BOLETIM INFORMATIVO Nº 182

BOLETIM INFORMATIVO Nº 182 2ª SEMANA DE FEVEREIRO DE 2015

NOTICIAS CMO médio volta a subir no Sudeste e alcança R$ 2.158,57/MWh Valor está 52% acima do primeiro patamar da curva de custo do déficit de 2015. Armazenamento esperado ao fim de fevereiro subiu para 19,5% na região Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Operação e Manutenção 06/02/2015 O custo marginal de operação médio para a semana operava que se inicia no próximo sábado, 7de fevereiro, aumentou 12,6% em relação à semana anterior. O valor alcançou R$ 2.158,57/MWh, um nível 52% acima do primeiro patamar da curva de custo de déficit de energia que está em R$ 1.420,34/MWh. O custo marginal de operação está equalizado para os submercados SE/CO e Sul e para os dois outros submercados - Norte e Nordeste - cujo o aumento ficou em 80%, passou para R$ 1.527,88/MWh. Segundo o informe semanal do Programa Mensal de Operação, nos submercados Sudeste/Centro- Oeste e Sul, o CMO está em R$ 2.186,01/MWh nas cargas pesada e média, se esse valor aumentar mais 40% alcança o segundo patamar do custo de déficit que é de pouco mais de R$ 3 mil/mwh. Na carga leve o valor é de R$ 2.110,44/MWh. No Nordeste e no Norte o valor foi equalizado em todos os níveis de carga a R$ 1.527,88/MWh. O primeiro patamar da curva de déficit de energia para o ano de 2015 e que é estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica é de R$ 1.420,34/MWh para uma redução de carga entre 0% e 5%. O segundo é de R$ 3.064,15/MWh para uma redução de carga entre 5% e 10%. A previsão de carga mensal para fevereiro é de recuo de 2,2% ante os 0,7% previstos na versão da semana passada. A projeção é de que alcance 68.357 MW médios. No Nordeste connua a única expectava de aumento, em 3,3%. No Sul a previsão é queda de 0,6%, no SE/CO a previsão é de demanda 3,6% menor e no Norte queda de 5,2% na comparação com o mesmo mês de 2014. Quanto aos reservatórios, o ONS esma que ocorrerá uma leve recuperação dos níveis operavos. Ao final de fevereiro, no submercado SE/CO a projeção é de alcançar 19,5% ante os 17,2% esperados ao final de janeiro. No Nordeste está prevista recuperação para 16,5% ante a previsão de 14,9% da semana passada. No Sul, a projeção de 50,5% esmados anteriormente mostra uma nova queda, a nova projeção é de 41,6% e no Norte é esperado nível de 34,7% ao final desse mês. Mais cedo, o ONS havia informado as projeções preliminares de ENAs para o mês de fevereiro, que apontam para um nível abaixo da média no Sudeste e no Nordeste. São esperados níveis de 51% e de 25% da média histórica nas bacias dessas regiões. No Norte a expectava é de 56% da MLT e no Sul ainda está acima da média com 106% da média. Para checar a evolução do CMO e gerar gráficos com múlplos parâmetros acesse o Monitor Energia disponível para assinantes do CanalEnergia Corpora2vo http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/ Operacao_e_Manutencao.asp?id=105093 Carga do SIN sobe 1,6% em janeiro, segundo ONS Carga está influenciada pelo modesto desempenho da indústria do subsistema Sudeste/Centro -Oeste Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia, Operação e Manutenção 06/02/2015 A carga do Sistema Interligado Nacional subiu 1,6% em janeiro, em relação ao mesmo mês do ano passado, para 69.062 MW médios, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico. Com relação ao mês anterior, a carga cresceu 5,2%. No acumulado de 12 meses, o SIN apresentou variação posiva de 3% em comparação ao mesmo período anterior. De acordo com o ONS, a carga do SIN está influenciada pelo modesto desempenho da carga industrial do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. As férias colevas em vários ramos contribuíram para a pequena alta. A carga do subsistema SE/CO aumentou 1,8% no primeiro mês de 2015, ante janeiro do ano passado. Com relação a dezembro, a alta ficou em 7% na região. No acumulado dos úlmos 12 meses, o Sudeste/Centro-Oeste apresentou uma variação posiva de 1,9%. O comportamento da carga é influenciado pelo modesto desempenho da indústria. Por outro lado, a taxa de crescimento da carga desse subsistema é explicada pelo uso intensivo de equipamentos de refrigeração em decorrência de temperaturas elevadas registradas no período. O subsistema Sul teve alta de 1,7% na carga do mês de janeiro sobre o mesmo mês anterior. Na comparação com dezembro, a variação posiva foi de 5,6%. Em 12 meses, a alta acumulada ficou em 4,3%. Segundo o ONS, a carga demandada pelas classes residencial e comercial, puxada pelo ar condicionado, e o desempenho do setor agroindustrial foram os fatores que influenciaram a taxa de crescimento. A região Nordeste registrou aumento de 4,3% na carga de janeiro, ante o mesmo mês anterior. Na comparação com dezembro, a carga avançou 1,8%. No acumulado dos úlmos 12 meses, o Nordeste

