Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas
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Diretoria de Planejamento Energético
Conceitos e Práticas
São Paulo, 9 de Fevereiro de 2009.
2Diretoria de Planejamento Energético
Objetivos
Apresentar alguns conceitos fundamentais referentes ao Mercado de Energia Elétrica Brasileiro.
Apresentar a atuação da Diretoria de Planejamento Energético do Grupo EDP – Energias no Brasil na gest ão da energia.
Apresentar e discutir as tendências do Mercado de Energia para 2009.
1
2
3
3Diretoria de Planejamento Energético
Agenda
GRUPO EDP – ENERGIAS DO BRASIL
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
LEILÕES DE ENERGIA
EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO E GERAÇÃO
CENÁRIO ENERGÉTICO
RISCO ENERGÉTICO
4
Grupo EDP – Energias do Brasil
5Diretoria de Planejamento Energético
Estamos presente em seis estados brasileiros
6Diretoria de Planejamento Energético
Capacidade Instalada
(MW)
Duplicaremos a capacidade de 2007
Projetos concluídos desde o IPO
Projetos em curso
50 25
29 25** 360
2.116
516
452
1.043
2009 20092011
Expectativa de Entrada em Operação
2005 UHE Peixe Angical
4a Máq. Mascarenhas
PCH São João
2007 PCH Santa Fé
Repotenciações UTE Pecém
2011Capac. adicional Lajeado
* Pendente de aprovação dos orgãos competentes. Correspondente à participação de 45% da EnBr na EDP Renováveis Brasil.** Mascarenhas, Suíça, Rio Bonito
2008
Cenaeel
1.6961.702 1.702
2008
653*
653
6*
2008
7
Estrutura Interna
8Diretoria de Planejamento Energético
Diretoria de Planejamento Energético
CEOAntónio Pita de Abreu
Estudos de Mercado
Estudos Energéticos
Aquisição de Energia
Diretor de Planejamento Energético
Michel Nunes Itkes
9
Setor Elétrico Brasileiro
10Diretoria de Planejamento Energético
Capacidade Instalada
SubmercadosSubmercados
Capacidade InstaladaCapacidade Instalada
� O Sistema Interligado Nacional édividido em quatro submercados: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste.
� Além disso, há o Sistema Isolado que atende parte da Região Norte e algumas cidades do Nordeste.
# kW %
MCHs 276 153.425 0,1%
PCHs 329 2.453.919 2,4%
Usinas Hidroelétricas 160 74.901.031 73,0%
Usinas Eólicas 21 338.350 0,3%
Usina Solar 1 20 0,0%
Usinas Termoelétricas 1205 22.756.012 22,2%
Usinas Nucleares 2 2.007.000 2,0%
TOTAL 1994 102.609.757 100,0%
11Diretoria de Planejamento Energético
Potência x Energia
UH
Es
UT
Es
MascarenhasPotência: 180,5 MW
Garantia Física: 127 MWm
A energia reflete a disponibilidade de água
Porto de Pecém IIPotência: 360 MW
Garantia Física: 294,7 MWm
A energia reflete o despacho esperado da usina
� Se há água, as hidroelétricas geram mais e as termoe létricas ficam desligadas.
� O Balanço de Energia Assegurada compara a Oferta Fi rme de Energia com o Consumo.
12Diretoria de Planejamento Energético
(627)
1.053
1.624
393
1.066
1.6971.920
2.532
1.340
2.055
(1.000)
(500)
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
2009 2010 2011 2012 2013
Bal
anço
de
Ene
rgia
(M
Wm
)
Carga Oficial Carga Revista
Ainda teremos um Leilão A-3 de 2009
Ainda teremos um Leilão A-3 de
2010
Queda do Consumo do
Sistema
Diferença entre a Energia Assegurada e o Consumo Carga Oficial x Estimativa de Queda do consumo
13Diretoria de Planejamento Energético
2009 2010 2011 2012 2013Acréscimo de 3.887MWmAcréscimo de 1.536MWm Acréscimo de 3.376MWm Acréscimo de 2.666MWm Acréscimo de 1.439MWm
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
out
nov
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
out
nov
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
out
nov
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
out
nov
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
out
nov
dez
Expansão Determinada pelos Leilões (Jan/2009)
Nos leilões de 2008 houve um vencedor majoritário, representando 61% da energia comercializada, toda com projetos a óleo combustível.
Nos leilões de 2008 houve um vencedor majoritário, representando 61% da energia comercializada, toda com projetos a óleo combustível.
Energia Assegurada Hidro Nova, MWmGarantia Física Termo Nova, MWmGarantia Física das Térmicas OC, MWm
Elevação da participação térmica
na Expansão
Elevação da participação térmica
na Expansão
14
Base da Expansão do Sistema de Geração:
Leilões do ACR
15Diretoria de Planejamento Energético
Ambientes de Contratação
ACRAmbiente de Contratação
Regulada
Compra e venda de energia elétrica entre agentes
vendedores e agentes de distribuição
ACRAmbiente de Contratação
Regulada
Compra e venda de energia elétrica entre agentes
vendedores e agentes de distribuição
ACLAmbiente de Contratação
Livre
Compra e venda de energia elétrica através de contratos
bilaterais livremente negociados
ACLAmbiente de Contratação
Livre
Compra e venda de energia elétrica através de contratos
bilaterais livremente negociados
Vendedores
Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar,
importar ou comercializar energia elétrica
Vendedores
Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar,
importar ou comercializar energia elétrica
Preços de suprimento resultantes de leilões
Preços de suprimento livremente negociados
Marco Regulatório definiu regras bem detalhadas par a o Ambiente Regulado, e garantiu a existência do Ambiente Livre.
Marco Regulatório definiu regras bem detalhadas par a o Ambiente Regulado, e garantiu a existência do Ambiente Livre.
16Diretoria de Planejamento Energético
Garantia da Expansão
� Agentes de consumo prevêem anualmente suas cargas no centro de gravidade para os próximos cinco anos.
� Cargas previstas de todos os agentes de consumo servem para sinalizar a necessidade de construção de novas usinas.
� As empresas distribuidoras, além de preverem suas cargas, definem suas necessidades de contratação, para cobertura de 100% de suas cargas, com possibilidades de “correções marginais” para assimilação de erros de previsão.
� As empresas distribuidoras assinam contratos longos, com cinco ou três anos de antecedência, viabilizando a construção dessas novas usinas.
17Diretoria de Planejamento Energético
Modicidade Tarifária
� Os vendedores vencedores dos leilões são aqueles que ofertam os menores preços.
� Assim, a compra de energia somente através de leilão garante os menores preços possíveis.
� Isso não significa tarifas mais baratas, mas sim as mais barataspossíveis.
