Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional · 2020. 3. 11. · FATOS RELEVANTES • Decisão térmica Îgeração mínima • PMO Îdisponibilidade de gás conforme Resoluções

Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional

Luiz Hamilton MoreiraGTOP

Reunião Plenária da ABRAGE29 de Março de 2007

Brasília - DF

SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN

N

NE

SEBOA

REGULAR

RUIM S

EAR = 98,1%ENA =113%

EAR DO DIA 20 DE Março/07CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊSENA ACUMULADA ATÉ O DIA 20/Mar/07

EAR = 90,5%CAR = 39,0%ENA = 145%

EAR =85,6%CAR = 38,0%ENA = 96%

EAR = 80,7%CAR = 19,0%ENA = 145%

Situação

BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN

N

SE

NE

BOA

REGULAR

RUIM

1195

308

150391

1.962

3.5805.542ITAIPU

60 Hz

ITAIPU 50 Hz

CARGA = 3.391GHID = 4.586

GTER = 0 PLD = 17,59

CARGA = 7.120GHID = 7.504

GTER = 05GEOL= 10

PLD = 17,59

CARGA = 32.304GHID = 20.664GNUC = 896GTER = 613PLD = 17,59

CARGA =8.447GHID = 5.507GTER = 912GEOL = 27PLD = 17,59

IMPORTAÇÃO

38

4.958

• VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 14 a 20/Mar.

• PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 17 A 23/Mar.

S

Situação

PREVISÃO CLIMÁTICA

Não há mais a configuração do El-Niño durante os primeiros dias de março. No Pacífico Oeste prevalecem algumas anomalias positivas de temperatura, mas de fraca intensidade e no Pacífico leste apareceram anomalias negativas. Mesmo assim ainda não há configuração de uma La Niña. Os modelos do CPTEC prevêem a formação gradativa de uma La Niña a partir dos próximos meses.


EFEITOS ESPERADOS DO EL NIÑO


EFEITOS ESPERADOS DO LA NIÑA


ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE

28,025,028,034,0

40,048,0

55,060,061,059,057,0

53,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

Armazenamentos no final do mês

EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007

CAR 2006/2007

*

(*) Previsão PMO

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL

13,013,013,013,013,013,013,013,016,019,020,019,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0



EAR

(%)

2003 2004 2005 2006 2007

CAR 2006/2007

*

(*) Previsão PMO

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE

10,010,013,018,0

24,030,0

35,037,040,039,036,033,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0



EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007

CAR 2006/2007

*

(*) Previsão PMO

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0



EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007

*

(*) Previsão PMO

FATOS RELEVANTES

• Decisão térmica geração mínima

• PMO disponibilidade de gás conforme Resoluções 237 e 775 da ANEEL

• Não há mais participação no armazenamento do NE referente a recomposição de lastro das usinas térmicas PPT

• 09/mar entrada em operação comercial da UG1 (70 MW) da UHE Capim Branco II (210 MW)

• 21/fev liberada para operação comercial a UG2 (290 MW) da UHE Campos Novos (870 MW). UG3 está em testes

• 11/dez/2006 entrada em operação da LT 500 kV Colinas/Sobradinho. Permite exportação pelo NE da ordem de 1200 MWmed.

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORTE

2006 2007

98,1

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

EAR

(%)

VERIFICADO

PMO Março Rev. 02

ENA = 109% MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORDESTE

2006 2007

90,7

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EAR

(%)

CAR

VERIFICADO

PMO MarçoRev. 02

ENA = 126 % MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUDESTE

2006 2007

85,9

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EAR

(%)

CAR

VERIFICADO

PMO MarçoRev. 02

ENA =90% MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUL

2006 2007

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EAR

(%)

CAR

VERIFICADO

PMO MarçoRev. 02VALOR

ESPERADOENA = 126% MLT

84,1

FIM

SERVIÇOS ANCILARES

Luiz Hamilton MoreiraGTOP

Reunião Plenária da ABRAGE29 de Março de 2007

Brasília - DF

SERVIÇOS ANCILARES

HISTÓRICO

1. Jun/2003 Resolução ANEEL Nº 265

2. Mar/2006 Correspondência da ABRAGE à ANEEL

3. Mai/2006 Reunião ABRAGE/ANEEL

4. Set/2006 Minuta da Resolução ANEEL Nº 251

5. Out/2006 Proposta ABRAGE AP Nº 010/2006

6. Fev/2007 Resolução ANEEL Nº 251

SERVIÇOS ANCILARES

1. Junho/2003 Resolução ANEEL nº 265

Ressarcimentos1. reserva de prontidão (combustível somente quando estiver

nesta condição)

2. unidade geradora como compensador síncrono (base horária)

3. implantação e reposição p/ possibilitar a operação síncrona de unidades geradoras, CAG e Black Start de usinas em operação

SERVIÇOS ANCILARES

2. Março/2006 Correspondência da ABRAGE à ANEEL

Ressarcimentos adicionais1. unidade geradora como compensador síncrono (base 5 minutos)

2. custos de O&M dos equipamentos de black start

3. participação em SEP´s (sistemas especiais de proteção)

4. reforços e melhorias de equipamentos dos geradores por razões sistêmicas

5. fornecimento de energia reativa simultaneamente com energia ativa

6. participação na manutenção da inércia do SIN e reserva girante

7. reserva de prontidão (conservação, manutenção e consumo mínimo de combustível)

8. disponibilização de unidades para o CAG e reservas operativas

SERVIÇOS ANCILARES

3. Maio/2006 Reunião ABRAGE/ANEEL

Ressarcimentos adicionais1. unidade geradora como compensador síncrono (base 5 minutos)




5. fornecimento de energia reativa simultaneamente com energia ativa

6. participação na manutenção da inércia do SIN e reserva girante

7. reserva de prontidão (conservação, manutenção e consumo mínimo de combustível)

8. disponibilização de unidades para o CAG e reservas operativas

SERVIÇOS ANCILARES

4. Setembro/2006 Minuta da Resolução 251 da ANEEL

Ressarcimentos adicionais

(atendendo solicitação ABRAGE)

1. unidade geradora como compensador síncrono (base 5 minutos)


3. custos de O&M dos sistemas de comunicação do CAG

4. custos de implantação e O&M de SEP´s (sistemas especiais de proteção)


SERVIÇOS ANCILARES

5. Outubro/2006 Proposta ABRAGE AP Nº 010/2006

Solicitações adicionais à minuta1. custos de reposição e/ou modernização dos equipamentos de

black start

2. custos de reposição e/ou modernização e custos adicionais das unidades geradoras pertencentes ao CAG

3. prazo máximo para ressarcimento de custos de implantação de sistema que permita a operação como compensador síncrono

4. participação dos agentes, sob coordenação do ONS, nos estudos indicativos da necessidade das usinas novas e atuais operarem como compensador síncrono

SERVIÇOS ANCILARES

6. Fev/2007 Resolução ANEEL Nº 251

Ressarcimentos1. reserva de prontidão (gasto com combustível quando

estiver nesta condição)

2. implantação e reposição p/ possibilitar a operação síncrona de unidades geradoras, CAG e Black Start de usinas em operação

3. compensador síncrono (base 5 minutos)

4. custos de O&M dos equipamentos de Black Start e dos sistemas de comunicação do CAG



7. Formas de ressarcimentos dos custos

Resolução265

AP 010/06

FIM

Plan

o N

acio

nal d

e R

ecur

sos

Híd

ricos

PN

RH

1

Plano Nacional de Recursos Hídricos – PNRH

ABRAGE

Brasilia, 29 de março de 2007

GTRH – GRUPO DE TRABALHO DE RECURSOS HÍDRICOS

Plan

o N

acio

nal d

e R

ecur

sos

Híd

ricos

PN

RH

2

PolPolíítica Nacional de Recursos Htica Nacional de Recursos Híídricosdricos

Conforme o Art. 1º da Lei 9.433/97 A gestão de recursos hídricos deve

proporcionar o uso múltiplo das águas

Conforme o Art. 4º da Lei 9.984/00Caberá à ANA:definir e fiscalizar a operação de reservatórios por agentes públicos e privados, visando a garantir o uso múltiplo dos recursos hídricos

- a definição das condições de operação de reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em articulação com o ONS

Plan

o N

acio

nal d

e R

ecur

sos

Híd

ricos

PN

RH

3


Conforme o PNRH aprovado pela Res. 58 do CNRH, PROGRAMA VI: Programa de Usos Múltiplos e Gestão Integrada de Recursos Hídricos

Subprograma VI.2 Gestão de demandas, resolução de conflitos, uso múltiplo e integrado de recursos hídricos

Objetivo: mitigar conflitos e proporcionar o suo múltiplo das águas

Subprograma VI.6 Critérios e objetivos múltiplos de definição de regras e restrições em reservatórios de geração hidrelétrica

Objetivo: Elaborar estudos identificando variáveis intervenientes e mensurando benefícios e custos econômicos e sociais envolvidos na incorporação de regras e restrições em reservatórios de hidrelétricas

Plan

o N

acio

nal d

e R

ecur

sos

Híd

ricos

PN

RH

4


Oficina de Detalhamento dos Programas do PNRH ( Brasília 19, 20 e 21 de março)Sugestões apresentadas por outros setores usuários :

• É recorrente que o conceito de prejuízos existe somente para o setor elétrico; para os demais setores usuários fala-se em benefícios. Esse viés de “prejuízos do setor elétrico” deve ser modificado. Sugerem que sejam incorporados “prejuízos e benefícios” para todos.

• Mensurar todas as perdas oriundas da operação para ressarcimento e compensações aos outros setores usuários.

• Ampliar a participação efetiva dos outros usuários na operação do sistema

• Incluir o fator emissão de gases de efeito estufa como critério de avaliação para restringir a implantação de reservatórios

• Demarcacão de parques aqüícolas nos reservatório

Plan

o N

acio

nal d

e R

ecur

sos

Híd

ricos

PN

RH

5


Oficina de Detalhamento dos Programas do PNRH ( Brasília 19, 20 e 21 de março)Sugestões apresentadas por outros setores usuários :

• Viabilizar uma sistemática de inclusão de restrições Sem o crivo das geradoras

• Elaborar procedimentos de incorporação de restrições à operação sem

• A participação do ONS

Ação da ABRAGE:Amanhã, dia 30 o GTRH e empresas do SE se reunirão em São Paulo para elaboração de um conjunto de sugestões para ordenamento do assunto incorporação de restrições à operação.