NOTICIAS apresentou um crescimento de 3,4%. A carga do Norte foi a única a apresentar retração de 5,1%, sobre janeiro de 2014. Com relação a dezembro, verifica-se uma variação negava de 1,7%. No acumulado de 12 meses, a carga cresce 8,4% com a interligação de Manaus ao SIN. Os consumidores eletrointensivos permanece com níveis reduzidos de carga. http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/ Operacao_e_Manutencao.asp?id=105092 Aneel projeta arrecadar R$ 17,8 bilhões com bandeiras tarifárias em 2015 Recursos serão utilizados para cobrir custos variáveis das distribuidoras com energia Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política 06/02/2015 A Agência Nacional de Energia Elétrica projeta arrecadar R$ 17,8 bilhões com as bandeiras tarifárias em 2015. Os recursos, alocados na Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, serão repassados proporcionalmente para cobrir os custos mensais das distribuidoras não contemplados na tarifa. A ideia é que os custos das distribuidoras decorrentes do acionamento das térmicas, exposição ao mercado de curto prazo, risco hidrológico com cotas, entre outros custos variáveis, sejam cobertos por esses recursos, a serem recolhidos via tarifa de energia e pagos por todos os consumidores brasileiros. A previsão de arrecadação considera as novas faixas de tarifa para as bandeiras vermelhas e amarela propostas pela Aneel: acréscimo de R$ 5,50 e R$ 2,50 para cada 100kWh consumidos, respecvamente. Antes, esses valores eram de R$ 3,00 e R$ 1,50. Com a nova regra, será acionada uma única bandeira para todas as distribuidoras, e não mais por submercado, como define a regra atual. Outra novidade é que o sistema de bandeiras tarifarias também será adotado pelas permissionárias. As empresas terão até 1º de março para adequar seus sistemas de faturamento. A Aneel também mudou a faixa para o acionamento da bandeira vermelha, passando de R$ 350,00 para R$ 388,00. Isso quer dizer que toda vez que a úlma térmica a gás mais cara for acionada a bandeira vermelha passa a vigorar. A bandeira amarela será acionada toda vez que o custo do sistema esver maior que R$ 200,00. Abaixo disso, se mantém a bandeira verde e não há custo adicional. Os sistemas de bandeiras tarifárias servem como um sinal de preço ao consumidor. Toda vez que o custo de geração de energia esver pressionado, as bandeiras serão acionadas: amarela para situações desfavoráveis de geração e vermelha para condições extremas. A Aneel faz questão de enfazar que a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias não representa um novo encargo. Esses custos de geração já existem, porém eram repassados apenas nos reajustes anuais das distribuidoras. "Não há uma criação de custo. Essa informação está sendo divulgada de forma equivocada", disse o diretor da Aneel, Tiago de Barros. O diretor-geral da Aneel, Romeu Donizete Rufino, esclareceu que a proposta de revisão das bandeiras não envolve aumento de custos, mas uma forma de cobrança mais eficiente. As bandeiras não são a criação de um novo custo, mas uma forma de alocação que apenas direciona a parte variável dos custos da energia elétrica. Como o sistema é dinâmico, as bandeiras refletem instantaneamente a variação desses valores nas cores verde, amarela e vermelha, para facilitar o entendimento dos consumidores. O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Leite, avaliou o mecanismo de bandeiras como uma forma inteligente de repassar os custos da energia no momento que eles ocorrem. No entanto, disse que não parece justo a incidência da cobrança de tributos (ICMS e PIS/Confins) sobre os aumentos que estão sendo colocados, dado a situação conjuntural desfavorável em que vive o setor de energia. O sistema de bandeiras tarifarias vem sendo testado desde 2013, passando a vigorar efevamente em 2015. Contudo, a Aneel senu necessidade de aperfeiçoar o modelo e por isso está abrindo audiência pública de 9 a 20 de fevereiro a fim de discu- r as novas propostas e a regulamentação da Conta Centralizadora. A ideia é colocar as novas regras em vigor em 1º de março. Até lá, as distribuidoras terão que fazer campanhas para esclarecer o consumidor. Para a Aneel, as bandeiras poderá funcionar como um indutor ao consumo de energia. As contribuições podem ser enviadas para o e- mail: ap006_2015@aneel.gov.br ou para o endereço: Aneel SGAN Quadra 603 Módulo I Térreo/ Protocolo Geral, CEP 70.830-110, Brasília DF. http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/ Regulacao_e_Politica.asp?id=105086