18Diretoria de Planejamento Energético
Contratação no Ambiente Regulado(Incentivo à contratação de longo prazo, com maior antecedência, via repasse à tarifa e mitigação de riscos de penalidade)
Energia Nova A-3
Energia Nova A-5
Energia Existente de Ajuste
Geração Distribuída
Duração do ContratoDuração do ContratoInício de SuprimentoInício de Suprimento
Energia Existente A-1
MCSD pode ocorrer para compensar saída de clientes livres, acréscimos de contratos bilaterais, ou variações de mercado limitadas a 4% ao ano.
Mecanismo de Compensação de Sobras e
Déficits - MCSD
Em 5 anos
Em 3 anos
Ano seguinte
Em até 4 meses
Definido pela Distribuidora
Definido pela Distribuidora
De 15 a 30 anos
De 15 a 30 anos
De 5 a 15 anos
Até 2 anos
Redução ou acréscimo contratual a partir do mês
seguinte
Até o fim da vigência do produto afetado
Leilõ
esC
ham
ada
Púb
lica
R
egra
de
Com
erc.
Em 1 a 4 anos De 10 a 30 anosFontes Alternativas
19Diretoria de Planejamento Energético
Organização dos Leilões do Ambiente Regulado
UHEs ���� contratos de quantidade UTEs ����contratos de disponibilidadeUHEs ���� contratos de quantidade UTEs ����contratos de disponibilidade
Declaração de Necessidades
Formatação do Leilão
Realização do Leilão
Celebração dos Contratos
MMEMMEDistribuidoresDistribuidoresGeradoresGeradores
Define produtos, prazos, etc.
Consolida a demanda do leilão
Declaram necessidades
Cadastram-se para venda
Bid pelo menor preço
Celebram contratos bilateralmente ( cada gerador vencedor celebra contrato com cada distribuidor)
Cadastro da Oferta
Tem
po Consolida a oferta potencial do leilão
Coordena o leilão
20Diretoria de Planejamento Energético
SISTEMÁTICA
PR
IME
IRA
FA
SE
PR
IME
IRA
FA
SE
SE
GU
ND
A F
AS
ES
EG
UN
DA
FA
SE
ETAPA CONTÍNUALances de preço caso
haja “empate” na ETAPA INICIAL
ETAPA CONTÍNUALances de preço caso
haja “empate” na ETAPA INICIAL
ETAPA INICIALLance único de preço para o
empreendimento
ETAPA INICIALETAPA INICIALLance único de preço para o
empreendimento
ET
AP
A H
ÍDR
ICA
ET
AP
A H
ÍDR
ICA
RODADA DISCRIMINATÓRIALance de preço para os lotes
classificados
RODADA DISCRIMINATÓRIALance de preço para os lotes
classificados
RODADAS UNIFORMESLances de lote ao Preço de
Lance
RODADAS UNIFORMESLances de lote ao Preço de
Lance
ET
AP
A T
ÉR
MIC
AE
TA
PA
TÉ
RM
ICA
RODADA DISCRIMINATÓRIALance de preço para os lotes
classificados
RODADA DISCRIMINATÓRIALance de preço para os lotes
classificados
RODADAS UNIFORMESLances de lote ao Preço de
Lance
RODADAS UNIFORMESLances de lote ao Preço de
Lance
21Diretoria de Planejamento Energético
ETAPA HÍDRICA – RODADAS UNIFORMESP
RE
ÇO
DE
LA
NC
EP
RE
ÇO
DE
LA
NC
EE
NE
RG
IA E
M M
Wm
EN
ER
GIA
EM
MW
m
QD
H
OR
H QO
H
126124
QD
H
OR
H QO
H
122
QD
H
OR
H
QO
H
121
QD
H
OR
H
QO
H
120,5
QD
H
OR
H
QO
H
Vai para a Rodada Discriminatória
22Diretoria de Planejamento Energético
ETAPA HÍDRICA – RODADA DISCRIMINATÓRIA
PREÇO CORRENTE – R$121,00/MWhPREÇO CORRENTE – R$121,00/MWh
QD
H
Lotes Atendidos
Lotes Não-Atendidos
Ofertas ordenadas por preço
Normalmente, os Lances terão preço superior ao da últi ma rodada.Normalmente, os Lances terão preço superior ao da últi ma rodada.
23Diretoria de Planejamento Energético
Leilões de Energia
1º Leilão EE: P05-08, P06-08, P07-08 (02/12/04)1º Leilão EE: P05-08, P06-08, P07-08 (02/12/04)
2º Leilão EE: P08-08, P09-08 (01/4/05)2º Leilão EE: P08-08, P09-08 (01/4/05)
2005
1º Leilão EN: P08(H30/T15), P09 e P10 (15/09/05)1º Leilão EN: P08(H30/T15), P09 e P10 (15/09/05)
3º Leilão EE: P06-03 (-)4º Leilão EE: P09-08 (-)
3º Leilão EE: P06-03 (-)4º Leilão EE: P09-08 (-)
2º Leilão EN: P09(H30/T15) (13/04/06)2º Leilão EN: P09(H30/T15) (13/04/06)
3º Leilão EN: P11(H30/T15) (07/07/2006)3º Leilão EN: P11(H30/T15) (07/07/2006)
2º Leilão Ajuste: jul-set 06 ; jul-dez 06 (04/04/06)2º Leilão Ajuste: jul-set 06 ; jul-dez 06 (04/04/06)
3º Leilão Ajuste (08/2006)3º Leilão Ajuste (08/2006)
1º Leilão Ajuste: jul-dez 05 (01/08/05)1º Leilão Ajuste: jul-dez 05 (01/08/05)
Declarações
01/jun
16/dez
2/abr
7/dez
29/jun
10/out
31/ago
29/set
2006
5º Leilão EE: P07-09 (12/06)5º Leilão EE: P07-09 (12/06)
14/dez
11/out
24Diretoria de Planejamento Energético
Leilões de Energia20
07
Leilões
29/mar4º Leilão Ajuste 4º Leilão Ajuste
Leilão de Fontes Alternativas: P10(H30/T15) (24/03/ 07)Leilão de Fontes Alternativas: P10(H30/T15) (24/03/ 07)
Leilão A-3: P10(H30/T15) (24/03/07)Leilão A-3: P10(H30/T15) (24/03/07)
Leilão Rio Madeira: (A-5)Leilão Rio Madeira: (A-5)
28/jun
26/jul
10/dez
18/jun
6º Leilão Ajuste: out-dez 07 ; jan-dez 08; jan 08–dez 09 (10/09/07)
6º Leilão Ajuste: out-dez 07 ; jan-dez 08; jan 08–dez 09 (10/09/07)27/set
06/dez
Leilão A-1: (11/10/07)Leilão A-1: (11/10/07)
16/out
5º Leilão Ajuste: jul-dez 07 ; out-dez 075º Leilão Ajuste: jul-dez 07 ; out-dez 07
Leilão A-5: P12(H30/T15) (10/03/07)Leilão A-5: P12(H30/T15) (10/03/07)
25Diretoria de Planejamento Energético
Leilões de Energia20
08
Leilão A-3: P2011Leilão A-3: P2011
Leilão A-5: P2013Leilão A-5: P2013
Leilões
30/set
17/set
19/jun
28/nov
Leilão A-1: P2009Leilão A-1: P2009
Leilão UHE Jirau: P2013Leilão UHE Jirau: P201319/mai
Leilão de ReservaLeilão de Reserva
14/ago
7°Leilão de Ajuste7°Leilão de Ajuste
23/set
8°Leilão de Ajuste8°Leilão de Ajuste
26
Resumo da Participação das Empresas em um Leilão
27Diretoria de Planejamento Energético
Participação das Empresas em um Leilão
EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO
EMPRESAS DE GERAÇÃO
� Realizam estudos de projeção de consumo.
