2. Objetivos
Apresentar alguns conceitos fundamentais referentes ao
1
Mercado de Energia Elétrica Brasileiro.
Apresentar a atuação da Diretoria de Planejamento
2 Energético do Grupo EDP – Energias no Brasil na gestão da
energia.
Apresentar e discutir as tendências do Mercado de
3 Energia para 2009.
Diretoria de Planejamento Energético
2
3. Agenda
GRUPO EDP – ENERGIAS DO BRASIL
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
LEILÕES DE ENERGIA
EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO E GERAÇÃO
CENÁRIO ENERGÉTICO
RISCO ENERGÉTICO
Diretoria de Planejamento Energético
3
5. Estamos presente em seis estados brasileiros
Diretoria de Planejamento Energético
5
6. Duplicaremos a capacidade de 2007
Capacidade Instalada
(MW) 2.116
25** 360
6* 29
2011
2009 2009
2008
653 Expectativa de
25 Entrada em Operação
50
2008
452 1.702 1.702
1.696
653*
1.043
516
2005 UHE Peixe 4a Máq. PCH São PCH Repotenciações UTE 2011
2007 Capac. Cenaeel 2008
Angical Mascarenhas João adicional Santa Fé Pecém
Lajeado
Projetos concluídos desde o IPO
Projetos em curso
* Pendente de aprovação dos orgãos competentes. Correspondente à participação de 45% da EnBr na EDP Renováveis Brasil.
** Mascarenhas, Suíça, Rio Bonito
Diretoria de Planejamento Energético
6
8. Diretoria de Planejamento Energético
CEO
António Pita de Abreu
Diretor de Planejamento
Energético
Michel Nunes Itkes
Estudos de Estudos Aquisição de
Mercado Energéticos Energia
Diretoria de Planejamento Energético
8
10. Capacidade Instalada
Capacidade Instalada
Capacidade Instalada
# 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%
Submercados
Submercados
O Sistema Interligado Nacional é
dividido 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.
Diretoria de Planejamento Energético
10
11. Potência x Energia
Mascarenhas
UHEs
A energia reflete a
Potência: 180,5 MW
disponibilidade de água
Garantia Física: 127 MWm
Porto de Pecém II
UTEs
A energia reflete o despacho
Potência: 360 MW
esperado da usina
Garantia Física: 294,7 MWm
Se há água, as hidroelétricas geram mais e as termoelétricas ficam
desligadas.
O Balanço de Energia Assegurada compara a Oferta Firme de
Energia com o Consumo.
Diretoria de Planejamento Energético
11
12. Diferença entre a Energia Assegurada e o Consumo
Carga Oficial x Estimativa de Queda do consumo
Queda do Ainda teremos um
Consumo do Leilão A-3 de 2009
Sistema
Ainda teremos
um Leilão A-3 de
2010
3.000
2.532
2.500
2.055
1.920
Balanço de Energia (MWm)
2.000
1.697 1.624
1.500 1.340
1.053 1.066
1.000
500 393
-
(500)
(627)
(1.000)
2009 2010 2011 2012 2013
Carga Oficial Carga Revista
Diretoria de Planejamento Energético
12
13. Expansão Determinada pelos Leilões (Jan/2009)
Elevação da
Elevação da Energia Assegurada Hidro Nova, MWm
Garantia Física Termo Nova, MWm
participação térmica
participação térmica
Garantia Física das Térmicas OC, MWm
14000 na Expansão
na Expansão
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
mai
mai
mai
mai
mai
mar
mar
mar
mar
mar
jul
jul
jul
jul
jul
jan
jun
ago
jan
jun
ago
jan
jun
ago
jan
jun
ago
jan
jun
ago
set
out
set
out
set
out
set
out
set
out
abr
abr
abr
abr
abr
nov
dez
nov
dez
nov
dez
nov
dez
nov
dez
fev
fev
fev
fev
fev
2009 2010 2011 2012 2013
Acréscimo de 1.536MWm Acréscimo de 3.376MWm Acréscimo de 2.666MWm Acréscimo de 1.439MWm Acréscimo de 3.887MWm
Nos leilões de 2008 houve um vencedor majoritário, representando
Nos leilões de 2008 houve um vencedor majoritário, representando
61% da energia comercializada, toda com projetos a óleo combustível.