NOTICIAS Aneel discute aprimoramento na operação do comercializador varejista Prazo para o recebimento das contribuições vai de 6 de fevereiro até 7 de março Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/mercado_livre.asp?id=105043 Custo da energia para a indústria sobe para R$ 403,8/MWh, calcula Firjan Federação aponta que aumento para o setor pode chegar a 39,8%, caso valor da bandeira vermelha seja elevado Da Agência CanalEnergia, Consumidor http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/consumidor.asp?id=105054 Comissão geral na Câmara vai debater crise hídrica e energética Debate, ainda sem data para acontecer, vai ouvir especialistas do setor Da Agência CanalEnergia, Regulação e Política http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105051 Aumento na conta de luz pode chegar a 26% com revisões extraordinárias Segundo Rufino, reajustes das tarifas no segundo semestre devem ser menores que os aplicados na última terça-feira, 3 Da Agência CanalEnergia, Consumidor http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/consumidor.asp?id=105038 Energia deve ter reajuste médio menor que 40% este ano, diz Braga Ministro disse que é preciso esperar os próximos reajustes para ter número mais concreto Da Agência CanalEnergia, Consumidor http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/consumidor.asp?id=105048 CCEE é autorizada a ratear custo adicional de térmicas com CVU acima do PLD Medida é válida a partir da contabilização de janeiro de 2015 e para usinas despachadas pelo ONS por ordem de mérito Da Agência CanalEnergia, Regulação e Política http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105049 Aneel recomenda rebaixar garantia física de 108 usinas descentralizadas Empreendimentos não atenderam ao requisito mínimo estabelecido pela portaria MME 463/2009 Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Regulação e Política http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105050 MCP: Aneel valida pagamento de R$ 1,086 bi pelas distribuidoras referente à liquidação de dezembro Light e Cemig serão responsáveis pelos maiores pagamentos, de R$ 271,1 milhões e R$ 138,6 milhões, respectivamente Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/mercado_livre.asp?id=105047 CMSE vê risco de déficit no SE/CO em 7,3% para 2015 Índice considera despacho por ordem de mérito de térmicas em simulação de 82 séries. Nas séries sintéticas risco vai a 11,1% Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia, Operação e Manutenção http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/operacao_e_manutencao.asp?id=105059 Governo determina criação de Conta Centralizadora dos Recursos das Bandeiras Tarifárias CCEE será a responsável pela sua criação e manutenção, assim como sua estruturação, gestão e liquidação financeira Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política 05/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105060 TCU: MME tem dez dias para se manifestar sobre risco de não atendimento à demanda em 2015 Ministério terá que apresentar descrição detalhada das medidas adotadas para redução do consumo e aumento da oferta Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política 05/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105065 Santo Antônio vai depositar R$ 330 milhões para cobrir MCP na segunda-feira, 9 Cemig e sócios trabalham para melhorar governança corporativa da hidrelétrica do rio Madeira Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, do Rio de Janeiro, Mercado Livre 05/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/mercado_livre.asp?id=105079

NOTICIAS Wacc de 8,09% já começa a ser atrativo ao investidor, diz Cemig Diretor da estatal mineira classificou como razoável o indicador proposto na última reunião da Aneel Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Negócios e Empresas 05/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/negocios_e_empresas.asp?id=105068 Leilão A-5: 91 projetos cadastrados com 19,8 GW de capacidade instalada Segundo EPE, empreendimentos térmicos a gás natural representam 77,8% do total da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Planejamento e Expansão 05/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/planejamento_e_expansao.asp?id=105070 País pode perder R$ 100 bilhões com redução de 5% do consumo de água e energia Cálculo inclui ainda uma diminuição dos investimentos da Petrobras em 10%. Economia retrairia 1,1%, segundo cálculos da GO Associados Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política 05/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105072 Aneel homologa resultado do leilão A-5/2014 Homologação e adjudicação foi parcial, com 12 projetos liberados e 39 com pendências documentais a equacionar Pedro Aurélio Teixeira, da Agência CanalEnegia, Planejamento e Expansão 06/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/planejamento_e_expansao.asp?id=105088 Redução de afluência mantém PLD no teto CMO teve alta de 103% nas regiões Norte e Nordeste Da Agência CanalEnergia, Mercado Livre 06/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/mercado_livre.asp?id=105106 Leilão A-5 poderá contar com sete hidrelétricas Três dessas usinas já foram consideradas no ano passado, porém não tiveram sucesso por problemas na obtenção de licença ambiental ou pouca atratividade financeira Wagner Freire, da Agência CanalEnegia, Planejamento e Expansão 06/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/planejamento_e_expansao.asp?id=105090 Revisão extraordinária das distribuidoras deve ser aplicada a partir de 1º de março Proposta de metodologia simplificada ficará em audiência pública entre os dias 9 e 19 de fevereiro Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Consumidor 06/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/consumidor.asp?id=105084 Wacc da transmissão é revisto e fica entre 7,3% e 7,8% ao ano Proposta está em audiência pública entre os dias 9 de fevereiro e 2 de março Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política 06/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105091 Belo Monte: indígenas continuam bloqueio do acesso ao sítio Pimental Trabalho no canteiro está reduzido. Ônibus e carros particulares foram retidos Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Meio Ambiente 10/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/meio_ambiente.asp?id=105135 Autoprodutores querem voltar a investir em geração de energia no Brasil Segundo Abiape, agentes têm recursos financeiros e interesse em colaborar com a expansão da matriz Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, Regulação e Política 10/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105127 Eólica pode negociar até 3 GW no ano caso seja realizado um segundo A-5 Presidente do Conselho da ABEEólica diz que não há nada oficial mas a perspectiva é de que governo realize mais um certame para 2020 ao final do ano Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Planejamento e Expansão 10/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/planejamento_e_expansao.asp?id=105139 CDE pode ter entre R$ 4 e R$ 5 bi a mais na cota provisória Valor real do fundo seria de R$ 17 bilhões e não os R$ 21,8 bilhões que estão em audiência pública, segundo Anace, que ameaça entrar na Justiça Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Regulação e Política 09/02/2015 http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/regulacao_e_politica.asp?id=105120

