Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas

Diretoria de Planejamento Energético

Conceitos e Práticas

São Paulo, 9 de Fevereiro de 2009.

2Diretoria de Planejamento Energético

Objetivos

Apresentar alguns conceitos fundamentais referentes ao Mercado de Energia Elétrica Brasileiro.

Apresentar a atuação da Diretoria de Planejamento Energético do Grupo EDP – Energias no Brasil na gest ão da energia.

Apresentar e discutir as tendências do Mercado de Energia para 2009.

1

2

3


Agenda

GRUPO EDP – ENERGIAS DO BRASIL

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

LEILÕES DE ENERGIA

EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO E GERAÇÃO

CENÁRIO ENERGÉTICO

RISCO ENERGÉTICO

4

Grupo EDP – Energias do Brasil


Estamos presente em seis estados brasileiros


Capacidade Instalada

(MW)

Duplicaremos a capacidade de 2007

Projetos concluídos desde o IPO

Projetos em curso

50 25

29 25** 360

2.116

516

452

1.043

2009 20092011

Expectativa de Entrada em Operação

2005 UHE Peixe Angical

4a Máq. Mascarenhas

PCH São João

2007 PCH Santa Fé

Repotenciações UTE Pecém

2011Capac. adicional Lajeado

* Pendente de aprovação dos orgãos competentes. Correspondente à participação de 45% da EnBr na EDP Renováveis Brasil.** Mascarenhas, Suíça, Rio Bonito

2008

Cenaeel

1.6961.702 1.702

2008

653*

653

6*

2008

7

Estrutura Interna



CEOAntónio Pita de Abreu

Estudos de Mercado

Estudos Energéticos

Aquisição de Energia

Diretor de Planejamento Energético

Michel Nunes Itkes

9

Setor Elétrico Brasileiro


Capacidade Instalada

SubmercadosSubmercados

Capacidade InstaladaCapacidade Instalada

� O Sistema Interligado Nacional édividido em quatro submercados: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste.

� Além disso, há o Sistema Isolado que atende parte da Região Norte e algumas cidades do Nordeste.

# kW %

MCHs 276 153.425 0,1%

PCHs 329 2.453.919 2,4%

Usinas Hidroelétricas 160 74.901.031 73,0%

Usinas Eólicas 21 338.350 0,3%

Usina Solar 1 20 0,0%

Usinas Termoelétricas 1205 22.756.012 22,2%

Usinas Nucleares 2 2.007.000 2,0%

TOTAL 1994 102.609.757 100,0%


Potência x Energia

UH

Es

UT

Es

MascarenhasPotência: 180,5 MW

Garantia Física: 127 MWm

A energia reflete a disponibilidade de água

Porto de Pecém IIPotência: 360 MW

Garantia Física: 294,7 MWm

A energia reflete o despacho esperado da usina

� Se há água, as hidroelétricas geram mais e as termoe létricas ficam desligadas.

� O Balanço de Energia Assegurada compara a Oferta Fi rme de Energia com o Consumo.


(627)

1.053

1.624

393

1.066

1.6971.920

2.532

1.340

2.055

(1.000)

(500)

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2009 2010 2011 2012 2013

Bal

anço

de

Ene

rgia

(M

Wm

)

Carga Oficial Carga Revista

Ainda teremos um Leilão A-3 de 2009

Ainda teremos um Leilão A-3 de

2010

Queda do Consumo do

Sistema

Diferença entre a Energia Assegurada e o Consumo Carga Oficial x Estimativa de Queda do consumo


2009 2010 2011 2012 2013Acréscimo de 3.887MWmAcréscimo de 1.536MWm Acréscimo de 3.376MWm Acréscimo de 2.666MWm Acréscimo de 1.439MWm

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

Expansão Determinada pelos Leilões (Jan/2009)

Nos leilões de 2008 houve um vencedor majoritário, representando 61% da energia comercializada, toda com projetos a óleo combustível.

Nos leilões de 2008 houve um vencedor majoritário, representando 61% da energia comercializada, toda com projetos a óleo combustível.

Energia Assegurada Hidro Nova, MWmGarantia Física Termo Nova, MWmGarantia Física das Térmicas OC, MWm

Elevação da participação térmica

na Expansão

Elevação da participação térmica

na Expansão

14

Base da Expansão do Sistema de Geração:

Leilões do ACR


Ambientes de Contratação

ACRAmbiente de Contratação

Regulada

Compra e venda de energia elétrica entre agentes

vendedores e agentes de distribuição

ACRAmbiente de Contratação

Regulada

Compra e venda de energia elétrica entre agentes

vendedores e agentes de distribuição

ACLAmbiente de Contratação

Livre

Compra e venda de energia elétrica através de contratos

bilaterais livremente negociados

ACLAmbiente de Contratação

Livre

Compra e venda de energia elétrica através de contratos

bilaterais livremente negociados

Vendedores

Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar,

importar ou comercializar energia elétrica

Vendedores

Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar,

importar ou comercializar energia elétrica

Preços de suprimento resultantes de leilões

Preços de suprimento livremente negociados

Marco Regulatório definiu regras bem detalhadas par a o Ambiente Regulado, e garantiu a existência do Ambiente Livre.

Marco Regulatório definiu regras bem detalhadas par a o Ambiente Regulado, e garantiu a existência do Ambiente Livre.


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.


Modicidade Tarifária

� Os vendedores vencedores dos leilões são aqueles que ofertam os menores preços.