� Enviam declaração ao MME.
� Não atuam realizando ofertas nos leilões.
� Desenvolvem do projeto de engenharia.
� Estruturam o projeto (terrenos, impostos, licenças, etc .).
� Calculam o custo variável e cadastram o projeto na EP E.
� Recebem Garantia Física, CEC+COP, etc.
� Realizam oferta de volume e preço nos Leilões.
28
Contratação de Energiapelas Distribuidoras
29Diretoria de Planejamento Energético
Aquisição de Energia das Distribuidoras
•Estratégias das empresas variam sensivelmente...
•Basicamente, busca-se “fechar” o balanço energético com base anual:
Critério de Decisão
Critério de Decisão
Carga PrevistaCarga Prevista
PreçosPreços
ContratosContratos
CompraCompra
CustosCustos
RepasseRepasse
PenalidadePenalidade
30
Mercado e Carga
31Diretoria de Planejamento Energético
Carga = Mercado + Perdas
Geração
Para um agente de distribuição:
Carga = Mercado + Perda D + 0,5 . Perda T
Para um agente de geração:
Ger. Líquida = Ger. Bruta - Consumo Interno - 0,5 . P erda T
Transmissão
Distribuição
32Diretoria de Planejamento Energético
32
Fechamento de Carga da Bandeirante
Alto do TietêVale do Paraíba
Pontos de Medição
Clientes Livres: 96Intercâmbios: 61Serviços Auxiliares: 9Geração: 3Auto Produtor: 1
Total: 180 pontos
33Diretoria de Planejamento Energético
33
Fechamento de Carga da Escelsa
Total: 68 pontos
Clientes Livres: 34Interligação: 9Usinas: 25
Pontos de Medição
34Diretoria de Planejamento Energético
ProjeProjeçção de Mercado ão de Mercado –– Visão GeralVisão Geral
� Dados de Entrada para as Projeções de Mercado:
� Estudos Macro-econômicos realizados por Consultoria.
� Reuniões junto à área de Grandes Clientes, e pesquisas junto aos principais
clientes e junto a órgãos setoriais, para obter informações dos mais
importantes segmentos da economia em cada área de Concessão.
� Cenários e indicadores econômicos divulgados pelo Ministério de Minas e
Energia (EPE) em reuniões periódicas com os Agentes de Mercado do Setor
Elétrico.
� As projeções de classes de consumo e número de consumidores são
realizadas por meio de técnicas de ajustamento de curvas, regressão
linear e séries temporais, onde são excluídos os períodos atípicos,
como racionamento, planos econômicos e demais quebras no
consumo.
35Diretoria de Planejamento Energético
Cálculo das Perdas
( )Livre MercadoCativo Mercado
Rede na Entrada de EnergiaPerdas
+−=
• O Mercado Cativo depende dos períodos de medição de cada lote de faturamento.
• Para o cálculo das perdas, o Mercado corresponde aos valores faturados nos últimos 12 meses.
• O cálculo do percentual é realizado em relação à Energia de Entrada na Rede:
MWh Rede na Entrada de Energia
MWh Perdas% Perdas
meses 12
meses 12=
36Diretoria de Planejamento Energético
Mercado de Energia ElétricaConsumo Cativo em GWh/ano (2007)
Brasil x UND
95%
5%
UND Brasil
BrasilBrasil Sudeste x UND
91%
9%
UND Sudeste
SudesteSudeste
37Diretoria de Planejamento Energético
Mercado de Energia ElétricaConsumo Cativo em GWh/ano (2007)
Sudeste por segmento
37%
23%
24%
3%
13%
SudesteSudesteBrasil por segmento
35%
24%
22%
5%
14%
BrasilBrasil
38Diretoria de Planejamento Energético
Distribuição do Mercado
Mercado Cativo
Industrial20,7%
Rural10,3%
Demais11,2%
Suprimento
7,9%
Residencial
30,3%
Comercial19,6%
Mercado Livre
Industrial93,4%
Suprimento
0,2%
Comercial6,5%
Energia Distribuída
Industrial50,7%
Comercial14,2%Rural
6,1%
Suprimento
4,7%
Demais6,6%
Residencial
17,8%
Mercado Cativo
Industrial36,7%
Rural1,2%
Demais9,8%
Residencial
33,2%
Comercial19,1%
Mercado Livre
Industrial95,1%
Comercial0,8%
Demais4,1%
Energia Distribuída
Industrial58,3%
Comercial12,4%
Rural0,7%Demais
7,7%
Residencial
20,9%
EscelsaEscelsa
BandeiranteBandeirante
39Diretoria de Planejamento Energético
BANDEIRANTEIndústria por Gênero
� As duas maiores atividades, Metalurgia Básica e Produtos Químicos, contribuíram positivamente com um crescimento de 6,8% e 3,2%, respectivamente, no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior.
� Contribuíram negativamente no segmento industrial as atividades de Papel e Celulose (-0,7%) e Produtos Têxteis (-6,4%).
� As duas maiores atividades, Metalurgia Básica e Produtos Químicos, contribuíram positivamente com um crescimento de 6,8% e 3,2%, respectivamente, no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior.
� Contribuíram negativamente no segmento industrial as atividades de Papel e Celulose (-0,7%) e Produtos Têxteis (-6,4%).