61% da energia comercializada, toda com projetos a óleo combustível.
Diretoria de Planejamento Energético
13
15. Ambientes de Contratação
ACR
ACR ACL
ACL
Ambiente de Contratação
Ambiente de Contratação Ambiente de Contratação
Ambiente de Contratação
Regulada
Regulada Livre
Livre
Compra e venda de energia
Compra e venda de energia Compra e venda de energia
Compra e venda de energia
elétrica entre agentes
elétrica entre agentes elétrica através de contratos
elétrica através de contratos
vendedores e agentes de
vendedores e agentes de bilaterais livremente
bilaterais livremente
distribuição
distribuição negociados
negociados
Preços de Preços de
suprimento suprimento
resultantes livremente
de leilões Vendedores
Vendedores negociados
Competição plena entre titulares
Competição plena entre titulares
de concessão, permissão ou
de concessão, permissão ou
autorização para poder gerar,
autorização para poder gerar,
importar ou comercializar
importar ou comercializar
energia elétrica
energia elétrica
Marco Regulatório definiu regras bem detalhadas para o Ambiente Regulado,
Marco Regulatório definiu regras bem detalhadas para o Ambiente Regulado,
e garantiu a existência do Ambiente Livre.
e garantiu a existência do Ambiente Livre.
Diretoria de Planejamento Energético
15
16. 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.
Diretoria de Planejamento Energético
16
17. 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 baratas
possíveis.
Diretoria de Planejamento Energético
17
18. Contratação no Ambiente Regulado
(Incentivo à contratação de longo prazo, com maior antecedência, via repasse
à tarifa e mitigação de riscos de penalidade)
Início de Suprimento
Início de Suprimento Duração do Contrato
Duração do Contrato
Fontes Alternativas Em 1 a 4 anos De 10 a 30 anos
Energia Nova A-5 Em 5 anos De 15 a 30 anos
Leilões
Energia Nova A-3 Em 3 anos De 15 a 30 anos
Energia Existente A-1 Ano seguinte De 5 a 15 anos
Energia Existente de Ajuste Em até 4 meses Até 2 anos
Regra de Chamada
Comerc. Pública
Definido pela Definido pela
Geração Distribuída
Distribuidora Distribuidora
Mecanismo de Redução ou acréscimo
Até o fim da vigência do
Compensação de Sobras e contratual a partir do mês
produto afetado
Déficits - MCSD seguinte
MCSD pode ocorrer para compensar saída de clientes livres, acréscimos de contratos
bilaterais, ou variações de mercado limitadas a 4% ao ano.
Diretoria de Planejamento Energético
18
19. Organização dos Leilões do Ambiente Regulado
Geradores
Geradores Distribuidores
Distribuidores MME
MME
Formatação Define produtos,
do Leilão prazos, etc.