� Assim, a compra de energia somente através de leilão garante os menores preços possíveis.

� Isso não significa tarifas mais baratas, mas sim as mais barataspossíveis.


Contratação no Ambiente Regulado(Incentivo à contratação de longo prazo, com maior antecedência, via repasse à tarifa e mitigação de riscos de penalidade)

Energia Nova A-3

Energia Nova A-5

Energia Existente de Ajuste

Geração Distribuída

Duração do ContratoDuração do ContratoInício de SuprimentoInício de Suprimento

Energia Existente A-1

MCSD pode ocorrer para compensar saída de clientes livres, acréscimos de contratos bilaterais, ou variações de mercado limitadas a 4% ao ano.

Mecanismo de Compensação de Sobras e

Déficits - MCSD

Em 5 anos

Em 3 anos

Ano seguinte

Em até 4 meses

Definido pela Distribuidora

Definido pela Distribuidora

De 15 a 30 anos

De 15 a 30 anos

De 5 a 15 anos

Até 2 anos

Redução ou acréscimo contratual a partir do mês

seguinte

Até o fim da vigência do produto afetado

Leilõ

esC

ham

ada

Púb

lica

R

egra

de

Com

erc.

Em 1 a 4 anos De 10 a 30 anosFontes Alternativas


Organização dos Leilões do Ambiente Regulado

UHEs �� contratos de quantidade UTEs ��contratos de disponibilidadeUHEs �� contratos de quantidade UTEs ��contratos de disponibilidade

Declaração de Necessidades

Formatação do Leilão

Realização do Leilão

Celebração dos Contratos

MMEMMEDistribuidoresDistribuidoresGeradoresGeradores

Define produtos, prazos, etc.

Consolida a demanda do leilão

Declaram necessidades

Cadastram-se para venda

Bid pelo menor preço

Celebram contratos bilateralmente ( cada gerador vencedor celebra contrato com cada distribuidor)

Cadastro da Oferta

Tem

po Consolida a oferta potencial do leilão

Coordena o leilão


SISTEMÁTICA

PR

IME

IRA

FA

SE

PR

IME

IRA

FA

SE

SE

GU

ND

A F

AS

ES

EG

UN

DA

FA

SE

ETAPA CONTÍNUALances de preço caso

haja “empate” na ETAPA INICIAL

ETAPA CONTÍNUALances de preço caso

haja “empate” na ETAPA INICIAL

ETAPA INICIALLance único de preço para o

empreendimento

ETAPA INICIALETAPA INICIALLance único de preço para o

empreendimento

ET

AP

A H

ÍDR

ICA

ET

AP

A H

ÍDR

ICA

RODADA DISCRIMINATÓRIALance de preço para os lotes

classificados


classificados

RODADAS UNIFORMESLances de lote ao Preço de

Lance


Lance

ET

AP

A T

ÉR

MIC

AE

TA

PA

TÉ

RM

ICA


classificados


classificados


Lance


Lance


ETAPA HÍDRICA – RODADAS UNIFORMESP

RE

ÇO

DE

LA

NC

EP

RE

ÇO

DE

LA

NC

EE

NE

RG

IA E

M M

Wm

EN

ER

GIA

EM

MW

m

QD

H

OR

H QO

H

126124

QD

H

OR

H QO

H

122

QD

H

OR

H

QO

H

121

QD

H

OR

H

QO

H

120,5

QD

H

OR

H

QO

H

Vai para a Rodada Discriminatória


ETAPA HÍDRICA – RODADA DISCRIMINATÓRIA

PREÇO CORRENTE – R$121,00/MWhPREÇO CORRENTE – R$121,00/MWh

QD

H

Lotes Atendidos

Lotes Não-Atendidos

Ofertas ordenadas por preço

Normalmente, os Lances terão preço superior ao da últi ma rodada.Normalmente, os Lances terão preço superior ao da últi ma rodada.


Leilões de Energia

1º Leilão EE: P05-08, P06-08, P07-08 (02/12/04)1º Leilão EE: P05-08, P06-08, P07-08 (02/12/04)

2º Leilão EE: P08-08, P09-08 (01/4/05)2º Leilão EE: P08-08, P09-08 (01/4/05)

2005

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

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

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

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

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

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

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

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

Declarações

01/jun

16/dez

2/abr

7/dez

29/jun

10/out

31/ago

29/set

2006

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

14/dez

11/out


Leilões de Energia20

07

Leilões

29/mar4º Leilão Ajuste 4º Leilão Ajuste

Leilão de Fontes Alternativas: P10(H30/T15) (24/03/ 07)Leilão de Fontes Alternativas: P10(H30/T15) (24/03/ 07)

Leilão A-3: P10(H30/T15) (24/03/07)Leilão A-3: P10(H30/T15) (24/03/07)

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

28/jun

26/jul

10/dez

18/jun

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

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

06/dez

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

16/out

5º Leilão Ajuste: jul-dez 07 ; out-dez 075º Leilão Ajuste: jul-dez 07 ; out-dez 07

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


Leilões de Energia20

08

Leilão A-3: P2011Leilão A-3: P2011


Leilões

30/set

17/set

19/jun

28/nov


Leilão UHE Jirau: P2013Leilão UHE Jirau: P201319/mai

Leilão de ReservaLeilão de Reserva

14/ago

7°Leilão de Ajuste7°Leilão de Ajuste

23/set

8°Leilão de Ajuste8°Leilão de Ajuste

26

Resumo da Participação das Empresas em um Leilão


Participação das Empresas em um Leilão

EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO

EMPRESAS DE GERAÇÃO

� Realizam estudos de projeção de consumo.