1

Nelson Nelson SiffertSiffertBrasBrasíília lia –– 29 de mar29 de marçço de 2007o de 2007

ViabilizaViabilizaçção de Investimentos no ão de Investimentos no Setor ElSetor Eléétricotrico

Reunião PlenReunião Plenáária da ria da ABRAGEABRAGE

Foto: Usina Hidrelétrica Barra GrandeFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica Barra Grandetrica Barra Grande

2

BNDESBNDES

Financiamentos do BNDES Financiamentos do BNDES -- Setor ElSetor Eléétricotrico

PolPolííticas Operacionaisticas Operacionais

PACPAC

Project Project FinanceFinance

AgendaAgenda

Foto: Usina Hidrelétrica de TucuruíFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica de trica de TucuruTucuruíí

3Foto: Usina Hidrelétrica de Peixe AngicalFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica de Peixe trica de Peixe AngicalAngical

BNDESBNDES



PACPAC


4

BNDESBNDES

Fundado em 20 de junho de 1952

Governo Federal é o único acionista

Instrumento chave para implementação da Política Industrial e de Infra-estrutura

Principal fonte de crédito de longo prazo

Financiador da exportação

1.950 funcionários

5

BNDESBNDES

Ativos Totais

Carteira de Financiamentos

Patrimônio Líquido

Lucro Líquido

Impostos e Taxas

187

147

19

6,3

2,6

R$ bilhões

Em 31.12.2006

6

DesembolsosDesembolsos

710

18 19 1823

25

37 35

40

4752,3

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

R$ bilhões

7

DesembolsosDesembolsos dada ÁÁrearea de Infrade Infra--EstruturaEstrutura

R$ milhões

4.4434.360

Não incluídos desembolsos para o Programa Emergencial de Energia ElétricaEnergia Elétrica

Gás & PetróleoLogística

TelecomunicaçõesRenda Variável

2002 2003 2004

7.190

9.201

2005

9.342

2006

8

DesembolsosDesembolsos dada ÁÁrearea de Infrade Infra--EstruturaEstrutura -- 20062006

Energia ElétricaR$ 3.232 milhões

LogísticaR$ 906 milhões

Gás & Petróleo R$ 3.114 milhões

R$ 9.342 milhões

TelecomunicaçõesR$ 2.090 milhões

9

ConcessãoConcessão de de CrCrééditodito

Carta Consulta

30 dias60 dias

EnquadramentoAnálise

do Projeto Contratação

60 dias 60 dias

Apresentação do Projeto Desembolso

10Foto: Usina Hidrelétrica EsporaFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica Esporatrica Espora

BNDESBNDES



PACPAC


11

ProjetosProjetos de de EnergiaEnergia ElEléétricatrica AprovadosAprovados 2003 2003 -- marmarçço.2007o.2007

valores em R$ bilhões

Segmento Capacidade Instalada

Nº de Operações

Financiamento BNDES

Investimento Previsto

1. Geração 10.933 MW 82 10,4 20,9Hidrelétricas 7.907 MW 19 5,7 12,5Termelétricas 1.524 MW 3 1,1 3,1PCH 814 MW 40 2,1 3,3Biomassa 480 MW 17 0,9 1,1Eólicas 208 MW 3 0,6 0,9

2. Transmissão 6.781 km 25 3,6 5,83. Distribuição - 19 2,6 4,1

TOTAL - 126 16,6 30,9

12Foto: Usina Hidrelétrica de TucuruíFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica de trica de TucuruTucuruíí

BNDESBNDES



PACPAC


13

EvoluEvoluçção das Polão das Polííticas Operacionais para ticas Operacionais para GeraGeraçção Hão Híídricadrica

Descrição 2003 e 2004 2005 2006 2007 Prazo de Amortização Até 12 anos Até 12 anos Até 14 anos Até 20 anos

Custo Financeiro 80% TJLP /

20% Cesta de Moedas

80% TJLP / 20% IPCA 100% TJLP 100% TJLP

Índice de Cobertura do Serviço da Dívida 1,3 1,3 1,3 1,2

Participação Máxima do BNDES (itens financiáveis)

70% 80% 80% 85%

Remuneração Básica (A) 2,5% 2,5% 1,5% 0,5% a 1% Risco de Crédito (B) 2,0% 1,5% 0,8% a 1,8% 0,8% a 1,8% Remuneração Total BNDES (A + B) 4,5% 4,0% 2,3% a 3,3% 1,3% a 2,8%

14

PolPolííticas Operacionais para Energia Elticas Operacionais para Energia Eléétricatrica

