Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas

Diretoria de Planejamento Energético
Conceitos e Práticas

São Paulo, 9 de Fevereiro de 2009.

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.

2

Agenda

GRUPO EDP – ENERGIAS DO BRASIL

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

LEILÕES DE ENERGIA

EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO E GERAÇÃO

CENÁRIO ENERGÉTICO

RISCO ENERGÉTICO

3

Grupo
EDP – Energias do Brasil

4

Estamos presente em seis estados brasileiros

5

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

6

Estrutura Interna

7


CEO
António Pita de Abreu

Diretor de Planejamento
Energético
Michel Nunes Itkes

Estudos de Estudos Aquisição de
Mercado Energéticos Energia

8

Setor Elétrico Brasileiro

9

# 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.
10

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.

11

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

12

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.

13

Base da Expansão do
Sistema de Geração:
Leilões do ACR

14

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.
15

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.

16

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.

17

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.
18

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

19

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

20

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
21

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.
22

Leilões de Energia

7/dez 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)
2/abr

1º Leilão Ajuste: jul-dez 05 (01/08/05)
1º Leilão Ajuste: jul-dez 05 (01/08/05)
2005

31/ago

3º Leilão EE: P06-03 (-)
11/out 4º Leilão EE: P09-08 (-)

16/dez 1º Leilão EN: P08(H30/T15), P09 eeP10 (15/09/05)
1º Leilão EN: P08(H30/T15), P09 P10 (15/09/05)

01/jun
2º Leilão Ajuste: jul-set 06 ; ;jul-dez 06 (04/04/06)
2º Leilão Ajuste: jul-set 06 jul-dez 06 (04/04/06)
29/jun

2º Leilão EN: P09(H30/T15) (13/04/06)
2006

2º Leilão EN: P09(H30/T15) (13/04/06)
10/out

3º Leilão EN: P11(H30/T15) (07/07/2006)
3º Leilão EN: P11(H30/T15) (07/07/2006)
29/set

14/dez 3º Leilão Ajuste (08/2006)
3º Leilão Ajuste (08/2006)

5º Leilão EE: P07-09 (12/06)
5º Leilão EE:
P07-09 (12/06)
Declarações 23

Leilões de Energia

29/mar 4º 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)
18/jun

28/jun 5º Leilão Ajuste: jul-dez 07 ; ;out-dez 07
5º Leilão Ajuste: jul-dez 07 out-dez 07
2007

26/jul

6º Leilão Ajuste: out-dez 07 ; ;jan-dez 08; jan 08–dez 09
6º Leilão Ajuste: out-dez 07 jan-dez 08; jan 08–dez 09
27/set (10/09/07)
(10/09/07)

16/out Leilão A-5: P12(H30/T15) (10/03/07)
Leilão A-5: P12(H30/T15) (10/03/07)

06/dez
Leilão A-1: (11/10/07)
Leilão A-1: (11/10/07)
10/dez

Leilão Rio Madeira: (A-5)
Leilão Rio Madeira: (A-5)
Leilões
24

Leilões de Energia

Leilão UHE Jirau: P2013
Leilão UHE Jirau: P2013
19/mai

19/jun
7°Leilão de Ajuste

14/ago
2008

Leilão de Reserva
Leilão de Reserva

17/set

Leilão A-3: P2011
Leilão A-3: P2011
23/set
30/set

Leilão A-5: P2013
Leilão A-5: P2013
28/nov

Leilão A-1: P2009
Leilão A-1: P2009
Leilões
25

Resumo da Participação das
Empresas em um Leilão

26

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.
27

Contratação de Energia
pelas Distribuidoras

28

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

29

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
31

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

32

Fechamento de Carga da Escelsa

Pontos de Medição

Clientes Livres: 34
Interligação: 9
Usinas: 25

Total: 68 pontos

33

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.
34

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

35

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

36

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%

37

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%

38

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%).

39

Mercado Realizado - 2008
Bandeirante
Bandeirante
Energia – MWh
Mercado
Acumulado em 12 meses 4º Trimestre
2007 2008 Var % 2007 2008 Var %
Residencial 2.639.558 2.814.965 6,6 679.455 716.801 5,5

Industrial 2.960.687 3.101.231 4,7 771.177 807.656 4,7

Comercial 1.545.253 1.626.121 5,2 399.556 418.762 4,8

Rural 98.373 101.298 3,0 24.669 26.194 6,2

Poder Público 260.976 278.662 6,8 71.355 74.825 4,9

Iluminação Pública 309.484 305.401 (1,3) 76.736 71.452 (6,9)