PREVISÃO CLIMÁTICA TRIMESTRAL Previsão Climática para o Trimestre No decorrer de dezembro 2014 até meados de janeiro de 2015, a presença de uma condição de bloqueio atmosférico nas latudes médias do Hemisfério Sul inibiu a formação do principal sistema responsável pela qualidade do período chuvoso no setor central do Brasil: a Zona de Convergência do Atlânco Sul (ZCAS). Somente em algumas áreas do País e na maior parte da Região Sul, os acumulados de precipitação excederam os valores climatológicos para dezembro. As análises dos campos globais de dezembro até meados de janeiro de 2015 mostram a connuidade do aquecimento das águas superficiais no Pacífico Equatorial (região do Niño 3) e o valor do Índice de Oscilação Sul (IOS) negavo pelo sexto mês consecuvo. Esta configuração indica o acoplamento entre as condições oceânicas e atmosféricas, sugesvo da manutenção de uma fraca condição de El Niño ou mesmo de uma condição de neutralidade na região do Oceano Pacífico Equatorial. No Atlânco Tropical, destacou-se a persistência do padrão de dipolo no campo de anomalias de Temperatura da SuperXcie do Mar (TSM), Pressão ao Nível do Mar (PNM) e ventos, consistente com a atuação da Zona de Convergência Intertropical (ZCIT) ao norte de sua posição climatológica no decorrer deste período. A previsão climáca por consenso para o trimestre fevereiro-março-abril de 2015 (FMA/2015), baseada na análise das condições diagnóscas oceânicas e atmosféricas e de modelos dinâmicos e esta- Yscos de previsão climá- ca sazonal, indicou maior probabilidade dos totais pluviométricos sazonais ocorrerem na categoria abaixo da faixa normal climatológica no extremo norte da Região Norte, com distribuição de probabilidade de 25%, 35% e 40% para as categorias acima, dentro e abaixo da faixa normal climatológica, respecvamente. Para o semiárido do Nordeste, a previsão por consenso também indicou maior probabilidade das chuvas situarem-se na categoria abaixo da média, com a seguinte distribuição de probabilidades: 20%, 35% e 45% para as categorias acima, dentro e abaixo da faixa normal climatológica, respecvamente. Para o sul da Região Sul, a previsão indica maior probabilidade das chuvas situarem-se na categoria acima da média, com distribuição de probabilidades: 40%, 35% e 25% para as categorias acima, dentro e abaixo da faixa normal climatológica, respecvamente. Ressalta-se a possível connuidade da condição de déficit pluviométrico no decorrer da segunda quinzena de janeiro, em parcular sobre as Regiões Sudeste e Centro -Oeste do Brasil. A previsão por consenso indicou temperaturas variando entre valores normais e acima da normal climatológica principalmente no centro-sul do Brasil e no norte das Regiões Norte e Nordeste. REGIÃO NORTE NORDESTE CENTRO- OESTE SUDESTE SUL PREVISÃO Chuva - maior probabilidade de chuva na categoria abaixo da faixa normal no extremo norte da Região. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias. Temperatura - variando de normal a acima da normal climatológica em toda a Região. Chuva - maior probabilidade de chuva na categoria abaixo da faixa normal no norte da Região. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias. Temperatura - variando de normal a acima da normal climatológica em toda a Região. Chuva - a previsão indica igual probabilidade para as três categorias. Temperatura - variando de normal a acima da normal climatológica em toda a Região. Chuva - a previsão indica igual probabilidade para as três categorias. Temperatura - variando de normal a acima da normal climatológica em toda a Região. Chuva - maior probabilidade na categoria acima da normal para o centro-sul da Região. Temperatura - variando de normal a acima da normal climatológica em toda a Região.