SegmentosPrazos

Máximos de Amortização

Participação Spread Básico*

Custo financeiro

Composição do Custo

Financeiro 1.Geração

a) UHEs com capacidade instalada igual ou superior a 2000 MW 20 anos 85% 0,5% TJLP 100%

b) UHEs com capacidade instalada igual ou superior a 1000 MW e inferior a 2000 MW 20 anos 85% 1,0% TJLP 100%

c) UHEs com capacidade instalada superior a 30 MW e inferior a 1000 MW 16 anos 85% 1,0% TJLP 100%

d) Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs 14 anos 80% 1,0% TJLP 100%

e) Bioeletricidade (caldeiras com capacidade igual ou superior a 60 bar) 12 anos 90% 1,0% TJLP 100%

f) Termelétrica, Co-Geração a Gás e Bioeletricidade (caldeiras com capacidade inferior a 60 bar) 12 anos 80% 1,0% TJLP 100%**

2. Energias Renováveis 12 anos*** 80% 1,0% TJLP 100%

3. Transmissão 12 anos 80% 1,5% TJLP 100%

4. Distribuição 6 anos 60% 2,0% TJLP 100%

(* * )Poderá ser f inanciado à aqu isição de equ ipam en t os im port ados para t erm elét r icas e para co-geração a gás nat u ral, sem sim ilar nacional, sendo o cust o f inanceiro relat ivo a essa parcela em IPCA ou US$ ou UMBNDES, acrescidos dos encargos

(* * * ) O p razo m áxim o de f inanciam en t o para eólicas é de 14 anos

observações:

(* )A t axa de ju ros f inal ao Benef iciár io var ia com a f orm a de apoio e t em a segu in t e com posição:- Operação d iret a: Sp read Básico + Taxa de Risco de Créd it o (en t re 0,8% a.a. e 1,8% a.a). + Cust o Financeiro - Operação ind iret a: Sp read Básico + 0,8% de Taxa de In t erm ed iação Financeira + Rem uneração do Agen t e Financeiro + Cust o Financeiro

15

PolPolííticas Operacionais e ticas Operacionais e PACPAC –– GeraGeraçção Hão Híídricadrica

• Esforço do BNDES para melhorar as condições de financiamento à Geração Hídrica;

• Evolução gradual das Políticas Operacionais do BNDES no sentido de redução dos custos financeiros para o apoio à Geração Hídrica;

• Atenção especial aos grandes projetos de geração hídrica, necessários para o aumento da capacidade instalada;

16Foto: Usina Hidrelétrica de Peixe AngicalFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica de Peixe trica de Peixe AngicalAngical

BNDESBNDES



PACPAC


17

Projetos de Usinas HidrelProjetos de Usinas Hidreléétricas no tricas no PACPAC

• Quantidade de projetos: 61

• Incremento da capacidade instalada: 24.573,3 MW

• Principais projetos:– UHE Santo Antônio (3.150 MW);– UHE Jirau (3.300 MW);– UHE Belo Monte (5.681MW);– UHE Estreito (1.087 MW);– UHE Foz do Chapecó (855MW);– UHE Serra Quebrada (1.328 MW)

• Investimento total previsto: R$ 76,4 bilhões

18


DistribuiDistribuiçção de projetos por regiãoão de projetos por região

Nordeste1.172,0 MW

5%Sul

3.698,9 MW15%

Sudeste945,7 MW

4%

Cento-Oeste2.634,0 MW

11%

Norte16.122,7 MW

65%

19


Projetos do Projetos do PACPAC em Trâmite no BNDESem Trâmite no BNDESNº Projeto do PAC no BNDES Região MW Investimento

Total (R$ mil)Situação em relação ao

BNDES1 UHE CASTRO ALVES S 130 364.800 CONTRATADA 2 UHE 14 DE JULHO S 100 349.152 CONTRATADA 3 UHE SAO SALVADOR N 243 847.760 CONTRATADA 4 UHE SALTO DO PILAO S 181 526.464 APROVADA 5 UHE ESTREITO N 1.087 3.036.900 ENQUADRADA 6 UHE FOZ CHAPECO S 855 1.817.400 ENQUADRADA 7 UHE SERRA DO FACAO CO 213 788.582 ENQUADRADA 8 UHE BAGUARI SE 140 261.577 ENQUADRADA 9 UHE CORUMBA III CO 94 190.740 ENQUADRADA 10 UHE RETIRO BAIXO SE 82 284.555 ENQUADRADA 11 UHE FOZ DO RIO CLARO CO 68 260.792 ENQUADRADA 12 UHE SAO JOSE S 51 230.528 ENQUADRADA 13 UHE SIMPLICIO SE 324 1.209.442 ENQUADRADA 14 UHE BATALHA CO 53 381.000 ENQUADRADA 15 UHE DARDANELOS CO 261 745.000 PERSPECTIVA 16 UHE MONJOLINHO S 67 220.000 PERSPECTIVA 17 UHE OLHO D'AGUA CO 33 110.000 PERSPECTIVA 18 UHE SANTO ANTONIO (MADEIRA) N 3.150 8.500.000 PERSPECTIVA 19 UHE MAUA S 388 140.000 PERSPECTIVA 20 UHE PASSO SAO JOAO S 77 85.000 PERSPECTIVA 21 a 61 OUTROS - 16.977 56.025.618 PROJETOS FUTUROS