Papel e
Celulose
10%
Veículos
9%
Borracha e
Plástico
7%
Metal, Exclusive
Máq e Equips
6%
Minerais Não
Metálicos
5% Produtos Têxteis
5%
Maqs e Mat
Elétricos
3%
Produtos
Químicos
13%
Metalúrgia
Básica
20%
Outros
22%
40Diretoria de Planejamento Energético
Mercado Realizado - 2008
BandeiranteBandeirante
Carga do Sistema
Carga Própria
Índice de Perdas (%)
Perdas Faturadas
Energia Distribuída
Energia Livre
Energia Concessionária
Energia Vendida
Suprimento
Fornecimento
Consumo Próprio
Serviço Público
Iluminação Pública
Poder Público
Rural
Comercial
Industrial
Residencial
Mercado
Carga do Sistema
Carga Própria
Índice de Perdas (%)
Perdas Faturadas
Energia Distribuída
Energia Livre
Energia Concessionária
Energia Vendida
Suprimento
Fornecimento
Consumo Próprio
Serviço Público
Iluminação Pública
Poder Público
Rural
Comercial
Industrial
Residencial
Mercado
(1,4)3.702.506 3.753.181 2,1 15.179.314 14.873.944
2,6 2.524.316 2.460.095 4,6 10.096.426 9.655.939
-0,79,37 10,09 (0,1)10,71 10,80
-8,4346.893 378.540 1,2 1.625.453 1.605.663
(0,6)3.355.613 3.374.641 2,2 13.553.860 13.268.282
(9,5)1.124.146 1.241.767 0,1 4.872.414 4.869.306
5,3 54.045 51.320 (39,6)210.474 348.699
4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276
--
4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276
(3,6)1.129 1.172 (4,6)4.821 5.053
5,5 60.603 57.435 3,3 238.474 230.892
(6,9)71.452 76.736 (1,3)305.401 309.484
4,9 74.825 71.355 6,8 278.662 260.976
6,2 26.194 24.669 3,0 101.298 98.373
4,8 418.762 399.556 5,2 1.626.121 1.545.253
4,7 807.656 771.177 4,7 3.101.231 2.960.687
5,5 716.801 679.455 6,6 2.814.965 2.639.558
Var %2008 2007 Var %2008 2007
4º TrimestreAcumulado em 12 meses
Energia – MWh
(1,4)3.702.506 3.753.181 2,1 15.179.314 14.873.944
2,6 2.524.316 2.460.095 4,6 10.096.426 9.655.939
-0,79,37 10,09 (0,1)10,71 10,80
-8,4346.893 378.540 1,2 1.625.453 1.605.663
(0,6)3.355.613 3.374.641 2,2 13.553.860 13.268.282
(9,5)1.124.146 1.241.767 0,1 4.872.414 4.869.306
5,3 54.045 51.320 (39,6)210.474 348.699
4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276
--
4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276
(3,6)1.129 1.172 (4,6)4.821 5.053
5,5 60.603 57.435 3,3 238.474 230.892
(6,9)71.452 76.736 (1,3)305.401 309.484
4,9 74.825 71.355 6,8 278.662 260.976
6,2 26.194 24.669 3,0 101.298 98.373
4,8 418.762 399.556 5,2 1.626.121 1.545.253
4,7 807.656 771.177 4,7 3.101.231 2.960.687
5,5 716.801 679.455 6,6 2.814.965 2.639.558
Var %2008 2007 Var %2008 2007
4º TrimestreAcumulado em 12 meses
Energia – MWh
41Diretoria de Planejamento Energético
ESCELSAIndústria por Gênero
� Dos segmentos de maior consumo, as indústrias extrativista mineral e de produtos alimentares apresentam os maiores crescimentos no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior, de 8,7% e 6,9%, respectivamente.
� Os setores de celulose e papel e metalurgia apresentaram as maiores reduções, nesse período, -20,8% e -19,0%, respectivamente (ambos segmentos com presença de autoprodução).
� Dos segmentos de maior consumo, as indústrias extrativista mineral e de produtos alimentares apresentam os maiores crescimentos no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior, de 8,7% e 6,9%, respectivamente.
� Os setores de celulose e papel e metalurgia apresentaram as maiores reduções, nesse período, -20,8% e -19,0%, respectivamente (ambos segmentos com presença de autoprodução).
Minerais Não
Metálicos
12%
Metalúrgica
9%
Outros
5%
Ind. Extrat. de
Prod. Mineral
56%
Química
13%
Produtos
Alimentares
3%
Celulose e
Papel
1%
Têxtil
1%
42Diretoria de Planejamento Energético
Mercado Realizado - 2008
EscelsaEscelsa
(8,1)2.365.082 2.573.048 2,1 10.052.644 9.849.249
(2,8)1.627.560 1.673.882 4,1 6.572.326 6.310.734
(1,3)13,40 14,65 0,1 13,93 13,82
(15,9)316.932 377.030 2,9 1.400.739 1.360.948
(6,7)2.048.150 2.196.018 1,9 8.651.905 8.488.301
(18,0)737.521 899.165 (1,6)3.480.318 3.538.515
1,1 1.310.628 1.296.852 4,5 5.171.587 4.949.786
(5,7)99.064 105.024 7,4 404.224 376.499
1,7 1.211.565 1.191.829 4,2 4.767.363 4.573.287
2,8 2.047 1.992 (2,8)7.944 8.174
(4,9)41.140 43.244 0,5 167.645 166.800
3,8 56.981 54.920 1,9 216.035 211.938
4,5 51.643 49.427 8,2 192.811 178.212
0,3 137.888 137.541 8,6 524.112 482.699
3,6 260.366 251.421 3,9 1.016.116 977.640
(5,9)261.665 278.093 (0,2)1.055.182 1.056.975
6,6 399.834 375.191 6,5 1.587.519 1.490.848
Var %2008 2007 Var %2008 2007
4º TrimestreAcumulado em 12 meses
Energia – MWh
(8,1)2.365.082 2.573.048 2,1 10.052.644 9.849.249
(2,8)1.627.560 1.673.882 4,1 6.572.326 6.310.734
(1,3)13,40 14,65 0,1 13,93 13,82
(15,9)316.932 377.030 2,9 1.400.739 1.360.948
(6,7)2.048.150 2.196.018 1,9 8.651.905 8.488.301
(18,0)737.521 899.165 (1,6)3.480.318 3.538.515
1,1 1.310.628 1.296.852 4,5 5.171.587 4.949.786
(5,7)99.064 105.024 7,4 404.224 376.499
1,7 1.211.565 1.191.829 4,2 4.767.363 4.573.287
2,8 2.047 1.992 (2,8)7.944 8.174
(4,9)41.140 43.244 0,5 167.645 166.800
3,8 56.981 54.920 1,9 216.035 211.938
4,5 51.643 49.427 8,2 192.811 178.212
0,3 137.888 137.541 8,6 524.112 482.699
3,6 260.366 251.421 3,9 1.016.116 977.640
(5,9)261.665 278.093 (0,2)1.055.182 1.056.975
6,6 399.834 375.191 6,5 1.587.519 1.490.848
Var %2008 2007 Var %2008 2007
4º TrimestreAcumulado em 12 meses
Energia – MWh
Carga do Sistema
Carga Própria
Índice de Perdas (%)
Perdas Faturadas
Energia Distribuída
Energia Livre
