1
Utilities Day – Santander
São Paulo, Fevereiro de 2016
Fluxos nos Sistemas de Potência
2
O fluxo dos elétrons
• Baseado em Leis Universais:
- Kirchhoff's
- Ohm´s
- Gauss´s
- Equações de Maxwell
- Equações de Tesla…
Fluxos nos Sistemas de Potência
3
O fluxo dos elétrons O fluxo do dinheiro
• Baseado em Leis Universais:
- Kirchhoff's
- Ohm´s
- Gauss´s
- Equações de Maxwell
- Equações de Tesla…
• Baseado em regras locais:
- Qualidade do Serviço
- Expansão da Capacidade
- Conexão à rede
- Micro e mini generadores
- Renováveis…
4
Desde 2004, as Distribuidoras assumiram o papel de garantidoras da expansão da Oferta de Energia...
Distribuidoras
Previsão da necessidade de energia
para os próximos 5
anos
12 13 14 15 16
Previsão doConsumo
Contratos Existentes
Energia necessária para o
LeilãoDistribuidoras
enviam necessidades
ao MME
1 2
Consolidação da necessidade
Brasil
3
Seleção dos Projetos aptos a
atender à necessidade
Editais dos Leilões
4 5
Operação dos Leilões
6
Investidores em Geração
Concorrência pelomenor preço
7
Geradores Vencedores assinam contratos de longo prazo (15 a 30
anos) com as distribuidoras.
As Distribuidoras garantem o financiamento com os recebíveis...
8Geradores Vencedores
4
Exaustão do modelo de comercialização de 2004
2002 Livre ContrataçãoTodos os riscos gerenciados
1998 Contratos IniciaisCompulsório
Risco Geração Distribuição Mecanismo
ContraparteExposiçãoInvoluntária
Preço CVAenergia
SubmercadoExposição Financeira
Hidrológico (Q) (D) ?
Saída de Livre
(Exist) Redução do CCEAR
Mercado
(4%Exist)
Redução do CCEARLimite 5%MCSD
2004
Contratação Regulada
5
Contratação em Leilão
A-3A-5 A-1 A
Energia Existente
5 anos (hidrelétricas)3 anos (Térmicas, eólicas)
1 ano
Energia Nova
Recontratação
Premissa Regra
Energia Existente é mais barata que energia nova Recontrata 96%~100%
Contratar expansão de 5 a 3 anos de antecedência Contratar em A-3 ou A-5
A
A
B
B
6
7
As premissas que fundamentaram o modelo de 2004 não são mais aderentes à nova realidade
148
216
275
150138
221212210211222223
105
20
11
146
20
10
20
13
20
12
20
15
106
20
14
136
20
08
20
16
146
20
09
168
NovaExistente
Energia Existente é mais barata que energia nova?
Contrata a expansão com antecedência?
-2%+4%
-1%
20
16
335
20
15
20
14
345
20
13
329
20
12
320
20
11
310252
20
09
341302
20
06
20
10
20
07
279
20
08
263 287
2.7332.6502.3072.374
2.359
4.673
2.3272.1803.241
2.583
20
14
20
13
20
12
20
11
20
10
20
09
20
18
20
17
20
16
20
15
TWhMercado Cativo
MWm
Contratação do Mercado Cativo
8
A energia existente foi reduzida em 67% e não está disponível a todas as distribuidoras
6.607
20.080
12.543
2012 2016
19.150
ExistenteCotasMWm
-67%
Antes da Distribuição de Cotas
Posição Atual
Possibilidade de Redução de Energia Existente
1.194
581
D4
3
680
D4
1D
39
D3
7D
35
D3
3D
31
D2
9D
27
D2
5D
23
D2
1D
19
D1
7D
15
D1
3D
11
D9
D7
D5
D3
D1
Energia ExistenteMWm
Contratação de Energia Existente por Distribuidora
Fonte: CCEE
Lago da UHE Sobradinho
Reservatório no interior
de São Paulo
Energia Afluente aos Reservatórios (GWmédio)
70
2012
36
74
2011
49
97
2010
35
87
2015
4758
2014
41
59
2013
45
Inverno
Verão
Geração Termoelétrica (GWmédio)
2015
1415
2014
1412
2013
1111
2012
6
4
2011
33
2010
5
2
Energia Armazenada na Região Sudeste/Centro-Oeste, em % da Capacidade Máxima
A manutenção do fluxo dos elétrons foi um
desafio nos últimos anos...
443637
6372
8879
Mai/2015Mai/2014Mai/2013Mai/2012Mai/2011Mai/2010 11
2x 5y
Atualmente, o parque termoelétrico possuium custo de operação que cresce muito rapidamente
com o despacho das usinas...
12
Desafio 1: Sobrecontratação
Os potencialmente livres e especiais estão migrando para o Mercado Livre, dada a Tarifa de Energia cativa
Adesão de Novos Consumidores ao Mercado Livre (19/Jan/2016)
81
-20
39
-1
52
-18
2028
29
40
2771
143
436
34
-31
194
-225
20
07
20
06
19
-jan
-16
492
20
14
59440
20
15
-38
20
09
26
20
08
20
13
218
190
20
12
486
405
20
11
161
132
20
10
274
234
20
05
20
04
EspecialLivre
34
37
30
30
271
170
PLDTarifa Média
TEBandeiraCDE 2013/14
CVA
+101 -241
Tarifa de Energia Cativo(EDP Bandeirante)
Fonte: CCEE14
Sobrecontratação das distribuidoras para o ano de 2016
7,0%
7,7%
5,1%
5,6%
10,0% Brasil (33 distribuidoras)
7,1%
RegiãoContratação-
Requisito (NET)Requisito (%)
N 112 2.006 5,6%
NE 414 8.165 5,1%
CO 229 2.278 10,0%
SE 1.716 22.375 7,7%
S 448 6.447 7,0%
Total 2.918 41.271 7,1%
Contraste: Contratação considerando a estimativa EPE de crescimento de mercado
4,0%
Volumes de Energia (MWm)
Fonte: ABRADEE jan/201615
16
Como é Como poderia ser Risco
Saída de Livres e Especiais
Redução de CCEARs deEnergia Existente
Redução ou Sobrecontratação InvoluntáriaFalta de clareza na definição da regra
Variação de Mercado (4%)
Redução de CCEARs deEnergia Existente
Redução ou Sobrecontratação Involuntária
Acordos BilateraisAcordo entre gerador e distribuidor
Iniciativa estrutural entre MME, ANEEL, geradores interessados e distribuidores
Anuência da ANEEL
MCSD de Energia Nova
2017 2016
Prazo de Execução
MCSD ex-postAlivia a penalidade de falta de lastro
Alivia a penalidade de falta de lastro e a sobrecontratação
Penalidade por falta de lastro
Pelo lastro contratualPelo MRE nos contratos com risco hidrológico, com Exposição/ Sobrecontratação Involuntária
Ressarcimento de Angra
Em R$ Em MWh
Ativo RegulatórioPago somente pelos cativos
Pago também no momento da migração ao evento tarifário
Propostas no âmbito da ANEEL
17
Como é Como poderia ser Risco
Contratação do Montante de Reposição
Obrigação de Contratar de 96%~100%
Obrigação de Contratar de K %~100%
Prazo para vigência: antes de 2017
Energia de Reserva Pode haver licitação em 2016 Contratar parte dos CCEARs
PLD Despacho do modelo distante do despacho por Segurança Energética
Despacho do modelo parecido com o despacho sugerido pelo CMSE
Propostas no âmbito do MME
Desafio 2: GSF
Adesão à Repactuação do GSF
19
Usinas aprovadas em 2015:
Usinas aprovadas em janeiro de 2016:
Usinas que não participaram da adesão:
O primeiro Critério de Avaliação é baseado no Valor Presente Líquido do Custo Evitado de aderir à
Repactuação em cada um dos 1.200 cenários
Custo Evitado com a Repactuação do Risco Hidrológico
(R$ MM)
Séries Simuladas (100% =
1.200 séries)
Série com
Maior VPL
Série com
Menor VPL
0% 100%5%
Custo Evitado com a Repactuação:
• Paga-se o Prêmio de Risco • Evita-se o pagamento de um custo
elevado de Risco Hidrológico.
Arrependimento da Repactuação:
• Paga-se o Prêmio de Risco • Perde-se a oportunidade de pagar um
custo efetivo baixo para o Risco Hidrológico.
Percentual de cenários em que há
Custo Evitado com a
Repactuação do Risco Hidrológico
95%
20
Distribuição do Custo Evitado
Para a Opção SP100, a proteção é máxima, porém obtém-se VPL positivo com a Repactuação somente em 30,9% das séries simuladas. Para a opção SP92, a proteção
reduz-se e obtém-se VPL positivo para 45,3% das séries simuladas.
30,9% do tempo com VPL > 0
45,3% do tempo com VPL > 0
Opção SP92: gerador assume até 8% de exposição a PLD (GSF = 92%) e paga Prêmio de Risco de R$2,50/MWh.
Opção SP100: gerador fica isento de toda a exposição a PLD (GSF = 100%) e paga Prêmio de Risco de R$9,50/MWh.
21
Desafio 3: Processos Tarifários
773621
706 765 791824
-4%-20%
RTP 20152012RTP 20112010 20142013
Evolução da parcela B (R$ milhões)
Base de Remuneração Líquida – Glosa (R$ milhões)
1.545
25
1.520
-177
1.697
-9,0%
Redução pela Fiscalização
Base AprovadaBase Líquida (Antes da
Fiscalização)
Pleito Acatado
-10,4%
Base LíquidaFiscalizada
1.667
34
1.633
-47
1.680
-0,8%
Redução pela Fiscalização
Base AprovadaBase Líquida (Antes da
Fiscalização)
Pleito Acatado
-2,8%
Base LíquidaFiscalizada
3º ciclo 4º ciclo
Evolução perdas (%)
2015/2016 2016/2017 2017/2018 2018/2019
9,83 9,31 8,85 8,45
Queda da velocidade de 1,4% para 0,5%
4º Ciclo de Revisão Tarifária EDP Bandeirante
23
Metodologia de Perdas Não-TécnicasNota Técnica nº 106/2015-SGT/SRM/ANEEL
Variáveis socioeconômicas Fonte
Violência – Óbitos por Agressão DATASUS
% de pessoas com renda per capita inferior ½ salário IBGE/IPEA
Gini IBGE
Precariedade – domicílios subnormais (Censo 2010) IBGE
Coleta de lixo urbano IBGE
Inadimplência do setor de crédito BACEN
Mercado de Baixa Renda SAMP
Ranking de Complexidade
2013 2016
25º 12º
1º é a distribuidora mais complexa, que repassa mais perdas.
24
Desafio 4: Operação da Distribuição
Evolução do DEC (horas)
8,087,62 7,65 7,40 7,62
9,6710,37
9,629,28
8,71
2013 2014 1T15 2T15 3T15
EDP Bandeirante EDP Escelsa
5,515,34
5,144,98 4,96
5,78
6,45
5,605,44
4,96
2013 2014 1T15 2T15 3T15
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Evolução do FEC (vezes) Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Escelsa
Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Bandeirante
18,37%15,92%
17,87% 16,74%15,29% 15,17%
12,07%10,67%
9,27% 9,27% 9,27%7,87%
2012 2013 2014 1T15 2T15 3T15
15,34%13,92%
12,15% 11,80%10,62% 10,68%14,63%
13,23%
10,43% 10,43% 10,43% 10,43%
2012 2013 2014 1T15 2T15 3T15
Realizado Meta Aneel
-2,70p.p.
10,28
8,78
7,98
7,23
Meta Anual Regulatória Aneel
Meta Anual Regulatória Aneel
-1,47 p.p
Melhoria da Qualidade do Serviço e Redução de Perdas
26
0,47%0,73%
0,49%
0,74%
0,38%
0,93%
0,74%0,74%
2014 1T15 2T15 3T15
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Inad. Total / Fat. 12 meses (%) PDD / Receita Bruta
Reformulação da cobrança;
Protesto e Cejusc;
Restrição de crédito;
Estratégia de corte;
Negociação com grandes clientes
10,00% 10,00%9,70%
8,70%
8,40% 8,50%8,10%
7,30%
2014 1T15 2T15 3T15
EDP Bandeirante EDP Escelsa
Continuidade na gestão efetiva no combate da PDD e Inadimplência
27
Desafio 5: Pecém
Consolidação dos Pleitos Regulatórios
Mar/2013• Alteração da regra de repasse de custos de compra de energia, de acordo com a entrada em operação comercial de cada máquina
Set/2014• Ressarcimentos por indisponibilidade passam a ser calculados com base em 60 meses e não em base horária
Fev/2015Cálculo do ressarcimento com base na potência de 700MW e não 720MW
Mar/2015Aumento da garantia física de 631MWm para 645,3MWm
Mar/2015• Recálculo dos valores de consumo interno
Mar/2012• Adiamento do início da operação comercial de 1/1/12 para 23/7/12
2012 2014 20152013
Dez/2015• Aplicação de fator de alocação de energia ao CCEAR implica distorção no cálculo do ressarcimento
29
62%
76%
96%
79%85% 87%
2013 2014 1T15 2T15 3T15 9M15
Índice de disponibilidade (%) | consolidado
Evolução da Disponibilidade
30
Desafio 6: Projetos
36
Utilities Day – Santander
São Paulo, Fevereiro de 2016