RESERVATÓRIOS Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS) Relatório do Programa Mensal de Operação REV 1 FEV/2015 Na semana de 31/01/2015 a 06/02/2015, ocorreram totais significavos de precipitação nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande, São Francisco e Tocanns. No início da semana de 07/02/2015 a 13/02/2015, a previsão é de que as bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocanns apresentem chuva fraca a moderada. No final da semana, deve ocorrer chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Na Revisão 1 do PMO de Fevereiro/2015, os parâmetros cujas atualizações mais impactaram na variação dos CMO foram a previsão de vazões e os armazenamentos iniciais previstos para os reservatórios. O CMO nas regiões SE/CO e Sul passou de R$ 1.916,92/MWh para R$ 2.158,57/MWh, na região NE passou de R$ 848,08/MWh para R$ 1.527,88/ MWh e na região Norte passou de R$ 843,80/MWh para R$ 1.527,88/MWh. Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS)

ANÁLISE DO PLD PLD da 2ª semana de fevereiro segue no teto regulamentar em todos submercados OPERAÇÕES 09/02/2015-09:55 O Preço de Liquidação das Diferenças PLD, para o período de 7 a 13 de fevereiro de 2015, mais uma vez foi fixado em R$ 388,48/MWh. A redução, em cerca de 5%, nas afluências esperadas para o sistema a parr da segunda semana de fevereiro manteve os preços no limite máximo fixado pela Agência Nacional de Energia Elétrica Aneel para o PLD em 2015. A informação foi divulgada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE nessa úlma sexta-feira, 6/2. Houve elevação de 13% no custo marginal de operação dos submercados Sudeste e Sul devido à redução das afluências previstas para estes submercados em cerca de 700 MWmédios e 1.700 MWmédios, respecvamente. O mesmo fator movou alta de 103% no custo dos submercados Nordeste e Norte. Permanece a expectava de máxima ulização dos recursos hidráulicos do Norte e envio dos excedentes para o Sudeste, sendo que o limite da capacidade de intercâmbio de energia entre estes submercados deve ser angido, o que faz com que os cus- Preço tos das regiões PLD fiquem Semanal diferentes. - 17/01/2015 a 23/01/2015 SUBMERCADO PESADA MÉDIA LEVE O Nordeste foi o único submercado para o qual as afluências foram revistas para valores mais omistas, o que representa aumento de 1.000 MWmédios em energia. Já a previsão no Norte sofreu queda de 2.700 MWmédios, com revisão de 76% para 56% da média histórica. As afluências do Sul, que inicialmente estavam previstas em 126% da média histórica, foram revistas para 106%, enquanto no Sudeste a expectava permanece em cerca de metade da média, com a previsão das afluências revista de 52% para 51%. A queda das afluências começou a ser observada ao longo da primeira semana de fevereiro, o que impactou os níveis de armazenamento previstos para o início da segunda semana. Os reservatórios de Sul, Nordeste e Norte apresentaram redução de aproximadamente 1.400 MWmédios na energia armazenada, enquanto o envio de energia dos submercados Norte e Sul para o Sudeste tenha possibilitado a manutenção do nível nos seus reservatórios. Por outro lado, há expectava de redução em aproximadamente 1.500 MWmédios no consumo em função da queda das temperaturas. http://goo.gl/5tyxe3 PLD MÉDIO DE FEVEREIRO ATÉ A SEMANA 1 Sudeste/Centro-Oeste 388,48 388,48 388,48 388,48 Sul 388,48 388,48 388,48 388,48 Nordeste 388,48 388,48 388,48 388,48 Norte 388,48 388,48 388,48 388,48