Declaração de Declaram Consolida a
Necessidades necessidades demanda do leilão
Tempo
Cadastram-se Consolida a oferta
Cadastro da Oferta
para venda potencial do leilão
Realização Bid pelo menor Coordena o
do Leilão preço leilão
Celebração Celebram contratos bilateralmente (cada gerador
dos Contratos vencedor celebra contrato com cada distribuidor)
UHEs
UHEs contratos de quantidade
contratos de quantidade UTEs contratos de disponibilidade
UTEs contratos de disponibilidade
Diretoria de Planejamento Energético
19
20. SISTEMÁTICA
PRIMEIRA FASE
PRIMEIRA FASE
ETAPA INICIAL
ETAPA INICIAL ETAPA CONTÍNUA
ETAPA CONTÍNUA
Lance único de preço para o
Lance único de preço para o Lances de preço caso
Lances de preço caso
empreendimento
empreendimento haja “empate” na ETAPA INICIAL
haja “empate” na ETAPA INICIAL
ETAPA HÍDRICA
ETAPA HÍDRICA
RODADAS UNIFORMES
RODADAS UNIFORMES RODADA DISCRIMINATÓRIA
RODADA DISCRIMINATÓRIA
Lances de lote ao Preço de
Lances de lote ao Preço de Lance de preço para os lotes
Lance de preço para os lotes
SEGUNDA FASE
SEGUNDA FASE
Lance
Lance classificados
classificados
ETAPA TÉRMICA
ETAPA TÉRMICA
RODADAS UNIFORMES
RODADAS UNIFORMES RODADA DISCRIMINATÓRIA
RODADA DISCRIMINATÓRIA
Lances de lote ao Preço de
Lances de lote ao Preço de Lance de preço para os lotes
Lance de preço para os lotes
Lance
Lance classificados
classificados
Diretoria de Planejamento Energético
20
21. Vai para a Rodada
ETAPA HÍDRICA – RODADAS UNIFORMES Discriminatória
126
124
122
121
PREÇO DE LANCE
PREÇO DE LANCE
120,5
ENERGIA EM MWm
ENERGIA EM MWm
QOH
QOH
QOH
QOH
ORH
ORH
ORH
ORH
ORH
QOH
QDH
QDH
QDH
QDH
QDH
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21
22. ETAPA HÍDRICA – RODADA DISCRIMINATÓRIA
PREÇO CORRENTE ––R$121,00/MWh
PREÇO CORRENTE R$121,00/MWh
Lotes Não-Atendidos
Lotes Atendidos
QDH
Ofertas ordenadas
por preço
Normalmente, os Lances terão preço superior ao da última rodada.
Normalmente, os Lances terão preço superior ao da última rodada.
Diretoria de Planejamento Energético
22
27. Participação das Empresas em um Leilão
EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO
Realizam estudos de projeção de consumo.
Enviam declaração ao MME.
Não atuam realizando ofertas nos leilões.
EMPRESAS DE GERAÇÃO
Desenvolvem do projeto de engenharia.
Estruturam o projeto (terrenos, impostos, licenças, etc.).
Calculam o custo variável e cadastram o projeto na EPE.
Recebem Garantia Física, CEC+COP, etc.
Realizam oferta de volume e preço nos Leilões.
Diretoria de Planejamento Energético
27
29. Aquisição de Energia das Distribuidoras
•Estratégias das empresas variam sensivelmente...
•Basicamente, busca-se “fechar” o balanço energético com base
anual:
Compra
Compra
Carga Prevista
Carga Prevista
Custos
Custos
Critério de
Critério de
Preços
Preços Decisão
Decisão
Repasse
Repasse
Contratos
Contratos
Penalidade
Penalidade
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29
31. Carga = Mercado + Perdas
Geração Transmissão
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 . Perda T
Distribuição
Diretoria de Planejamento Energético
31
32. Fechamento de Carga da Bandeirante
Pontos de Medição
Clientes Livres: 96
Intercâmbios: 61
Serviços Auxiliares: 9
Geração: 3
Auto Produtor: 1
Total: 180 pontos
Alto do Tietê
Vale do Paraíba
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32
33. Fechamento de Carga da Escelsa
Pontos de Medição
Clientes Livres: 34
Interligação: 9
Usinas: 25
Total: 68 pontos
Diretoria de Planejamento Energético
33
34. Projeção de Mercado – Visão 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.
Diretoria de Planejamento Energético
34
35. Cálculo das Perdas
Perdas = Energia de Entrada na Rede −
(Mercado Cativo + Mercado Livre)
• 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:
Perdas 12 meses MWh
Perdas % =
Energia de Entrada na Rede 12 meses MWh
Diretoria de Planejamento Energético
35
36. Mercado de Energia Elétrica
Consumo Cativo em GWh/ano (2007)
Brasil
Brasil
Brasil x UND Sudeste
Sudeste
Sudeste x UND
95%
91%
9%
5%
UND Brasil UND Sudeste
Diretoria de Planejamento Energético
36
37. Mercado de Energia Elétrica
Consumo Cativo em GWh/ano (2007)
Brasil por segmento SudesteSudeste
por segmento
Brasil
Brasil Sudeste
14% 13%
35% 3%
5% 37%
22% 24%
24% 23%
Diretoria de Planejamento Energético
37
38. Distribuição do Mercado
Bandeirante
Bandeirante
Energia Distribuída Mercado Livre Mercado Cativo
Residenci
Residenci Industrial Industrial al Industrial
al 58,3% 95,1% 33,2% 36,7%
20,9% Comercial
0,8%
Com ercial Dem ais
Rural Comercial
Dem ais 12,4% 4,1% Dem ais
0,7% Rural 19,1%
7,7% 9,8%
1,2%
Escelsa
Escelsa
Energia Distribuída Mercado Livre Mercado Cativo
Industrial Residenci Industrial Com ercial
50,7% Industrial
al 20,7% 19,6%
93,4% Com ercial
30,3%
6,5%
Residenci
Suprimen
al Com ercial Suprim en
Dem ais to Rural
17,8% Suprim en 14,2% to
to 6,6% Rural 0,2% 10,3%
6,1% 7,9% Dem ais
4,7%
11,2%
Diretoria de Planejamento Energético
38
39. BANDEIRANTE
Indústria por Gênero
Metal, Exclusive Minerais Não
Borracha e Metálicos
Veículos Máq e Equips
Plástico 5% Produtos Têxteis
9% 6%
7% 5%
Papel e
Celulose
Maqs e Mat
10%
Elétricos
3%
Produtos Metalúrgia
Químicos Básica Outros
13% 20% 22%
As duas maiores atividades, Metalurgia Básica e Produtos Químicos, contribuíram positivamente com
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
um crescimento de 6,8% e 3,2%, respectivamente, no acumulado até outubro/08 em relação ao ano
anterior.
anterior.
Contribuíram negativamente no segmento industrial as atividades de Papel e Celulose (-0,7%) e
Contribuíram negativamente no segmento industrial as atividades de Papel e Celulose (-0,7%) e
Produtos Têxteis (-6,4%).
Produtos Têxteis (-6,4%).
Diretoria de Planejamento Energético
39
41. ESCELSA
Indústria por Gênero
Celulose e Têxtil
Produtos Papel 1%
1% Outros
Alimentares
5%
3%
Metalúrgica
9%
Minerais Não Ind. Extrat. de
Metálicos Prod. Mineral
12% 56%
Química
13%
Dos segmentos de maior consumo, as indústrias extrativista mineral e de produtos alimentares
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
apresentam os maiores crescimentos no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior, de 8,7% e
6,9%, respectivamente.
6,9%, respectivamente.
Os setores de celulose e papel e metalurgia apresentaram as maiores reduções, nesse período, -20,8%
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).
e -19,0%, respectivamente (ambos segmentos com presença de autoprodução).