� Enviam declaração ao MME.

� Não atuam realizando ofertas nos leilões.

� Desenvolvem do projeto de engenharia.

� Estruturam o projeto (terrenos, impostos, licenças, etc .).

� Calculam o custo variável e cadastram o projeto na EP E.

� Recebem Garantia Física, CEC+COP, etc.

� Realizam oferta de volume e preço nos Leilões.

28

Contratação de Energiapelas Distribuidoras


Aquisição de Energia das Distribuidoras

•Estratégias das empresas variam sensivelmente...

•Basicamente, busca-se “fechar” o balanço energético com base anual:

Critério de Decisão

Critério de Decisão

Carga PrevistaCarga Prevista

PreçosPreços

ContratosContratos

CompraCompra

CustosCustos

RepasseRepasse

PenalidadePenalidade

30

Mercado e Carga


Carga = Mercado + Perdas

Geração

Para um agente de distribuição:

Carga = Mercado + Perda D + 0,5 . Perda T

Para um agente de geração:

Ger. Líquida = Ger. Bruta - Consumo Interno - 0,5 . P erda T

Transmissão

Distribuição


32

Fechamento de Carga da Bandeirante

Alto do TietêVale do Paraíba

Pontos de Medição

Clientes Livres: 96Intercâmbios: 61Serviços Auxiliares: 9Geração: 3Auto Produtor: 1

Total: 180 pontos


33

Fechamento de Carga da Escelsa

Total: 68 pontos

Clientes Livres: 34Interligação: 9Usinas: 25

Pontos de Medição


ProjeProjeçção de Mercado ão de Mercado –– Visão GeralVisão Geral

� Dados de Entrada para as Projeções de Mercado:

� Estudos Macro-econômicos realizados por Consultoria.

� Reuniões junto à área de Grandes Clientes, e pesquisas junto aos principais

clientes e junto a órgãos setoriais, para obter informações dos mais

importantes segmentos da economia em cada área de Concessão.

� Cenários e indicadores econômicos divulgados pelo Ministério de Minas e

Energia (EPE) em reuniões periódicas com os Agentes de Mercado do Setor

Elétrico.

� As projeções de classes de consumo e número de consumidores são

realizadas por meio de técnicas de ajustamento de curvas, regressão

linear e séries temporais, onde são excluídos os períodos atípicos,

como racionamento, planos econômicos e demais quebras no

consumo.


Cálculo das Perdas

( )Livre MercadoCativo Mercado

Rede na Entrada de EnergiaPerdas

+−=

• O Mercado Cativo depende dos períodos de medição de cada lote de faturamento.

• Para o cálculo das perdas, o Mercado corresponde aos valores faturados nos últimos 12 meses.

• O cálculo do percentual é realizado em relação à Energia de Entrada na Rede:

MWh Rede na Entrada de Energia

MWh Perdas% Perdas

meses 12

meses 12=


Mercado de Energia ElétricaConsumo Cativo em GWh/ano (2007)

Brasil x UND

95%

5%

UND Brasil

BrasilBrasil Sudeste x UND

91%

9%

UND Sudeste

SudesteSudeste


Mercado de Energia ElétricaConsumo Cativo em GWh/ano (2007)

Sudeste por segmento

37%

23%

24%

3%

13%

SudesteSudesteBrasil por segmento

35%

24%

22%

5%

14%

BrasilBrasil


Distribuição do Mercado

Mercado Cativo

Industrial20,7%

Rural10,3%

Demais11,2%

Suprimento

7,9%

Residencial

30,3%

Comercial19,6%

Mercado Livre

Industrial93,4%

Suprimento

0,2%

Comercial6,5%

Energia Distribuída

Industrial50,7%

Comercial14,2%Rural

6,1%

Suprimento

4,7%

Demais6,6%

Residencial

17,8%

Mercado Cativo

Industrial36,7%

Rural1,2%

Demais9,8%

Residencial

33,2%

Comercial19,1%

Mercado Livre

Industrial95,1%

Comercial0,8%

Demais4,1%


Industrial58,3%

Comercial12,4%

Rural0,7%Demais

7,7%

Residencial

20,9%

EscelsaEscelsa

BandeiranteBandeirante


BANDEIRANTEIndústria por Gênero

� As duas maiores atividades, Metalurgia Básica e Produtos Químicos, contribuíram positivamente com um crescimento de 6,8% e 3,2%, respectivamente, no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior.

� Contribuíram negativamente no segmento industrial as atividades de Papel e Celulose (-0,7%) e Produtos Têxteis (-6,4%).

� As duas maiores atividades, Metalurgia Básica e Produtos Químicos, contribuíram positivamente com um crescimento de 6,8% e 3,2%, respectivamente, no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior.

� Contribuíram negativamente no segmento industrial as atividades de Papel e Celulose (-0,7%) e Produtos Têxteis (-6,4%).