ANÁLISE DO PLD Análise PLD 2ª semana opera2va de fevereiro A redução em torno de 5% nas afluências esperadas para o sistema a parr da segunda semana de fevereiro manteve os preços no limite máximo fixado pela Agência Nacional de Energia Elétrica Aneel para o PLD em 2015. O custo marginal de operação dos submercados Sudeste e Sul elevou-se em 13%, uma vez que as afluências previstas para estes submercados sofreram, respecvamente, reduções de 700 MWmédiose 1.700 MWmédios. As afluências do Sul, que inicialmente estavam previstas em 126% da média histórica, foram revistas para 106%, ainda apresentando valores omistas. Já para o Sudeste, a expectava permanece em cerca de metade da média, sendo que a previsão das afluências teve um pequeno decréscimo,de 52% para 51%. Nos submercados Nordeste e Norte, o custo elevou-se em 103%, também em função da redução das afluências previstas para as próximas semanas. A previsão no Norte sofreu queda de 20 pontos percentuais em relação à média histórica, o que representa 2.700 MWmédios. As afluências do Nordeste foram as únicas que foram revistas para valores mais omistas, 25% ante os 18% previstos anteriormente, representando aumento de 1.000 MWmédios. Permanece a expectava de máxima ulização dos recursos hidráulicos do Norte e envio dos excedentes para o Sudeste, o que resulta no angimento do limite de intercâmbio entre estes submercados e consequente diferença entre seus custos. Observou-se, a parr da primeira semana de fevereiro, redução das afluências que impactou os níveis de armazenamento que eram previsto para o início da segunda semana. Os níveis dos reservatórios do Sul, Nordeste e Norte apresentaram redução de aproximadamente 1.400 MWmédios. O recebimento de energia do Norte e do Sul possibilitou a manutenção do nível do Sudeste. Manteve-se a expectava de queda do consumo em função da redução das temperaturas, o que impactou o consumo previsto para a próxima semana em aproximadamente 1.500 MWmédios. Assim como verificado na semana anterior, o limite de envio de energia dos submercados Nordeste e Norte para o submercado Sudeste foi angido, causando diferença de custos entre os submercados. A redução das afluências em relação ao que havia sido previsto na semana anterior foi a principal responsável pela elevação dos custos em todos os submercados. A elevação no Sudeste e Sul foi de aproximadamente R$ 220,00/MWh, enquanto no Nordeste e Norte a elevação ficou em torno de R$ 620,00/MWh. A verificação dos níveis de armazenamento inferiores aos previstos provocou elevação de R$ 45,00/MWh e R$ 210,00/MWh nos submercados Sudeste/Sul e Nordeste/Norte respecvamente. A elevação da disponibilidade térmica nos submercados Sudeste e Sul provocou redução de R$ 15/MWh. Já no Nordeste e no Norte, se verificou redução de disponibilidade hidráulica e térmica, elevando os custos em quase R$ 30/MWh. A redução da carga prevista para as próximas semanas no Sudeste/Sul provocou redução em cerca de R$ 30/MWh nos custos destes submercados. Em contraparda, a elevação da carga do Nordeste/Norte ocasionou elevação em aproximadamente R$ 75,00/MWh nos custos. A atualização das demais variáveis não ocasionou impactos significavos nos preços médios. Considerando que o cálculo do PLD desconsidera as restrições elétricas internas aos submercados, desde que não afetem os limites entre os submercados, o custo total de operação resultante do cálculo do PLD tende a ser inferior ao custo total de operação do cálculo do CMO, uma vez que este é menos restrivo. Porém, em decorrência da redução da carga devido à consideração da geração proveniente da restrição elétrica, o CMO resultante do cálculo do PLD tende a ser superior ao CMO resultante do cálculo que considera as restrições elétricas. DECOMP O modelo Decomp é ulizado para determinar o despacho de geração que minimiza o custo total de operação ao longo do período de planejamento. Um de seus resultados é o Custo Marginal de Operação CMO1que, limitado por um piso e um teto, origina o PLD. Entre as variáveis que influenciam o modelo Decomp destacam-se a Energia Natural Afluente ENA2 média para acoplamento com o Newave, o armazenamento inicial e a carga.

ANÁLISE DO PLD Fator de Ajuste do MRE O MRE é um mecanismo de comparlhamento e migação de risco hidrológico, o que possibilita o despacho centralizado das usinas hidrelétricas. O fator de ajuste do MRE representa a razão entre a geração hidráulica no centro de gravidade das usinas parcipantes desse mecanismo pelo montante total de suas garanas Xsicas sazonalizadas. No período de 1º de janeiro a 5 de fevereiro de 2015, os dados de geração hidráulica foram obdos a parr dos dados do Acompanhamento Diário da Operação - ADO, disponibilizado diariamente pelo ONS. Para o dia 6 de fevereiro de 2015, as informações foram extraídas do Informavo Preliminar Diário da Operação IPDO, também disponibilizado pelo ONS. O restante do mês de fevereiro de 2015 teve os valores de geração hidráulica esmados a parr da revisão 1 do Decomp, levando em consideração uma esmava da geração térmica por segurança energéca. Adicionalmente, sobre a geração hidráulica aplicou-se um fator de perdas totais (perdas de rede básica e perdas internas), obdo a parr da análise do histórico, e um fator de modulação semanal, com o objevo de emular o comportamento operavo do SIN aos finais de semana. Já a garana Xsica sazonalizada foi esmada a parr dos dados da prévia publicada em 21 de janeiro do Relatório de Sazonalização de Garana Física, correspondente a 60.601,75 MWmédios, valor que considera o fator de operação comercial da úlma hora da contabilização de novembro de 2014. Esse valor de garana Xsica sazonalizada foi reduzido em 3%, o que representa uma esmava global dos fatores de disponibilidade, perdas internas e de rede básica, calculado com base nos dados de 2014. O gráfico abaixo apresenta a esmava do fator de Ajuste do MRE para janeiro e fevereiro de 2015. O PLD ulizado para o cálculo de janeiro foi o preço médio mensal de janeiro; para o cálculo de fevereiro, foram considerados os valores esperados pelo Decomp da revisão 1 até a úlma semana de fevereiro de 2015. O fator de ajuste do MRE foi esmado para fevereiro de 2015 em 77,2%, o qual representa redução da garana Xsica do MRE em 13.354 MW médios. Este montante de energia, valorado ao PLD médio esmado de fevereiro, de R$ 388,48/MWh, resulta em um impacto esmado em R$ 3.486 milhões para as usinas parcipantes do MRE. Cabe ressaltar que tal impacto depende das posições comerciais de cada agente, podendo implicar pagamento adicional para os agentes expostos negavamente ou menor receita para os expostos posivamente.

ANALISE DO PLD Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS) Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS) Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS)

ANALISE DO PLD Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS) Para a semana, a previsão de carga de energia é de 40,72 MW médios no subsistema SE/CO e 12,785 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 1,1% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 3,31% para o subsistema Sul. Energia Natural Afluente Para a semana, a previsão de carga de energia é de 10,629 MW médios no subsistema NE e 5,021 MW médios no N. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimo de - 1,44% para o subsistema NE e decréscimo de - 0,38% para o subsistema N. No Subsistema SE/CO verificamos que a ENA observada para a semana 2 por enquanto está realizando acima do previsto. No Subsistema S verificamos que a ENA observada para a semana 2 por enquanto está acima do previsto. No Subsistema NE verificamos que a ENA observada para a semana 2 por enquanto está realizando o previsto. No Subsistema N verificamos que a ENA observada para a semana 2 está realizando o previsto. A tendência do PLD para a próxima semana é de permanecer no teto. Fonte: Elaboração própria (Dados: PMO/ONS)

LEGISLAÇÃO BÁSICA DO SETOR ELÉTRICO Leis Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art.175 da Constuição Federal e dá outras providências. Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, que estabelece normas para outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos e dá outras providências (observar as alterações estabelecidas pela edição da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004). Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, que instui a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica e dá outras providências (observar as alterações estabelecidas pela edição da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004). Lei nº 9.433, de 8 de janeiro de 1997, que instui a Políca Nacional de Recursos Hídricos, cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, regulamenta o inciso XIX do art. 21 da Constuição Federal, e altera o art. 1º da Lei 8.001 de 13 de março de 1990, que modificou a Lei 7.990 de 28.12.1989. Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, que altera os disposivos das Leis nº 9.074/1995 e 9.427/1996, e dá outras providências (observar as alterações estabelecidas pela edição da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004). Lei nº 9.984, de 17 de julho de 2000, que dispõe sobre a criação da Agência Nacional de Águas - ANA, endade federal de implementação da Políca Nacional de Recursos Hídricos e de coordenação do Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, e dá outras providências. Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, dispõe sobre a expansão da oferta de energia elétrica emergencial, recomposição tarifária extraordinária e universalização do Serviço Público de Energia Elétrica, cria o Programa de Incenvo às Fontes Alternavas de Energia Elétrica - PROINFA, a Conta de Desenvolvimento Energéco - CDE, dá nova redação às Leis 9.427 de 26.12.1996, 9.648 de 27.05.1998, 3.890-A de 25.04.1961, 5.655 de 20.05.1971, 5.899 de 05.07.1973, 9.991 de 24.07.2000, prorroga o prazo para entrada em operação das Usinas enquadradas no Programa Prioritário de Termeletricidade e dá outra providências. Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, que autoriza a criação da Empresa de Pesquisa Energéca EPE e dá outras providências. Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, que trata do novo modelo do setor elétrico, altera as Leis nº 9.074/1995, 9.427/1996, 9.648/1998 e dá outras providências. Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. Decretos Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003, que delegou à ANEEL competências previstas na MP nº 144/2003, converda na Lei nº 10.848/2004. Decreto nº 4.970, de 30 de janeiro de 2004, dá nova redação ao art.1º do Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003 e define o índice de atualização monetária das quotas de que trata o 1º do art.13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica, e dá outras providências. Decreto nº 5.184, de 16 de agosto de 2004, que cria a Empresa de Pesquisa Energéca - EPE, aprova seu Estatuto Social e dá outras providências.

