Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional · • PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 16 A 22/set. BALANÇO ENERGÉTICO DA REGIÃO SUL ... FATOS RELEVANTES ... 44,4 0,0 10,0

Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional

Luiz Hamilton MoreiraGTOP

Reunião Plenária da ABRAGE28 de Setembro de 2006

Curitiba - PR

SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN

N

NE

SE

S

EAR = 46,1%ENA = 93%

EAR DO DIA 24 DE Setembro/06CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊSENA ACUMULADA ATÉ O DIA 24/Set./06

EAR = 62,7%CAR = 26,0%ENA = 87%

EAR =51,1%CAR = 34,0%ENA = 103%

EAR = 42,0%CAR = 13,0%ENA = 47%

BOA

REGULAR

RUIM

BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN

N

SE

NE

SBOA

REGULAR

RUIM

1.211

351

860126

2.337

3.2435.580ITAIPU

60 Hz

ITAIPU 50 Hz

CARGA = 3.427GHID = 2.216

GTER = 0 PLD = 129,42

CARGA = 7.144GHID = 7.341

GTER = 7GEOL= 20

PLD = 74,03

CARGA = 29.515GHID = 19.655GNUC = 1.829GTER = 1.059PLD = 129,42

CARGA =7.421GHID = 3.335GTER = 1.683

GEOL = 24PLD = 129,42

IMPORTAÇÃO

42

4.716

• VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 18 a 24/set

• PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 16 A 22/set

BALANÇO ENERGÉTICO DA REGIÃO SUL

Valores médios observados no período de 18/09/06 a 24/09/06

Carga7.421 MWmed

ENA = 47 % MLT(4.130 MWmed)acumulado no

mês até dia 24/09

EAR = 42,04% VU(7.675 MWmês)

Dia 24 de Setembro/06

Ger. Hidráulica3.335 Wmed

Ger. Térmica1.683 MWmed

Interc. SE/S2.337 MWmed

ANDE45 MWmed

Argentina0 MWmed

Uruguai3 MWmed

Recurso Requisito

ENERGIA ARMAZENADA - REGIÃO SUL

24/09/2006

IGUAÇU38,4

1,6

OUTRAS SUL29,2

JACUÍ28,4 68,0

URUGUAI31,7 53,2 XX%

XX%

ENERGIA ARMAZENADA

PARTICIPAÇÃO NO SUL

PREVISÃO CLIMÁTICA

Durante a primeira quinzena de setembro, a Temperatura daSuperfície do Mar (TSM) no Oceano Pacífico Equatorial estámostrando a configuração oceânica do fenômeno El Niño de intensidade fraca.

PREVISÃO CLIMÁTICA

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL

22,023,019,0

13,013,013,013,013,016,017,019,018,0

26,529,931,1

65,1

51,9

41,2

45,0

38,6

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

- Valor esperado40,6 - Limite inferior

CAR 2006

CAR 2005

SIMULAÇÃO DA REGIÃO SUL

CASO 1INT. SE/S = 2.500 MWmed

Séries Históricas de Vazões (1931 a 2004)

13,0%19,0%

23,0% 22,0%19,0% 20,0% 19,0%

13,0%

43,0%38,6%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

01/set 31/set 31/out 30/nov 31/dez 31/jan 28/fev 31/mar

EAR

(%)

PREMISSAS

Térmicas do Sul = 1.600 MWmedImportação da Argentina = 0 MWmed

Importação da ANDE = 45 MWmedExportação ao Uruguai = 0 MWmed

Mercado de Energia do Planejamento Anual

CAR


CASO 2INT. SE/S = 3.500 MWmed


13,0%19,0%

23,0% 22,0%19,0% 20,0% 19,0%

13,0%

43,0%38,6%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

01/set 31/set 31/out 30/nov 31/dez 31/jan 28/fev 31/mar

EAR

(%)

PREMISSAS




CAR


13,0% 13,0%19,0%

23,0% 22,0%19,0% 20,0%

38,6%43,0% 42,5% 40,7%

33,9%

25,5%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

01/set 31/set 31/out 30/nov 31/dez 31/jan 28/fev

EAR

(%)

PREMISSAS




CAR


CASO 3INT. SE/S = 2.500 MWmedENA SUL = 50%MLT


Valores médios diários atualizados até o dia 24/SET/2006

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

(MW

med

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

EAR

(%)

G.HIDRÁULICA (MWmed) ENA (MWmed) EAR (%)

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL SETAGO

REGIÃO SUL

Valores médios diários atualizados até o dia 24/SET/2006

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

(MW

med

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

EAR

(%)

TÉRMICAS INTERC. SE/S URUGUAIANA ARAUCÁRIA EAR (%)

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET

CAR REGIÃO SUDESTE - 1º ANO

CAR 2006

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

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

2006/20072005/20062004/20052003/2004

SIMULAÇÃO DA REGIÃO SUDESTE

Térmicas do Sudeste = 1500 MW média do período


Intercâmbio Liquido do Sudeste (fornecendo) = 3400 Out/06; 3200 nov/06;4200 dez/06; 2000 jan/07; 3000 fev-mai/07; 6200 MW jun-ago/07

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

jul/0

6

ago/

06

set/0

6

out/0

6

nov/

06

dez/

06

jan/

07

fev/

07

mar

/07

abr/0

7

mai

/07

jun/

07

jul/0

7

ago/

07

107% 100% 90%

CAR 2006/2007

CAR 2006/2006

FATOS RELEVANTES

• Despacho de térmicas por ordem de mérito:

• Região SE: UNEs Angra 1 e Angra 2, das UTEs Cuiabá, Norte Fluminense 1, Norte Fluminense 2, Norte Fluminense 3, Norte Fluminense 4, Eletrobolt, Termomacaé, Três Lagoas, Ibirité e Termorio

• Região S: Garabi 1A, 2A, 2B e 2C e as UTEs Uruguaiana, P. Médici A, P. Médici B, J.Lacerda C e Canoas

• 01/set queda de torres de transmissão CA e CC Itaipu

• 09/set entrada em operação emergencial da UTE ARAUCÁRIA

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORTE

2005 2006

44,4

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

jan05

fev05

mar05

abr05

mai05

jun05

jul05

ago05

set05

out05

nov05

dez05

jan06

fev06

mar06

abr06

mai06

jun06

jul06

ago06

set06

out06

nov06

dez06

EAR

(%)

VERIFICADO

PMO Setembro Rev. 04

ENA = 84% MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORDESTE

2005 2006

56,7

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

jan05

fev05

mar05

abr05

mai05

jun05

jul05

ago05

set05

out05

nov05

dez05

jan06

fev06

mar06

abr06

mai06

jun06

jul06

ago06

set06

out06

nov06

dez06

EAR

(%)

CAR

VERIFICADO

PMO SetembroRev. 04

ENA = 77 % MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUDESTE

2005 2006

50,3

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

jan05

fev05

mar05

abr05

mai05

jun05

jul05

ago05

set05

out05

nov05

dez05

jan06

fev06

mar06

abr06

mai06

jun06

jul06

ago06

set06

out06

nov06

dez06

EAR

(%)

CAR

VERIFICADO

PMO SetembroRev. 04

ENA =96% MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUL

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

jan05

fev05

mar05

abr05

mai05

jun05

jul05

ago05

set05

out05

nov05

dez05

jan06

fev06

mar06

abr06

mai06

jun06

jul06

ago06

set06

out06

nov06

dez06

EAR

(%)

CAR

VERIFICADOPMO AgostoRev. 00VALOR

ESPERADOENA = 46% MLT

PMO Agosto Rev. 00LIMITE

INFERIORENA = 18% MLT

20,5

29,6

2005 2006

FIM

SERVIÇOS ANCILARES

Luiz Hamilton MoreiraGTOP

Reunião Plenária da ABRAGE28 de Setembro de 2006

Curitiba - PR

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/ operação síncrona de unidades geradoras atualmente em operação

SERVIÇOS ANCILARES

2. Março/2006 Correspondência da ABRAGE à ANEEL

Ressarcimentos adicionais1. reserva de prontidão (conservação, manutenção e consumo

mínimo de combustível)