TOTAL - 24.573 76.375.310 -

20


SituaSituaçção dos Projetos do ão dos Projetos do PACPAC no BNDESno BNDES

CONTRATADA 473 MW

6%

APROVADA 181 MW

2% ENQUADRADA 2.966 MW

39%

PERSPECTIVA 3.976 MW

53%

21


Resumo da situaResumo da situaçção dos Projetos do ão dos Projetos do PACPAC em relaem relaçção ão ao BNDESao BNDES

Situação do Projeto no BNDES MW Investimento

Total (R$ mil)CONTRATADA 473 1.561.712

APROVADA 181 526.464ENQUADRADA 2.966 8.461.516PERSPECTIVA 3.976 9.800.000

TOTAL 7.595,9 20.349.692

22Foto: Usina Hidrelétrica Corumbá IVFoto: Usina HidrelFoto: Usina Hidreléétrica Corumbtrica Corumbáá IVIV

BNDESBNDES



PACPAC


23

Project Project FinanceFinance -- Financiamento de um projeto Financiamento de um projeto especespecíífico e não de todos os negfico e não de todos os negóócios de uma cios de uma empresa, segregando custos, receitas e riscos empresa, segregando custos, receitas e riscos do projeto atravdo projeto atravéés de uma sociedade de s de uma sociedade de proppropóósito especsito especíífico (SPE).fico (SPE).

ConstituiConstituiçção dos ão dos RecebRecebííveisveis como reserva de como reserva de meio de pagamento e meio de pagamento e Cessão destes Cessão destes RecebRecebííveisveisao(s) Banco(s) Financiador(es).ao(s) Banco(s) Financiador(es).

BNDES e BNDES e Project Project FinanceFinance

24

O BNDES, optou por um conceito amplo de O BNDES, optou por um conceito amplo de Project Project FinanceFinance voltado para:voltado para:

Setor de infraSetor de infra--estruturaestruturaSociedade de PropSociedade de Propóósito Especsito Especíífico fico –– (SPE)(SPE)AnAnáálise baseada no fluxo de caixalise baseada no fluxo de caixaVinculaVinculaçção de receitasão de receitas

A MP do BEM alterou a Lei de Concessões, criando A MP do BEM alterou a Lei de Concessões, criando um novo direito real de garantia, a cessão fiducium novo direito real de garantia, a cessão fiduciáária ria de de recebrecebííveisveis..


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Quais são os requisitos para as operaQuais são os requisitos para as operaçções de ões de Project Project FinanceFinance??Capital prCapital próóprio dos acionistas compatprio dos acionistas compatíível com vel com o risco do projeto; o risco do projeto; Exame da qualidade dos Exame da qualidade dos recebrecebííveisveis;;SeguroSeguro--Garantia (pacote de seguros);Garantia (pacote de seguros);Aporte antecipado do Aporte antecipado do equityequity (em alguns casos);(em alguns casos);ICSD maior ou igual a 1,2; ICSD maior ou igual a 1,2; TIRTIR mmíínima do Projeto de 8% aa;nima do Projeto de 8% aa;ConstituiConstituiçção de contrato EPC; eão de contrato EPC; eParticipaParticipaçção agentes financeiros.ão agentes financeiros.


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Como ficou a questão do limite de risco?Como ficou a questão do limite de risco?

HHáá um limite especum limite especíífico de 75% do ativo total da fico de 75% do ativo total da SPE;SPE;AnAnáálise do lise do RatingRating corporativo da SPE; corporativo da SPE; Possibilidade de dispensar garantias pessoais; ePossibilidade de dispensar garantias pessoais; eProject Project FinanceFinance não toma espanão toma espaçço no limite de o no limite de crcréédito do controlador.dito do controlador.


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BNDESÁrea de Infra-Estrutura (AIE)Departamento de Energia Elétrica

Nelson SiffertChefe de Departamento Tel.: (021) 2172-7848e-mail: [email protected]

http://www.bndes.gov.br

Metodologia Para Geração Fora da Ordem de Mérito (Art. 2º REN ANEEL 237/06)

Reunião ABRAGE/ANEEL 19/03/07Reunião Plenária da ABRAGE de 29/03/07

Motivação RegulatóriaREN ANEEL 237/2006

Art. 2º Com a prévia aprovação do ONS, o agente de geração poderá gerar energia fora da ordem de mérito de custo de modo a compensar eventuais indisponibilidades futuras.

§ 1º O ONS e CCEE deverão, no prazo de 30 dias (até28 de fevereiro de 2007), submeter à aprovação da ANEEL metodologia para apuração da geração fora da ordem de mérito de custo.

§ 2º A geração citada no caput e o armazenamento adicional dela decorrente não serão considerados pelo ONS nos modelos de otimização eletroenergética.

Princípios FundamentaisAplicação restrita às UTEs a gás natural em operação comercial, com prazo limitado.Transparência econômico-financeira para as usinas participantes do MRE.