LEGISLAÇÃO BÁSICA DO SETOR ELÉTRICO Resoluções Resolução ANEEL nº 393, de 4 de dezembro de 1998, que estabelece os procedimentos gerais para registro e aprovação dos estudos de inventário hidrelétrico de bacias hidrográficas. Resolução ANEEL nº 395, de 4 de dezembro de 1998, que estabelece os procedimentos gerais para registro e aprovação de estudos de viabilidade e projeto básico de empreendimentos de geração hidrelétrica, assim como da autorização para exploração de centrais hidrelétricas até 30 MW e dá outras providências. Resolução ANEEL nº 396, de 4 de dezembro de 1998, que estabelece procedimentos para implantação, manutenção e operação de estações fluviométricas e pluviométricas associadas a empreendimentos hidrelétricos. Resolução ANEEL nº 398, de 21 de setembro de 2001, que estabelece os requisitos gerais para apresentação dos estudos e as condições e os critérios específicos para análise e comparação de Estudos de Inventários Hidrelétricos, visando a seleção no caso de estudos concorrentes. Resolução ANEEL nº 652, de 9 de dezembro de 2003, que estabelece os critérios para o enquadramento de aproveitamento hidrelétrico na condição de Pequena Central Hidrelétrica (PCH). Resolução ANEEL nº 343, de 9 de dezembro de 2008, que estabelece procedimentos para registro, elaboração, aceite, análise, seleção e aprovação de projeto básico e para autorização de aproveitamento de potencial de energia hidráulica com caracteríscas de Pequena Central Hidrelétrica PCH. Resolução ANEEL nº 409, de 10 de agosto de 2010, que estabelece critérios e procedimentos para parcipação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia MRE. Resolução ANEEL nº 412, de 5 de outubro de 2010, que estabelece procedimentos para registro, elaboração, aceite, análise, seleção e aprovação de projeto básico e para autorização de aproveitamento de potencial de energia hidráulica de 1.000 até 50.000 kw, sem caracteríscas de PCH. Resolução ANEEL nº 420, de 30 de novembro de 2010, que estabelece a sistemáca de determinação da Potência Instalada e da Potência Líquida de empreendimento de geração, para fins de outorga, regulação e fiscalização dos serviços de geração de energia elétrica, e revoga a Resolução nº. 407, de 19 de outubro de 2000. Resolução ANEEL nº 467, de 6 de dezembro de 2011, que estabelece os requisitos e critérios para modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos para geração de energia elétrica desnada a serviço público. Portarias Portaria DNAEE nº 40, de 26 de fevereiro de 1997, que estabelece procedimentos sobre a demonstração dos gastos realizados por pessoas Xsicas ou jurídicas com o desenvolvimento de estudos ou projetos de aproveitamentos hidrelétricos ou de usinas termelétricas. Portaria MME nº 258, de 28 de julho de 2008, que define a metodologia de cálculo da garana Xsica de novos empreendimentos de geração de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN. Portaria MME nº 372, de 1 de outubro de 2009, que determina que o Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas e suas eventuais revisões sejam realizados de acordo com os critérios, procedimentos e instruções estabelecidos no Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas, publicado em dezembro de 2007 e disponibilizado para consultas na página do Ministério de Minas e Energia, na Rede Mundial de Computadores hmp://www.mme.gov.br/. Portaria MME nº 463, de 3 de dezembro de 2009, que estabelece a metodologia para o cálculo dos montantes de garana Xsica de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, para fins de parcipação no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, inclusive para fins de parcipação nos Leilões de Compra de Energia Elétrica. Portaria MME nº 861, de 18 de outubro de 2010, que estabelece os fatos relevantes e a metodologia para Revisão Extraordinária dos Montantes de Garana Física de Energia de Usina Hidrelétrica despachada centralizadamente no Sistema Interligado Nacional - SIN, com capacidade instalada superior a 30 MW.

EMPREENDIMENTOS DA DMEE PCH Padre Carlos (Rolador) Rio Lambari Município de Poços de Caldas MG Potência Instalada: 7,80 MW Energia Assegurada: 4,07 MWm Parcipação da DMEE: 100% Energia 100% Incenvada vendida no ACL PCH Eng. Pedro Afonso Junqueira (Antas I) Rio Lambari Município de Poços de Caldas MG Potência Instalada: 8,78 MW Energia Assegurada: 4,727 MWm Parcipação da DMEE: 100% Energia Convencional vendida em Regime de Cotas de Garana Física Serra do Facão (SEFAC) Rio São Marcos Divisa entre Catalão e Davinópolis Goias Potência Instalada: 210,00 MW Energia Assegurada: 182 MWm Parcipação da DMEE: 10,0877% TAKE DA DMEE: Energia Convencional vendida 100% no ACR Salto Pilão (CESAP) Rio Itajaí Divisa entre Lontras, Apiúna e Ibirama Santa Catarina Potência Instalada: 191,89 MW Energia Assegurada: 109 MWm Parcipação da DMEE: 20% TAKE DA DMEE: Energia Convencional vendida 100% no ACR Barra Grande (BAESA) Rio Pelotas Divisa entre Pinhal da Serra (Rio Grande do Sul) e Anita Garibaldi (Santa Catarina) Potência Instalada: 708,00 MW Energia Assegurada: 380,6 MWm Parcipação da DMEE: 8,8189% TAKE DA DMEE: Energia Convencional vendida 31,00% no ACR e 69,00 % no ACL Empresa de Transmissão do Alto Uruguai (ETAU) LT Campos Novos - Barra Grande - Lagoa Vermelha - Santa Marta Tensão: 230 kv

DME ENERGÉTICA S.A. DMEE A DME Energé2ca S.A DMEE é a empresa de geração de energia do município de Poços de Caldas, criada em 27 de junho do ano 2000, por meio da Lei Municipal nº 7.192. Sediada em Poços de Caldas no sul de Minas Gerais, a DME Energé2ca confirma a vocação do município para o setor energé2co, par2cipando de projetos e obras em vários Estados do Brasil. Coordenação de Comercialização de Energia: Ana Carolina S. Garcia Supervisora de Comercialização de Energia Rodrigo Raphul Azevedo Garcia Analista em Energia Juliano Freire de Rezende Vilela Assistente Administravo