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

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

4. disponibilização de unidades para o CAG e reservas operativas

5. fornecimento de energia reativa simultaneamente com energia ativa

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

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

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

SERVIÇOS ANCILARES

3. Maio/2006 Reunião ABRAGE/ANEEL

Ressarcimentos adicionais1. reserva de prontidão (conservação, manutenção e consumo

mínimo de combustível)



4. disponibilização de unidades para o CAG e reservas operativas

5. fornecimento de energia reativa simultaneamente com energia ativa

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


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

SERVIÇOS ANCILARES

4. Setembro/2006 Minuta de Resolução ANEEL

Ressarcimentos adicionais

(atendendo solicitação ABRAGE)



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

5. exclusão de item que trata de reforços e melhorias em instalações de transmissão, destinados à redução de geração térmica

FIM

Reunião Plenária da AbrageCuritiba, 28.09.2006

NR-10 – Evolução das tratativas no âmbito da Comissão Tripartite – CPNSEE

Takao Paulo Hara, COPEL – Membro do GTMN e Assessor Técnico da

ABRAGE na CPNSEE

NR 10 – Item 10.7.310.7 – Trabalhos Envolvendo Alta Tensão (AT)

10.7.3 – Os serviços em instalações elétricas energizadas em AT, bem como aqueles executados no SEP, não podem ser realizados individualmente.

Vencimento: (9 + 6 Meses) – 08.03.2006Conceitos:– AT - ( > 1 kV em CA e > 1,5 kV em CC)– SEP – Conjunto das instalações e equipamentos

destinados à Geração, Transmissão, Distribuição de energia elétrica até a medição, inclusive.

Evolução Item 10.7.3

• Acordo Tripartite– A não alteração do texto da NR 10;– Disciplinar o entendimento por Nota Técnica

emitida pela MTE/DSST;– Aprovação de uma relação de atividades

permitidas para realizar com um trabalhador;– Negociar primeiro no âmbito do GT Bipartite

(Trabalhadores e Empregadores).– Publicação da Nota Técnica: Após a Eleição.

NOTA TÉCNICA

PREMISSAS

10.7.3

As atividades citadas deverão ser precedidas de Análise de Risco especifica, elaborada com a participação dos empregados envolvidos, CIPA e SESMT e assinada por profissional Habilitado e Autorizado, contendo no mínimo:

• Riscos elétricos;• Riscos adicionais;• Autorização;• Procedimentos operacionais - item 10.11.1

NR10;• Equipamentos de proteção individual e coletiva;• Influencias externas;• Estado Saúde Compatível;• Características das instalações;• Situações de emergência;• Potencial de dano.

A Análise de Risco deverá constar de Procedimento Operacional especifico para cada atividade, conforme item 10.11.3 da NR10.

As atividades citadas somente poderão ser desenvolvidas por um único trabalhador, em equipamentos elétricos segregados, ou seja, sem a possibilidade do trabalhador adentrar acidentalmente a Zona de Risco

Relação da Atividades - Empregadores

• Solicitação de sugestão aos Agentes – GER, TRA, DIS e TEL;

• Recebidas em torno de 300 sugestões;• Convergiu-se em 44 atividades básicas;• Já temos 11 atividades negociadas;• Existem 02 atividades em análise pela Bancada

dos Trabalhadores;• Estamos negociando mais 06 atividades

significativas (alto impacto de Hxh);• Após a Nota Técnica, continua-se a negociar as

demais atividades ( 25 ).

Relação Atividades Negociadas

• Supervisionar, Coordenar e Executar Comandos Remotos em Usinas e SE;

• Inspeção Visual em Equipamentos;• Executar Leituras em Equipamentos e Painéis;• Efetuar Coleta de Amostra de Óleo Isolante e

Lubrificante em Equipamentos;• Efetuar Inspeções Instrumentalizadas

(Termografia, Corona Probe, etc) em Equipamentos e LTs.

Relação Atividades Negociadas

• Codificação de Equipamentos em SE;• Inspeção Visual e Fiscalização em LTs e LDs;• Leitura dos Consumidores do Grupo B no Solo• Pintura de Equipamentos Desnergizados;• Cadastramento de Equipamentos Elétricos e de

Telecomunicação;• Coleta de Eventos, Registros e Oscilografia de

Relés e Medidores Digitais.

Em Avaliação pela Bancada dos Trabalhadores

• Substituição de Lâmpadas de Sinalização (Supervisão em Painéis de Comando e Distribuição);

• Substituir o Desumidificante (Silica Gel) de Equipamentos.

Atividades em Negociação• Executar Comando Local em Equipamentos;• Serviços em Caixa de Medição Direta do

Consumidor ao Solo;• Medição de Tensão e Corrente em Unidade

Consumidora de Baixa Tensão, com Medição Direta;

• Operação de Chaves de Manobras, Chaves Fusíveis, Religadores, Disjuntores e Equipamentos ao Solo;

• Leitura dos Consumidores do Grupo A no Solo;• Inspeção de Perdas Elétricas BT no Solo;

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGECOMITÊ JURÍDICO

CJUR/ABRAGE

APRESENTAÇÃO PARA ABRAGE

PARECER MATTOS FILHO

Curitiba 28 de setembro de 2006Curitiba 28 de setembro de 2006

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGE

SUMÁRIO:PARECER JURÍDICO ESCRITÓRIO MATTOS FILHO

FUNDAMENTAÇÃO JURÍDICA PARA AS EMPRESAS INTERESSADAS, NO TOCANTE AOS BALANÇOS PATRIMONIAIS

ANÁLISE PELO COMITÊ JURÍDICO

INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES


AÇÕES DO CJUR COM APOIO DA ABRAGE:- VISITA E CONTRATAÇÃO DE ESCRITÓRIO DE ADVOCACIA COM NOTÓRIA EXPERIÊNCIA E COM “EXPERTISE” EM DIREITO REGULATÓRIO

- REUNIÃO COM O PROCURADOR DA ANEEL PARA AS INFORMAÇÕES SOBRE O ÚLTIMO RECURSO IMPETRADO


ALGUNS DOS CONSIDERANDOS QUE NORTEARAM A CONSULTA

CONSIDERANDO:

- A DECISÃO PROFERIDA NO PROCESSO JUDICIAL DA AES SUL, QUE ORDENOU À CCEE PROCEDER COM A

RECONTABILIZAÇÃO DOS VALORES;

- A NECESSIDADE DO AMPARO JURÍDICO PARA AS EMPRESAS, EM RAZÃO DESSA DECISÃO E DA AVALIAÇÃO

A SER FEITA QUANTO AO NÃO PROVISIONAMENTO;


CONSIDERANDO:

QUE NÃO HOUVE INTIMAÇÃO OU NOTIFICAÇÃO OFICIAL ÀS EMPRESAS INTERESSADAS

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGE- INDAGA-SE (ENTRE OUTRAS QUESTÕES):

- NA HIPÓTESE DA CCEE E A ANEEL, PERMANECEREM CUMPRINDO A DECISÃO JUDICIAL, DISPONDO NOS SITES OS VALORES DECORRENTES DA RECONTABILIZAÇÃO, (EM CARÁTER MERAMENTE INFORMATIVO E NÃO PARA EFETIVA LIQUIDAÇÃO), AS EMPRESAS FICAM DISPENSADAS DA AVALIAÇÃO SOBRE A NECESSIDADE DE PROVISIONAR`?

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGEAJUSTES:NO PARÁGRAFO QUE COMEÇA “COM EFEITO ...” (PÁGINA 9), SUBSTITUIR O TRECHO TRANSCRITO (DO VOTO DA DES. SELENE) PELO DESPACHO QUE CONCEDEU A TUTELA ANTECIPADA (TRANSCRITO NA PÁGINA NO MESMO PARÁGRAFO, TROCAR “LIQUIDAÇÃO” POR “CONTABILIZAÇÃO

DAS PRINCIPAIS RESPOSTAS:

“ . . . apenas no momento do reconhecimento contábil dos efeitos da decisão judicial em questão, o que se cogitará somente quando da intimação pela CCEE/ANEEL, nos termos da Deliberação, dever-se-á registrar tal evento econômico como uma provisão. . .”

( Deliberação CVM n° 489, item 10)EM CASO DA OBRIGATORIEDADE DO LANÇAMENTO EM QUESTÃO, EM QUE TERMOS ESSE DEVERÁ SER EFETUADO, COM OU SEM RESSALVAS?


“ UMA VEZ INTIMADAS PELA CCEE E CASO ACEITEM A DETERMINAÇÃO DESTA, AS GERADORAS DEVERÃO EFETUAR O REGISTRO CONTÁBIL CORRESPONDENTE, O QUAL SERÁANALISADO PELOS AUDITORES INDEPENDENTES, QUE EMITIRÃO O PARECER DE AUDITORIA, QUE PODERÁ OU NÃO, CONTER RESSALVA.”

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGERESPOSTASRESPOSTAS

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGERESPOSTASRESPOSTAS

“AINDA QUE TAIS FATOS VENHAM A OCORRER, CONFORME JÁ APONTADO ANTERIORMENTE, ENTENDEMOS QUE AS GERADORAS PODERIAM BUSCAR A TUTELA JURISDICIONAL PARA EVITAR OS EFEITOS REFLEXOS DA DECISÃO LIMINAR ANTES REFERIDA EM SUAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS.” (MATTOS FILHO)

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGEALTERAÇÃO PÁG 9, DO PARECER:“ORA, A DECISÃO ESTÁ RESTRITA À

CONTABILIZAÇÃO DAS OPERAÇÕES DA REQUERENTE, EM RELAÇÃO ÀS QUAIS DEVERÃO SER DESCONSIDERADOS OS EFEITOS DO DESPACHO 288.”

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGEEXTRAI-SE DO PARECER, EM

CONCLUSÃO:“... A CCEE NÃO PROCEDEU À

CONTABILIZAÇÃO E A LIQUIDAÇÃO EM CARÁTER OFICIAL...”

- AUSÊNCIA DE NOTIFICAÇÃO OFICIAL


- “A OBRIGAÇÃO LEGAL DERIVA DE LEI, CONTRATO, OU INSTRUMENTO FUNDAMENTADO EM LEI; PORTANTO, PARA AS GERADORAS A OBRIGAÇÃO LEGAL DE PROVISIONAR, SÓ SERIA IMPUTADA COM A INTIMAÇÃO PELA CCEE” (VIDE PÁG 16)

CJUR/ABRAGECJUR/ABRAGEINFORMAÇÕES COMPLEMENTARES:

O PARECER SUGERE QUE AS INTERESSADAS, QUANDO DA NOTIFICAÇÃO OFICIAL PELA CCEE, SE O CASO, AVALIEM A POSSIBILIDADE DE AJUIZAR AÇÃO PRÓPRIA

Leilão A Leilão A -- 55

Leilão 004/2006 – AneelApresentação CCE: 25/09/2006

Legislação vinculada

Lei 9074 e Decreto 2003Leis 8987, 9427, 9648, 10848 e Decreto 5163Decreto 24643 – Código das Águas

Objeto do Leilão A - 5

Venda de Energia ACR, para entrega em 2011.Data prevista: 10 de outubro de 2006.Leilão via internet171 empreendimentos cadastrados para participar:

40 não habilitados25 Hidrelétricas – 6 Novas e 19 Botox30 PCH22 UTE a biomassa8 UTE a gás

Total de Potência dos 131 Empreendimentos: 21.096 MW

Vendedores

1. Outorgados de Concessão das UHEs:Barra do Pomba – RJ – 80 MW – R$ 125,41/MWhCambuci – RJ – 58 MW – R$ 152,47/MWhDardanelos – MT – 261 MW – R$ 120,00/MWhMauá – PR – 361 MW – R$ 116,35/MWhSalto Grande do Chopim – PR – 53 MW –R$124,02/MWhBaixo Iguaçu (PR) – 350 MW – R$ 123,01/MWhTOTAL = 1163 MW – 698 MWm (estimativa FC = 0,6)

Participação no Leilão

Somente os empreendimentos que possuem habilitação técnica e cadastramento na EPE, conforme Portaria MME 75/2006, cuja licença ambiental prévia tenha sido expedida .

CCEAR x Empreendimento

Cada empreendimento terá seus próprios contratos de concessão (UHE) ou atos autorizativos (UTEs).

Se o mesmo agente ou consórcio vendedores adquirirem 2 ou mais empreendimentos, o CCEAR pode ser único

SistemáticaCARACTERÍSTICAS DO LEILÃO

2.1. O LEILÃO será realizado via SISTEMA, mediante o emprego de recursos de tecnologia da informação e comunicação via rede mundial de computadores - Internet.

Sistemática – Fases do Leilão

a) PRIMEIRA FASE:

i) ETAPA INICIAL DA PRIMEIRA FASE: na qual os EMPREENDEDORES poderão submeter um único LANCE, para cada EMPREENDIMENTO, com PREÇO DE LANCE igual ou inferior ao PREÇO INICIAL DA PRIMEIRA FASE; e

ii) ETAPA CONTÍNUA DA PRIMEIRA FASE: na qual os EMPREENDEDORES que ofertaram os dois menores PREÇOS DE LANCE poderão submeter novos LANCES;


i) ETAPA INICIAL DA SEGUNDA FASE: etapa na qual os PROPONENTES VENDEDORES de ambos os PRODUTOS submeterão simultaneamente seus LANCES com quantidade de LOTES associada ao PREÇO INICIAL DA SEGUNDA FASE de cadaPRODUTO;


b) SEGUNDA FASE:ii) ETAPA TÉRMICA:ii.a) RODADAS UNIFORMES: período iniciado após a ETAPA

INICIAL DA SEGUNDA FASE, onde há, em cada RODADA, submissão de LANCES dos EMPREENDIMENTOS de fonte termoelétrica com quantidades associadas ao PREÇO DELANCE;

ii.b) RODADA DISCRIMINATÓRIA: período iniciado após as RODADAS UNIFORMES da ETAPA TÉRMICA onde hásubmissão de um único LANCE com PREÇO DE LANCE associado à quantidade de LOTES classificada para essa ETAPA;


b) SEGUNDA FASE:iii) ETAPA HÍDRICA:iii.a) RODADAS UNIFORMES: período iniciado após a

RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA TÉRMICA, onde há, em cada RODADA, submissão de LANCES dos EMPREENDIMENTOS de fonte hidroelétrica com quantidades associadas ao PREÇO DE LANCE; e

iii.b) RODADA DISCRIMINATÓRIA: período iniciado após as RODADAS UNIFORMES da ETAPA HÍDRICA, onde hásubmissão de um único LANCE com PREÇO DE LANCE associado à quantidade de LOTES classificada para essa ETAPA.

Compete à EPE, para os EMPREENDIMENTOS termoelétricos:

a) utilizar, para o cálculo do Custo de Operação - COP e do Custo Econômico de Curto Prazo - CEC, os mesmos dados informados pelos agentes para o cálculo da garantia física;

b) disponibilizar, para conhecimento dos PROPONENTES VENDEDORES, os valores de Custo Marginal de Operação que serviram de base para cálculo do COP e do CEC; e

c) disponibilizar, para cada um dos PROPONENTES VENDEDORES, os seus respectivos valores de COP e CEC.

PRODUTOS

a) H-30: energia elétrica proveniente de fonte hidroelétrica, objeto de CCEAR com o início do suprimento a partir de 1o de janeiro de 2011 e com prazo de duração de trinta anos; e

b) T-15: energia elétrica proveniente de fonte termoelétrica, objeto de CCEAR com início de suprimento a partir de 1o de janeiro de 2011 e com prazo de duração de quinze anos.

LANCE

a) Na PRIMEIRA FASE:i) identificação do EMPREENDEDOR;ii) identificação do EMPREENDIMENTO; eiii) PREÇO DE LANCE;

b) Na SEGUNDA FASE:i) identificação do EMPREENDIMENTO;ii) quantidade de LOTES;iii) PREÇO DE LANCE para EMPREENDIMENTOS de fonte hidroelétrica

durante a RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA HÍDRICA; eiv) RECEITA FIXA para os EMPREENDIMENTOS de fonte termoelétrica

durante a RODADA DISCRIMINATÓRIA TÉRMICA e o TEMPO DE AJUSTE DE OFERTA para o PRODUTO de fonte termoelétrica.

LOTES

Para cada EMPREENDIMENTO, o somatório dos LOTES ofertados deverá respeitar, cumulativamente, o limite máximo correspondente:

a) ao LASTRO PARA VENDA; b) a quantidade de LOTES relacionada ao percentual

destinado ao ACR pelos detentores de DIREITO DE PARTICIPAÇÃO ao término da PRIMEIRA FASE; e

c) a quantidade de LOTES ofertada no LANCE anterior, a partir do segundo

LOTES

Após a inserção de LANCE relativo a uma OFERTA TERMO, durante a RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA TÉRMICA ou do TEMPO DE AJUSTE DE OFERTA para o PRODUTO de fonte termoelétrica, o SISTEMA calculará o ÍNDICE DE CUSTO BENEFÍCIO para cada LANCE.

RECEITA FIXA

(i) custo e remuneração de investimento (taxa interna de retorno); (ii) custos de conexão ao sistema de distribuição e transmissão; (iii) custo de uso do sistema de transmissão e distribuição; (iv) custos fixos de O&M; (v) custos decorrentes do consumo de combustível e manutenção do EMPREENDIMENTO correspondentes à DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE; (vi) custos de seguro e garantias do EMPREENDIMENTO e compromissos financeiros do PROPONENTE VENDEDOR; (vii) tributos e encargos diretos e indiretos.

Empate de Preços

Em caso de empate de PREÇOS DE LANCE o desempate será realizado mediante seleção randômica, exceto para os LOTES ATENDIDOS no início do TEMPO DE AJUSTE DE OFERTA.

Pré Leilão – CCEE a) o PREÇO DE REFERÊNCIA DO NOVO EMPREENDIMENTO para cada

NOVO EMPREENDIMENTO de fonte hidroelétrica a ser licitado na PRIMEIRA FASE e o seu respectivo PERCENTUAL MÍNIMO;

b) o PREÇO TETO DO PRODUTO HIDRO; c) o PREÇO TETO DO PRODUTO TERMO; d) o FATOR ALFA; e) o PREÇO INICIAL DA SEGUNDA FASE para o PRODUTO T-15; f) o CUSTO MARGINAL DE REFERÊNCIA; g) as GARANTIAS aportadas pelos PARTICIPANTES, com base em

informações fornecidas pelo AGENTE CUSTODIANTE; h) o TEMPO PARA INSERÇÃO DE LANCE; i) o tempo para RATIFICAÇÃO DE LANCE; j) o TEMPO DE AJUSTE DE OFERTA; e l) a duração das RODADAS.

Pré Leilão – MMEa) a ordem seqüencial de licitação dos NOVOS EMPREENDIMENTOS

na PRIMEIRA FASE; b) os parâmetros para cálculo dos DECREMENTOS MÍNIMOS DA

PRIMEIRA FASE; c) as QUANTIDADES DECLARADAS; d) os PARÂMETROS DE DEMANDA e os FATORES DE

REFERÊNCIA para cada PRODUTO; e) os parâmetros para cálculo do DECREMENTO DA SEGUNDA FASE

para cada PRODUTO; f) o VALOR ESPERADO DO CUSTO ECONÔMICO DE CURTO

PRAZO–CEC, por EMPREENDIMENTO de fonte termoelétrica; e g) o VALOR ESPERADO DO CUSTO DE OPERAÇÃO–COP, por

EMPREENDIMENTO de fonte termoelétrica.

Pré Leilão – CCEE 2

a) os valores correspondentes à garantia física (em MW médio) de cada EMPREENDIMENTO;

b) os valores correspondentes à ENERGIA HABILITADA (em LOTES) de cada EMPREENDIMENTO; e

c) o valor atualizado do UBP para OUTROS EMPREENDIMENTOS COM UBP.

ComeComeçça o a o LeilãoLeilão

EMPREENDEDORES vêem

i) os LASTROS PARA VENDA do NOVO EMPREENDIMENTO de fonte hidroelétrica licitado;

ii) o DECREMENTO MÍNIMO DA PRIMEIRA FASE para o PREÇO CORRENTE atual;

iii) o PREÇO INICIAL DA PRIMEIRA FASE; iv) o PREÇO CORRENTE do

EMPREENDIMENTO em licitação.

PROPONENTES VENDEDORESvêem

i) os LASTROS PARA VENDA dos seus respectivos EMPREENDIMENTOS pré-qualificados;

ii) o seu respectivo CEC, para EMPREENDIMENTOS termoelétricos;

iii) o seu respectivo COP, para EMPREENDIMENTOS termoelétricos;

iv) o DECREMENTO DA SEGUNDA FASE; v) o PREÇO INICIAL de cada PRODUTO na

ETAPA INICIAL da SEGUNDA FASE; e vi) o PREÇO CORRENTE de cada PRODUTO.

PRIMEIRA FASE DIREITO DE PARTICIPAÇÃO

EMPREENDEDORES interessados em obter a concessão para construção e exploração de NOVOS EMPREENDIMENTOS de fonte hidroelétrica.

A licitação será individual e na ordem estabelecida pelo MME.

PRIMEIRA FASE

Etapa Inicial

Empreendor oferta um único lance contendo preço de lance menor que o preço inicial.

Caso a diferença entre os 2 menores preços for menor que 5 %, teremos a Etapa Contínua para o desempate

PRIMEIRA FASE

Etapa Contínua

Os Empreendedores que ofertaram menores preços na Etapa Inicial disputarão o empreendimento ofertando preços menores (decremento mínimo da Primeira Fase), atéque somente 1 faça o lance e seja transcorrido o tempo de inserção.

SEGUNDA FASE

CARACTERÍSTICAS GERAIS

Durante toda a SEGUNDA FASE, o LANCE corresponderá a uma quantidade de LOTES igual ou inferior ao seu LASTRO PARA VENDA, exceto para o NOVO EMPREENDIMENTO de fonte hidroelétrica que corresponderá a totalidade dos LOTES destinados ao ACR; Os LOTES não ofertados serão considerados como LOTES EXCLUÍDOS.

SEGUNDA FASE CARACTERÍSTICAS GERAIS

Ao final do TEMPO PARA INSERÇÃO DE LANCE, caso a QUANTIDADE TOTAL OFERTADA seja igual ou inferior à QUANTIDADE TOTAL DECLARADA, o SISTEMA encerrará o LEILÃO, observando o seguinte: a) se não houver LANCES para o PRODUTO de fonte termoelétrica, atualizará o CUSTO MARGINAL CORRENTE e, caso haja redução no PREÇO DE VENDA CORRENTE dos OUTROS EMPREENDIMENTOS COM UBP, será iniciado o processo de RATIFICAÇÃO DE LANCE para o(s) EMPREENDIMENTO(S) impactados; ou b) solicitará ao PROPONENTE VENDEDOR do PRODUTO de fonte termoelétrica que informe a sua RECEITA FIXA;


Caso a QUANTIDADE TOTAL OFERTADA seja superior a QUANTIDADE TOTAL DECLARADA, o SISTEMA calculará a QUANTIDADE DEMANDADA por PRODUTO e as OFERTAS DE REFERÊNCIA de cada PRODUTO, da seguinte forma:

Cálculo do fator de divisão:

Cálculo da QUANTIDADE DEMANDADA por PRODUTO:

SEGUNDA FASECARACTERÍSTICAS GERAIS

PRODUTO BASE: PRODUTO eleito pelo MME que servirá de base para cálculo da QUANTIDADE DEMANDADA de ambos os PRODUTOS

Então

Senão

Oferta de Referência


Onde: FATDIV = fator de divisão, expresso em número racional positivo

truncado na terceira casa decimal; FRB = FATOR DE REFERÊNCIA do PRODUTO BASE; FROP = FATOR DE REFERÊNCIA do OUTRO PRODUTO; ORB = OFERTA DE REFERÊNCIA do PRODUTO BASE; OROP = OFERTA DE REFERÊNCIA do OUTRO PRODUTO; QOB = Quantidade Ofertada no PRODUTO BASE, expressa em LOTES; PDEM = PARÂMETRO DE DEMANDA para o PRODUTO BASE,

expresso em número racional positivo com três casas decimais; PDMOP = PARÂMETRO DE DEMANDA para o OUTRO PRODUTO,

expresso em número racional positivo com três casas decimais;