Energia Vendida
Suprimento
Fornecimento
Consumo Próprio
Serviço Público
Iluminação Pública
Poder Público
Rural
Comercial
Industrial
Residencial
Mercado
Carga do Sistema
Carga Própria
Índice de Perdas (%)
Perdas Faturadas
Energia Distribuída
Energia Livre
Energia Vendida
Suprimento
Fornecimento
Consumo Próprio
Serviço Público
Iluminação Pública
Poder Público
Rural
Comercial
Industrial
Residencial
Mercado
43
Portfólio de Contratos
44Diretoria de Planejamento Energético
ITAIPU (1)
BILATERAIS
CARGA
CCEAR ENERGIA EXISTENTE
MCSD
CURTO PRAZO
-
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
1 2
MW
h
Carga ITAIPU (1) BILATERAIS CCEAR ENERGIA EXISTENTE MCSD CCEAR ENERGIA NOVA PROINFA CURTO PRAZO
PROINFA
CCEAR ENERGIA
NOVA
Portfólio de Compra de Energia
BandeiranteBandeirante
45Diretoria de Planejamento Energético
MWh CCEAR ENERGIA NOVA
0%
PROINFA2%MCSD
5% ITAIPU (1)31%
BILATERAIS26%
CCEAR ENERGIA EXISTENTE
36%
Portfólio de Compra de Energia
BandeiranteBandeirante
R $E N C A R G O S
4 %
C O N E X Ã O T1 %
T R A N S P O R T E D E IT A IP U
2 %
C C E A R E N E R G IA E X IS T E N T E
2 1 %
B IL A T E R A IS2 6 %
IT A IP U ( 1 )2 1 %
M C S D3 %
U S O D A T R A N S M IS S Ã O
1 9 %
P R O IN F A3 %
C C E A R E N E R G IA N O V A0 ,5 %
46Diretoria de Planejamento Energético
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ITAIPU (1) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1CONTRATOS INICIAIS 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0BILATERAIS 3 4 3 5 5 5 5 5 5 5CONTRATO DE AJUSTE 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0CCEAR ENERGIA EXISTENTE 0 10 21 29 39 39 39 39 39 29MCSD 0 0 207 365 395 380 380 380 380 248CCEAR ENERGIA NOVA 0 0 0 0 16 55 95 121 135 160PROINFA 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1
TOTAL 9 20 233 404 457 481 521 547 561 444
- Considerando-se os Contratos já firmados.
NÚMERO DE CONTRATOS DE ENERGIA
Número de Contratos de Compra de Energia
BandeiranteBandeirante
Número de Contratos de Energia
9 20
233
404457 481
521 547 561
444
0
100
200
300
400
500
600
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
47Diretoria de Planejamento Energético
ITAIPU (1)
BILATERAIS
MCSD
CARGA
CCEAR ENERGIA EXISTENTE
-
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
1 2
MW
h
Carga ITAIPU (1) BILATERAISCONTRATO DE AJUSTE CCEAR ENERGIA EXISTENTE MCSDCCEAR ENERGIA NOVA PROINFA CURTO PRAZO
PROINFA CURTO PRAZO
CCEAR ENERGIA
NOVA
CONTRATO DE AJUSTE
Portfólio de Compra de Energia
EscelsaEscelsa
48Diretoria de Planejamento Energético
MWh
CONTRATO DE AJUSTE
1%
BILATERAIS19%
ITAIPU (1)25%
CCEAR ENERGIA EXISTENTE
45%
PROINFA1%
CCEAR ENERGIA NOVA
1%
MCSD8%
Portfólio de Compra de Energia
EscelsaEscelsa
R $E N C A R G O S
4 %
T R A N S P O R T E D E IT A IP U
2 %
M C S D5 %
C C E A R E N E R G IA N O V A
2 %
P R O IN F A3 %
C C E A R E N E R G IA E X IS T E N T E
2 9 %
IT A IP U ( 1 )2 0 %
B IL A T E R A IS2 0 %
C O N T R A T O D E A J U S T E
1 %
C O N E X Ã O T1 %
U S O D A T R A N S M IS S Ã O
1 3 %
49Diretoria de Planejamento Energético
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ITAIPU (1) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1CONTRATOS INICIAIS 1 3 0 0 0 0 0 0 0 0BILATERAIS 3 4 4 4 5 5 5 5 5 5CONTRATO DE AJUSTE 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0CCEAR ENERGIA EXISTENTE 0 10 21 29 39 39 39 39 39 29MCSD 0 55 193 289 316 311 311 311 311 157CCEAR ENERGIA NOVA 0 0 0 0 16 55 95 121 135 160PROINFA 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1
TOTAL 5 73 220 326 379 412 452 478 492 353 - Considerando-se os Contratos já firmados.
NÚMERO DE CONTRATOS DE ENERGIA
Número de Contratos de Compra de Energia
EscelsaEscelsa
Número de Contratos de Energia
573
220
326379
412452 478 492
353
0
100
200
300
400
500
600
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
50
Venda de Energia pelas Geradoras
51
Garantia Física
52Diretoria de Planejamento Energético
Cálculo da Garantia Física
Tempo10 anos Pré-Estudo 5 anos Estudo 5 anos Pós-Estudo
Simulação da Operação de Todo o Sistema Interligado Nacional: Usinas Hidro e Termoelétricas!
Simulação da Operação de Todo o Sistema Interligado Nacional: Usinas Hidro e Termoelétricas!
1. Supõe-se um consumo do SIN de
energia a ser atendido!
1. Supõe-se um consumo do SIN de
energia a ser atendido!
2. Geram-se vários cenários de Vazão Afluente
e calcula-se em quantos deles as usinas existentes
conseguem atender ao consumo!
2. Geram-se vários cenários de Vazão Afluente
e calcula-se em quantos deles as usinas existentes
conseguem atender ao consumo!
2.000 séries,com 240 meses
cada uma
53Diretoria de Planejamento Energético
Potência e Energia Assegurada
UHE Mascarenhas
UHE Lajeado
PCH Viçosa
Assegurada - MWmAssegurada - MWmPotência – MWPotência – MW
UHE Mimoso
902,5
180,5
29,0
4,5
526,6
127,0
20,9
2,8
498,8 271,0UHE Peixe Angical
A Energia Assegurada é utilizada para limitar o volume de venda de energia, sendo utilizada no cálculo de penalidade de insuficiência de lastro de venda. Além disso, a Energia Assegurada é a b ase do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.
A Energia Assegurada é utilizada para limitar o volume de venda de energia, sendo utilizada no cálculo de penalidade de insuficiência de lastro de venda. Além disso, a Energia Assegurada é a b ase do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.
