Atuação da ABRAGE no ano de 2009

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1 Atuação da ABRAGE no ano de 2009 Brasília, 25 de março de 2010

2 Atividades da ABRAGE em 2009 Reuniões Plenárias da ABRAGE 5 Assembléias Extraordinárias e Ordinárias 3 Reuniões com o MME 7 Reuniões com a ANEEL _ 9 Reuniões com o ONS 8 Reuniões com a CCEE 12 Congresso Nacional 10 Reuniões com outras Associações _ 10 Participação da ABRAGE em Cerimônias / Solenidades e Eventos 16 Participações da ABRAGE como palestrante em Eventos _ 15 Palestras: GESEL 5 Anos do Novo Modelo / Canal Energia - Agenda Setorial 2009 / CNI Concessões / CEMIG-APIMEC Concessões / Fundação COGE III JURE / Câmara dos Deputados Produção de E.E. / ABDIB Concessões / ENASE 2009 / Fundação CEEE Concessões / Encontro de Energia da FIESP Concessões / Câmara dos Deputados Eclusas / FUNCOGE Concessões / CEEE Concessões / CNI Carga Tributária / SME 5 Anos do Modelo Outras atividades (CNRH, Visitas de Cortesia, Conselho Fiscal, etc) 19 Reuniões de GT s, CJUR, e Forças-Tarefa da ABRAGE 35

3 Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE Após um extenso trabalho da ABRAGE, conduzido pelo GTAF, apoiado pelo CJUR, a ANEEL aprovou a metodologia de cálculo do saldo da Perda de Receita e Energia Livre, conferindo tratamento isonômico às perdas de geradores e distribuidores referentes à RTE. Histórico Diversas reuniões com a ANEEL. Envio de contribuições à Audiência Pública 034/09, elaboradas pelo GTAF. Contratação de Parecer Jurídico à Assunção Consultoria. Reunião da ABRAGE com o Dr. Nelson Hubner, em 10/12/09. Sustentação oral na Reunião Pública da ANEEL em 15/12/09, que aprovou a emissão da REN 387/09. A Resolução Normativa ANEEL 387/2009 atendeu plenamente os pleitos da ABRAGE e determinou os prazos para envio dos dados de repasse pelas Distribuidoras, os quais deverão ser validados pelas Geradoras, para que se iniciem os repasses.

4 Procedimentos Operativos de Curto Prazo Níveis Meta Através de forte atuação da ABRAGE, defendendo a proposta elaborada pelo GTRM e pelo GTOP em diversos fóruns, a ANEEL determinou que o custeio adicional do despacho térmico fora da ordem de mérito (CVU-PLD) seja arcado pelos agentes de consumo e cobrado mediante Encargo de Serviços do Sistema ESS. A Resolução ANEEL 351/2009 estabeleceu os critérios para a aplicação dos procedimentos operativos de curto prazo (Nível-meta) no programa mensal de operação e suas revisões.

5 Comercialização dos excedentes de energia da UHE ITAIPU A ABRAGE, em conjunto com outras Associações do Setor Elétrico, atuou junto ao MME visando impedir a comercialização, pelo Paraguai, dos seus excedentes de energia da UHE ITAIPU, o que desvirtuaria as regras do MRE, além de deslocar recursos de geração do mercado cativo para o mercado livre. Segundo informações obtidas junto ao MME, o Governo Paraguaio abandonou, por ora, o pleito da comercialização dos seus excedentes de energia da UHE ITAIPU.

6 Projeto Novo Sistema de Contabilização e Liquidação - SCL Em virtude da desatualização e da sobrecarga de informações do SINERCOM, a CCEE instituiu um Grupo, com a participação do GTRM / ABRAGE, visando desenvolver um novo Sistema de Contabilização e Liquidação SCL. As discussões do Grupo evoluíram bastante ao longo do último ano, tendo a CCEE considerado diversas contribuições da ABRAGE.

7 Comprovação de disponibilidade de UG s após indisponibilidade forçada ou programada (REN 310/2008) Através de ações do GTMN, GTMT e GTOP e com o apoio do ONS, a SRG / ANEEL acatou praticamente todos os pleitos da ABRAGE no sentido de revisar os critérios estabelecidos na REN 310/08, para comprovação de disponibilidade de UG s após indisponibilidade forçada ou programada. A SRG / ANEEL encaminhou à ABRAGE / ONS o Ofício ANEEL 316/09, o qual acatou a quase totalidade de nossas sugestões.

8 Modificação do ponto de consideração da garantia física da UHE Itaipu A medição e garantia física da UHE Itaipu eram consideradas nas SE de Ivaiporã, Ibiúna e Tijuco Preto e não na usina, como acontece com as outras UHE s. Desta forma, eram consideradas apenas as perdas da Rede Básica, isto é, entre os pontos de medição e o centro de gravidade do submercado, deixando-se de considerar as perdas entre essa usina e a SE de fronteira da Rede Básica A ANEEL, atendendo ao pleito levantado pela ABRAGE (GTAE e GTRM), publicou a Resolução Homologatória 903/2009, alterando o ponto de medição da UHE Itaipu, para efeito do cálculo de sua energia assegurada.