QDB = QUANTIDADE DEMANDADA do PRODUTO BASE, expressa em LOTES;

QDOP = QUANTIDADE DEMANDADA do OUTRO PRODUTO, expressa em LOTES;

QOOP = Quantidade Ofertada do OUTRO PRODUTO, expressa em LOTES;

QTDEC = QUANTIDADE TOTAL DECLARADA, expressa em LOTES;

SEGUNDA FASE

TérmicasHidráulicas NovasBotox

SEGUNDA FASEHidráulicas

ETAPA INICIAL DA SEGUNDA FASE:

Submissão simultânea de quantidades de LOTES associadas ao PREÇO INICIAL DA SEGUNDA FASE para cada PRODUTO; PREÇO INICIAL DA SEGUNDA FASE :

a) para o PRODUTO de fonte hidroelétrica, ao menor valor entre o PREÇO TETO DO PRODUTO HIDRO e o maior PREÇO DE LANCE dos EMPREENDEDORES que detiveram o DIREITO DE PARTICIPAÇÃO;

Vendedores

1. Outorgados de Concessão das UHEs:Barra do Pomba – RJ – 80 MW – R$ 125,41/MWhCambuci – RJ – 58 MW – R$ 152,47/MWhDardanelos – MT – 261 MW – R$ 120,00/MWhMauá – PR – 361 MW – R$ 116,35/MWhSalto Grande do Chopim – PR – 53 MW –R$124,02/MWhBaixo Iguaçu (PR) – 350 MW – R$ 123,01/MWhTOTAL = 1163 MW – 698 MWm (estimativa FC = 0,6)

SEGUNDA FASEHidráulicas

QUANTIDADE TOTAL OFERTADA superior a QUANTIDADE TOTALDECLARADA, o SISTEMA calculará a QUANTIDADE DEMANDADA porPRODUTO e as OFERTAS DE REFERÊNCIA de cada PRODUTO. Caso não haja oferta em um dos dois PRODUTOS, o SISTEMAprocederá da seguinte forma com relação ao PRODUTO remanescente:

O SISTEMA iniciará imediatamente: a) a ETAPA HÍDRICA, se o PRODUTO remanescente for de fonte

hidroelétrica;

b) a ETAPA TÉRMICA, se o PRODUTO remanescente for de fontetermoelétrica;

SEGUNDA FASEETAPA HÍDRICA - RODADAS UNIFORMES:

a) se a quantidade ofertada do PRODUTO for maior ou igual a OFERTA DE REFERÊNCIA do PRODUTO, o SISTEMA iniciará uma nova RODADA, procedendo conforme item 5.5.7(decremento); ou b) se a quantidade ofertada do PRODUTO for menor que a OFERTA DEREFERÊNCIA do PRODUTO, o SISTEMA concluirá as RODADAS UNIFORMES, dando início à RODADA DISCRIMINATÓRIA;

O SISTEMA retornará à RODADA anterior, resgatando os LANCES VÁLIDOS daquela RODADA para iniciar a RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA HÍDRICA.

SEGUNDA FASEETAPA HÍDRICA - RODADA DISCRIMINATÓRIA

Os PROPONENTES VENDEDORES deverão submeter LANCE para a quantidade de LOTES ofertada na penúltima RODADA UNIFORME da ETAPA HÍDRICA, limitado ao último PREÇO CORRENTE, ou seja, o PREÇO DE LANCE da penúltima RODADA UNIFORME da ETAPA HÍDRICA; Caso um PROPONENTE VENDEDOR não submeta LANCE nessa etapa, o SISTEMA considerará como LANCE VÁLIDO a totalidade dos LOTES da penúltima RODADA UNIFORME da ETAPA HÍDRICA ao PREÇO DE LANCE dessa etapa; Após a submissão dos LANCES, o SISTEMA os ordenará por ordem crescente de PREÇO DE LANCE e classificará os LOTES associados como LOTES ATENDIDOS ou LOTES NÃO ATENDIDOS, com base na QUANTIDADE DEMANDADA do PRODUTO;

SEGUNDA FASEHidráulicas Encerramento

A negociação do PRODUTO de fonte hidroelétrica seráencerrada e, conseqüentemente, o LEILÃO, ocorrendo uma das seguintes hipóteses: a) após a conclusão da RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA HÍDRICA sem alteração do PREÇO DE VENDA CORRENTE de algum OUTRO EMPREENDIMENTO COM UBP; ou b) após a RATIFICAÇÃO DE LANCE prevista no item 5.7.

SEGUNDA FASE

TérmicasBotox

Não é o nosso caso, passamos.

SEGUNDA FASETérmicas RODADAS UNIFORMES:

Após o cálculo da QUANTIDADE DEMANDADA e da OFERTA DE REFERÊNCIA do PRODUTO de fonte termoelétrica, conforme previsto no item 5.2.6, o SISTEMA dará início às RODADAS UNIFORMES da ETAPA TÉRMICA;

Durante as RODADAS UNIFORMES da ETAPA TÉRMICA a negociação do PRODUTO de fonte hidroelétrica ficará suspensa;

SEGUNDA FASE

Térmicas RODADA DISCRIMINATÓRIA:

Na RODADA DISCRIMINATÓRIA, os PROPONENTES VENDEDORES deverão submeter LANCE para a quantidade de LOTES ofertada na penúltima RODADA UNIFORME da ETAPA TÉRMICA, limitado ao último PREÇO CORRENTE, ou seja, o PREÇO DE LANCE da penúltima RODADA UNIFORME da ETAPA TÉRMICA;

SEGUNDA FASETérmicas Encerramento:

Ocorrendo uma das seguintes hipóteses: a) caso o PREÇO CORRENTE do PRODUTO de fonte termoelétrica for o CUSTO MARGINAL CORRENTE do LEILÃO, mas não afetar o PREÇO DE VENDA CORRENTE de algum OUTRO EMPREENDIMENTO COM UBP; b) se após o processo de RATIFICAÇÃO DE LANCE, houver a ratificação de todos os LANCES; ou c) se após o processo de RATIFICAÇÃO DE LANCE, não houver a ratificação de algum dos LANCES e nem alteração na QUANTIDADE DEMANDADA do PRODUTO de fonte hidroelétrica;

SEGUNDA FASETérmicas Encerramento:

No caso do PREÇO CORRENTE do PRODUTO de fonte termoelétrica não ser o CUSTO MARGINAL CORRENTE, o PRODUTO de fonte termoelétrica ficará com a sua NEGOCIAÇÃO SUSPENSA, aguardando eventual TEMPO DE AJUSTE DE OFERTA.

SEGUNDA FASE

Botox

Caso o PREÇO CORRENTE do PRODUTO de fonte termoelétrica for o CUSTO MARGINAL CORRENTE do LEILÃO e afetar o PREÇO DE VENDA CORRENTE de algum OUTRO EMPREENDIMENTO COM UBP, será iniciado o processo de RATIFICAÇÃO DE LANCE.