54Diretoria de Planejamento Energético
Contabilização de Curto Prazo – MRE
Asseg
1.000 MWh
PO
SIÇ
ÃO
DA
US
INA
PO
SIÇ
ÃO
DA
US
INA
PO
SIÇ
ÃO
DO
SIS
TE
MA
PO
SIÇ
ÃO
DO
SIS
TE
MA
Geração
900 MWh
GSF
90%
Posição Final = Contrato – AlocadaCompra da CCEE
10 MWh
Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?
Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?
Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Contrato
100 MWh
AssegCG
100 MWhXP_GLF
97,5%
AssegBruta
115 MWh
AlocaçãoAssegurada
90 MWh
GeraçãoCG
80 MWh
Comprado MRE
10 MWh
AlocaçãoSecundária
0 MWh
AlocaçãoTotal
90 MWhFID
94%
108 MWh
AssegBruta x FID
55Diretoria de Planejamento Energético
Contabilização de Curto Prazo – MRE
Asseg
1.000 MWh
PO
SIÇ
ÃO
DA
US
INA
PO
SIÇ
ÃO
DA
US
INA
PO
SIÇ
ÃO
DO
SIS
TE
MA
PO
SIÇ
ÃO
DO
SIS
TE
MA
Geração
900 MWh
GSF
90%
Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?
Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?
Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Contrato
100 MWh
AssegCG
100 MWhXP_GLF
97,5%
AssegBruta
115 MWh
FID
94%
108 MWh
AssegBruta x FID
AlocaçãoAssegurada
90 MWh
GeraçãoCG
110 MWh
Posição Final = Contrato – AlocadaCompra da CCEE
10 MWh
Vendado MRE
20 MWh
AlocaçãoSecundária
0 MWh
AlocaçãoTotal
90 MWh
56Diretoria de Planejamento Energético
Contabilização de Curto Prazo – MRE
Asseg
1.000 MWh
PO
SIÇ
ÃO
DA
US
INA
PO
SIÇ
ÃO
DA
US
INA
PO
SIÇ
ÃO
DO
SIS
TE
MA
PO
SIÇ
ÃO
DO
SIS
TE
MA
Geração
1.100 MWh
GSF
110%
Contrato
100 MWh
Posição Final = Contrato – Alocada
Venda na CCEE
10 MWh
Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?
Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?
Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
AssegCG
100 MWhXP_GLF
97,5%
AssegBruta
115 MWh
FID
94%
108 MWh
AssegBruta
AlocaçãoTotal
110 MWh
GeraçãoCG
80 MWh
Comprado MRE
30 MWh
AlocaçãoSecundária
10 MWh
AlocaçãoAssegurada
100 MWh
57Diretoria de Planejamento Energético
0
5
10
15
20
25
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Ene
rgia
(M
Wh)
0
20
40
60
80
100
120
140
PLD
(R
$/M
Wh)
ASSm EALi,m CQVm PLD_SEi,m
Pagamento de Penalidades
( )( )( )iMEDf
mmmm
i PLDVR
CQCASSCQV
PAP ,
12
1 ;max12
;0max
⋅
+−=
∑=
58
Como os valores mensais de Energia Assegurada são
determinados?
59Diretoria de Planejamento Energético
Desempenho do MRE em 2008
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Energia Assegurada verificada Energia Assegurada ProjetadaGeração no MRE
Ene
rgia
-M
Wm
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
ASS_1 25.616 25.379 25.563 25.219 25.577 25.644 26.331 26.959 26.597 27.694 26.381 25.826
G 27.892 27.007 29.987 30.471 28.590 29.082 28.655 30.333 28.133 29.151 25.888 -
ASS_1 6.473 6.427 6.055 5.867 5.699 6.002 6.440 6.380 6.259 6.643 6.636 6.233
G 7.560 6.796 4.123 3.407 4.909 7.121 7.879 6.513 7.777 8.520 10.199 -
ASS_1 6.843 6.234 6.355 5.838 5.746 5.757 6.122 6.344 6.226 6.551 6.318 6.257
G 3.762 3.379 3.538 4.145 3.971 4.160 4.496 5.837 5.593 6.622 6.233 -
ASS_1 4.089 4.038 4.072 4.039 3.947 3.957 4.176 4.234 4.134 4.315 4.119 4.120
G 3.504 5.675 6.202 6.411 6.472 4.272 3.522 2.957 2.770 2.647 2.217 -
ASS_1 43.022 42.079 42.045 40.962 40.969 41.360 43.068 43.916 43.217 45.203 43.453 42.435
G 42.718 42.857 43.850 44.434 43.943 44.635 44.552 45.640 44.273 46.940 44.537 -
gsf 99,29% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% -
secundária 0,00% 1,85% 4,29% 8,47% 7,26% 7,92% 3,45% 3,93% 2,44% 3,84% 2,49% -
total
sudeste
sul
nordeste
norte
60
Para quem e em que condições nossas geradoras vendem
energia?
61Diretoria de Planejamento Energético
Contratação 2008 – Venda das Geradoras
Bilateral Compra
2%
Bilateral Venda81%
CCEAR17%
Cliente Livre1%Comercializadora
15%
Distribuidora82%
Compra2%
CompradoresNúmero de Contratos
Montante [MWmed]
Distribuidora 181 728,514
Comercializadora 12 131,306
Cliente Livre 12 12,620
Compra 20 17,662
Total 225 890,102
Tipo de ContratoNúmero de Contratos
Montante [MWmed]
CCEAR 160 151,709
Bilateral - Venda 45 720,731
Bilateral - Compra 20 17,662
Total 225 890,102
62
Com todos estes Leilões, como houve a possibilidade
de racionamento no início de 2008?
63Diretoria de Planejamento Energético
Integração Gás e Energia Elétrica
A falta de Gás Natural para as usinas termoelétrica s criou um déficit de oferta estrutural para o Sistema Interli gado Nacional.A falta de Gás Natural para as usinas termoelétrica s criou um
déficit de oferta estrutural para o Sistema Interli gado Nacional.
Disponibilidade do TC + GN e bicombustível - PMO fe v/08 - SIN
2.601
6.6856.685
6.053
4.615
6.689
5.854
3.897
2.072
3.368
5.326 5.525
6.161
4.087
6.157 6.157
7.7177.7177.6667.523
7.7177.910 7.910 7.910
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
1º SEM 2008 2º SEM 2008 1º SEM 2009 2º SEM 2009 1º SEM 2010 2º SEM 2010 1º SEM 2011 2º SEM 2011
MW
med
UTEs GN e bicombustível UTEs TC
Disponibilidade máxima
- 4.923 - 3.769
- 3.102- 1.863
- 1.663 - 1.221 - 1.225 - 1.225
64Diretoria de Planejamento Energético
ENERGIA NATURAL AFLUENTE 2007, % Média Histórica
Sul
61
109 10988
72 65 66 67 67 6148 48
0
30
60
90
120
150
180
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004
121137 138
66 72 76 82 84 82
5735 45
0
30
60
90
120
150
180
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004
99 87
132 136
240
80106
62 67 71
151
105
0306090
120150180210240270
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004
173156
95 8798 96
113 109
7763
8872
0
30
60
90
120
150
180
210
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004
Norte Nordeste
Sudeste / Centro-Oeste
Vazões Naturais Afluentes abaixo da média em três r egiões, simultaneamente.