Diretoria de Planejamento Energético
41
44. Portfólio de Compra de Energia
12.000.000
Bandeirante
Bandeirante
PROINFA
CCEAR
ENERGIA
10.000.000
NOVA CURTO PRAZO
MCSD
8.000.000
CCEAR ENERGIA
EXISTENTE
MWh
6.000.000
CARGA
4.000.000 BILATERAIS
2.000.000
ITAIPU (1)
-
Carga ITAIPU (1) BILATERAIS 1
CCEAR ENERGIA EXISTENTE MCSD CCEAR ENERGIA NOVA 2 PROINFA CURTO PRAZO
Diretoria de Planejamento Energético
44
45. Portfólio de Compra de Energia
MWh CCEAR ENERGIA
NOVA PROINFA Bandeirante
Bandeirante
MCSD 0% 2%
5% ITAIPU (1)
31%
CCEAR ENERGIA
EXISTENTE BILATERAIS
36% 26%
R$ T R AN S P O R T E D E
IT A IP U E N C AR G O S
2% 4%
IT A IP U ( 1 )
C O N E X ÃO T 21%
USO DA 1%
T R A N S M IS S Ã O
19%
P R O IN F A
3%
C C E A R E N E R G IA B IL A T E R A IS
N O VA 26%
0 ,5 %
C C E A R E N E R G IA
M CSD E X IS T E N T E
3% 21%
Diretoria de Planejamento Energético
45
46. Número de Contratos de Compra de Energia
NÚMERO DE CONTRATOS DE ENERGIA
Bandeirante
Bandeirante
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
(1)
ITAIPU 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
CONTRATOS INICIAIS 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0
BILATERAIS 3 4 3 5 5 5 5 5 5 5
CONTRATO DE AJUSTE 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0
CCEAR ENERGIA EXISTENTE 0 10 21 29 39 39 39 39 39 29
MCSD 0 0 207 365 395 380 380 380 380 248
CCEAR ENERGIA NOVA 0 0 0 0 16 55 95 121 135 160
PROINFA 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
600 547 561
521
457 481
500 444
404
400
300 233
200
100
9 20
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Diretoria de Planejamento Energético
46
47. Portfólio de Compra de Energia
Escelsa
Escelsa
8.000.000
PROINFA CURTO PRAZO
CCEAR
7.000.000
ENERGIA
NOVA
MCSD
6.000.000
5.000.000
CCEAR ENERGIA
CONTRATO EXISTENTE
MWh
4.000.000 DE AJUSTE
CARGA
3.000.000
BILATERAIS
2.000.000
1.000.000
ITAIPU (1)
-
Carga ITAIPU (1) BILATERAIS
CONTRATO DE AJUSTE 1 CCEAR ENERGIA EXISTENTE MCSD 2
CCEAR ENERGIA NOVA PROINFA CURTO PRAZO
Diretoria de Planejamento Energético
47
48. Portfólio de Compra de Energia
MWh CCEAR ENERGIA PROINFA Escelsa
Escelsa
NOVA 1%
ITAIPU (1)
1%
25%
MCSD
8%
BILATERAIS
19%
CCEAR ENERGIA
EXISTENTE
CONTRATO DE
45%
AJUSTE
1%
R$ C O N E X ÃO T T R AN S P O R T E D E
E N C AR G O S
U SO D A IT A IP U
T R A N S M IS S Ã O 1% 4%
2%
13%
P R O IN F A IT A IP U ( 1 )
3% 20%
C C E A R E N E R G IA
N O VA
2%
B IL A T E R A IS
M C SD 20%
5% C C E A R E N E R G IA C O N T R AT O D E
E X IS T E N T E AJ U S T E
29% 1%
Diretoria de Planejamento Energético
48
49. Número de Contratos de Compra de Energia
NÚMERO DE CONTRATOS DE ENERGIA
Escelsa
Escelsa
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
(1)
ITAIPU 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
CONTRATOS INICIAIS 1 3 0 0 0 0 0 0 0 0
BILATERAIS 3 4 4 4 5 5 5 5 5 5
CONTRATO DE AJUSTE 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0
CCEAR ENERGIA EXISTENTE 0 10 21 29 39 39 39 39 39 29
MCSD 0 55 193 289 316 311 311 311 311 157
CCEAR ENERGIA NOVA 0 0 0 0 16 55 95 121 135 160
PROINFA 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
600
478 492
500 452
412
379
400 353
326
300
220
200
100 73
5
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Diretoria de Planejamento Energético
49
52. Cálculo da Garantia Física
1. Supõe-se um
1. Supõe-se um
consumo do SIN de
consumo do SIN de
2.000 séries, energia a ser
energia a ser
com 240 meses atendido!
atendido!
cada uma
2. Geram-se vários
2. Geram-se vários
cenários de Vazão Afluente
cenários de Vazão Afluente
e calcula-se em quantos
e calcula-se em quantos
deles as usinas existentes
deles as usinas existentes
conseguem atender ao
conseguem atender ao
consumo!
consumo!