Papel e

Celulose

10%

Veículos

9%

Borracha e

Plástico

7%

Metal, Exclusive

Máq e Equips

6%

Minerais Não

Metálicos

5% Produtos Têxteis

5%

Maqs e Mat

Elétricos

3%

Produtos

Químicos

13%

Metalúrgia

Básica

20%

Outros

22%


Mercado Realizado - 2008


Carga do Sistema

Carga Própria

Índice de Perdas (%)

Perdas Faturadas


Energia Livre

Energia Concessionária

Energia Vendida

Suprimento

Fornecimento

Consumo Próprio

Serviço Público

Iluminação Pública

Poder Público

Rural

Comercial

Industrial

Residencial

Mercado

Carga do Sistema

Carga Própria


Perdas Faturadas


Energia Livre

Energia Concessionária

Energia Vendida

Suprimento

Fornecimento

Consumo Próprio

Serviço Público


Poder Público

Rural

Comercial

Industrial

Residencial

Mercado

(1,4)3.702.506 3.753.181 2,1 15.179.314 14.873.944

2,6 2.524.316 2.460.095 4,6 10.096.426 9.655.939

-0,79,37 10,09 (0,1)10,71 10,80

-8,4346.893 378.540 1,2 1.625.453 1.605.663

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

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

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

4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276

--

4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276

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

5,5 60.603 57.435 3,3 238.474 230.892

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

4,9 74.825 71.355 6,8 278.662 260.976

6,2 26.194 24.669 3,0 101.298 98.373

4,8 418.762 399.556 5,2 1.626.121 1.545.253

4,7 807.656 771.177 4,7 3.101.231 2.960.687

5,5 716.801 679.455 6,6 2.814.965 2.639.558

Var %2008 2007 Var %2008 2007

4º TrimestreAcumulado em 12 meses

Energia – MWh

(1,4)3.702.506 3.753.181 2,1 15.179.314 14.873.944

2,6 2.524.316 2.460.095 4,6 10.096.426 9.655.939

-0,79,37 10,09 (0,1)10,71 10,80

-8,4346.893 378.540 1,2 1.625.453 1.605.663

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

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

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

4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276

--

4,6 2.177.422 2.081.554 5,2 8.470.972 8.050.276

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

5,5 60.603 57.435 3,3 238.474 230.892

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

4,9 74.825 71.355 6,8 278.662 260.976

6,2 26.194 24.669 3,0 101.298 98.373

4,8 418.762 399.556 5,2 1.626.121 1.545.253

4,7 807.656 771.177 4,7 3.101.231 2.960.687

5,5 716.801 679.455 6,6 2.814.965 2.639.558

Var %2008 2007 Var %2008 2007


Energia – MWh


ESCELSAIndústria por Gênero

� Dos segmentos de maior consumo, as indústrias extrativista mineral e de produtos alimentares apresentam os maiores crescimentos no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior, de 8,7% e 6,9%, respectivamente.

� Os setores de celulose e papel e metalurgia apresentaram as maiores reduções, nesse período, -20,8% e -19,0%, respectivamente (ambos segmentos com presença de autoprodução).

� Dos segmentos de maior consumo, as indústrias extrativista mineral e de produtos alimentares apresentam os maiores crescimentos no acumulado até outubro/08 em relação ao ano anterior, de 8,7% e 6,9%, respectivamente.

� Os setores de celulose e papel e metalurgia apresentaram as maiores reduções, nesse período, -20,8% e -19,0%, respectivamente (ambos segmentos com presença de autoprodução).

Minerais Não

Metálicos

12%

Metalúrgica

9%

Outros

5%

Ind. Extrat. de

Prod. Mineral

56%

Química

13%

Produtos

Alimentares

3%

Celulose e

Papel

1%

Têxtil

1%


Mercado Realizado - 2008

EscelsaEscelsa

(8,1)2.365.082 2.573.048 2,1 10.052.644 9.849.249

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

(1,3)13,40 14,65 0,1 13,93 13,82

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

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

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

1,1 1.310.628 1.296.852 4,5 5.171.587 4.949.786

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

1,7 1.211.565 1.191.829 4,2 4.767.363 4.573.287

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

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

3,8 56.981 54.920 1,9 216.035 211.938

4,5 51.643 49.427 8,2 192.811 178.212

0,3 137.888 137.541 8,6 524.112 482.699

3,6 260.366 251.421 3,9 1.016.116 977.640

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

6,6 399.834 375.191 6,5 1.587.519 1.490.848

Var %2008 2007 Var %2008 2007


Energia – MWh

(8,1)2.365.082 2.573.048 2,1 10.052.644 9.849.249

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

(1,3)13,40 14,65 0,1 13,93 13,82

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

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

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

1,1 1.310.628 1.296.852 4,5 5.171.587 4.949.786

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

1,7 1.211.565 1.191.829 4,2 4.767.363 4.573.287

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

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

3,8 56.981 54.920 1,9 216.035 211.938

4,5 51.643 49.427 8,2 192.811 178.212

0,3 137.888 137.541 8,6 524.112 482.699

3,6 260.366 251.421 3,9 1.016.116 977.640

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

6,6 399.834 375.191 6,5 1.587.519 1.490.848

Var %2008 2007 Var %2008 2007


Energia – MWh

Carga do Sistema

Carga Própria


Perdas Faturadas


Energia Livre

Energia Vendida

Suprimento

Fornecimento

Consumo Próprio

Serviço Público


Poder Público

Rural

Comercial

Industrial

Residencial

Mercado

Carga do Sistema

Carga Própria


Perdas Faturadas


Energia Livre

Energia Vendida

Suprimento

Fornecimento

Consumo Próprio

Serviço Público


Poder Público

Rural

Comercial

Industrial

Residencial

Mercado

43

Portfólio de Contratos


ITAIPU (1)