Serviço Público 230.892 238.474 3,3 57.435 60.603 5,5

Consumo Próprio 5.053 4.821 (4,6) 1.172 1.129 (3,6)

Fornecimento 8.050.276 8.470.972 5,2 2.081.554 2.177.422 4,6

Suprimento - -

Energia Vendida 8.050.276 8.470.972 5,2 2.081.554 2.177.422 4,6

Energia Concessionária 348.699 210.474 (39,6) 51.320 54.045 5,3

Energia Livre 4.869.306 4.872.414 0,1 1.241.767 1.124.146 (9,5)

Energia Distribuída 13.268.282 13.553.860 2,2 3.374.641 3.355.613 (0,6)

Perdas Faturadas 1.605.663 1.625.453 1,2 378.540 346.893 -8,4

Índice de Perdas (%) 10,80 10,71 (0,1) 10,09 9,37 -0,7

Carga Própria 9.655.939 10.096.426 4,6 2.460.095 2.524.316 2,6

Carga do Sistema 14.873.944 15.179.314 2,1 3.753.181 3.702.506 (1,4)

40

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).

41

Mercado Realizado - 2008
Escelsa
Escelsa
Energia – MWh
Mercado
Acumulado em 12 meses 4º Trimestre
2007 2008 Var % 2007 2008 Var %
Residencial 1.490.848 1.587.519 6,5 375.191 399.834 6,6

Industrial 1.056.975 1.055.182 (0,2) 278.093 261.665 (5,9)

Comercial 977.640 1.016.116 3,9 251.421 260.366 3,6

Rural 482.699 524.112 8,6 137.541 137.888 0,3

Poder Público 178.212 192.811 8,2 49.427 51.643 4,5

Iluminação Pública 211.938 216.035 1,9 54.920 56.981 3,8

Serviço Público 166.800 167.645 0,5 43.244 41.140 (4,9)

Consumo Próprio 8.174 7.944 (2,8) 1.992 2.047 2,8

Fornecimento 4.573.287 4.767.363 4,2 1.191.829 1.211.565 1,7

Suprimento 376.499 404.224 7,4 105.024 99.064 (5,7)

Energia Vendida 4.949.786 5.171.587 4,5 1.296.852 1.310.628 1,1

Energia Livre 3.538.515 3.480.318 (1,6) 899.165 737.521 (18,0)

Energia Distribuída 8.488.301 8.651.905 1,9 2.196.018 2.048.150 (6,7)

Perdas Faturadas 1.360.948 1.400.739 2,9 377.030 316.932 (15,9)

Índice de Perdas (%) 13,82 13,93 0,1 14,65 13,40 (1,3)

Carga Própria 6.310.734 6.572.326 4,1 1.673.882 1.627.560 (2,8)

Carga do Sistema 9.849.249 10.052.644 2,1 2.573.048 2.365.082 (8,1)

42

Portfólio de Contratos

43

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

44

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%

45

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

46

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

47

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%

48

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

49

Venda de Energia pelas
Geradoras

50

Garantia Física

51

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!
52

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.

53

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

900 MWh Posição Final “short” em 10MWh
Posição Final “short” em 10MWh
indica ganho ou prejuízo?
90% Isso depende do Preço do Contrato e
Isso depende do Preço do Contrato e
do Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD.
Asseg Geração GSF

54

108 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

1.000 MWh

900 MWh Posição Final “short” em 10MWh
Asseg Geração GSF

55

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

1.000 MWh

Asseg Geração GSF

56

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

Como os valores mensais de
Energia Assegurada são
determinados?

58

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

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% -
secundária 0,00% 1,85% 4,29% 8,47% 7,26% 7,92% 3,45% 3,93% 2,44% 3,84% 2,49% - 59

Para quem e em que condições
nossas geradoras vendem
energia?

60

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

61

Com todos estes Leilões,
como houve a possibilidade
de racionamento
no início de 2008?

62

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.
63

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
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.
64

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
% 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
2007 2006 2005 2004 CAR
2007 2006 2005 2004 CAR

Esvaziamento dos subsistemas ocorreu em um ano!
Esvaziamento dos subsistemas ocorreu em um ano!
65

Consumo de Energia em 2007, GWm

54

52

50

48

46

44

42

40

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.
66

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.