10 anos Pré-Estudo 5 anos Estudo 5 anos Pós-Estudo Tempo
Simulação da Operação de Todo o Sistema Interligado
Simulação da Operação de Todo o Sistema Interligado
Nacional: Usinas Hidro e Termoelétricas!
Nacional: Usinas Hidro e Termoelétricas!
Diretoria de Planejamento Energético
52
53. Potência e Energia Assegurada
Potência ––MW
Potência MW Assegurada - -MWm
Assegurada MWm
UHE Peixe Angical 498,8 271,0
UHE Lajeado 902,5 526,6
UHE Mascarenhas 180,5 127,0
UHE Mimoso 29,0 20,9
PCH Viçosa 4,5 2,8
A Energia Assegurada é utilizada para limitar o volume de venda de
A Energia Assegurada é utilizada para limitar o volume de venda de
energia, sendo utilizada no cálculo de penalidade de insuficiência de
energia, sendo utilizada no cálculo de penalidade de insuficiência de
lastro de venda. Além disso, a Energia Assegurada é a base do
lastro de venda. Além disso, a Energia Assegurada é a base do
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.
Diretoria de Planejamento Energético
53
54. Contabilização de Curto Prazo – MRE
115 MWh
108 MWh
100 MWh 100 MWh 10 MWh
POSIÇÃO DA USINA
POSIÇÃO DA USINA
FID XP_GLF 90 MWh 0 MWh 90 MWh 10 MWh
80 MWh
94% 97,5%
Asseg Asseg Asseg Alocação Alocação Alocação Geração Compra Contrato Posição Final =
Bruta Bruta x FID CG Assegurada Secundária Total CG do MRE Contrato – Alocada
Compra da CCEE
POSIÇÃO DO SISTEMA
1.000 MWh
POSIÇÃO DO SISTEMA
900 MWh Posição Final “short” em 10MWh
Posição Final “short” em 10MWh
indica ganho ou prejuízo?
indica ganho ou prejuízo?
90% Isso depende do Preço do Contrato e
Isso depende do Preço do Contrato e
do Preço de Liquidação das
do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Diferenças – PLD.
Asseg Geração GSF
Diretoria de Planejamento Energético
54
55. Contabilização de Curto Prazo – MRE
115 MWh 110 MWh 20 MWh
108 MWh
100 MWh 100 MWh 10 MWh
POSIÇÃO DA USINA
POSIÇÃO DA USINA
FID XP_GLF 90 MWh 0 MWh 90 MWh
94% 97,5%
Asseg Asseg Asseg Alocação Alocação Alocação Geração Venda Contrato Posição Final =
Bruta Bruta x FID CG Assegurada Secundária Total CG do MRE Contrato – Alocada
Compra da CCEE
POSIÇÃO DO SISTEMA
1.000 MWh
POSIÇÃO DO SISTEMA
900 MWh Posição Final “short” em 10MWh
Posição Final “short” em 10MWh
indica ganho ou prejuízo?
indica ganho ou prejuízo?
90% Isso depende do Preço do Contrato e
Isso depende do Preço do Contrato e
do Preço de Liquidação das
do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Diferenças – PLD.