BILATERAIS

CARGA

CCEAR ENERGIA EXISTENTE

MCSD

CURTO PRAZO

-

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

1 2

MW

h

Carga ITAIPU (1) BILATERAIS CCEAR ENERGIA EXISTENTE MCSD CCEAR ENERGIA NOVA PROINFA CURTO PRAZO

PROINFA

CCEAR ENERGIA

NOVA

Portfólio de Compra de Energia



MWh CCEAR ENERGIA NOVA

0%

PROINFA2%MCSD

5% ITAIPU (1)31%

BILATERAIS26%


36%



R $E N C A R G O S

4 %

C O N E X Ã O T1 %

T R A N S P O R T E D E IT A IP U

2 %

C C E A R E N E R G IA E X IS T E N T E

2 1 %

B IL A T E R A IS2 6 %

IT A IP U ( 1 )2 1 %

M C S D3 %

U S O D A T R A N S M IS S Ã O

1 9 %

P R O IN F A3 %

C C E A R E N E R G IA N O V A0 ,5 %


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

ITAIPU (1) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1CONTRATOS INICIAIS 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0BILATERAIS 3 4 3 5 5 5 5 5 5 5CONTRATO DE AJUSTE 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0CCEAR ENERGIA EXISTENTE 0 10 21 29 39 39 39 39 39 29MCSD 0 0 207 365 395 380 380 380 380 248CCEAR ENERGIA NOVA 0 0 0 0 16 55 95 121 135 160PROINFA 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1

TOTAL 9 20 233 404 457 481 521 547 561 444

- Considerando-se os Contratos já firmados.

NÚMERO DE CONTRATOS DE ENERGIA

Número de Contratos de Compra de Energia


Número de Contratos de Energia

9 20

233

404457 481

521 547 561

444

0

100

200

300

400

500

600

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013


ITAIPU (1)

BILATERAIS

MCSD

CARGA


-

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

1 2

MW

h

Carga ITAIPU (1) BILATERAISCONTRATO DE AJUSTE CCEAR ENERGIA EXISTENTE MCSDCCEAR ENERGIA NOVA PROINFA CURTO PRAZO

PROINFA CURTO PRAZO

CCEAR ENERGIA

NOVA

CONTRATO DE AJUSTE


EscelsaEscelsa


MWh

CONTRATO DE AJUSTE

1%

BILATERAIS19%

ITAIPU (1)25%


45%

PROINFA1%

CCEAR ENERGIA NOVA

1%

MCSD8%


EscelsaEscelsa

R $E N C A R G O S

4 %

T R A N S P O R T E D E IT A IP U

2 %

M C S D5 %

C C E A R E N E R G IA N O V A

2 %

P R O IN F A3 %

C C E A R E N E R G IA E X IS T E N T E

2 9 %

IT A IP U ( 1 )2 0 %

B IL A T E R A IS2 0 %

C O N T R A T O D E A J U S T E

1 %

C O N E X Ã O T1 %

U S O D A T R A N S M IS S Ã O

1 3 %


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

ITAIPU (1) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1CONTRATOS INICIAIS 1 3 0 0 0 0 0 0 0 0BILATERAIS 3 4 4 4 5 5 5 5 5 5CONTRATO DE AJUSTE 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0CCEAR ENERGIA EXISTENTE 0 10 21 29 39 39 39 39 39 29MCSD 0 55 193 289 316 311 311 311 311 157CCEAR ENERGIA NOVA 0 0 0 0 16 55 95 121 135 160PROINFA 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1

TOTAL 5 73 220 326 379 412 452 478 492 353 - Considerando-se os Contratos já firmados.

NÚMERO DE CONTRATOS DE ENERGIA

Número de Contratos de Compra de Energia

EscelsaEscelsa

Número de Contratos de Energia

573

220

326379

412452 478 492

353

0

100

200

300

400

500

600

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

50

Venda de Energia pelas Geradoras

51

Garantia Física


Cálculo da Garantia Física

Tempo10 anos Pré-Estudo 5 anos Estudo 5 anos Pós-Estudo

Simulação da Operação de Todo o Sistema Interligado Nacional: Usinas Hidro e Termoelétricas!

Simulação da Operação de Todo o Sistema Interligado Nacional: Usinas Hidro e Termoelétricas!

1. Supõe-se um consumo do SIN de

energia a ser atendido!

1. Supõe-se um consumo do SIN de

energia a ser atendido!

2. Geram-se vários cenários de Vazão Afluente

e calcula-se em quantos deles as usinas existentes

conseguem atender ao consumo!

2. Geram-se vários cenários de Vazão Afluente

e calcula-se em quantos deles as usinas existentes

conseguem atender ao consumo!

2.000 séries,com 240 meses

cada uma


Potência e Energia Assegurada

UHE Mascarenhas

UHE Lajeado

PCH Viçosa

Assegurada - MWmAssegurada - MWmPotência – MWPotência – MW

UHE Mimoso

902,5

180,5

29,0

4,5

526,6

127,0

20,9

2,8

498,8 271,0UHE Peixe Angical

A Energia Assegurada é utilizada para limitar o volume de venda de energia, sendo utilizada no cálculo de penalidade de insuficiência de lastro de venda. Além disso, a Energia Assegurada é a b ase do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.

A Energia Assegurada é utilizada para limitar o volume de venda de energia, sendo utilizada no cálculo de penalidade de insuficiência de lastro de venda. Além disso, a Energia Assegurada é a b ase do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.