Botox - RATIFICAÇÃO DE LANCE

SEGUNDA FASE

Durante a SEGUNDA FASE, o SISTEMA verificará o CUSTO MARGINAL CORRENTE e, sempre que houver redução no PREÇO DE VENDA CORRENTE dos OUTROS EMPREENDIMENTOS COM UBP, será iniciado o processo de RATIFICAÇÃO DE LANCE; Nesse processo, o OUTRO EMPREENDIMENTO COM UBP que teve o seu PREÇO DE VENDA CORRENTE reduzido poderá ratificar o novo PREÇO DE VENDA CORRENTE. Os EMPREENDIMENTOS que ratificarem seus LANCES seguem no certame e aqueles que não o fizerem serão excluídos do LEILÃO;


SEGUNDA FASE

Será encerrado pelo decurso de tempo ou em 01 minuto após todos PROPONENTES VENDEDORES impactadosratificarem os seus LANCES, o que ocorrer primeiro;

No caso da exclusão de LOTES em função da não RATIFICAÇÃO DE LANCE por algum OUTRO EMPREENDIMENTO COM UBP, o SISTEMA: a) executará o AJUSTE DE DEMANDA HIDRO e o AJUSTE DE DEMANDA TERMO, entre as RODADAS UNIFORMES da ETAPA TÉRMICA;


SEGUNDA FASE

b) executará o AJUSTE DE DEMANDA HIDRO e o AJUSTE DE DEMANDA TERMO, e iniciará, se necessário, o TEMPO DE AJUSTE DE OFERTA para o PRODUTO de fonte termoelétrica, no intervalo entre o fim da RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA TÉRMICA e o início da ETAPA HÍDRICA; e c) aproveitará os LANCES na ordem de classificação para atendimento da QUANTIDADE TOTAL DEMANDADA após a RODADA DISCRIMINATÓRIA da ETAPA HÍDRICA, se necessário.

COMO A DISTRIBUIDORA VAICOMO A DISTRIBUIDORA VAICOMPRAR ENERGIACOMPRAR ENERGIA

A(A-1)A-2(A-3)A-4(A-5)

CONTRATAÇÃO DEAJUSTE

Energia “Existente”

EXPANSÃO

Energia NOVA

Prov. HIDRO

EXPANSÃO

Energia NOVA

Prov. TERMO

REPOSIÇAO DE ENERGIA

DESCONTRATADA EM “A”Energia “Existente”

A partir do último quadrimestre de (A-1)

Leilão A Leilão A -- 11Energia VelhaNão ocorreu nenhumPrimeiro no final de 2006Chance para Térmicas Velhas (?)Volume contratável – 1 % do mercado (Art. 41 do Decreto 5.163)

Prazo de Contratação: início de entrega no ano subseqüente ao da licitação e prazo de suprimento de no mínimo 3 e no máximo 15 anos; (Art. 2, Parág. 2, Inciso II)

. Cobrança pela Utilização de Recursos Hídricos

. Assuntos do Conselho Nacional de Recursos Hídricos-CNRH

Grupo de Trabalho de Recursos Hídricos – GTRH

Setembro 2006

Instrumentos de Gestão de Recursos Hídricos - Lei Federal 9433/97

Planos de Recursos Hídricos

Enquadramento dos Corpos de Água

Outorga

Cobrança

Sistema de Informações

Objetivos da cobrança:Reconhecer a água como bem econômico: indicar real valor ao usuário

Incentivar o uso racional

Financiar programas, projetos, serviços e obras contemplados nos PlanosCustear o Sistema de Gerenciamento Recursos Hídricos ( 7,5%)

Quem paga:Usuários de Recursos Hídricos sujeitos a outorga:

Derivações, captações e extração de água superficial e subterrâneaDiluição, transporte e assimilação de efluentesAproveitamento de potencial hidrelétricoOutros usos que alterem o regime hidrológico

Condições para o início da Cobrança nas bacias

Plano Diretor da Bacia aprovado pelo Comitê da Bacia

Definição dos “Usos insignificantes”

Instituição da Agência de Bacia (ou entidade a ela equiparada)

Cadastramento dos usuários e regularização dos usos sujeitos àoutorga

Proposta de Cobrança aprovada pelo respectivo Conselho de Recursos Hídricos

Multas e Penalidades

Falta de pagamento

Multa Juros mensaisSuspensão ou perda do direito de usoCadastro de inadimplentes – dívida ativa

Fornecimento de informações falsas

MultaSuspensão ou perda do direito de usoPagamento calculado pelo valor constante no documento de outorga

Competências

Comitê de BaciaPropõe Usos InsignificantesPropõe mecanismos e valoresRateio de custo das obras de

múltiplo uso coletivas

Agência de BaciaSugere ao comitê os valores a serem cobradosEfetua cobrança mediante delegação do outorgante Propõe plano de aplicaçãoFaz análise econômico-financeira dos projetosAcompanha a administração financeira dos recursos

Órgão Gestor de RHElabora estudos técnicos para subsidiar

o CRH na definição dos mecanismos e valoresImplementa a cobrança em articulação com o

Comitê de BaciaArrecada, distribui e aplica receitas

Conselho de Recursos HídricosEstabelece critérios gerais de cobrança Aprova mecanismos e valores da cobrança

CFURH TAR 6,75% 0,75%

2005 R$ 52,67 R$ 1.028.882.592,46 R$ 114.320.288,05

Previsão 2006 R$ 55,94 R$ 1,1 bilhão R$ 122 milhões

613 municípios em 22 estados

Bacia do rio Paraíba do Sul (Ceivap)

Para geração hidrelétrica –$ = 0,75% x GH x TAR R$ 0,42 / MWh geradoagropecuária, aquicultura e extração de areia:$ < 0,5% do custo de produçãoTransposição de água para a Bacia do Rio Guandu:15% da receita da cobrança na Bacia do rio Guandu

captação consumo diluiçãoindústria R$ 0,008 R$ 0,02 R$ 0,02saneamento R$ 0,008 R$ 0,02 R$ 0,02agricultura R$ 0,0002 R$ 0,0005 R$ 0,0005pecuária R$ 0,0002 R$ 0,0005 R$ 0,0005aquicultura R$ 0,00016 R$ 0,0004 R$ 0,0004mineração R$ 0,02 R$ 0,02

Valores máximos cobrados por m3 de água

5.904.038,14

6.316.321,39

5.925.837,85 TOTAL ARRECADADO EM 2005

TOTAL ARRECADADO EM 2003

TOTAL ARRECADADO EM 2004

Cobrança em rios de Domínio da UniãoBacia dos rios Piracicaba-Capivari-Jundiaí (PCJ)

janeiro 2006 - Início da Cobrança para todos os usos, exceto para a

geração de energia hidroelétrica, cuja implementação dependerá de

ato normativo da autoridade federal competente

Todas as vazões são consideradas significativas para efeito de cobrança

Piracicaba-Capivari-Jundiaí (PCJ)

Valores máximos cobrados por unidade

Tipo de uso Valor (R$)

Captação de água bruta (m3) R$ 0,01

Consumo de água bruta (m3) R$ 0,02

Lançamento de carga orgânica DBO5,20 (kg) R$ 0,10

Transposição de bacia (m3) R$ 0,015

Geração hidroelétrica (MWh gerado) (Aguardando) R$ 0,56Captação Valorcap = (0,2 x Qcap out + 0,8 x Qcap med) x PUBcap x Kcap classe

Todas as vazões são consideradas significativas para efeito de cobrança

Rio de JaneiroUsuários estarão sujeitos à cobrança a partir de janeiro de 2004

Vazões insignificantesAté 0,4 l/s – para abastecimento público, industria, mineração, agropecuária e aquiculturaAté 1 MW – para geração de energia elétrica

As receitas da cobrança serão creditadas em subcontas FUNDRHI

Aplicação dos recursos da cobrança10% - no órgão gestor de recursos hídricosNo mínimo 50% bacia de origem e o restante, pelo órgão gestor, em qualquer outra bacia15% - na bacia do rio Paraíba do Sul em virtude da transposição5% - pesquisas e estudos de recursos hídricos

Para os setores agropecuário e aqüicultura, o valor da cobrança não pode exceder 0,5% do custo de produção

São PauloUsuários urbanos e industriais – sujeitos à cobrança a partir de 01/01/2006Demais usuários – a partir de 01/01/2010As receitas da cobrança serão creditadas em subcontas do FEHIDRO

Limites máximos Captação, extração, derivação ou consumo – 0,001078 UFESP / m3

Teto 2006 = R$ 0,015 / m3

Diluição, transporte e assimilação de efluentes - valor cobrado para captação, extração, derivação e consumo

Teto 2006 = R$ 0,045 / m3

Operadoras públicas e privadas do serviço de saneamento - desconto de 50%mediante comprovação de investimento em tratamento de esgoto até 2009

São Paulo

Geração de energia hidroelétrica - seguirá as disposições da legislação federal

Demais usuários

$ = ΣPUFCAP.VCAP + ΣPUFCONS.VCONS + ΣPUF parâmetro(x).Q

VCAP = KOUT x VCAP OUT + KMED x VCAP MED

VCONS = FC x VCAP

FC = ((VCAPT - VLANÇT) / VCAPT)

Qparâmetro(x) = concentração média do parâmetro(x) vezes o volume de efluentes líquidoslançados (VLANÇ), no período, em corpos d´água.