Asseg Geração GSF
Diretoria de Planejamento Energético
55
56. Contabilização de Curto Prazo – MRE
115 MWh 10 MWh 110 MWh 30 MWh 10 MWh
108 MWh
100 MWh 100 MWh 100 MWh
POSIÇÃO DA USINA
POSIÇÃO DA USINA
FID XP_GLF
80 MWh
94% 97,5%
Asseg Asseg Asseg Alocação Alocação Alocação Geração Compra Contrato Posição Final =
Bruta Bruta CG Assegurada Secundária Total CG do MRE Contrato – Alocada
Venda na CCEE
1.100 MWh
POSIÇÃO DO SISTEMA
1.000 MWh
POSIÇÃO DO SISTEMA
Posição Final “short” em 10MWh
Posição Final “short” em 10MWh
indica ganho ou prejuízo?
indica ganho ou prejuízo?
110% Isso depende do Preço do Contrato e
Isso depende do Preço do Contrato e
do Preço de Liquidação das
do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Diferenças – PLD.
Asseg Geração GSF
Diretoria de Planejamento Energético
56
57. Pagamento de Penalidades
12
max 0; ∑ (CQVm − ( ASSm + CQCm ))
⋅ max(VR ; PLD
MED,i )
PAPi = m =1
f
12
25 140
ASSm EALi,m CQVm PLD_SEi,m
120
20
100
15
Energia (MWh)
PLD (R$/MWh)
80
60
10
40
5
20
0 0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez de Planejamento Energético
Diretoria jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
57
58. Como os valores mensais de
Energia Assegurada são
determinados?
58
59. Desempenho do MRE em 2008
50.000
45.000
Energia - MWm
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
-
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Energia Assegurada verificada Energia Assegurada Projetada
Geração no MRE
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
sudeste
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
sul
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
nordeste
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
norte
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 -
total
gsf 99,29% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% -
Diretoria de Planejamento Energético
secundária 0,00% 1,85% 4,29% 8,47% 7,26% 7,92% 3,45% 3,93% 2,44% 3,84% 2,49% - 59
60. Para quem e em que condições
nossas geradoras vendem
energia?
60
61. Contratação 2008 – Venda das Geradoras
Bilateral
Compra Número de Montante
CCEAR Compradores
2% Contratos [MWmed]
17%
Distribuidora 181 728,514
Comercializadora 12 131,306
Cliente Livre 12 12,620
Bilateral Compra 20 17,662
Venda
81%
Total 225 890,102
Cliente Livre Compra
2% Número de Montante
Comercializadora 1% Tipo de Contrato
Contratos [MWmed]
15%
CCEAR 160 151,709
Bilateral - Venda 45 720,731
Bilateral - Compra 20 17,662
Distribuidora
82% Total 225 890,102
Diretoria de Planejamento Energético
61
62. Com todos estes Leilões,
como houve a possibilidade
de racionamento
no início de 2008?
62
63. Integração Gás e Energia Elétrica
Disponibilidade do TC + GN e bicombustível - PMO fev/08 - SIN
9.000
Disponibilidade máxima
7.666 7.910 7.910 7.910
8.000 7.717 7.717 7.717
7.523
- 1.221 - 1.225 - 1.225
- 1.663
7.000 6.689 6.685 6.685
- 1.863 6.053
- 3.102 5.854
6.000
- 3.769 6.161 6.157 6.157
- 4.923 4.615
MWmed
5.000
5.326 5.525
3.897
4.000
2.601 4.087
3.000
3.368
2.000
2.072
1.000
0
1º SEM 2008 2º SEM 2008 1º SEM 2009 2º SEM 2009 1º SEM 2010 2º SEM 2010 1º SEM 2011 2º SEM 2011
UTEs GN e bicombustível UTEs TC
A falta de Gás Natural para as usinas termoelétricas criou um
A falta de Gás Natural para as usinas termoelétricas criou um
déficit de oferta estrutural para o Sistema Interligado Nacional.
déficit de oferta estrutural para o Sistema Interligado Nacional.