Contabilização de Curto Prazo – MRE

Asseg

1.000 MWh

PO

SIÇ

ÃO

DA

US

INA

PO

SIÇ

ÃO

DA

US

INA

PO

SIÇ

ÃO

DO

SIS

TE

MA

PO

SIÇ

ÃO

DO

SIS

TE

MA

Geração

900 MWh

GSF

90%

Posição Final = Contrato – AlocadaCompra da CCEE

10 MWh

Posição Final “ short ” em 10MWh indica ganho ou prejuízo?

Isso depende do Preço do Contrato e do Preço de Liquidação das

Diferenças – PLD.




Contrato

100 MWh

AssegCG

100 MWhXP_GLF

97,5%

AssegBruta

115 MWh

AlocaçãoAssegurada

90 MWh

GeraçãoCG

80 MWh

Comprado MRE

10 MWh

AlocaçãoSecundária

0 MWh

AlocaçãoTotal

90 MWhFID

94%

108 MWh

AssegBruta x FID



Asseg

1.000 MWh

PO

SIÇ

ÃO

DA

US

INA

PO

SIÇ

ÃO

DA

US

INA

PO

SIÇ

ÃO

DO

SIS

TE

MA

PO

SIÇ

ÃO

DO

SIS

TE

MA

Geração

900 MWh

GSF

90%







Contrato

100 MWh

AssegCG

100 MWhXP_GLF

97,5%

AssegBruta

115 MWh

FID

94%

108 MWh

AssegBruta x FID


90 MWh

GeraçãoCG

110 MWh

Posição Final = Contrato – AlocadaCompra da CCEE

10 MWh

Vendado MRE

20 MWh


0 MWh

AlocaçãoTotal

90 MWh



Asseg

1.000 MWh

PO

SIÇ

ÃO

DA

US

INA

PO

SIÇ

ÃO

DA

US

INA

PO

SIÇ

ÃO

DO

SIS

TE

MA

PO

SIÇ

ÃO

DO

SIS

TE

MA

Geração

1.100 MWh

GSF

110%

Contrato

100 MWh

Posição Final = Contrato – Alocada

Venda na CCEE

10 MWh







AssegCG

100 MWhXP_GLF

97,5%

AssegBruta

115 MWh

FID

94%

108 MWh

AssegBruta

AlocaçãoTotal

110 MWh

GeraçãoCG

80 MWh

Comprado MRE

30 MWh


10 MWh


100 MWh


0

5

10

15

20

25

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

Ene

rgia

(M

Wh)

0

20

40

60

80

100

120

140

PLD

(R

$/M

Wh)

ASSm EALi,m CQVm PLD_SEi,m

Pagamento de Penalidades

( )( )( )iMEDf

mmmm

i PLDVR

CQCASSCQV

PAP ,

12

1 ;max12

;0max

⋅

+−=

∑=

58

Como os valores mensais de Energia Assegurada são

determinados?


Desempenho do MRE em 2008

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

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

Energia Assegurada verificada Energia Assegurada ProjetadaGeração no MRE

Ene

rgia

-M

Wm


ASS_1 25.616 25.379 25.563 25.219 25.577 25.644 26.331 26.959 26.597 27.694 26.381 25.826

G 27.892 27.007 29.987 30.471 28.590 29.082 28.655 30.333 28.133 29.151 25.888 -

ASS_1 6.473 6.427 6.055 5.867 5.699 6.002 6.440 6.380 6.259 6.643 6.636 6.233

G 7.560 6.796 4.123 3.407 4.909 7.121 7.879 6.513 7.777 8.520 10.199 -

ASS_1 6.843 6.234 6.355 5.838 5.746 5.757 6.122 6.344 6.226 6.551 6.318 6.257

G 3.762 3.379 3.538 4.145 3.971 4.160 4.496 5.837 5.593 6.622 6.233 -

ASS_1 4.089 4.038 4.072 4.039 3.947 3.957 4.176 4.234 4.134 4.315 4.119 4.120

G 3.504 5.675 6.202 6.411 6.472 4.272 3.522 2.957 2.770 2.647 2.217 -

ASS_1 43.022 42.079 42.045 40.962 40.969 41.360 43.068 43.916 43.217 45.203 43.453 42.435

G 42.718 42.857 43.850 44.434 43.943 44.635 44.552 45.640 44.273 46.940 44.537 -

gsf 99,29% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% -

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

total

sudeste

sul

nordeste

norte

60

Para quem e em que condições nossas geradoras vendem

energia?


Contratação 2008 – Venda das Geradoras

Bilateral Compra

2%

Bilateral Venda81%

CCEAR17%

Cliente Livre1%Comercializadora

15%

Distribuidora82%

Compra2%

CompradoresNúmero de Contratos

Montante [MWmed]

Distribuidora 181 728,514

Comercializadora 12 131,306

Cliente Livre 12 12,620

Compra 20 17,662

Total 225 890,102

Tipo de ContratoNúmero de Contratos

Montante [MWmed]

CCEAR 160 151,709

Bilateral - Venda 45 720,731

Bilateral - Compra 20 17,662

Total 225 890,102

62

Com todos estes Leilões, como houve a possibilidade

de racionamento no início de 2008?


Integração Gás e Energia Elétrica

A falta de Gás Natural para as usinas termoelétrica s criou um déficit de oferta estrutural para o Sistema Interli gado Nacional.A falta de Gás Natural para as usinas termoelétrica s criou um

déficit de oferta estrutural para o Sistema Interli gado Nacional.