Minas GeraisTrês etapas:

Antecipação do Pagamento - Convênio ou termo de ajuste entre o Órgão Gestor e entidades usuárias para cessão de equipamentos e recursos materiais e humanos

Cobrança Progressiva – enquanto não existir o Plano da Bacia

Cobrança – quando já existir o Plano de Bacia e a Proposta de Cobrança aprovada

Vazões insignificantesAlgumas regiões do São Francisco e bacias do Jequitinhonha, Pardo e MucuriCaptação – Até 0,5 l/s Acumulação superficial – 3.000 m3

Demais regiões Captação – Até 1 l/s Acumulação superficial – 5.000 m3

Captação subterrânea – 10 m3/dia

CÂMARAS TÉCNICAS – DISCUSSÕES ATUAIS

Câmara Técnica de Análise de Projeto – Reunião 10/08/2006:

Vazão Ecológica

• Série de apresentações sobre vazão ecológica

• Previsão de realização de workshop

• Encaminhamento ao plenário do CNRH


Câmara Técnica de Análise de Projeto – Reunião 10/08/2006:

Proposta de Moção para SEAP/PR

Propõe participação na composição do Comitê Gestor do Parque Aqüícola:

- representante do Comitê da Bacia correlato- um representante da autoridade outorgante de recursoshídricos

- representante do operador da barragem formadora doreservatório onde se encontra instalado o referido parque.


Câmara Técnica de Cobrança – Reunião 14/09/2006:

• Revisão da resolução de cobrança do CEIVAP

Polêmica: transposição do rio Gandu

Obrigado [email protected]

CCEE

ABRAGE

Antonio Carlos Fraga MachadoPresidente do Conselho de Administração

28 de setembro de 2006

2

MEDIÇÃO

Panorama Geral - SCDE

Início Fim

Pontos Transferidos

(SCL)

2.230(52,38%)

“Processos em andamento!!!”

2.027(47,62%)

Adequação do Ponto de Medição

Pontos Mapeados

(SCDE)

4.257(100%)

Obs.: a quantidade de “Pontos Transferidos” para o SCL não está levando em consideração a análise de relevância, para o SCL, do Ponto de Medição.

(*) Posição em 22.08.06

3

MEDIÇÃO

Processo de Adequação - SCDE

Ponto Mapeado

Ponto Instalado

Ponto Cadastrado

Ponto Conectado

Ponto Estável

Ponto Relevante

Termo de Transferência

Assinado

Ponto Transferido

SCL

Pontos Mapeados

Pontos Instalados

Pontos Cadastrados

Pontos Conectados

Pontos Estáveis

Pontos Relevantes

Termos Retornados

Transferidos SCL

Total de Pontos 4.257 3.244 3.092 3.010 2.801 2.427 2.230 2.230 % do Total de

Mapeados100% 76% 73% 71% 66% 57% 52% 52%

% em relação à etapa anterior

76% 95% 97% 93% 87% 92% 100%

Dos 1013 pontos não instalados 559 são de Consumidores Livres (55%)

(*) Posição em 22.08.06

4

MEDIÇÃO

Especificação técnica - deliberação COMAE nº 49 ( 6/12/2001) que serviu de base para a elaboração dos Procedimentos de Rede (módulo 12):

4 Quadrantes (Ativo , Reativo, IN e OUT)

14 Dígitos

Classe 0,2

5

MEDIÇÃO

Ações Tomadas

Criação de Procedimento Provisório aprovado pelo Ofício SEM/ANEEL nº. 007/2006 e prorrogado pelo Ofício SEM/ANEEL nº. 069/2006.

Acompanhamento e monitoramento, diretamente com os Agentes:

Envio de Cartas;

Envio de Comunicados;

Interação entre as equipes (Agente / CCEE);

Reuniões com Agentes;

Reunião bimestral no ONS para acompanhamento do SMF.

Pesquisa com os Agentes solicitando a posição da adequação dos Pontos de Medição de sua responsabilidade e outras informações.

6

Histórico dos leilões realizados

2005 20062004

mar/04 - criação da CCEE(Câmara de Comercialização de Energia Elétrica)

dez/04 - 1º Leilão de Energia Existente

abr/05 - 2º Leilão de Energia Existente

ago/05 - 1º Leilão de Ajuste

out/05 - 3º e 4º Leilão de Energia Existente

dez/05 - 1º Leilão de Energia Nova

jun/06 - 2º Leilão de Ajuste

jun/06 - 2º Leilão de Energia Nova (A-3)

set/06 - 3º Leilão de Ajuste

out/06 - 3º Leilão de Energia Nova (A-5)

7

Leilões de Energia de Empreendimentos Existentes valores históricos

Data de realização Dezembro /04 Abril/05 Out/05

Produto 2005-2012 2006-2013 2007-2014 2008-2015 2006-2008 2009-2016

Preço inicial(*)(R$/MWh) 80,00 86,00 93,00 99,00 73,00 96,00

Preço médio final (*)(R$/MWh) 57,51 67,33 75,46 83,13 62,95 94,91

MW médio negociado 9.054 6.782 1.172 1.325 102 1.166

Nº contratos 340 385 248 340 25 170

Negociado (*)(R$ bilhões) 74,7 7,7 0,17 7,8

Valor Total Negociado: R$ 90,370 bilhões(*)

Número Total de Contratos CCEAR : 1.508

(*) preços da data do leilão

8

Leilões de Energia de Novos Empreendimentos valores históricos

Data de realização Dezembro /05 Junho/06

Produto 2008 - H 2008 - T 2009 - H 2009 - H

116,00 125,00

126,77

128,12

450

45,7

114,28

127,81

132

139,00

132,26

513

116,00

106,95

127,15

162

2009 - T 2010 - H 2010 - T 2009 - T

Preço inicial(*)(R$/MWh) 139,00 116,00 124,67 140,00

Preço médio final (*)(R$/MWh) 129,26 115,04 121,81 132,39

MW médio negociado 117,25

Nº contratos 396 496 124 480

Negociado (*)(R$ bilhões) 68,4

Valor Total Negociado: R$ 114,019 bilhões(*)

Número Total de Contratos CCEAR : 2.753

(*) preços da data do leilão

9

Análise Conjunta dos LeilõesPreço médio atualizado

(*) preços médios atualizados até mai/06

10

Carga Própria x Energia Contratada em Leilões

CARGA DAS DISTRIBUIDORAS E TIPOS DE CONTRATAÇÃO

15.47516.504 18.091

19.257 19.257

00

3.215 4.968632

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

2006 2007 2008 2009 2010

MW

méd

ios

Contratos Anteriores Itaipu Proinfa

Ger. Própria e Distribuida Leilões de Energia Exist.+ MCSD Leilão de Energia Nova

A Contratar Carga Própria

44% 45% 48%

2%

49%

8%

47%

12%

Fonte: MME

11

Leilão A-5 em 2006

O 3º Leilão de Energia Nova será realizado via internet em 10.10.2006

Produtos:

Fonte Hidro: H30 - início de suprimento em 01.01.2011, com 30 anos de duração e contrato de quantidade de energia.

Fonte Termo: T15 - início de suprimento em 01.01.2011, com 15 anos de duração e contrato de disponibilidade de energia.

