Avaliação Energética do Sistema Interligado NacionalFATOS RELEVANTES • Despacho de térmicas por ordem de mérito • Região SE : UNEs Angra 1 e 2, UTEs Cuiabá, Norte Fluminense

Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional

Reunião Plenária da ABRAGE30 de Agosto de 2007

Brasília - DF

Luiz Hamilton MoreiraGTOP

N

SE

NE

BOA

REGULAR

RUIM

SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN

EAR = 64,6%ENA = 67%

EAR DO DIA 26 DE Agosto/07CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊSENA ACUMULADA ATÉ O DIA 26/Ago/07

EAR = 67,4%CAR = 24,0%ENA = 84%

EAR =73,6%CAR = 27,0%ENA = 114%

EAR = 66,6%CAR = 13,0%ENA = 67%

Situação

S

N

SE

NE

BOA

REGULAR

RUIM

BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN

89

810

899500

7

4.2224.215ITAIPU

60 Hz

ITAIPU 50 Hz

CARGA = 3.562GHID = 3.472

GTER = 0 PLD = 40,95

CARGA = 7.095GHID = 5.642GTER = 121GEOL= 22

PLD = 41,67

CARGA = 30.613GHID = 20.402GNUC = 1.868GTER = 1020PLD = 34,71

CARGA =8.033GHID = 7.827GTER = 1136GEOL = 76PLD = 33,88

EXPORTAÇÃO

1000

4.501

• VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 20 a 26/Ago.

• PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 18 A 24/Ago.

S

PREVISÃO CLIMÁTICA

Os campos oceânicos e atmosféricos continuam evidenciando características associadas à La Niña sobre o Oceano Pacífico Equatorial.

Fonte: CPTEC/INPE

EFEITOS ESPERADOS DE LA NIÑA


Fonte: CPTEC/INPE


Fonte: CPTEC/INPE

FATOS RELEVANTES

• Despacho de térmicas por ordem de mérito

• Região SE : UNEs Angra 1 e 2, UTEs Cuiabá, Norte Fluminense 1 e 2

• Exportação de energia recursos excedentes de geração térmica das usinas de P. Médici A e B, J. Lacerda A1, A2, B e C, Araucária, Charqueadas, São Jerônimo, Termorio e Igarapé

• Uruguai 72 MWmed

• Argentina 1050 MWmed

• 27/06/07 Oficio nº 196/2007 – SRG ANEEL faculta aos agentes de geração térmica redeclararem novos custos unitários variáveis de operação para exportação

FATOS RELEVANTES

• Reuniões ABRAGE/ANEEL• Impactos na geração decorrentes de restrições

elétricas na DIT´s• Superação de equipamentos de usinas em

decorrência de curto-circuito• Resolução ANEEL nº 266/2007

• PMO Junho/07 abrupta elevação do CMO/PLD• CEPEL/ONS identificação do problema• GT2/FT-NEWAVE solução• Newave versão 12f enviado para homologação da

ANEEL

FIM

INTERCÂMBIO INTERNACIONAL

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

31/1

2/05

31/1

/06

28/2

/06

31/3

/06

30/4

/06

31/5

/06

30/6

/06

31/7

/06

31/8

/06

30/9

/06

31/1

0/06

30/1

1/06

31/1

2/06

31/1

/07

28/2

/07

31/3

/07

30/4

/07

31/5

/07

30/6

/07

31/7

/07

MW

Envio p/ Arg. Envio p/ Uruguai Recebido da Ande

PLD 2007

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

1/1/

078/

1/07

15/1

/07

22/1

/07

29/1

/07

5/2/

0712

/2/0

719

/2/0

726

/2/0

75/

3/07

12/3

/07

19/3

/07

26/3

/07

2/4/

079/

4/07

16/4

/07

23/4

/07

30/4

/07

7/5/

0714

/5/0

721

/5/0

728

/5/0

74/

6/07

11/6

/07

18/6

/07

25/6

/07

2/7/

079/

7/07

16/7

/07

23/7

/07

30/7

/07

6/8/

0713

/8/0

720

/8/0

7

R$/MWh SUL SUDESTE Norte Nordeste

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL

Nº 266, DE 22 DE MAIO DE 2007

Brasília - DF09 de Agosto de 2007

Estabelece critérios de participação no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE para empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente e procedimentos e critérios de apuração da indisponibilidade, para fins de aplicação do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada -MRA.

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 266/2007



Do inciso I do Art. 7º



1 - (IFv+ IPv )



1 - (IFv+ IPv )

1 - (IFd+ IPd ) + (IFd x IPd )

= EAcalculada x1 - (IFv+ IPv )

1 – (IFd+IPd ) + (IFd x IPd )

EXEMPLO NUMÉRICO

PCH (MW)n=nº de Ugs 1Potência por máquina(MW) 30 MWHP=total de horas de análise 720 horas 30,00 dias

HIF1=horas indisponíveis FORÇADAS da UG-1 50 horas 2,08 diasHIF1=horas indisponíveis PROGRAMADAS da UG-1 100 horas 4,17 dias

Total de indisponibilidades forçadas 50 horas 2,08 diasTotal de indisponibilidades programadas 100 horas 4,17 diasTotal de indisponibilidades forçadas+programadas 150 horas 6,25 dias

HI1=Horas indisponíveis da UG-1 (FORÇADA+PROGRAMADA) 150 horas 6,25 dias

INDISP=Indisp FORÇADA + Indisp PROGRAMADA 0,208333333Disp verificada=(1-INDISP) 0,791666667IF=Indisponibilidade FORÇADA 0,069444444IP=Indisponibilidade PROGRAMADA 0,138888889Disp declarada=(1-IF)X(1-IP) 0,801311728

Disp verificada / Disp declarada 0,987963409

30

Seja uma PCH com 1 unidade geradora de 30 MW onde a indisponibilidade verificada seja exatamente igual a declarada

HIP1=horas indisponíveis PROGRAMADAS da UG-1

Contabilização dos Geradores na CCEE de Maio/2007

Reunião ABRAGE 30/08

2

Fatores Explicativos

Geração de significativa quantidade de energia secundária.

Regras de modulação resultam em elevados valores de energia assegurada no patamar de carga pesada, e consequentemente reduzidos valores nos demais patamares.

Maio /2007

Leve 30.422 Média 42.520

Pesado 69.180 Total 40.811

Modulação das Energias Asseguradas do MRE (MWmed)

3


Regras de modulação, assim, acabam por:provocar “exposição” de energia assegurada na ponta (GSF <<1);transformar energia assegurada em secundária nos demais patamares (“GSF > 1”).

Leve 6.288 Média 5.494

Pesado (15.214)Total 3.619

Superávit / DéficitGeração MRE (MWmed)

Energia Gerada – Energia Assegurada

Valor médio de “energia secundária” de 5.214

MWmes (em vez de 3.619 MWmes)

4


Alocação da maior parte da “energia secundária” em submercados com preços inferiores ao da própria usina.Regra de não alocação do “surplus” àenergia secundária.

5

“Exposição” da Energia Secundária Em Maio/2007

Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5 TOTALNE (1) 0 (0) (0) (1) (2)N 1 0 1 0 0 3

SE/CO 0 (1) (1) 1 0 (1)S (1) 6 12 17 44 79

TOTAL 0 5 12 19 44 80

"Exposição" Energia Secundária Total (R$ milhões)

6

Conclusões

Correção da RegraCálculo da energia secundaria média (média dos patamares de carga)

3619 MWmes (maio/2007)Energia secundária com direito a “surplus” = energia secundária em cada patamar –energia secundária média

Carga leve = 6288 – 3619 = 2669Carga média = 5494 - 3619 = 1875

7

Novo Resultado Após Correção da Regra

Aderente com o SURPLUS (sobra de R$ 58 milhões). Exposição R$ 33

milhões inferior.

Semana 1 Semana 2 Semana 3 Semana 4 Semana 5 TOTALNE (0) 0 (0) (0) (1) (1)N 1 0 1 0 0 2

SE/CO 0 (1) (1) 1 0 (1)S (0) 5 10 9 24 47

TOTAL 0 4 10 10 24 47

"Exposição" Energia Secundária Total AJUSTADA (R$ milhões)

8

Conclusões

Considerar a modulação dos contratos no ACL tornando o perfil da modulação da EASS mais aderente à geração do MRE em cada patamar visando minimizar a energia secundária fictícia (sem direito a “surplus”).Recomendação de regra que direcione “surplus” à energia secundária fictícia remanescente alocada em outros submercados.

Outros Assuntos

Reunião ABRAGE 30/08

10

Workshop CCEE

Temas livres versando sobre formação de preços.Convidar:

instituições setoriais;associações;agentes;consultores;centros de pesquisa / universidades.

ABRAGE proporá tema “CAR e seus custos-benefícios”.

11

GT1

Enviar sugestão de participação da CCEE no GT1, de forma a internalizar no Grupo as discussões comerciais.

12

“Surplus”- Histórico MAE/CCEE

Direcionadoaos ESSRacionamento

(RTE)Direcionado para

alívio da exposição residual de fev/02

Direcionado aos ESS

Paga pelos geradores do MREDirecionado para alívio da exposição residual de jul/02Direcionado aos

ESSPaga pelos

geradores do MREDirecionado aos ESSPaga pelos

geradores do MRE (CAR jan/04)Direcionado aos

ESSPaga pelos geradores do MREDirecionado aos

ESSPaga pelos

geradores do MRE (CAR jan/04)Direcionado aos

ESS (com sobras!)

Excesso de SURPLUS

Exposição Residual

set/00-mai/01 84,34 jun/01-fev/02 4.233,54

mar/02 0,63 abr/02-mai/02 0,71 jun/02-jul/02 1,82

ago/02 0,42 set/02 0,29

out/02-abr/03 4,49 mai/03-nov/03 8,81 dez/03-jan/05 245,01 fev/05-ago/05 61,00

set/05 0,35 out/05-jun/06 88,97 jul/06-dez/06 59,30 jan/07-jun/07 132,80

Resumo:

•Valor líquido pago pelos geradores (desconsiderando período de racionamento): R$ 303 milhões

•Valor direcionado aos ESS: R$ 378 milhões

13

“Surplus”- Proposta

Restituição do pleito por regra que preveja a possibilidade de utilização das sobras de “surplus”, pelos geradores do MRE, para a compensação de exposições residuais verificadas em uma janela móvel de 12meses.

ENERGIA LIVRE ENERGIA LIVRE --INFORMESINFORMES

Reunião ABRAGEReunião ABRAGEBrasBrasíília, 30 de agosto de 2007lia, 30 de agosto de 2007

ÚÚLTIMOS DOCUMENTOSLTIMOS DOCUMENTOS

Recentemente foram emitidos documentos com Recentemente foram emitidos documentos com relarelaçção ao tema:ão ao tema:

Parecer nParecer n°° 095/2007095/2007--PF/ANEEL, de 07 de marPF/ANEEL, de 07 de marçço de o de 2007;2007;Nota TNota Téécnica cnica nn°° 296/2007, de 02 de julho de 2007; 296/2007, de 02 de julho de 2007; Nota TNota Téécnica ncnica n°° 208/2007208/2007--SRE/ANEEL, de 02 de julho SRE/ANEEL, de 02 de julho de 2007; ede 2007; eOfOfíício ncio n°° 1501/20071501/2007--SFF/ANEEL, de 23 de julho de SFF/ANEEL, de 23 de julho de 20072007

Parecer nParecer n°° 095/2007095/2007--PF/ANEELPF/ANEEL

A PF conclui que A PF conclui que “…“… não não éé posspossíível cogitar vel cogitar instrumento regulatinstrumento regulatóório alternativo para rio alternativo para garantir a recuperagarantir a recuperaçção dos valores ão dos valores homologados pela ANEELhomologados pela ANEEL””..

Parecer nParecer n°° 095/2007095/2007--PF/ANEELPF/ANEEL

Entretanto: Entretanto: ““inexistem razões objetivas e inexistem razões objetivas e razorazoááveis, com respaldo tveis, com respaldo téécnico, cnico, econômico e jureconômico e juríídico que justifiquem ou dico que justifiquem ou discriminem o tratamento a ser dados discriminem o tratamento a ser dados para as perdas das geradores e para as perdas das geradores e distribuidorasdistribuidoras…… especialmente porque o especialmente porque o objetivo do acordo era a repartiobjetivo do acordo era a repartiçção ão eqeqüüânime dos prejuânime dos prejuíízoszos””

Nota TNota Téécnica ncnica n°° 296/2007296/2007

A SFF publicou, em 02 de julho de 2007, a A SFF publicou, em 02 de julho de 2007, a Nota TNota Téécnica ncnica n°° 296/2007296/2007--SFF/ANEEL, SFF/ANEEL, que responde aos questionamentos:que responde aos questionamentos:

““1) Considerando os custos tribut1) Considerando os custos tributáários que a rios que a Distrib. assumeDistrib. assume……hháá fundamento para que fundamento para que esses custos sejam deduzidos quando do esses custos sejam deduzidos quando do repasse repasse ààs Geradoras?s Geradoras?””

““Sim para ICMS, PIS/PASEP, COFINS, CPMF, P&D Sim para ICMS, PIS/PASEP, COFINS, CPMF, P&D e Eficiência Energe Eficiência Energéética. Não para RGR e TFSEEtica. Não para RGR e TFSEE””;;


Questionamentos, cont.:Questionamentos, cont.:

““2) Qual o tratamento cont2) Qual o tratamento contáábil a ser dado ao bil a ser dado ao saldo devedor de EL a ser pago pelas Dist.?saldo devedor de EL a ser pago pelas Dist.?””

““ ……deverão as Dist. repassar os valores de EL jdeverão as Dist. repassar os valores de EL jááfaturadosfaturados……ainda que não arrecadados, arcando ainda que não arrecadados, arcando com eventuais indimplências. Proceder baixas no com eventuais indimplências. Proceder baixas no Ativo/Passivo regulatAtivo/Passivo regulatóóriorio””;;


Cont:Cont:““3) Considerando que o repasse de EL 3) Considerando que o repasse de EL éécalculado pela arrecadacalculado pela arrecadaçção e o saldo devedor ão e o saldo devedor éé pelo faturamento, qual a forma de quitapelo faturamento, qual a forma de quitaçção ão ao final do perao final do perííodo?odo?””

“…“…deverão as Dist. informar, atdeverão as Dist. informar, atéé o dia 09 do mês o dia 09 do mês subseqsubseqüüente ao encerramento do prazo da RTE, o ente ao encerramento do prazo da RTE, o montante faturado e realizar o respectivo repassemontante faturado e realizar o respectivo repasse””


A SRE publicou, em 02 de julho de 2007, A SRE publicou, em 02 de julho de 2007, a Nota Ta Nota Téécnica ncnica n°° 208/2007208/2007--SRE/ANEELSRE/ANEEL

““AtualizaAtualizaçção dos percentuais de repasse de ão dos percentuais de repasse de Energia Livre constantes do Anexo I da Energia Livre constantes do Anexo I da ResoluResoluçção Normativa não Normativa n°° 45/200445/2004……..””; e; e““DefiniDefiniçção do critão do critéério de crio de cáálculo do repasse lculo do repasse final da Energia Livre, de forma que a relafinal da Energia Livre, de forma que a relaçção ão entre os saldos não amortizados de EL e PR entre os saldos não amortizados de EL e PR sejam iguais sejam iguais àà relarelaçção entre os valores ão entre os valores homologadoshomologados…”…”

OfOfíício ncio n°° 15011501--SFF/ANEELSFF/ANEEL

O OfO Ofíício determina o preenchimento de cio determina o preenchimento de novo formnovo formúúlláário de remessa de rio de remessa de informainformaçções para o Acompanhamento ões para o Acompanhamento Mensal do Repasse de Energia Livre.Mensal do Repasse de Energia Livre.

Apresenta nova planilha, para uso obrigatApresenta nova planilha, para uso obrigatóório, rio, que serão disponibilizadas no site ANEEL.que serão disponibilizadas no site ANEEL.

ENERGIA LIVRE ENERGIA LIVRE --INFORMESINFORMES

ReuniãoReunião ABRAGEABRAGEBrasBrasíília, 30 de lia, 30 de agostoagosto de 2007de 2007

Avaliação do Atendimento Energético

2007 / 2011

Reunião ABRAGE Brasília – 30 de agosto de 2007 Hermes J. Chipp

Diretor Geral

2

Estrutura da Apresentação

1. Objetivo

2. Sistemática de Avaliação

3. Atendimento 2007/2011 – PEN 2007

4. Cenários Avaliados

5. Resultados

6. Conclusões e Recomendações

3

Avaliar as condições de atendimento energético em horizonte de 5 anos

Período requerido para que, sob a visão do ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de Geração e Transmissão pelo MME/CMSE – EPE, para aumentar a margem de segurança da operação.

Objetivo

4

Médio PrazoCurto Prazo1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano

Os níveis de armazenamento e as afluências aos reservatórios são determinantes para a segurança do atendimento

Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação

A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento.

Sistemática de Avaliação

Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança

Foco em 2007 e 2008 Foco de 2009 a 2011

5

Estabelecimento de Nível Meta de Armazenamento ao final do

período seco do 1º ano (novembro), para garantir o atendimento

no 2º ano, considerando o pior período úmido do histórico

(dez/1º ano – abr/2º ano).

Para atingir o Nível Meta de Armazenamento poderá ser

necessária a utilização antecipada de geração térmica e/ou

elevação de intercâmbios entre subsistemas

Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos – Curto Prazo (foco em 2007 e 2008)

6

No período mar/nov, caso necessário, serão adotados procedimentos operativos – intercâmbios entre subsistemas e antecipação de geração térmica – para atingir o nível meta desejado em novembro do 1º ano buscando o aumento da garantia do atendimento no 2º ano.

Afluência no

Período Seco

Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno

Afluência

Selecionada para

Critério

de Segurança

DesejadoNSPS10%

NSPU

Afluência CAR

Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual – Curto Prazo

Nível Meta

(%EAR)

Afluência selecionada para

critério de segurança desejado

Dez/Abr

N2 2º pior do histórico

N3 CAR

N1 Pior do histórico

Nível verificado Final Fev

Verificado Final Jan

Jan/1ºAno

7

Níveis Meta – SE/CO e NE

Jul/07 Nov/07 Abr/08

42,0%

Região SE/CO

Afluência CAR72%MLT

10%

Nov/08Fev/07

Nível Meta

(%EAR)AfluênciaDez/Abr

55% Pior do histórico70 / 71 (48%MLT)

38% CAR (62%MLT)3º pior histórico



Região NE

48,0%SE/CO NE

53%MLT

SE/CO

NE

8

SITUAÇÃO 1

Armazenamento igual ou superior ao Nível Meta.

FIM DO PROCESSO

SITUAÇÃO 2

Armazenamento éinferior ao Nível Meta.

PASSA PARA FASE 2

Fase 1 – Estudo prospectivo

NÍVEL METAFIM DO PROCESSO

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Arm

azen

amen

to

fev mar abr mai jun jul ago set out nov

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%


Arm

azen

amen

to

PASSAR À FASE 2NÍVEL META

9

Fase 2 – Determinação do Nível de Segurança

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%


Arm

azen

amen

to

Nível de segurança (final do mês do PMO)

Mês do

PMO

Otimização determinística com afluência conservadora verossímil, com DECOMP,

restrição de Nível Meta

(com conhecimento do futuro)

Nível inicial do PMO

Nível Meta

10

Fase 3 – Aplicação do Nível de Segurança

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%


Arm

azen

amen

to

Semanalmente, compara-se os armazenamentos ao final do mês, no PMO e suas revisões, com os Níveis de Segurança mensais.

Nível Meta

Mês do

PMO FIM DO PROCESSO

Nível de segurança

PMO e Revisões : EAR ao final do mês no PMO fica acima do Nível de

Segurança

11

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%


Arm

azen

amen

to

Fase 3 – Aplicação do Nível de SegurançaSemanalmente, compara-se os armazenamentos ao final do mês, no PMO e

suas revisões, com os Níveis de Segurança mensais.


Nível Meta

Mês do

PMO

PMO e Revisões :EAR ao final do mês no PMO fica

abaixo do Nível de Segurança

Indicação de ajuste de intercâmbio e geração térmica adicional

(automaticamente com DECOMP)

12

Fase 3 – Aplicação do Nível de Segurança

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%


Arm

azen

amen

to

Esta decisão fica condicionada à probabilidade do armazenamento se manter abaixo do Nível de Segurança no segundo mês (afluências estocásticas)


Nível Meta

Mês do

PMO

PMO e Revisões:EAR ao final do mês no PMO fica

abaixo do Nível de Segurança

Indicação de ajuste de intercâmbio e geração térmica adicional

(automaticamente com DECOMP)

Se pelo menos 50% dos cenários ficam abaixo do Nível de Segurança, é mantida a decisão

13

Aplicação dos Procedimentos de Segurança

Nível Meta




Nível de Segurança

69%

58%

Nível Previsto

72,7%

EAR (%) – 31/8 EAR (%) – 30/11

Região NE

Nível Meta




Nível de Segurança

65%

56%

Nível Previsto

66,0%

EAR (%) – 31/8 EAR (%) – 30/11

Os níveis de segurança em 31/08 foram obtidos para as afluências conservadoras verossímeis no período ago - nov, de 82% da MLT e 84% da MLT, respectivamente, nas regiões Sudeste e Nordeste.

Com base nos níveis previstos para 31/08, pode-se afirmar que em 2007 não haverá necessidade de se recorrer à geração térmica adicional para atingir o nível de segurança associado à hipótese de ocorrência da pior afluência do histórico no período dez/07 a abr/08.

Região SE

14

Com base nos resultados dos riscos de déficit poderão ser

propostas ao MME / CMSE - EPE antecipação e/ou

implantação de oferta adicional de Geração e Transmissão

para aumentar a segurança do atendimento.

Atendimento 2009 / 2011 – Médio Prazo

15

4,4%61.18020114,8%58.62320104,9%55.96220095,0%53.58620085,4%50.9772007

CrescimentoMWmedTrajetória Inferior – PDEE 2007-2016

2007 – 2011: PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga

MWmed Crescimento2007 51.245 6,0%2008 54.171 5,6%2009 56.900 5,5%2010 59.963 5,4%2011 62.942 5,0%

Trajetória Superior – PDEE 2007-2016

2007 – 2011: PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga

Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS

Premissas de Carga

16

Premissas de Oferta

Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para julho de 2007, considerando o Termo de Compromisso – TC da Petrobrás para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova –LEN:

1º Leilão 2005 – entrega 2008/ 2009/ 2010 – 1.969,3 MW

2º Leilão 2006 – entrega 2009 – 1.383,8 MW

3º Leilão 2006 – entrega 2011 – 1.569,6 MW

1º Leilão Fonte Alternativa 2007 – entrega 2010 – 638 MW

4º Leilão 2007 – entrega 2010 – 1.782 MW

Total dos Leilões : 7.343 MW

O Leilão de A-3 de 2008, com

produtos para entrega em 2011,

também contribuirá com

acréscimo de nova oferta no período 2007 −

2011

17

Nº Subsistema Eventos Marco

1 SE/CO Aumento da produção do ES e gasoduto Cabiúnas-Vitória 1º Sem. 20082 SE/CO GNL no SE (Rio de Janeiro) 1º Sem. 20093 SE/CO GASBEL 2º Sem. 20094 NE Contratação de Backup 2º Sem. 20075 NE GNL no NE (Pecém) Abril 20086 NE Obras de interligação (NE Meridional com NE Setentrional) 2º Sem. 20087 NE GASENE 1º Sem. 20098 S Compressão adicional no gasoduto Paulínia-Araucária 1º Sem. 20109 S-SE/CO Deslocamento de GN do Sul para o Sudeste 1º Sem. 2008

Premissas de Oferta

(*)

(*) O TC considera a operação da UTE Piratininga 3,4 com óleo

Recomposição da oferta de gás natural para GT, através do aumento da produção de gás, da infraestrutura de gasodutos, implantação de projetos de GNL e conversão de UTEs a gás natural para operação bi-combustível (TC Petrobrás–ANEEL).

18

Disponibilidade de Energia à GN incluindo TC (MWmed) Sudeste/Centro-Oeste jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011

CCBS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 183,9 183,9 183,9Eletrobolt 25,5 24,7 164,8 239,5 314,7 314,7 314,7 314,7 314,7Ibiritermo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 199,3 199,3 199,3 199,3

Juiz de Fora 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3Norte Fluminense 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3

Nova Piratininga 0,0 0,0 0,0 0,0 245,3 245,3 347,8 347,8 347,8Piratininga 1 e 2 0,0 76,9 153,7 153,7 0,0 0,0 133,0 133,0 133,0Piratininga 3 e 4 0,0 0,0 0,0 140,3 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0

Termomacaé 0,0 0,0 850,2 850,2 850,2 850,2 850,2 846,3 846,3Termorio 409,3 394,6 394,6 455,2 965,5 963,2 963,2 963,2 963,2

Três Lagoas 190,7 182,0 0,0 0,0 182,7 182,7 182,7 182,7 182,7SUB-TOTAL 1.433,1 1.485,9 2.370,9 2.646,4 3.593,9 3.790,9 4.210,3 4.206,4 4.206,4

Sul jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011Araucária 458,2 433,3 217,5 217,5 217,5 217,5 433,3 433,3 433,3

Canoas 0,0 70,1 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2SUB-TOTAL 458,2 503,4 357,7 357,7 357,7 357,7 573,5 573,5 573,5

Nordeste jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011FAFEN 119,3 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6

Fortaleza 0,0 0,0 157,2 314,2 314,2 314,2 314,2 314,2 314,2Termobahia 90,6 90,6 90,6 141,5 141,5 141,5 141,5 141,5 141,5Termoceará 0,0 0,0 103,6 209,2 208,7 211,1 211,1 211,1 211,1

Termopernambuco 94,7 0,0 164,8 164,8 457,2 457,2 457,2 457,2 457,2Vale do Açu 0,0 0,0 131,0 262,2 262,2 262,2 262,2 262,2 262,2

SUB-TOTAL - 1 304,6 204,2 760,8 1.205,6 1.497,3 1.499,8 1.499,8 1.499,8 1.499,8Bahia I 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,2

Termocabo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Petrolina 0,0 0,0 0,0 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5

SUB-TOTAL - 2 0,0 0,0 0,0 115,5 115,5 115,5 115,5 122,7 122,7SUB-TOTAL SIN 2.195,9 2.193,5 3.489,4 4.325,1 5.564,3 5.763,8 6.399,1 6.402,4 6.402,4

UTES GN FORA DO TC 800,9 791,1 755,0 827,3 827,3 827,3 827,3 827,3 827,3TOTAL SIN 2.996,8 2.984,6 4.244,3 5.152,4 6.391,6 6.591,1 7.226,4 7.229,7 7.229,7

Usinas Backup Eventos relacionados ao aumento de oferta de GN

2

8

5

5

5

2

2

2

9

9

9

1

3

6

7

4

19

Disponibilidade de Energia à GN incluindo TC (MWmed)

20

Evolução da Potência Instalada – MW

TIPO 2006 2007 2008 2009 2010 2011Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica 65.773 68.001 68.231 69.048 70.665 72.172

Rondônia Térmica 11.183 11.332 12.333 14.854 17.624 17.830Nuclear 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007

PROINFA - PCHs 132 326 1.184 1.191 1.191 1.191

PROINFA - PCTs 419 559 611 611 611 611

PROINFA - Eólicas 208 544 1.125 1.353 1.353 1.353Total sem Acre-Rondônia 79.722 82.769 85.491 89.064 93.451 95.164

Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 0 924 924 924 924Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 6.650 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000Itaipu 50 Hz(1) Compras Itaipu 6.150 6.455 6.080 6.043 6.005 5.965Total 92.522 96.224 99.495 103.031 107.380 109.053

(1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

Valores em 31 de dezembro de cada ano

21

Acréscimo anual de Nova Oferta – MW

TIPO 2007 2008 2009 2010 2011 TotalSistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica 2.228 230 817 1.617 1.507 6.399

Rondônia Térmica 149 1.001 2.521 2.770 206 6.647Nuclear 0 0 0 0 0 0PROINFA - PCHs 194 858 7 0 0 1.059PROINFA - PCTs 140 52 0 0 0 192PROINFA - Eólicas 336 581 228 0 0 1.145

Total 3.047 2.722 3.573 4.387 1.713 15.442

Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 924 0 0 0 924Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 350 0 0 0 0 350Itaipu 50 Hz(1) Compras Itaipu 305 -375 -37 -38 -40 -185

Total 3.702 3.271 3.536 4.349 1.673 16.531

(1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

22

Cenários Avaliados

Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado – PIB 4%

Para o equilíbrio oferta–demanda é necessário um acréscimo de oferta adicional de cerca de 1.400 MWmed em 2011 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 2008 para entrega em 2011).

Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado – PIB 4,8%

Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado.

Cenários de Referência:

23

Cenários Avaliados

Cenários de Sensibilidade:

Cenário 3: Cenário 2 com atraso de 1 ano no TC

Neste Cenário considerou-se o atraso de 1 ano no TC, o que representa reduções de disponibilidade de 700 MWmed em 2008, 2.000 MWmed em 2009, 1.000 MWmed em 2010 e 500 MWmed em 2011.

Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança

Neste Cenário considerou-se em 2011 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (500 MW).

24

Riscos de Déficit - Cenário 1 (PIB 4,0%)

SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit % 0,0 2,2 3,9 4,0 5,3Déficit >1% da carga 0,0 1,7 3,4 3,3 4,0SulQualquer déficit % 0,0 1,0 2,0 2,0 2,9Déficit >1% da carga 0,0 0,7 1,5 1,5 2,2NordesteQualquer déficit % 0,0 3,4 8,6 3,9 5,7Déficit >1% da carga 0,0 2,6 2,7 1,2 2,1NorteQualquer déficit % 0,0 3,2 4,9 3,4 3,0Déficit >1% da carga 0,0 2,6 3,6 2,7 2,7

25

Contextualização dos Déficits de Energia - Profundidade

Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 2011:

- NE : até 89 MWmédios – 0,03% da capacidade de armazenamento

- SE : até 378 MWmédios – 0,14% da capacidade de armazenamento

são evitados com procedimentos operativos de segurança – elevação de intercâmbios inter-regionais e geração térmica adicional.

Portanto, do ponto de vista da operação, não é adequada a consideração de déficits de profundidade de até 1% da carga.

26

80

57

4238

3125 22 19 16 15 14 11

7 6 5 2 2 2 2 0

106

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

>=11

%

>=12

%

>=13

%

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%

>=15

%

>=16

%

>=17

%

>=18

%

>=19

%

>=20

%

PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL

NÚ

MER

O D

E SÉ

RIE

S

SE/CO em 2011

Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit

Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado – 378 MWmed

% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%MWmed 378 757 1135 1514 1892 2271 2649 3028 3406 3785

Distribuição dos Déficits - Cenário 1

27

Nordeste em 2011

41

2216

11 7 6 6 5 5 4 0

113

0

20

40

60

80

100

120

140

qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

>=11

%


NÚ

MER

O D

E SÉ

RIE

S




28


SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit % 0,0 2,7 4,5 4,8 7,3

Qualquer déficit % 0,0 1,0 3,4 3,1 4,6



Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,0 4,2 5,9Sul

Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,5 2,9Nordeste

Déficit >1% da carga 0,0 4,4 3,3 1,6 2,6Norte

Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,8 3,5 4,2

Sem considerarSem considerar leilão em 2008: 1.400 MWmédios em 2011

29

3,43,64,24,30,0Déficit >1% da carga4,04,15,25,70,0Qualquer déficit %

Norte2,41,73,23,60,0Déficit >1% da carga5,94,28,45,10,0Qualquer déficit %

Nordeste2,92,02,20,80,0Déficit >1% da carga4,32,83,81,10,0Qualquer déficit %

Sul4,84,74,32,10,0Déficit >1% da carga6,05,34,82,60,0Qualquer déficit %

Sudeste/Centro-Oeste20112010200920082007SUBSISTEMA


Com equilCom equilííbrio de ofertabrio de oferta 1.400 MWmédios em 2011

30

95

77

59

41 3732

2620 17 17 14 12 10 6 3 2 2 2 0

120

0102030405060708090

100110120130140

qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

>=11

%

>=12

%

>=13

%

>=14

%

>=15

%

>=16

%

>=17

%

>=18

%

>=19

%


NÚ

MER

O D

E SÉ

RIE

S

SE/CO em 2011



% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%MWmed 391 781 1172 1563 1953 2344 2735 3126 3516 3907


Com 1400 MWmed em 2011

31

4 7

3 1

2 01 2

7 6 6 5 4 2 1 0

1 1 7

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

8 0

9 0

1 0 0

1 1 0

1 2 0

1 3 0qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

>=11

%

>=12

%

P R O F U N D I D A D E D O D É F I C I T M É D I O A N U A L

NÚ

MER

O D

E SÉ

RIE

S

Nordeste em 2011




Com 1400 MWmed em 2011

32

Riscos de Déficit – Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC)

SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit % 0,0 3,2 6,2 6,9 7,3Déficit >1% da carga 0,0 2,5 5,3 6,0 6,5SulQualquer déficit % 0,0 1,4 5,5 4,6 5,6Déficit >1% da carga 0,0 0,9 3,1 3,5 3,9NordesteQualquer déficit % 0,0 9,7 16,1 6,9 10,5Déficit >1% da carga 0,0 6,9 6,7 2,8 3,3NorteQualquer déficit % 0,0 4,7 7,4 5,1 4,8Déficit >1% da carga 0,0 4,0 6,7 4,6 4,5

33

Distribuição dos Déficits – Cenário 3

130

105

87

6859

45 4032 30 25 20 16 13 11 9 5 4 1 1 1 1 0

146

0

20

40

60

80

100

120

140

160

qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

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%

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%

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%

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%

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%

>=20

%

>=21

%

>=22

%


NÚ

MER

O D

E SÉ

RIE

S

% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%MWmed 391 781 1172 1563 1953 2344 2735 3126 3516 3907

Nº de Séries com qualquer profundidade de déficitNº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado – 391 MWmed

SE/CO 2011

34

Distribuição dos Déficits – Cenário 3

Nordeste 2011

66

4838

2713 9 7 7 5 5 4 2 1 1 1 0

210

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

>=11

%

>=12

%

>=13

%

>=14

%

>=15

%

>=16

%


NÚ

MER

O D

E SÉ

RIE

S

% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%MWmed 91 183 274 366 457 548 640 731 822 914



35

Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011Cenário 4

~

~

Carga = 9.000 MWmed

GT = 3.000 MWmed

GH = 4.500 MWmed1.500 MWmed

NE

Em situações críticas no Nordeste as térmicas estarão operando com capacidade máxima. O requisito de geração hidráulica para o atendimento à carga será de 4.500 MWmed o que equivale em termos anuais a 54.000 MWmédios – cerca de 54% da MLT.

A implantação de 500 MWmédios – equivale em termos anuais a 6.000MWmédios - possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico (2001- 49% da MLT).

36

Conclusões e Recomendações

1. Para Cenário 1 (PIB de 4%) os riscos de déficit de profundidade maiores que 1% da carga são inferiores a 5% em todas as regiões.

2. Para Cenário 2 (PIB de 4,8%), os riscos de déficit de profundidade maiores que 1% da carga, embora abaixo de 5% em todas as regiões, são crescentes ao final do horizonte.

3. Para a garantia do atendimento é de fundamental importância:

A concretização do cronograma de obras do CMSE, destacando-se as usinas hidrelétricas Foz do Chapecó(855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306MW) e da UTE Do Atlântico (490 MW).

37

Conclusões e Recomendações

A duplicação da LT 500 kV Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 500 kV São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 2009). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de 1.000 MWmed.

4. Para a aumentar a margem de segurança do atendimento ao mercado, o MME/CMSE-EPE deve analisar a viabilidade de implantar oferta adicional da ordem de 500 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração.

A concretização do cronograma de expansão da produção de gás, da infra-estrutura de gasodutos da Petrobrás e da implantação do GNL - Termo de Compromisso, em que a disponibilidade de Geração Térmica da Petrobrás passa de 2.196MWmédios em 2007 para 6.402 MWmédios em 2011.

38

CÂMARA DE MEDIAÇÃO E

ARBITRAGEM DO IBDE

Energia Elétrica Fontes Renováveis

Gás Natural Petróleo e Derivados

Regulação Meio Ambiente

2

IBDE IBDE –– INSTITUTO BRASILEIRO DE ESTUDOS DO INSTITUTO BRASILEIRO DE ESTUDOS DO DIREITO DA ENERGIADIREITO DA ENERGIA

• Sociedade civil sem fins lucrativos

• Constituído em 26 de junho de 2003, na Cidade de São Paulo, por profissionais da indústria energética brasileira – 96 fundadores

• União de esforços de profissionais de notória especialização daindústria da energia (advogados, engenheiros, economistas, administradores, professores)

• Previsão estatutária – Câmara de Arbitragem do IBDE

• Objetivo de promover e divulgar, cientificamente, estudos e pesquisas jurídicas da indústria da energia

PropostaProposta

3

Administrar os procedimentos de mediação e de arbitragem direta ou indiretamente relativos à indústria da energia, incluindo energia elétrica, gás natural, petróleo e derivados e áreas afins (prestação de serviços, fornecimento de bens e equipamentos, meio ambiente, questões societárias e imobiliárias)

Ante a complexidade das questões setoriais de energia, oferecer o melhor conhecimento, qualidade e tecnicidade, durante o procedimento de solução amigável e extra‐judicial de controvérsias

MediaMediaçção e Arbitragemão e Arbitragem

4

Pressupostos Iniciais• Interesse das partes

• Manifestação de vontade das partes

• Relação de confiança entre árbitros e partes

• Conflito resolvido por especialistas no assunto em discussão

• Validade e exeqüibilidade da sentença arbitral

• Desnecessidade de homologação no Judiciário de sentença arbitral exarada em âmbito nacional

MediaMediaççãoão

5

•procedimento amigável de auto‐composição na solução de conflitos

•obedece às formas pré‐estabelecidas pelas partes

•intervenção de terceiro imparcial – facilitador

•natureza privada•celeridade, sigilo, informalidade, ausência de recursos

judiciais

•as partes querem ou desejam manter as relações comerciais

•há possibilidade legal e empresarial de auto‐composição sem a decisão final de um terceiro

Mediador Mediador ÁÁrbitrorbitro

6

• não interfere na decisão

•decisões conjuntas

•discute opções

•orienta

•finaliza um acordo

• decide – julga

• procedimento legal

• acordo de vontades

• obriga/vincula

• há título executivo

Arbitragem e JudiciArbitragem e Judiciááriorio

7

Procedimento célere (180 dias)

Expertise dos árbitros – Alta especialidade

Menos formalidade / Simplicidade do procedimento

Sigilo – Confidencialidade

Número reduzido de procedimentos permitindo maior dedicação do árbitro/mediador

ÁÁrbitros e Mediadoresrbitros e Mediadores

8

Cadastro de árbitros e mediadores da Câmara do IBDE

renomados professores, mestres e doutores na área de arbitragem, profissionais destacados nos diversos setores da indústria da energia que atenderam às Oficinas de Mediação e Arbitragem que fazem da Câmara do IBDE uma

referência para o mercado energético brasileiro e internacional

há possibilidade de indicação de árbitro não integrante da Câmara do IBDE, mediante devido fundamento e razões para tal indicação

É um facilitador para questões que envolvem mais a sensibilidade do que o

assunto em discussão

ÁÁrbitros e Mediadores (cont.)rbitros e Mediadores (cont.)

9

ÁRBITRO

MEDIADOR

CO‐MEDIADOR

TRIBUNAL ARBITRAL

Formado por, no mínimo, 3 árbitros.Cada parte indica 1 árbitro

Presidente do TA indicado pelos 2 árbitros

Profissional pessoa física, capaz, idôneo, independente e autônomo, que detenha a

confiança das partes

Auxilia o Mediador na soluçãodo conflito

CCóódigo de digo de ÉÉticatica

10

Princípios basilares para a solução de controvérsias aplicáveis aos árbitros e mediadores:

IMPARCIALIDADECREDIBILIDADECOMPETÊNCIACONFIDENCIALIDADEECONOMICIDADEDILIGÊNCIA

Escolha do árbitro pressupõe relação de confiança personalíssima, somente admitida a sua substituição por justa causa e com a concordância das partes

Descumprimento das regras: descredenciado do cadastro de árbitros via procedimento administrativo

Impedimentos e SuspeiImpedimentos e Suspeiççõesões

11

É parte direta ou indireta no litígio

É amigo íntimo ou inimigo de qualquer das partes

Interveio em litígio como mandatários de quaisquer das partes, testemunhas ou perito

É cônjuge ou parente até terceiro grau de diretores das empresas envolvidas

Prestou nos últimos 2 anos ou presta serviços de consultoria técnica especializada a alguma das partes

Tenha atuado como mediador ou árbitro indicado por uma das partes nos últimos 2 anos

Mediador e Co‐Mediador são impedidos de atuar como árbitros, exceto se de comum acordo entreas partes

ClClááusula e Compromisso Arbitralusula e Compromisso Arbitral

12

CLÁUSULA ARBITRAL ouCLÁUSULA COMPROMISSÓRIA

• Cláusula definida no contrato

• Eleição da Câmara do IBDE e a utilização do seu Regulamento para resolver conflitos e litígios (arbitragem institucional)

• Indicação para problemas no futuro

• Efeito vinculante

COMPROMISSO ARBITRAL

• É um termo no qual as partes submetem um litígio existente à arbitragem

• Modelo da Câmara

• Estabelece os respectivos árbitros/mediadores, síntese da controvérsia, fixação de honorários, valor da contro‐vérsia, local e prazo para a sentença arbitral.

12

Procedimento de MediaProcedimento de Mediaççãoão

13

Pressupõe a boa vontade das partes

Requerimento de Mediação

Pré‐Mediação conduzida pelo Administrador Geral

Indicação do Mediador e Co‐Mediador

Primeira Reunião

Termo de Mediação (cronograma, representação das partes, prazo da Mediação, local de reuniões, participação de peritos e/ou advogados)

Acordo de Mediação

Procedimento de MediaProcedimento de Mediaççãoão

14

Etapas do Procedimento de Mediação

3 dias

Requerimento de Mediaçãoassinado por umaou ambas as Partes

Requerimento p/ 2ª Parte e minuta de

Termo de Mediação

Reunião de Pré-Mediação com apresentação do procedimento

Confirmação das Partes p/ continuidade da Mediação

Indicação de Mediador

Mediador indica Co-Mediador

Termo de Independência

Notificação da 1ª reunião para Partes e Mediadores

1ª Reunião (cronograma e assinatura de Termo de

Mediação)

2ª Reunião (se necessário)

Acordo de Mediação ou Declaração de Encerramento

2 dias

2 dias

2 dias

2 dias

Em até 7 diasda indicação do Co-mediador

2 dias

Procedimento de ArbitragemProcedimento de Arbitragem

15

Requerimento de Arbitragem

Reunião Prévia conduzida pelo Administrador Geral

Indicação dos Árbitros ‐ 3 Árbitros (cada parte escolhe 1 e o 3º árbitro é escolhido pelos 2 árbitros indicados)

Compromisso Arbitral

Procedimento Arbitral (razões, contra‐razões, determinação de provas pelos árbitros)

Audiência de Instrução (após entrega do laudo pericial)

Sentença Arbitral


16

5 dias

5 dias

1ªFASE

12 dias

Requerimento de Arbitragemassinado pela Parte interessada

Requerimento p/ outra Parte e convocação para Reunião

Prévia

Reunião Prévia Apresentação do Cadastro de

Árbitros (indicação)

Ausência de uma das PartesNotificação e continuidade do

procedimento

Indicação dos Árbitros

Indicação do Presidente do Tribunal Arbitral

2 dias

5 dias

5 dias

Termo de Independência

Retorno do Termo de Independência e Instituição do

TA

5 dias

Minuta do Compromisso Arbitral e notificação para

Reunião

10 dias

Primeira ReuniãoAssinatura Compromisso

Arbitral

Apresentação das razões pelas Partes

AG envia razões e notificação para árbitros e outra parte

2 dias


17

5 dias

5 dias

2ªFASE

10 dias

Tribunal determina as provas a serem produzidas

Manifestação das Partes sobre as provas

Declaração de responsabilidade das Partes

(pgto de despesas)

Nomeação de assistente técnicos em caso de prova

pericial

Laudo Pericial

3 dias

8 dias

10 dias

Acompanhamento de diligência solicitada pelo Perito

Relato dos fatos da diligência pelo Tribunal Arbitral

48 horas

Tribunal Arbitral intima as Partes para Audiência de

Instrução

15 dias

Audiência de Instrução

Memoriais para Tribunal Arbitral

Apresentação das contra-razões pelas Partes

3 dias

5 dias

48 horas

Sentença Arbitral

30dias

ESPECIFICIDADES DA ESPECIFICIDADES DA CÂMARACÂMARA

18

Por que escolher a Câmara do IBDE?

Câmara de Arbitragem com foco nas relações da indústria de energia (gás, petróleo, fontes renováveis) e áreas afins (fornecimento de equipamentos, bens, serviços, assuntos societários, questões fundiárias etc.)

Compromisso ético baseado em valores sociais para assegurar equilíbrio, qualidade e eficiência em todas as etapas do procedimento de mediação e de arbitragem

Estrutura física apta à realização de audiências e reuniões entre as partes litigantes

Custo compatível com o realizado no mercado

Custas e DespesasCustas e Despesas

19

Taxa de abertura do processo

Taxa mensal de manutenção/acompanhamento

Porcentagem sobre a condenação, descontadas as taxas mensais de manutenção/acompanhamento já pagas

Honorários por hora (árbitro/mediador/co‐mediador)

ContatoContato

20

ContatoContato

21

CÂMARA DE MEDIAÇÃO E ARBITRAGEM DO IBDEAdministração Geral

Ana Paula Giunti Ferreira [email protected]

Rua Cincinato Braga, 321 – 8º andarCEP 01333‐011 São Paulo – SP

Telefone: (11) 3266‐4744Fax: (11) 3266‐4333

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO

Brasília, 30 de Agosto de 2007

GTAE - Grupo de Trabalho de Acompanhamento da Situação Energética

•Critério de definição de alternativas para expansão ;

•Redução da regularização;

•Balanço de ponta do SIN;

•Custos e disponibilidades das Usinas Térmicas;

•Grandes blocos de energia.

Principais questões levantadas pela ABRAGE - PDE

• A expansão da geração é planejada para atendimento da carga total do mercado ( ACL + ACR ).

• O critério adotado para a expansão (CMO = CME) não garante o equilíbrio entre garantia física e mercado.

• CME = R$ 138/MWh – preço máximo do leilão de energia nova realizado em outubro de 2006;• CMO – É custo e não preço (falta incorporar tributos e impostos)

• Os leilões de energia nova buscam atender apenas a demanda do ACR.

Critério para definição de alternativas para expansão

Redução da regularização

Potência Instalada Reservatório X Fio d'água - PDE0716

3291030787

24015

8186

38972

56925

040008000

1200016000200002400028000320003600040000440004800052000560006000064000680007200076000

EX e Reservatório EX e Fio d'água NE+EE eReservatório

NE+EE e Fiod'água

Reservatório Fio d'água

MW

0102030405060708090100110120130140150

Qtd

.

MW qtd.

2007

Expansão

2016

• O balanço de atendimento à demanda máxima éelaborado de forma simplificada;

•não considera a perda de potência por deplecionamento;•não considera a utilização adicional de montantes de reserva operativa necessária ao equacionamento deste balanço;•Considera a potência máxima das usinas térmicas.

• Sem abordar a questão elétrica, a utilização de recursos térmicos no balanço de ponta implicaria em custos adicionais não computados, na hipótese de não haver despacho por mérito neste período.

Balanço de ponta do SIN

• Não foram utilizados os novos valores de disponibilidade térmica,definidos através da portaria MME nº 125, de 14 de junho de 2007, incluindo os montantes determinados no Termo de Compromisso pactuado,PETROBRAS e a ANEEL.• Os valores de CVU para os empreendimentos termoelétricos existentes utilizados neste estudo estão defasados dos valores atualmente em uso pelo ONS e CCEE.

• A atualização destes valores, além de elevar o custo total de operação, aumentará o CMO médio calculado;• Deturpa COP. e CEC para novos empreendimentos.

Custos e disponibilidade das usinas térmicas (1/2)

• O montante de 700 MW de geração térmica a carvão previsto para o subsistema Nordeste a partir de 2012, com CVU de 50,00 R$/MWh:

• Influencia nos níveis de riscos calculados;• Produz um patamar de custos marginais bastante subestimado.

Custos e disponibilidade das usinas térmicas (2/2)

• Os grandes projetos hidrelétricos do rio Madeira e de Belo Monte introduzem impactos significativos nos sistemas de geração e de transmissão associados. • A alocação entre os agentes do elevado custo decorrente da implantação do sistema de transmissão necessário para escoamento desta energia no SIN, não é abordada neste documento.• Não foram apresentadas análises de sensibilidades contemplando atrasos na entrada em operação dos grandes complexos hidrelétricos do rio Madeira e de Belo Monte;

• Considerando a magnitude que tais obras representam para a expansão da capacidade instalada de geração, essa análise é necessária.

Grandes blocos de energia

•Até o final de 2011

•PMO de agosto de 2007

• UTEs do leilão A-3 de julho de 2007 (1.391MWmédios)

• UTEs indicativas do PDEE 2007-2011 preliminar (a serem negociadas nos leilões A-3 de 2008 (1.710MWmédios) e de energia alternativa de 2008 (135MWmédios);

• A partir de 2012: usinas do PDE 2007-2016

Premissas - Oferta

Expansão da OfertaEASS – 2007/2011

Ano Usina Sistema Tipo Prev. EASSTERMORIO GÁS SE/CO TERM ago 344,9ST. CRUZ NOVA DIESEL SE/CO TERM ago 390,0PCH/PCT/EOL SE/CO PROINFA dez 111,7PCH/PCT/EOL S PROINFA dez 131,4PCH/PCT/EOL NE PROINFA dez 39,2PCH/PCT/EOL N PROINFA dez 29,7

1047DIESEL SE/CO TERM jan 96,7DIESEL NE TERM jan 144,5DIESEL N TERM set 329,8PCH/PCT/EOL SE/CO PROINFA dez 416,4PCH/PCT/EOL S PROINFA dez 111,5PCH/PCT/EOL NE PROINFA dez 218,7PCH/PCT/EOL N PROINFA dez 37,9CASTRO ALVES SE/CO HIDRO jan 64,0

1420CORUMBA III SE/CO HIDRO mar 43,0BARRA BRAUNA SE/CO HIDRO set 22,0RETIRO BAIXO SE/CO HIDRO mai 38,5B. COQUEIROS SE/CO HIDRO out 56,0CAÇU SE/CO HIDRO out 61,0BAGUARI SE/CO HIDRO out 80,2SÃO SALVADOR SE/CO HIDRO nov 148,514 DE JULHO S HIDRO abr 50,0MONJOLINHO S HIDRO set 43,1DIESEL SE/CO TERM jan 91,1DIESEL NE TERM jan 414,5DIESEL S TERM jan 2,3

1050

2007

2008

TOTAL

TOTAL

TOTAL

2009

Ano Usina Sistema Tipo Prev. EASSCCBS GÁS SE/CO TERM jul 242,1CANDIOTA 3 CARVÃO S TERM jan 303,5DIESEL NE TERM (A-3) jan 905,0DIESEL SE/CO TERM (A-3) jan 121,0DIESEL N TERM (A-3) jan 240,0SALTO RIO VERDINHO SE/CO HIDRO jan 64,0SERRA FACÃO SE/CO HIDRO nov 182,0SIMPLICIO SE/CO HIDRO jan 191,3SALTO SE/CO HIDRO jan 58,0FOZ DO RIO CLARO SE/CO HIDRO jan 41,0BATALHA (PAULISTAS) SE/CO HIDRO ago 48,8SALTO PILAO S HIDRO jun 104,0SÃO JOSÉ S HIDRO jan 30,4PASSO SÃO JOÃO S HIDRO jan 39,0FOZ CHAPECO S HIDRO set 432,0

3002PALMEIRAS GO Diesel SE/CO jan jan 21,6DO ATLANTICO Biomassa SE/CO jan jul 21,6BAHIA I Óleo NE jan jan 21,6DARDANELOS SE/CO jan jan 154,9MAUÁ S jan jan 197,7ESTREITO TOCANTINS N jul jul 108,7

526

2010

TOTAL

TOTAL

2011

Premissas – DemandaCrescimento de mercado por região

Fonte: EPE – PDE 2007-2016

5,84,8

5,8

3,1

4,34,5

4,5

7,7

4,2

5,2

4,54,6

4,3

5,2

6,9

3,5

4,2 4,24,5

6,9

4,44,5

5,0

7,3

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

%

2007 2008 2009 2010 2011 2011 a 2016

SE/CO SUL NE Norte

Balanço do SIN – 2007/2011- PMO

34000

36000

38000

40000

42000

44000

46000

48000

50000

52000

54000

56000

58000

60000

62000

64000

66000

jan/07 abr/07 jul/07 out/07 jan/08 abr/08 jul/08 out/08 jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 out/11

MW

med

Termoelétricas

Hidroelétricas

Mercado Realizado

Mercado Referência

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

95000

jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 jan/14 jul/14 jan/15 jul/15 jan/16 jul/16

MW

med

Térmicas IndicativasHidros IndicativasTermo SINHidro SINMercado Referência

Balanço do SIN – 2007/2016

F I M

Documents

Avaliação Energética do Sistema Interligado NacionalFATOS RELEVANTES • Despacho de térmicas por ordem de mérito • Região SE : UNEs Angra 1 e 2, UTEs Cuiabá, Norte Fluminense