9 TEO diferenciada para a UHE ITAIPU REN 392/09 Através de gestões junto ao MME e ao ONS, a ABRAGE vem tentando reverter a decisão da ANEEL que implantou, através da REN 392/09, uma TEO diferenciada para a UHE Itaipu. Histórico A ABRAGE realizou diversas reuniões com a ANEEL, com o ONS e com o MME, expondo o posicionamento de que uma TEO diferenciada, para qualquer usina do MRE traria graves consequências como: desotimização energética, impacto na avaliação das energias asseguradas, aumento da geração térmica, etc. A ABRAGE enviou contribuições, elaboradas pelo GTRM, à Audiência Pública nº 046/09. A ANEEL publicou a Resolução Normativa 392/09, em 22/12/09, desconsiderando os pleitos da ABRAGE, do ONS, de demais Associações e de agentes de geração. O ONS publicou a Nota Técnica 034/2010 contendo avaliação técnica sobre os impactos da adoção da TEO diferenciada para a UHE ITAIPU, confirmando as colocações da ABRAGE, já externadas à ANEEL, MME e ao próprio ONS. A ABRAGE continua acompanhando o desenrolar da matéria.

10 Comercialização dos excedentes de energia por Consumidores Livres Através de gestões junto ao MME e à ANEEL, a ABRAGE vem se posicionando com o objetivo de limitar as possibilidades de comercialização de excedentes de energia pelos Consumidores Livres, principalmente defendendo que a medida deveria ser válida apenas para novos contratos. Atualmente o assunto está sendo trabalhado pela ABRAGE em duas frentes: No MME, através do envio de contribuições à Consulta Pública, as quais estão sendo elaboradas pelo GTRM. No Senado Federal, através do acompanhamento do PLS 402/09, pelo GTIL.

11 Obrigatoriedade de instalação de eclusas em UHE s A ABRAGE / GTRH vem acompanhando o assunto e contribuindo junto ao Congresso Nacional (PL s 3009/97 e 5335/2009), visando assegurar que as eclusas tenham seus custos de implantação e operação segregados e que não sejam incorporados aos empreendimentos de geração. Além disso, defende que a instalação de eclusas em empreendimentos existentes deverá ser examinada caso a caso, preservando, contudo, o princípio da segregação dos custos. A ABRAGE vem acompanhando a tramitação desses PL s, que atualmente encontram-se na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.

12 Áreas de Preservação Permanente no entorno dos reservatórios A ABRAGE, através do GTMA e da FT APP, vem atuando fortemente junto ao Congresso Nacional (PL 7397/06) no sentido de fazer prevalecer os interesses dos geradores, defendendo, dentre outros aspectos, que as APP`s sejam implantadas a partir dos estudos do Plano Ambiental de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório Artificial PACUERA, o qual já foi amplamente estudado pela FTGSPAR. O PL foi aprovado na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, que acatou totalmente as contribuições da ABRAGE, elaboradas pelo GTMA / FT APP s, e está, atualmente, na Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável.

13 Audiências e Consultas Públicas da ANEEL No ano de 2009 a ABRAGE encaminhou suas contribuições à ANEEL, elaboradas pelos GT s, em diversas Audiências e Consultas Públicas, conforme abaixo: AP 021/2009 Garantias Financeiras na CCEE (GTAF / GTRM) AP 032/2009 Procedimentos de Rede do ONS (GTOP, GTRH e GTAE) AP 034/2009 RTE (GTAF) AP 035/2009 Regras de Comercialização Versão 2010 (GTRM) AP 039/2009 Potência Instalada (GTMN e GTMT) AP 046/2009 TEO ITAIPU e PLD_mim (GTRM e GTAE) AP 053/2009 Procedimentos para instalação, manutenção e operação e estações hidrométricas (GTRH) CP 050 e 055/2009 Procedimentos de Comercialização (GTRM) CP 058/2009 Estudos de Inventário (GTIL) CP 060/2009 Curva de Aversão a Risco (GTOP)

14 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA EXPANSÃO DA GERAÇÃO HIDRELÉTRICA NA REGIÃO AMAZÔNICA e INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA NA AMÉRICA DO SUL Reunião Plenária da ABRAGE Brasília, 25 de março de 2010

15 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético AGENDA Energia no Brasil e no Mundo Hidreletricidade na Amazônia Integração Energética na América do Sul

16 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Matriz de Energia: Comparativo 3 MATRIZ DE OFERTA DE ENERGIA (%) MUNDO x BRASIL Fonte: Agência Internacional de Energia, Balanço Energético Nacional Fonte: PNE2030

17 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Matriz de Energia Elétrica: Comparativo 4 MATRIZ DE OFERTA DE ELETRICIDADE (%) MUNDO x BRASIL Fontes: Agência Internacional de Energia, Balanço Energético Nacional Fonte: PNE2030

18 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético AGENDA Energia no Brasil e no Mundo Hidreletricidade na Amazônia Integração Energética na América do Sul