Efeitos econômico-financeiros nulos sobre as usinas do MRE.

Transparência operativa para o sistema interligado.Efeitos nulos sobre as variáveis de decisão operativa consideradas pelo ONS.

Regras claras e explicitadas em Regras/Procedimentos de Comercialização e Operação.Transparência nas decisões operativas adotadas pelo ONS.

Mecanismo de Realocação de Energia

MRE: mecanismo criado pelos Decretos nº2655/1998 e 3653/2000, visando o compartilhamento, entre as usinas dele participantes, dos riscos hidrológicos.

Riscos:Deslocamento térmico (GSF<1);Diferenças de preços entre submercados;Acionamento da Curva de Aversão a Risco.

Proposta ONS/CCEE para regulamentação do art. 2º da REN 237/06 expõe os geradores do MRE a uma perda econômica.

Efeitos / Penalizações por Indisponibilidade Termelétrica Decorrente de Falha de Combustível

Compra de energia ao PLD.Redução da garantia física.Compra contratada de energia.Penalidade escalonada, alcançando em 4 meses o PLD máximo.

Proposta ONS/CCEE de Tratamento Comercial Para a Geração Fora da Ordem de Mérito

“Ida”:A energia gerada fora da ordem de mérito é“incorporada” ao MRE.

“Volta”:Pela energia associada ao aproveitamento dos créditos de energia armazenada as UTEsreceberão seu custo de geração.Pela energia associada ao aproveitamento dos créditos de energia armazenada as usinas do MRE receberão o PLD corrente (da “volta”) descontado do custo de geração térmico.

Conseqüência Econômica da Proposta ONS/CCEE

MRE UTE"IDA" PLDIDA 0

"VOLTA" PLDVOLTA 0TOTAL (A) PLDIDA + PLDVOLTA 0

MRE UTE"IDA" PLDIDA -CVU

"VOLTA" PLDVOLTA - CVU CVUTOTAL (B) PLDIDA + PLDVOLTA - CVU 0

TOTAL (B) - TOTAL (A) -CVU 0

SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO APÓS REN 237/06MRE responsável pelo pagamento do combustível!

UTE é penalizada.

UTE não é penalizada.

Proposta ABRAGE

Na “ida”: idêntica à do ONS/CCEE.Na “volta”: MRE devolve à UTE o crédito utilizado de energia ao PLD da “ida”.Vantagens:

Manutenção do ganho de confiabilidade do sistema.Manutenção dos ganhos das UTEs decorrentes da mitigação do risco de imposição de penalidades por indisponibilidades.Alocação correta dos custos do combustível para geração fora da ordem de mérito.

Proposta ABRAGE

MRE UTE"IDA" PLDIDA 0

"VOLTA" PLDVOLTA 0TOTAL (A) PLDIDA + PLDVOLTA 0

MRE UTE"IDA" PLDIDA -CVU

"VOLTA" PLDVOLTA - PLDIDA PLDIDA

TOTAL (B) PLDVOLTA PLDIDA - CVU

TOTAL (B) - TOTAL (A) -PLDIDA PLDIDA - CVU

SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO APÓS REN 237/06UTE é penalizada.

UTE paga o combustível, e recebe pela energia que

armazenou nos reservatórios.

UTE não é penalizada.

ProrrogaProrrogaçção das Concessões de ão das Concessões de GeraGeraçção outorgadas atão outorgadas atéé

10/12/2003 10/12/2003

Reunião ABRAGEReunião ABRAGE

29/03/200729/03/2007

Objetivo da Nota TObjetivo da Nota Téécnica:cnica:

A presente Nota tA presente Nota téécnica visa subsidiar a elaboracnica visa subsidiar a elaboraçção de ão de Parecer JurParecer Juríídico por jurista a ser contratado pela dico por jurista a ser contratado pela ABRAGE de forma a atender os interesses de suas ABRAGE de forma a atender os interesses de suas associadas quanto associadas quanto àà prorrogaprorrogaçção das concessões de ão das concessões de gerageraçção outorgadas atão outorgadas atéé 10/12/2003.10/12/2003.

HistHistóórico e Fundamentarico e Fundamentaçção:ão:

Quando da concepção do Novo Modelo era a intenção manter o disposto na Lei nº 9.074, 07/07/95 pela qual, os contratos de concessão de usinas hidrelétricas existentes poderiam ter renovação das concessões de geração com prazo máximo de 20 anos, sempre a critério do poder concedente (vide “Proposta de Modelo Institucional do Setor Elétrico” – MME/07/2003 – item 14.3).


Durante a vigência da MPV 144, de 10/12/2003, não havia possibilidade de prorrogações das concessões, conforme texto transcrito, abaixo. Foram realizadas diversas negociações com os agentes interessados (representados em especial pela ABRAGE) que se manteria a possibilidade de prorrogação, para as concessões ainda não prorrogadas, após a publicação da lei 9.074, de 07/07/95, em conseqüência, a conversão da MPV 144 na Lei nº 10.848, de 15/03/2004, o pleito dos agentes foi parcialmente atendido, onde foi alterado o parágrafo 2º do artigo 4º da lei 9.074, que facultou ao poder concedente prorrogar por até 20 (vinte) anos as concessões de geração outorgadas até 10/12/2003, sob determinadas condições, e retirou do texto original a redação que permitia as prorrogações por igual período (35 anos) para aquelas concessões outorgadas após 07/07/95.


Lei 9.074 de 07/07/1995 MPV 144 de 10/12/2003 Lei 10.848 de 15/03/2004 Artigo 4º § 2º As concessões de geração de energia elétrica, contratadas a partir desta Lei, terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a trinta e cinco anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado no máximo por igual período, a critério do poder concedente, nas condições estabelecidas no contrato.

Artigo 8º que altera o Artigo 4º da Lei 9074

§ 2º As concessões de geração de energia elétrica, contratadas a partir desta Lei, terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a trinta e cinco anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato.

Artigo 8º que altera o Artigo 4º da Lei 9074

§ 2º As concessões de geração de energia elétrica anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a 35 (trinta e cinco) anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado por até 20 (vinte) anos, a critério do Poder Concedente, observadas as condições estabelecidas nos contratos.


Conforme exposto na legislação acima, o arcabouço jurídico em que se sustenta o setor indica o direito àprorrogação, mantendo o mesmo espírito desde o Código das Águas embora, formalmente, preserve o atributo discricionário do Poder Concedente. Assim, muito embora a Lei 10.848 garanta o direito àprorrogação, não foram estabelecidos os critérios pertinentes para embasar as decisões de prorrogação pelo Poder Concedente.


A partir da Lei 10.848 algumas concessionárias de geração que estavam com prazos de concessões a vencer protocolaram na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, requerimentos solicitando por mais 20 anos as respectivas concessões.

Com o objetivo de garantir a participação dos Agentes de Geração no 1º Leilão de Energia Existente no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, em dezembro de 2004, o MME emitiu o Fax n°247/SE/MME, de 10/09/2004, recomendando aos Agentes de Geração encaminhar os pedidos de prorrogação de concessão, de forma a habilitarem-se para a venda de energia velha, visando obedecer aos prazos mínimos dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, estabelecidos na Lei 10.848/2004 e no Decreto 5.163/2004.


Como não havia critérios regulamentados para a prorrogação de concessões, a ANEEL, na tentativa de estabelecê-los, emitiu, em 14/10/04, a Nota Técnica n º 140/2004-SFF/SRE/SEM/ANEEL, que tratou dos requisitos e objetivos para validar a decisão de prorrogação das concessões, sob o enfoque econômico e financeiro. Mesmo a Nota Técnica recomendando que a questão devesse ser exaustivamente regulamentada, as prorrogações solicitadas pelos Agentes foram concedidas pela ANEEL.

Em conseqüência destas prorrogações de concessão que visaram o interesse do Poder Concedente em garantir, à época, o atendimento ao mercado cativo do Sistema Interligado Nacional –SIN, diversas usinas de várias empresas, tiveram suas concessões prorrogadas.


Visando garantir a isonomia no tratamento dado aos Agentes de Geração quanto às prorrogações de concessão, é imprescindível a regulamentação do assunto enumerando os casos e as hipóteses em que se admite a prorrogação das concessões, por critérios precisos, muitos deles estabelecidos nos contratos de concessão vigentes. Especial atenção deve ser dada aos casos dos Agentes de Geração que estão com pedidos de prorrogação protocolados na ANEEL.

SituaSituaçção atual dos Agentes:ão atual dos Agentes:

CEMIGCEMIGAtualmente, existem concessões de usinas vencidas da CEMIG, cujos pedidos de prorrogação já foram analisados pela ANEEL e encaminhados ao MME para decisão em forma de alternativas. Entretanto, este posicionamento não é isonômico com aquele tomado em 2004 às vésperas do 1º Leilão de Energia Existente.

São as seguintes usinas da Cemig com pedido de prorrogação em análise no MME, UHE: Emborcação e Nova Ponte, PCH: Pandeiros, Rio de Pedras, Poço Fundo, São Bernardo, Xicão, Luiz Dias e Santa Luzia Bom Jesus do Galho e Jacutinga.

SituaSituaçção atual dos Agentes:ão atual dos Agentes:

CESPCESPConcessão da UHE Engenheiro Sérgio Motta (Porto Primavera) vincenda em 21 de maio de 2008, com pedido de prorrogação protocolado na ANEEL e aguardando resposta que deveria ter sido dada em outubro de 2006.

EletronorteEletronorteConcessão da UHE Balbina vencida em 1º março de 2007, com pedido de prorrogação protocolado na ANEEL e aguardando resposta.

Usinas ainda não vencidas:Usinas ainda não vencidas:

Potência - MW

2007 251,08

2008 1.540,00

2009 1.482,50

2010 1.240,00

2011 2.085,27

2012 949,44

2013 448,00

2014 376,60

2015 19.250,89

2016 440,48

2017 2.140,00

Potência - MW2020 2.109,60 2021 597,40 2022 1.050,30 2023 476,00 2024 8.448,00 2027 658,00 2028 2.958,30 2029 4.802,86 2032 218,14 2033 279,50 2035 1.080,00 2036 195,00 2037 1.087,00 2041 463,20

Usinas ainda não vencidas:Usinas ainda não vencidas:

Potência Vincenda - MW

4.802,86

8.448,00

19.250,89

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2007 2011 2015 2019 2023 2027 2031 2035 2039-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

ClClááusulas garantidoras da usulas garantidoras da prorrogaprorrogaçção das Concessões :ão das Concessões :

CEMIG - Contrato de Concessão 007/97, Celebrado em 10/07/97.3ª Subcláusula: O PODER CONCEDENTE manifestar-se-ásobre o requerimento de prorrogação nos termos do Decreto nº.1.717/95. Na análise do pedido de prorrogação o PODER CONCEDENTE levará em consideração todas as informações sobre os serviços prestados, devendo aprovar ou rejeitar o pleito dentro do prazo estabelecido no referido Decreto. (Art. 2º, § 3º, Dec. 1.717/95, DNAEE, noventa dias) (...) A falta de pronunciamento do PODER CONCEDENTE no prazo previsto significará a prorrogação automática das Concessões por igual período, nas mesmas condições vigentes.

CritCritéérios para prorrogarios para prorrogaççãoãodas concessões:das concessões:

Deve ficar claro para o Agente sob quais parâmetros o poder concedente irá analisar os pedidos de porrogaçãodas concessões, apesar dos requisitos já estarem definidos na Portaria DNAEE nº 91 de 10/04/96.

A ANEEL deverá se restringir apenas á analise dos cumprimentos legais e técnicos do agente.

Assegurar ao Agente a escolha do ambiente de contratação de energia (Ambiente de Contratação Regulado _ACR e Ambiente de Contratação Livre – ACL).

PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES

COMITÊ JURÍDICO – CJURABRAGE

REUNIÃO CONJUNTA GTIL/ CJURNOTA TÉCNICA DO GTILCJUR = REUNIÃO P/ DISCUSSÃO DOS QUESITOS

SOLICITAÇÃO DO GTIL

OBJETO DO PARECER:

Concessões já vencidas em 1995, que foram renovadas até 2015, conforme artigo 19 da Lei n.º 9.074/95;Concessões que venceram entre 1995 e a MP n.º 144/2003;Concessões vencidas ou vincendas depois da MP n.º 144/2003 (que possuam previsão de prorrogação iminente), inclusive as constantes do artigo 17 da Lei n.º 10.848/2004;

OBJETO DO PARECER

Concessões contidas nos subitens 1.2 e 1.3 que foram prorrogadas para o atendimento dos CCEARs resultantes do 1º Leilão de Energia Existente no Ambiente de Contratação Regulada –ACR, em dezembro de 2004, conforme Fax n° 247/SE/MME, de 10/09/2004;

ARCABOUÇO LEGAL

Artigos 20, VIII, c/c 21, XII, b, e 175, todos da CR/88;Parágrafo Único, I, do artigo 175 da CR/88, que obriga a definição em lei do caráter especial do contrato de concessão e de sua prorrogação;A Lei n.º 8.987/95, que regulamentou o artigo 175 da CR/88, prevê, no seu artigo 23, XII, que é cláusula essencial do contrato de concessão as condições para a sua prorrogação;

ARCABOUÇO LEGAL

Os contratos de concessão de geração; o prazo de vigência da concessão, a possibilidade de prorrogação e o procedimento para o requerimento de prorrogação;O §2º do artigo 4º da Lei n.º 9.074/95, com redação dada pela Lei n.º 10.848/2004, regulamentado pelo Decreto n.º 5.911/2006, sobre prorrogação de concessões, apenas em relação aos itens 1.2 a 1.4, e O “contrato de concessão” - espécie do gênero “contrato administrativo”.

QUESITOS GTIL/CJUR

Podem as geradoras exigir a prorrogação das suas concessões? Ou seja, a prorrogação é direito conferido às geradoras que tiverem cumprido as obrigações da concessão?Em face do que dispõe o §2º do artigo 4ºe o artigo 19 da Lei n.º 9.074/95, em que hipóteses poderia ocorrer prorrogação subseqüente da concessão?

QUESITOS GTIL/CJUR

No momento da prorrogação da concessão, pode a geradora optar pelo regime de exploração (Serviço Público ou Produção Independente)?

QUESITOS GTIL/CJUR

É possível, ainda, que o Agente escolha o ambiente de contratação de energia (Ambiente de Contratação Regulado – ACR e Ambiente de Contratação Livre – ACL)?

PARECERISTAS(SUGESTÕES)

MARÇAL JUSTEN FILHO;CELSO ANTÔNIO BANDEIRA DE MELO; JOSÉ DOS SANTOS CARVALHO FILHO; OUTROS???

Autorização da ABRAGEpara contratação do PareceristaMelhor preço

Notoriedade do profissional

Entendimento convergente

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Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional · 2020. 3. 11. · FATOS RELEVANTES • Decisão térmica Îgeração mínima • PMO Îdisponibilidade de gás conforme Resoluções