Vazões Naturais Afluentes abaixo da média em três r egiões, simultaneamente.
65Diretoria de Planejamento Energético
ENERGIA ARMAZENADA 2007, % da capacidade
77,584,9
94,8 95,4 90,4
73,465,6
53,7
40,229,4 26,7
83,5
10
30
50
70
90
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004 CAR
48,2
91,6 97,8 99,6 99,0 93,181,9
61,2
45,935,8
30,5 30,1
10
30
50
70
90
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004
63,369,8
86,782,6
90,9
76,6 79,8
61,9 61,7 59,8
75,5 72,7
10
30
50
70
90
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004 CAR
78,484,5
80,486,7 85,6 82,6 79,6
72,1
62,0
51,748,2 46,2
10
30
50
70
90
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004 CAR
3%
74%
11%
12%
% em relação ao SIN *
Esvaziamento dos subsistemas ocorreu em um ano!Esvaziamento dos subsistemas ocorreu em um ano!
Sul
Norte Nordeste
Sudeste / Centro-Oeste
66Diretoria de Planejamento Energético
Consumo de Energia em 2007, GWm
A carga de 2007 cresceu 4,9% em relação a 2006, ficando inferior ao previsto no Plano Energético Nacional em 1,7%.
Uma previsão otimista de consumo contribui para a elevação do PLD.
2007/Plano -1,7%2007/2006 4,9%2006/2005 3,9%2005/2004 4,5%
Variação Anual
40
42
44
46
48
50
52
54
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 Plano 2006 2005
67Diretoria de Planejamento Energético
Preço de Curto Prazo (R$/MWh)
Submercado Sudeste / Centro-Oeste
No início de 2008, elevações do Preço de Curto Praz o (PLD – Preço de Liquidação de Diferenças) refletiram as baixas vazõ es afluentes do fim de 2007,
conjugadas com esvaziamento dos reservatórios e ele vação do consumo.
No início de 2008, elevações do Preço de Curto Praz o (PLD – Preço de Liquidação de Diferenças) refletiram as baixas vazõ es afluentes do fim de 2007,
conjugadas com esvaziamento dos reservatórios e ele vação do consumo.
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
jan/
04fe
v/04
mar
/04
abr/
04m
ai/0
4ju
n/04
jul/0
4ag
o/04
set/0
4ou
t/04
nov/
04de
z/04
jan/
05fe
v/05
mar
/05
abr/
05m
ai/0
5ju
n/05
jul/0
5ag
o/05
set/0
5ou
t/05
nov/
05de
z/05
jan/
06fe
v/06
mar
/06
abr/
06m
ai/0
6ju
n/06
jul/0
6ag
o/06
set/0
6ou
t/06
nov/
06de
z/06
jan/
07fe
v/07
mar
/07
abr/
07m
ai/0
7ju
n/07
jul/0
7ag
o/07
set/0
7ou
t/07
nov/
07de
z/07
jan/
08fe
v/08
mar
/08
abr/
08m
ai/0
8ju
n/08
jul/0
8ag
o/08
set/0
8ou
t/08
nov/
08de
z/08
jan/
09fe
v/09
68Diretoria de Planejamento Energético
Racionamento de Energia
� Em 2008, as chuvas do fim de janeiro e de fevereiro praticamenteeliminaram o risco de decretação de um racionamento de energia.
� Em 2009, o risco de racionamento é praticamente nulo, devido também às chuvas que já ocorreram, à redução de consumo e ao despacho antecipado de usinas termoelétricas.
� De qualquer forma, a dependência das chuvas de verão é cada vez mais elevada:
� Redução da capacidade de regularização dos reservatórios.
� Expansão fortemente baseada em usinas termoelétricas de alto custo, que só devemser despachadas na iminência de umacrise de abastecimento.
69Diretoria de Planejamento Energético
Encargos de Serviço do Sistema
Encargos por Razão de Segurança
Energética
Encargo pelo Despacho
Associado à Ultrapassagem da
CAR
jan/08 33.686.931,00 1.696.404,58fev/08 259.291.297,72 22.802.309,74mar/08 438.342.592,15 0,00abr/08 305.283.273,94 0,00mai/08 207.811.261,18 0,00jun/08 168.413.684,87 0,00jul/08 123.871.174,10 0,00
ago/08 135.716.747,48 0,00set/08 115.590.443,70 0,00out/08 157.372.704,11 0,00nov/08 105.081.514,71 0,00dez/08 180.355.626,70 0,00
Total Sistema 2.230.817.251,66 24.498.714,32
R$
Fonte CCEE.
70
Quais os impactos destes preços oscilantes? Se a venda
é igual à compra, ainda hárisco?
71Diretoria de Planejamento Energético
Cálculo do Valor em Risco
• O VPA representa a perda econômica a que a empresa está sujeita em função do não reconhecimento de custos na tarifa do consumidor final.
•O VPA é composto por quatro componentes:
- Sazonalização dos contratos de aquisição de energia:
· Relativo ao primeiro ano de estudo, refere-se à perda por comprar energia a PLD alto e vender energia a PLD baixo (valores relativos).
· Saída do Modelo de Sazonalização dos contratos de energia.
- Repasse dos custos dos contratos de aquisição de energia:
· Reconhecimento dos custos pelo Órgão Regulador quando a empresa submete-se a reajuste ou revisão tarifária.
- Penalidade por insuficiência de cobertura contratual:
·Ocorre anualmente em janeiro, com base na relação entre carga e contratos no ano civil anterior.
- Penalidade por insuficiência de lastro de potência:
·Ocorre mensalmente, refletindo a falta de contratos suficientes para lastrear a carga no patamar pesado.
72Diretoria de Planejamento Energético
• Dado um conjunto de contratos da distribuidora, calcula-se o VPA considerando a combinação dos cenários possíveis:
� Para cada cenário de carga do SIN:
� Para cada cenário de PLD:
� Para cada cenário de carga da distribuidora:
� Calcula-se o risco de sazonalização para o ano corrente.
� Realizam-se repasses à tarifa para cada tipo de contrato.
� Calcula-se a penalidade por insuficiência de cobertura contratual ao final de cada ano civil.
� Calcula-se a penalidade por insuficiência de lastro de potência a cada mês.
Cálculo do Valor em Risco
73Diretoria de Planejamento Energético
Ano Civil 1 Ano Civil 2 Ano Civil 3 Ano Civil 4
TRC
100 cenários
C_SIN
3 cenários
PLD
2000 cenários
�Combinação de Cenários: Carga, PLD e Carga da Distribui dora
Cálculo do Valor em Risco
74
O Software Risco ACR
75Diretoria de Planejamento Energético
Fundamentos
� Consistência com regras de mercado.
� Flexibilidade de importação de dados de diferentes fontes.
� Flexibilidade de fazer diferentes estudos com dados e regras diferentes.
� Ambiente de mudança: estrutura projetada para facil itar alterações de regras.
� Visualização hierárquica e intuitiva dos dados de e ntrada e dos resultados.
� Navegabilidade facilitada.
� Ênfase na análise dos dados de entrada:
Modelo de Risco
Modelo de Risco
Foram concebidos mecanismos para evitar esta situaçã o!
76Diretoria de Planejamento Energético
Dados de entrada (valores fictícios)
Análise dos Dados de entrada
Análise dos Dados de entrada
Estrutura hierárquica de variáveis e
dimensões
Estrutura hierárquica de variáveis e
dimensões
77Diretoria de Planejamento Energético
Auditoria dos dados (valores fictícios)
Averiguação de consistência de dados.
Averiguação de consistência de dados.
Valores Fictícios
ENERGIAS DO BRASIL Período Avaliado: 2008
Empresa PE PaR VaR
BANDEIRANTE 6.057.346,71 941.683,02 6.999.029,73
ESCELSA 3.164.014,67 835.989,28 4.000.003,95
Diversificado 4.610.680,69 1.925.262,94 6.535.943,63
Não Diversificado 9.221.361,38 1.777.672,29 10.999.033,67
-
2
4
6
8
10
12
PE PaR VaR
Diretoria de Planejamento Energético
Relatório de Risco Energético do Ambiente Regulado
95%
PE R$
Pro
babi
lidad
e
VaRP@R
O PE é a perda média esperada de todos os cenários possíveis para a posição energética da distribuidora. O valor é comparado ao custo anual de contratos (CAC_A).
PaR é calculado como a diferença entre a perda média esperada (PE) e o máximo valor possível (em virtude das incertezas de mercado). Uma vez que temos diversos cenários possíveis, o P@R será definido como o cenário que absorve 95% dos cenários totais.
O VaR é uma métrica utilizada para avaliação do risco de mercado. Definido como a medida extrema do valor da posição em aberto, com um grau de confiança de 95%.
nov/08
BANDEIRANTE
-
2
4
6
8
10
12
PE PaR VaR
ESCELSA
-
2
4
6
8
10
12
PE PaR VaR
Diversificado Não Diversificado
R$
milh
ôes
R$
milh
ôes
R$
milh
ôes
0,3%
-
2
4
6
8
10
12
PE PaR VaR
0,1%
R$
milh
ôes
0,2%0,1%
Valores Fictícios
BANDEIRANTE Período Avaliado: 2008
-
200
400
600
800
1.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Diretoria de Planejamento Energético
Relatório de Risco Energético do Ambiente Regulado
Piores cenários de carga: cenários de carga responsáveis pelos 2% maiores valores de VPA.
Melhores cenários de carga: cenários de carga responsáveis pelos 2% menores valores de VPA.
Piores cenários de PLD: cenários de PLD responsáveis pelos maiores valores de VPA.
nov/08
Piores Cenários de Carga2%
Pro
babi
lidad
e
Piores
2%
-
200
400
600
800
1.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
-100200300400500600
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
-100200300400500600
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Melhores Cenários de Carga
Piores Cenários de PLD
Melhores Cenários de PLD
Melhores
Melhores cenários de PLD: cenários de PLD responsaveis pelos menores valores de VPA.
Contratos
Carga/PLD médios
Melhores cenários
Piores cenários
R$/
MW
hR
$/M
Wh
VPA
R$10.277.8985.329.686M
ilhõe
s M
Wh
Milh
ões
MW
h
Valores Fictícios
80Diretoria de Planejamento Energético
Políticas de Risco
• A empresa tem Políticas de Risco formalmente aprovadas, indicando:
• Valores que podem ser assumidos diretamente pelas áreas;
• Valores indicativos de report imediato;
• Valores que necessitam de aprovação em RD.
P95%
E{PA}
45o
Região de Trabalho Fronteira
Eficiente
LM (ELM, PLM)
81
E 2009?
82Diretoria de Planejamento Energético
Tendências para 2009
• Cronograma de Leilões deve ser publicado nas próximas semanas, incluindo um Leilão de Reserva para usinas eólicas.
• Metodologias dos Leilões devem sofrer alterações para aumentar a competitividade de usinas de baixo custo de operação.
• Preço de curto prazo deve ser relativamente baixo devido às chuvas de verão e à revisão do consumo de energia pelo ONS e pela EPE.
• Procedimentos Operativos do ONS devem ser aprovados na Reunião de Diretoria da ANEEL no dia 17 de fevereiro, estabelecendo critérios técnicos para o despacho antecipado de usinas termoelétricas.
• Processo de Formação de Preços deve ser estudado com profundidade nos próximos três anos, através de Projetos de PeD Estratégicos.
• Subcontratação da Bandeirante tem grande chance de proporcionar ganhos de fluxo de caixa para a empresa.
83Diretoria de Planejamento Energético
Tendências para 2009
• Preocupações quanto à crise econômica, devido à redução de consumo.
• Para os clientes cativos, a redução de demanda contratada obedece prazos e vários clientes estão indecisos sobre este pedido, pois há a perspectiva de reaquecimento da economia devido aos pacotes governamentais de estímulo à economia.
� A Resolução ANEEL 456, de 29 de Novembro de 2000, es tabelece em seu artigo 23, parágrafo 4:
“§ 4º A concessionária deverá atender as solicitações de redução de demanda contratada não contempladas no art. 24, desd e que efetuadas por escrito e com antecedência mínima de 180 (cento e oitenta) dias .”
84Diretoria de Planejamento Energético
Tendências para 2009
• Para a área de geração, os contratos são praticamente inflexíveis.
• Reduções podem ocorrer nos CCEARs de energia existente, mas são pouco prováveis porque estes contratos, firmados nos primeiros Leilões de Energia Existente, possuem preços baixos.
• Para a área de comercialização, há flexibilidade na compra e na venda.
• Preocupação maior é com a Escelsa devido à forte participação de usinas siderúrgicas na região.
• Preços “mais comportados” reduzem os ganhos com sazonalização e modulação.
• Mudanças regulatórias também devem limitar as modulações contratuais.
Diretoria de Planejamento Energético
Conceitos e Práticas
São Paulo, 9 de Fevereiro de 2009.