Disponibilidade do TC + GN e bicombustível - PMO fe v/08 - SIN

2.601

6.6856.685

6.053

4.615

6.689

5.854

3.897

2.072

3.368

5.326 5.525

6.161

4.087

6.157 6.157

7.7177.7177.6667.523

7.7177.910 7.910 7.910

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

1º SEM 2008 2º SEM 2008 1º SEM 2009 2º SEM 2009 1º SEM 2010 2º SEM 2010 1º SEM 2011 2º SEM 2011

MW

med

UTEs GN e bicombustível UTEs TC

Disponibilidade máxima

- 4.923 - 3.769

- 3.102- 1.863

- 1.663 - 1.221 - 1.225 - 1.225


ENERGIA NATURAL AFLUENTE 2007, % Média Histórica

Sul

61

109 10988

72 65 66 67 67 6148 48

0

30

60

90

120

150

180


2007 2006 2005 2004

121137 138

66 72 76 82 84 82

5735 45

0

30

60

90

120

150

180


2007 2006 2005 2004

99 87

132 136

240

80106

62 67 71

151

105

0306090

120150180210240270


2007 2006 2005 2004

173156

95 8798 96

113 109

7763

8872

0

30

60

90

120

150

180

210


2007 2006 2005 2004

Norte Nordeste

Sudeste / Centro-Oeste

Vazões Naturais Afluentes abaixo da média em três r egiões, simultaneamente.

Vazões Naturais Afluentes abaixo da média em três r egiões, simultaneamente.


ENERGIA ARMAZENADA 2007, % da capacidade

77,584,9

94,8 95,4 90,4

73,465,6

53,7

40,229,4 26,7

83,5

10

30

50

70

90


2007 2006 2005 2004 CAR

48,2

91,6 97,8 99,6 99,0 93,181,9

61,2

45,935,8

30,5 30,1

10

30

50

70

90


2007 2006 2005 2004

63,369,8

86,782,6

90,9

76,6 79,8

61,9 61,7 59,8

75,5 72,7

10

30

50

70

90


2007 2006 2005 2004 CAR

78,484,5

80,486,7 85,6 82,6 79,6

72,1

62,0

51,748,2 46,2

10

30

50

70

90


2007 2006 2005 2004 CAR

3%

74%

11%

12%

% em relação ao SIN *

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

Sul

Norte Nordeste

Sudeste / Centro-Oeste


Consumo de Energia em 2007, GWm

A carga de 2007 cresceu 4,9% em relação a 2006, ficando inferior ao previsto no Plano Energético Nacional em 1,7%.

Uma previsão otimista de consumo contribui para a elevação do PLD.

2007/Plano -1,7%2007/2006 4,9%2006/2005 3,9%2005/2004 4,5%

Variação Anual

40

42

44

46

48

50

52

54


2007 Plano 2006 2005


Preço de Curto Prazo (R$/MWh)

Submercado Sudeste / Centro-Oeste

No início de 2008, elevações do Preço de Curto Praz o (PLD – Preço de Liquidação de Diferenças) refletiram as baixas vazõ es afluentes do fim de 2007,

conjugadas com esvaziamento dos reservatórios e ele vação do consumo.

No início de 2008, elevações do Preço de Curto Praz o (PLD – Preço de Liquidação de Diferenças) refletiram as baixas vazõ es afluentes do fim de 2007,

conjugadas com esvaziamento dos reservatórios e ele vação do consumo.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

jan/

04fe

v/04

mar

/04

abr/

04m

ai/0

4ju

n/04

jul/0

4ag

o/04

set/0

4ou

t/04

nov/

04de

z/04

jan/

05fe

v/05

mar

/05

abr/

05m

ai/0

5ju

n/05

jul/0

5ag

o/05

set/0

5ou

t/05

nov/

05de

z/05

jan/

06fe

v/06

mar

/06

abr/

06m

ai/0

6ju

n/06

jul/0

6ag

o/06

set/0

6ou

t/06

nov/

06de

z/06

jan/

07fe

v/07

mar

/07

abr/

07m

ai/0

7ju

n/07

jul/0

7ag

o/07

set/0

7ou

t/07

nov/

07de

z/07

jan/

08fe

v/08

mar

/08

abr/

08m

ai/0

8ju

n/08

jul/0

8ag

o/08

set/0

8ou

t/08

nov/

08de

z/08

jan/

09fe

v/09


Racionamento de Energia

� Em 2008, as chuvas do fim de janeiro e de fevereiro praticamenteeliminaram o risco de decretação de um racionamento de energia.

� Em 2009, o risco de racionamento é praticamente nulo, devido também às chuvas que já ocorreram, à redução de consumo e ao despacho antecipado de usinas termoelétricas.

� De qualquer forma, a dependência das chuvas de verão é cada vez mais elevada:

� Redução da capacidade de regularização dos reservatórios.

� Expansão fortemente baseada em usinas termoelétricas de alto custo, que só devemser despachadas na iminência de umacrise de abastecimento.