O Leilão será composto de duas fases:

1ª Fase: na qual concorrerão empreendedores interessados em obter a concessão para construção e exploração de novos empreendimentos Hidro

Etapa Inicial: na qual os empreendedores poderão submeter um único lance por empreendimento com preço igual ou inferior ao preço inicial da 1ª fase

Etapa Contínua: na qual o empreendedor que ofertou o menor preço de lance e os empreendedores cujas propostas não sejam superiores a 5% do menor preço de lance, poderão submeter novos lances, disputando o direito de participação na próxima fase do leilão

2ª Fase: na qual os vendedores devem enviar lances de acordo com as características de cada etapa

Etapa Inicial: na qual o vendedores devem enviar único lance de quantidade associada ao preço inicial da segunda fase

Etapas Térmica e Hídrica

Rodadas Uniformes: consiste em etapas sucessivas, na qual os vendedores devem enviar lance de quantidade associada ao preço de lance da rodada. A cada nova rodada o preço de lance é reduzido no valor do decremento da 2ª Fase

Rodada Discriminatória: na qual os vendedores deverão submeter lance único para a quantidade de lotes ofertada na penúltima rodada uniforme, limitado ao preço corrente

12

Leilões de Ajuste

3º Leilão de Ajuste,

Previsto para 29.09.2006

12 Participantes pré-qualificados

2 Compradores: CEB Distribuição e ENEGIPE

10 Vendedores: CESP, CHESF, COENERGY, COPEL GERAÇÃO, EMAE,DELTA ENERGIA, FURNAS, LIGHT ENERGIA, NC ENERGIA e UCE 2001

Produto CompradorAviso de Compra

Negociada(Mwmédio)

Duração docontrato

Submercadode Entrega

CEB0310SE CEB Distrib

ENERGIPE

3 meses Sudeste/ Centro-Oeste4,5

10ENE0310NE 3 meses Nordeste

13

MCSD

Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD

O Decreto 5.163 de 2004 define que os CCEARs oriundos de leilões de energia de empreendimentos existentes devem prever a possibilidade de redução e compensação dos montantes contratados através da aplicação do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits

Todo mês os distribuidores podem declarar sobras e déficits, sendo que as sobras necessitam ser referentes à saída de consumidores livre e/ou acréscimo em contratos bilaterais firmados antes da publicação do Decreto nº 5.163/2004.

De posse desses dados de entrada, a CCEE promove a aplicação do MCSD e as cessões e devoluções resultantes desse procedimento têm caráter irrevogável e irretratável até o final do prazo de vigência do contrato.

Para o MCSD de caráter mensal, as Compensações e Reduções são realizadas em energia e potência para todos os meses a partir do mês de execução do mecanismo até o final de vigência do contrato, respeitando a sazonalização de energia do Agente cedente.

Já o processamento do MCSD Anual é realizado sobre os montantes anuais contratados, a partir do ano seguinte ao ano corrente, sendo que as declarações de sobras por outras variações de mercado devem estar limitadas a 4%/ano do montante originalmente contratado.

14

Apuração do MCSD

Como ocorrerá a apuração do MCSD

A Apuração dos Valores a Liquidar das Cessões do MCSD e a Liquidação Financeira do MCSD ocorrerá mensalmente enquanto vigorarem os Termos de Cessão.

Os valores referentes às Cessões do MCSD serão apurados de forma a permitir a Liquidação Financeira do MCSD de débitos e créditos no dia 25 de cada mês em relação as Cessões transacionadas no mês anterior;

A apuração dos valores a liquidar das Cessões do MCSD é independente da Contabilização do Mercado de Curto Prazo.

A Superintendência da CCEE somente efetuará a apuração dos valores a liquidar das Cessões cujos respectivos Termos de Cessão estejam devidamente assinados pelos representantes legais dos Agentes da CCEE envolvidos; (Utilização de Assinatura Biométrica em teste)

15

Apuração do MCSD

Metodologia de Apuração dos Valores a Liquidar:

O preço de faturamento é determinado por Cessão;

O preço de faturamento será atualizado:

Quando: no mês de reajuste tarifário do Agente Comprador cedente;

Índice: IPCA pro rata die;

Período: do mês de realização do Leilão até o mês anterior ao reajuste tarifário;

Validade: data de reajuste do Agente Comprador cedente

Mês de Reajuste do cedente

Montantes de energia das Cessões

Preço

Meses

16

Liquidação do MCSD

Como ocorrerá a liquidação do MCSD :

No processo de Liquidação Financeira do MCSD o Agente Credor corresponde ao Agente Vendedor, e o Agente Devedor corresponde ao Agente Comprador cessionário;

A Liquidação Financeira do MCSD é independente da Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo;

A participação na Liquidação Financeira do MCSD é compulsória;

Os Agentes Devedores deverão depositar os recursos financeiros na mesma conta corrente destinada para a Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo;

O Agente Vendedor deverá emitir fatura bilateral para o Agente Comprador cessionário de acordo com valores apresentados na versão final dos Relatórios.

17

Liquidação do MCSD

Premissas:

O recurso financeiro deverá estar disponível na conta corrente do Agente Devedor, até às 13:00h da data estabelecida para a Liquidação Financeira do MCSD, para que o Agente de Liquidação do MCSD possa calcular o rateio de inadimplência, se necessário, e efetuar os créditos no mesmo expediente bancário;

O recurso financeiro a ser disponibilizado em conta corrente deverá ser acrescido do valor referente ao CPMF;

Não será exigido o aporte de Garantias Financeiras.

18

Apuração e Liquidação do MCSD

Relatórios:

LC.001 – Total a Liquidar das Cessões: Vendedor

O relatório apresenta mensalmente, aos Agentes Vendedores de CCEARs, o valor total a ser liquidado referente às Cessões do MCSD em todos os Produtos.

LC.002 – Total a Liquidar das Cessões: Cessionário

O relatório apresenta mensalmente, aos Agentes Compradores cessionários de CCEARs, o valor total a ser liquidado referente às Cessões do MCSD em todos os produtos.

LC.003 – Cessões a Liquidar por Produto: Vendedor

O relatório apresenta mensalmente, aos Agentes Vendedores de CCEARs, o cálculo por produto dos valores a serem liquidados referentes às Cessões do MCSD.

19

Apuração e Liquidação do MCSD

Relatórios:

LC.004 – Cessões a Liquidar por Produto: Cessionário

O relatório apresenta mensalmente, aos Agentes Compradores cessionários de CCEARs, o cálculo por produto dos valores a serem liquidados referentes às Cessões do MCSD.

LC.005 – Preço por CCEAR de Liquidação das Cessões

O relatório apresentará mensalmente, aos Agentes Compradores cessionários e Vendedores de CCEARs, o cálculo da Atualização Monetária do Preço do CCEAR para Liquidação Financeira dos Valores das Cessões do MCSD

LC.006 – Resultado da Liquidação Financeira das Cessões

O relatório apresenta mensalmente, aos Agentes Compradores cessionários e Vendedores, os valores efetivamente liquidados em função das Cessões do MCSD e, caso aplicável, valores referentes ao Rateio da Inadimplência. LC.003 – Cessões a Liquidar por Produto: Vendedor

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MCSD

Sóbras [MW médio]

mêsConsumidor

Livre

Acréscimode

Contratos

TorcasLivres

jan/05 90,928 - - 109,320

fev/05 37,738 - - 19,328

mar/05 12,555 - - 36,300

abr/05 69,995 - - 59,258

mai/05 27,941 - - -

jun/05 116,431 - - 27,500

jul/05 46,258 - 16,098 -

ago/05 14,821 - - -

set/05 40,095 - - 3,000

out/05 38,580 - - -

nov/05 47,843 - - -

dez/05 21,378 - - -

jan/06 113,617 7,581 - -

fev/06 5,992 74,026 - -

mar/06 28,034 30,655 - 30,700

abr/06 43,415 - - -

mai/06 - 34,397 - 16,900

jun/06 33,560 23,749 - -

jul/06 - - 184,133 150,000

ago/06 4,922 145,410 - -

TOTAL 794,102 315,818 200,231 452,306

Déficits[MW médio]

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

jan/

05

mar

/05

mai

/05

jul/0

5

set/0

5

nov/

05

jan/

06

mar

/06

mai

/06

jul/0

6

Total de Sóbras Déficts Devolução de CCEAR

21

Contato

Antônio Carlos Fraga Machado

Presidente do Conselho de Administração da CCEE

Site: www.ccee.org.br

Central de Atendimento: 0800-10-00-08

e–mail: [email protected]

Documents

Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional · • PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 16 A 22/set. BALANÇO ENERGÉTICO DA REGIÃO SUL ... FATOS RELEVANTES ... 44,4 0,0 10,0