67

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.
68

Encargos de Serviço do Sistema
Encargo pelo
Encargos por Razão Despacho
de Segurança Associado à
Energética Ultrapassagem da
CAR
R$
jan/08 33.686.931,00 1.696.404,58
fev/08 259.291.297,72 22.802.309,74
mar/08 438.342.592,15 0,00
abr/08 305.283.273,94 0,00
mai/08 207.811.261,18 0,00
jun/08 168.413.684,87 0,00
jul/08 123.871.174,10 0,00
ago/08 135.716.747,48 0,00
set/08 115.590.443,70 0,00
out/08 157.372.704,11 0,00
nov/08 105.081.514,71 0,00
dez/08 180.355.626,70 0,00
Total Sistema 2.230.817.251,66 24.498.714,32

Fonte CCEE. 69

Quais os impactos destes
preços oscilantes? Se a venda
é igual à compra, ainda há
risco?

70

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.
71


• 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.

72


Combinação de Cenários: Carga, PLD e Carga da Distribuidora

C_SIN

3 cenários

PLD

2000 cenários

TRC

100 cenários

Ano Civil 1 Ano Civil 2 Ano Civil 3 Ano Civil 4

73

O Software Risco ACR

74

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 facilitar alterações de regras.
Visualização hierárquica e intuitiva dos dados de entrada e dos resultados.
Navegabilidade facilitada.
Ênfase na análise dos dados de entrada:

Modelo de
Modelo de
Risco
Risco

Foram concebidos mecanismos para evitar esta situação!
75

Dados de entrada (valores fictícios)

Estrutura hierárquica
Estrutura hierárquica
de variáveis e
de variáveis e
dimensões
dimensões

Análise dos Dados
Análise dos Dados
de entrada
de entrada

76

Auditoria dos dados (valores fictícios)

Averiguação de
Averiguação de
consistência de dados.
consistência de dados.

Valores Fictícios Diretoria de Planejamento Energético
77

Relatório de Risco Energético do Ambiente Regulado
nov/08

ENERGIAS DO BRASIL Período Avaliado: 2008

Probabilidade
Empresa PE PaR VaR
BANDEIRANTE 6.057.346,71 941.683,02 6.999.029,73 95%

ESCELSA 3.164.014,67 835.989,28 4.000.003,95 P@R
PE VaR R$
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

O PE é a perda média esperada de
todos os cenários possíveis para a
BANDEIRANTE ESCELSA
posição energética da distribuidora. O
12 12 valor é comparado ao custo anual de
contratos (CAC_A).
10 10
R$ milhôes

R$ milhôes
8 8

6 6
PaR é calculado como a diferença
4 4 0,1%
0,3% entre a perda média esperada (PE) e
2 2 o máximo valor possível (em virtude
- - das incertezas de mercado). Uma
PE PaR VaR PE PaR VaR vez que temos diversos cenários
possíveis, o P@R será definido como
Diversificado Não Diversificado o cenário que absorve 95% dos
cenários totais.
12 12
10 10
8 8
R$ milhôes

R$ milhôes

O VaR é uma métrica utilizada para
6 6 avaliação do risco de mercado.
4 4 Definido como a medida extrema do
0,1% 0,2% valor da posição em aberto, com um
2 2
grau de confiança de 95%.
- -
PE PaR VaR PE PaR VaR

Valores Fictícios

Relatório de Risco Energético do Ambiente Regulado
nov/08

VPA
BANDEIRANTE Período Avaliado: 2008

Probabilidade
Piores Cenários de Carga
1.000 2% 2%
Milhões MWh

800
600
400 R$
200 5.329.686 10.277.898
- Piores
Melhores

Melhores Cenários de Carga
1.000
Milhões MWh

800 Piores cenários de carga: cenários de
600 carga responsáveis pelos 2% maiores
400
valores de VPA.
200
- Melhores cenários de carga:
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez cenários de carga responsáveis pelos
2% menores valores de VPA.
Piores Cenários de PLD
600
Piores cenários de PLD: cenários de
500
PLD responsáveis pelos maiores
R$/MWh

400
300 valores de VPA.
200
100 Melhores cenários de PLD: cenários
- de PLD responsaveis pelos menores
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez valores de VPA.

Melhores Cenários de PLD
600
500 Contratos
R$/MWh

400
300 Carga/PLD médios
200
100 Melhores cenários
- Piores cenários
Valores Fictícios

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.

E{PA}

P95%

Região de
Trabalho Fronteira
Eficiente
LM (ELM, PLM)

45o

80

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.

82


• 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, estabelece
em seu artigo 23, parágrafo 4:
“§ 4º A concessionária deverá atender as solicitações de redução de
demanda contratada não contempladas no art. 24, desde que
efetuadas por escrito e com antecedência mínima de 180 (cento e
oitenta) dias.”

83


• 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.

84

Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas

Mais conteúdo relacionado

Mais procurados

Semelhante a Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas

Mais de EDP - Energias do Brasil

Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas