015, o destaque foi o aumento da produção de térmicas a biomassa (+40,3%), que mesmo na entressafra geraram mais que no mesmo período de 2014, o que pode ser explicado em parte pelo aumento do número de usinas no período (cerca de 20 usinas). Por outro lado, a redução da geração nuclear ocorreu devido às manutenções programadas e não-programadas (parada de Angra I). Apesar do pequeno aumento das chuvas na região central do país, a precipitação de parte do Norte ainda ficou abaixo da média histórica de chuvas no período. Mesmo assim, o submercado foi um dos responsáveis pelo fluxo de energia para o MRE junto com o Sul. O ajuste da garantia física do mecanismo ficou em 78,57%, sendo este valor bastante abaixo (-20%) ao auferido em fevereiro de Tal fato pode ser explicado por conta do aumento dos montantes sazonalizados de garantia física das usinas para o mês, somado a redução da geração, esta última ainda em consequência do cenário hidrológico desfavorável. O consumo de fevereiro/15 teve redução de 4,1% frente ao mesmo mês de 2014, com queda mais acentuada no Ambiente de contratação Livre ACL (-5,3%). Para os consumidores livres e especiais a redução foi de 4,3% com destaque negativo para saneamento (-21,12%), veículos (-15,9%) e bebidas (-13,7%). Por outro lado, os ramos de atividade que tiveram as maiores variações positivas foram extração de minerais metálicos (+11,3%), telecomunicações (+5,2%) e comércio (+4,3%). No decorrer do mês, assim como em janeiro/14, os preços entre submercados não descolaram e, por isso, não houve apuração de excedente financeiro. As penalidades pagas (R$ 761 mil) foram utilizadas para aliviar as exposições negativas dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) e abatimento de encargos. A exposição dos agentes ao Mercado de Curto Prazo ( MW médios) gerou um valor a pagar/receber de R$ 2,797 bilhões, liderado pelos produtores independentes (- R$ 1,193 bilhões ou MW médios) e distribuidores (- R$ 614 milhões ou MW médios). a. Prévia de Medição março/2015 Os valores da prévia de medição de março/2015 apontam redução na geração e no consumo de energia, em comparação com fevereiro/15, de 2,2% e 2,9%, respectivamente. Entretanto, os consumidores livres e especiais indicam aumento de 4,8% em relação ao mês anterior, com destaque para metalurgia e produtos de metal (+11,9%), químicos (+11,2%) e minerais não metálicos (+8,1%).

2 MEDIÇÃO GERAÇÃO, CONSUMO E GARANTIA FÍSICA MW med gerados Mesmo na entressafra, térmicas a biomassa têm alta de 40% na geração frente a fevereiro/14 Geração eólica cresce 119% em comparação a fevereiro/14 Garantia física do SIN tem leve aumento de 0,8%, registrando MW med, com aumento relativo das eólicas em 149% e redução de 5,3% das térmicas frente a fevereiro/14 Consumo atinge MW med, com destaque para o ACR, que representou 76% do total Valores de março/15 são prévios e consideram todo o período de coleta de medição, sem os ajustes Os valores de consumo e geração estão no centro de gravidade, isto é, consideram eventuais perdas da rede básica 2. GERAÇÃO % ; 24% % Geração total MW médios ; 69% Hidráulica (>30 MW) Térmica Eólica PCH Gráfico 1 Geração e representatividade por fonte 1.876; 12% 1.564; 10% 548 3% 2.791; 18% 425 3% Total MW médios 584; 4% 7.765; 50% Térmica a Gás Térmica a Biomassa Térmica a Óleo Térmica Nuclear Térmica a Carvão Mineral Térmica bi-comb.- gás/óleo Térmica - Outros Térmica Fotovoltaica/Solar Gráfico 2 Geração e representatividade por térmica Geração (MW médios) Tabela 1 Comparativo da geração e representatividade por fonte Tabela 2 Comparativo da geração e representatividade por fonte hidráulica 3. GARANTIA FÍSICA fev/15 mar/15 fev/15 - mar/15 Gráfico 3 Garantia física por fonte e comparativo da geração x garantia física por fonte - fev/15 Hidráulica (>30 MW) ,41% ,37% PCH ,81% ,10% Térmica ,08% ,47% Eólica ,53% ,99% Total , ,970-2,20% ,382-3,93% Fonte Hidráulica fev/15 mar/15 fev/15 - mar/15 - fev/15 Hidráulica (>30 MW) não cotas ,53% ,77% Hidráulica (>30 MW) cotas ,22% ,25% PCH participantes do MRE não cotas ,19% ,44% PCH participantes do MRE cotas ,24% 62-1,29% PCH não participantes de MRE cotas ,42% ,80% PCH não participantes de MRE não cotas ,70% ,96% Total , ,030-2,37% ,753-9,12% 3.409; 5% ; 22% 2.018; 3% % Hidráulica (>30 MW) Térmica PCH Eólica MW médios Hidráulica (>30 MW) Geração Térmica PCH Eólica Garantia Física

3 MRE 5. CONSUMO Tabela 4 Comparativo do consumo por ambiente de contratação Ajuste 78,57% Geração Garantia Física Ambiente fev/15 Representatividade (%) fev/2015 mar/15 fev/ mar/2015 Representatividade (%) fev/2014 fev/ fev/2014 ACR ,072 75,92% ,336-3,14% ,252 75,57% -3,60% ACL ,494 24,08% ,754-2,21% ,504 24,43% -5,63% Total , ,00% ,091-2,91% , ,00% -4,09% 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 (%) - fev/2015 ACR ACL Total Consumo , , ,109 Participação 74% 26% 100% Consumo 9.862, , ,844 Participação 83% 17% 100% Consumo 8.129, , ,249 Participação 81% 19% 100% Consumo 2.254, , ,364 Participação 59% 41% 100% Tabela 6 Consumo dos consumidores livres e especiais por ramo de atividade Balanço de Energia no MRE (MW médios) 1 Sudeste ,929 Sul 4.556,856 Nordeste ,732 Norte 2.036,804 1 Diferença entre energia gerada e SUDESTE SUL NORTE 1 1 NORDESTE LEVE MEDIO PESADO Ramo de Atividade fev/15 mar/15 fev/ mar/2015 fev/ fev/2014 METALURGIA E PRODUTOS DE METAL ,89% ,95% QUÍMICOS ,24% ,78% MINERAIS NÃO-METÁLICOS ,08% ,76% MADEIRA, PAPEL E CELULOSE ,00% 987-1,11% MANUFATURADOS DIVERSOS ,24% 954-8,07% ALIMENTÍCIOS ,30% 852-2,22% EXTRAÇÃO DE MINERAIS METÁLICOS ,95% ,31% VEÍCULOS ,12% ,90% SERVIÇOS ,12% 569-0,79% TÊXTEIS ,36% 462-4,92% COMÉRCIO ,05% 263 4,31% TRANSPORTE ,27% 215-0,22% BEBIDAS ,38% ,71% SANEAMENTO ,96% ,12% TELECOMUNICAÇÕES ,85% 105 5,23% TOTAL ,85% ,29% a garantia física ajustada no MRE. 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$ 2,797 bilhões 6. MCP Em fevereiro/2015 não houve diferença de preços entre os submercados e, por esse motivo, não ocorreu excedente financeiro. O total exposto no MCP foi de MW médios, que culminou em R$ ,89 a pagar pelos agentes expostos. Para o alívio financeiro de exposição de contratos regulados há R$ sucedidos dos pagamentos de penalidades. Além disso, cerca de 3% do total de pagamentos dos encargos gerados poderão ser aliviados pelas penalidades aplicadas. R$ milhões R$/MWh ,48 388,48 388,48 388, ,48 388,48 388,48 388,48 PLD Médio Máximo 200 Mínimo ,48 388,48 388,48 388,48 NORDESTE NORTE SUDESTE SUL Gráfico 6 Preço de Liquidação das Diferenças - PLD PLD médio de R$ 388,48/MWh, o que resultou em R$ 2,296 bilhões a liquidar R$ 761 mil pagos em penalidades para alívio de exposição de CCEAR e abatimento de encargos Os valores por insuficiência de penalidade e de potência não foram processados até o fechamento deste boletim. As penalidades por insuficiência de lastro de energia foram de R$ 388,48/MWh, o preço médio para penalização dos distribuidores foi de R$ 678,36/MWh e o valor de referência (VR) para 2015 é de R$104,13/MWh R$ 418 milhões em encargos a pagar Segurança Energética Restrição Operação Serviços Ancilare Não houve excedente financeiro Recebimento Pagamento Alivio de ESS Gráfico 5 Encargos de Serviços de Sistema

5 CONTRATOS AMBIENTE REGULADO E LIVRE 102 MW med registrados em contratos de curto prazo (1 mês) LEILÕES Energia de Reserva: R$ 499 milhões liquidados no MCP 777 MW med gerados Proinfa: 942 MW med gerados MW med de garantia física MW med em contratos Cotas: R$ 194 milhões liquidados em cotas de energia nuclear R$ 181 milhões liquidados em cotas de garantia física 7. CONTRATOS 8.977; 10% % % 7.621; 8% ; 15% % % contratos associados a MW médios transacionados ; 52% CCEAL CCEAR-Q CCEAR-D CCGF Itaipu CCEN PROINFA Gráfico 7 Tipo e montante (MW med) dos contratos % 102 1% 25 0% % contratos com MW médios transacionados 691; 6% 2.256; 19% 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 Especia Consumidor Livre Distribuidor Gerador Produtor Independen Total Tabela 8 Resultados de Energia de Reserva Energia de Reserva fev/15 Saldo CONER R$ ,17 Liquidação no MCP Total de Pagamentos aos Geradores R$ ,40 Receita retida R$ ,12 Fundo de garantia R$ ,65 Custos administrativos R$ ,46 Encargo R$ - Repasse aos usuários R$ Receita de Venda Receita Variável Receita Fixa Reapurações/Ajustes * Os resultados financeiros dos demais leilões estão considerados no Gráfico 6. Gráfico 8 Duração e montante (MW med) dos contratos CCEAL de compra por consumidores livres e especiais no ACL 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 que se enquadram nos critérios adotados na 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.