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63
64. ENERGIA NATURAL AFLUENTE 2007, % Média Histórica
Norte Nordeste
180
180
150
150 137 138
120 109 109 121
88 120
90 72 65 66 67 67 76 82 84 82
61 61 90 66 72
60 48 48 57
60 45
35
30 30
0 0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004
2007 2006 2005 2004
Sul Sudeste / Centro-Oeste
270 210
240
240 173
180 156
210
150
180 151 113
132 136 120 109
150 95 98 96
106 105 87 88
120 99 90 77 72
87 80 63
90 62 67 71
60
60
30 30
0 0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004 2007 2006 2005 2004
Vazões Naturais Afluentes abaixo da média em três regiões,
Vazões Naturais Afluentes abaixo da média em três regiões,
simultaneamente.
simultaneamente.
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64
65. ENERGIA ARMAZENADA 2007, % da capacidade
Norte Nordeste
91,6 97,8 99,6 99,0 93,1
94,8 95,4 90,4 83,5
90 81,9 84,9
90 77,5
73,4
70 61,2 65,6
70
48,2 53,7
45,9
50 50
35,8 40,2
30,5 30,1 29,4
30 26,7
30
10 10
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
% em relação ao SIN *
2007 2006 2005 2004
2007 2006 2005 2004 CAR
3%
12%
Sul 74%
Sudeste / Centro-Oeste
11%
90,9 86,7 85,6
86,7 90 84,5 82,6
90 82,6 78,4 80,4 79,6
76,6 79,8
75,5 72,7 72,1
69,8
70 63,3 70 62,0
61,9 61,7 59,8
51,7
48,2 46,2
50 50
30 30
10 10
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 2006 2005 2004 CAR
2007 2006 2005 2004 CAR
Esvaziamento dos subsistemas ocorreu em um ano!
Esvaziamento dos subsistemas ocorreu em um ano!
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65
66. Consumo de Energia em 2007, GWm
54
52
50
48
46
44
42
40
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2007 Plano 2006 2005
Variação Anual A carga de 2007 cresceu 4,9% em relação a 2006,
2007/Plano -1,7% ficando inferior ao previsto no Plano Energético
2007/2006 4,9% Nacional em 1,7%.
2006/2005 3,9%
2005/2004 4,5% Uma previsão otimista de consumo contribui para
a elevação do PLD.
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66
67. Preço de Curto Prazo (R$/MWh)
Submercado Sudeste / Centro-Oeste
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
mar/04
mai/04
mar/05
mai/05
mar/06
mai/06
mar/07
mai/07
mar/08
mai/08
jan/04
abr/04
jun/04
jul/04
ago/04
set/04
out/04
nov/04
dez/04
jan/05
abr/05
jun/05
jul/05
ago/05
set/05
out/05
nov/05
dez/05
jan/06
abr/06
jun/06
jul/06
ago/06
set/06
out/06
nov/06
dez/06
jan/07
abr/07
jun/07
jul/07
ago/07
set/07
out/07
nov/07
dez/07
jan/08
abr/08
jun/08
jul/08
ago/08
set/08
out/08
nov/08
dez/08
jan/09
fev/04
fev/05
fev/06
fev/07
fev/08
fev/09
No início de 2008, elevações do Preço de Curto Prazo (PLD – Preço de
No início de 2008, elevações do Preço de Curto Prazo (PLD – Preço de
Liquidação de Diferenças) refletiram as baixas vazões afluentes do fim de 2007,
Liquidação de Diferenças) refletiram as baixas vazões afluentes do fim de 2007,
conjugadas com esvaziamento dos reservatórios e elevação do consumo.
conjugadas com esvaziamento dos reservatórios e elevação do consumo.
Diretoria de Planejamento Energético
67
68. Racionamento de Energia
Em 2008, as chuvas do fim de janeiro e de fevereiro praticamente
eliminaram 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 devem
ser despachadas na iminência de uma
crise de abastecimento.
Diretoria de Planejamento Energético
68