Encargos de Serviço do Sistema

Encargos por Razão de Segurança

Energética

Encargo pelo Despacho

Associado à Ultrapassagem da

CAR

jan/08 33.686.931,00 1.696.404,58fev/08 259.291.297,72 22.802.309,74mar/08 438.342.592,15 0,00abr/08 305.283.273,94 0,00mai/08 207.811.261,18 0,00jun/08 168.413.684,87 0,00jul/08 123.871.174,10 0,00

ago/08 135.716.747,48 0,00set/08 115.590.443,70 0,00out/08 157.372.704,11 0,00nov/08 105.081.514,71 0,00dez/08 180.355.626,70 0,00

Total Sistema 2.230.817.251,66 24.498.714,32

R$

Fonte CCEE.

70

Quais os impactos destes preços oscilantes? Se a venda

é igual à compra, ainda hárisco?


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.


• 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.



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

TRC

100 cenários

C_SIN

3 cenários

PLD

2000 cenários

�Combinação de Cenários: Carga, PLD e Carga da Distribui dora


74

O Software Risco ACR


Fundamentos

� Consistência com regras de mercado.

� Flexibilidade de importação de dados de diferentes fontes.

� Flexibilidade de fazer diferentes estudos com dados e regras diferentes.

� Ambiente de mudança: estrutura projetada para facil itar alterações de regras.

� Visualização hierárquica e intuitiva dos dados de e ntrada e dos resultados.

� Navegabilidade facilitada.

� Ênfase na análise dos dados de entrada:

Modelo de Risco

Modelo de Risco

Foram concebidos mecanismos para evitar esta situaçã o!


Dados de entrada (valores fictícios)

Análise dos Dados de entrada

Análise dos Dados de entrada

Estrutura hierárquica de variáveis e

dimensões

Estrutura hierárquica de variáveis e

dimensões


Auditoria dos dados (valores fictícios)

Averiguação de consistência de dados.

Averiguação de consistência de dados.

Valores Fictícios

ENERGIAS DO BRASIL Período Avaliado: 2008

Empresa PE PaR VaR

BANDEIRANTE 6.057.346,71 941.683,02 6.999.029,73

ESCELSA 3.164.014,67 835.989,28 4.000.003,95

Diversificado 4.610.680,69 1.925.262,94 6.535.943,63

Não Diversificado 9.221.361,38 1.777.672,29 10.999.033,67

-

2

4

6

8

10

12

PE PaR VaR


Relatório de Risco Energético do Ambiente Regulado

95%

PE R$

Pro

babi

lidad

e

VaRP@R

O PE é a perda média esperada de todos os cenários possíveis para a posição energética da distribuidora. O valor é comparado ao custo anual de contratos (CAC_A).

PaR é calculado como a diferença entre a perda média esperada (PE) e o máximo valor possível (em virtude das incertezas de mercado). Uma vez que temos diversos cenários possíveis, o P@R será definido como o cenário que absorve 95% dos cenários totais.

O VaR é uma métrica utilizada para avaliação do risco de mercado. Definido como a medida extrema do valor da posição em aberto, com um grau de confiança de 95%.

nov/08

BANDEIRANTE

-

2

4

6

8

10

12

PE PaR VaR

ESCELSA

-

2

4

6

8

10

12

PE PaR VaR

Diversificado Não Diversificado

R$

milh

ôes

R$

milh

ôes

R$

milh

ôes

0,3%

-

2

4

6

8

10

12

PE PaR VaR

0,1%

R$

milh

ôes

0,2%0,1%

Valores Fictícios

BANDEIRANTE Período Avaliado: 2008

-

200

400

600

800

1.000



Relatório de Risco Energético do Ambiente Regulado

Piores cenários de carga: cenários de carga responsáveis pelos 2% maiores valores de VPA.

Melhores cenários de carga: cenários de carga responsáveis pelos 2% menores valores de VPA.

Piores cenários de PLD: cenários de PLD responsáveis pelos maiores valores de VPA.

nov/08

Piores Cenários de Carga2%

Pro

babi

lidad

e

Piores

2%

-

200

400

600

800

1.000


-100200300400500600


-100200300400500600


Melhores Cenários de Carga

Piores Cenários de PLD

Melhores Cenários de PLD

Melhores

Melhores cenários de PLD: cenários de PLD responsaveis pelos menores valores de VPA.

Contratos

Carga/PLD médios

Melhores cenários

Piores cenários

R$/

MW

hR

$/M

Wh

VPA

R$10.277.8985.329.686M

ilhõe

s M

Wh

Milh

ões

MW

h

Valores Fictícios


Políticas de Risco

• A empresa tem Políticas de Risco formalmente aprovadas, indicando:

• Valores que podem ser assumidos diretamente pelas áreas;

• Valores indicativos de report imediato;

• Valores que necessitam de aprovação em RD.

P95%

E{PA}

45o

Região de Trabalho Fronteira

Eficiente

LM (ELM, PLM)

81

E 2009?


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.



• Preocupações quanto à crise econômica, devido à redução de consumo.

• Para os clientes cativos, a redução de demanda contratada obedece prazos e vários clientes estão indecisos sobre este pedido, pois há a perspectiva de reaquecimento da economia devido aos pacotes governamentais de estímulo à economia.

� A Resolução ANEEL 456, de 29 de Novembro de 2000, es tabelece em seu artigo 23, parágrafo 4:

“§ 4º A concessionária deverá atender as solicitações de redução de demanda contratada não contempladas no art. 24, desd e que efetuadas por escrito e com antecedência mínima de 180 (cento e oitenta) dias .”



• 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.


Conceitos e Práticas

São Paulo, 9 de Fevereiro de 2009.

Economy & Finance

Diretoria de Planejamento Energético - Conceitos e Práticas