19 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Potencial Hidrelétrico Brasileiro 6 Potencial Hidrelétrico Norte 44% Nordeste 10% Centro Oeste/Sudeste 30% BRASIL Potencial: 260 GW Utilizado: 30% Sul 16%

20 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Expansão da Geração na Amazônia 7 Principais Estudos de Inventário Hidrelétrico Rio Tapajós e Jamanxin: MW (7 aproveitamentos) Rio Teles Pires e Apiacás: MW (5 aproveitamentos) Aprovados pela ANEEL Bacia Hidrográfica MW UF Araguaia (reinventário) GO / MT / PA / TO Aripuanã AM/MT/RO Itacaiúnas 200 PA Jari AP/PA Jatapu 650 AM Juruena AM/MT Sucurundi 650 AM Trombetas (reinventário) PA Estudos em andamento (PAC) Fonte: ANEEL, PAC (2009)

21 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Expansão da Geração na Amazônia 8 Principais Estudos de Viabilidade em Andamento Aproveitamento Rio Meta [MW] UF Marabá Tocantins Pará S. Luiz do Tapajós Tapajós Pará Tabajara Jiparaná 350 Rondônia Teles Pires Teles Pires Mato Grosso São Manoel Teles Pires 746 Mato Grosso/Pará Sinop Teles Pires 461 Mato Grosso Colider Teles Pires 342 Mato Grosso Foz do Apiacás Apiacás 275 Mato Grosso TOTAL: MW Fonte:PAC (2009)

22 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Expansão da Geração na Amazônia 9 Empreendimento Estruturante: Licitação em 2010 Aproveitamento Rio MW UF Investimento Previsto Belo Monte Xingu PA R$ 19 bilhões UHE Belo Monte Área de Reservatório: 440 km² Leilão previsto para 20 de abril Fonte:PAC (2009); Eletrobrás;ANEEL

23 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Afluências a UHE Belo Monte Vazões Médias de Longo Termo no Período 1931/2007

24 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Expansão da Geração na Amazônia 11 Empreendimentos Estruturantes: Complexo Hidrelétrico do Tapajós Aproveitamento Meta [MW] Reservatório [km²] São Luiz do Tapajós Jatobá Cachoeira do Caí Jamanxim Cachoeira dos Patos Jardim do Ouro Chacorão TOTAL MW km² Índice de alagamento: AHEs do Tapajós - 0,21 km 2 /MW AHEs Instaladas - 0,49 km 2 /MW Investimentos da ordem de R$ 40,9 bilhões Fonte: ANEEL

25 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Expansão da Geração na Amazônia 12 Usinas Hidrelétricas Plataforma Conceito Áreas não antropofizadas Meio Ambiente e Produção de Energia Licenciamentos facilitados Canteiros reduzidos Intervenção restrita à área de trabalho Recuperação da área afetada durante a construção e operação Fonte: Eletrobrás

26 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Expansão da Geração na Amazônia 13 Usinas Plataforma UHE Jatobá UHE Chacorão São Simão Alto UHE Tabajara Salto Augusto UHE São Luiz do Tapajós UHE Cachoeira do Caí UHE Jamanxim UHE Cachoeira dos Patos UHE Jardim do Ouro Castanheira UHE Água Limpa UHE Toricoejo Bacia do Rio Tapajós 7 UHE MW Bacia do Rio Araguaia (Rio das Mortes) 2 UHE 396 MW Bacia do Rio Madeira 1 UHE 350 MW Bacia do Rio Juruena 3 UHE MW TOTAL 13 UHE MW

27 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Considerações Finais 14 Hidreletricidade no Brasil Conhecimento do Potencial Hidrelétrico Nacional: Estudos de Inventário e de Viabilidade. Hidreletricidade de forma Sustentável: equilíbrio entre Produção de Energia e Aspectos Socioambientais e de Usos Múltiplos dos Recursos Hídricos. Aproveitamento de cerca de 180 GW até 2030 (do total de 260 GW) do potencial hidrelétrico nacional. Prioridade para as UHEs da Amazônia: rios Madeira, Xingu (Belo Monte) e Tapajós.

28 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Capacidade Instalada: PNE Capacidade Instalada (GW) Mais de 70% da expansão na geração hidráulica proveniente da região Amazônica Fontes Hidrelétricas > 30 MW 74,6 156,3 Térmica 18,3 39,9 Gás Natural 9,9 21,0 Nuclear 2,0 7,3 Carvão 1,5 6,0 Outras 4,9 5,5 Alternativas 5,7 20,3 PCH <= 30 MW 3,2 7,7 Eólicas 0,6 4,7 Biomassa/Gás Industrial 1,9 7,9 Importação 5,9 5,9 APE cativo 7,9 18,3 TOTAL 112,4 240,7 Fonte: PNE 2030; BEN 2010; BIG 2010

29 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético AGENDA Energia no Brasil e no Mundo Hidreletricidade na Amazônia Integração Energética na América do Sul

30 17 Energia na América do Sul Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Capacidade Instalada de Geração Elétrica na América do Sul (2008) Matriz Energética da América do Sul (2008) Termo 31% GÁS NATURAL 23% Autoprodução 8% Nuclear 1% Hidro 60% Total: 219,7 GW CARVÃO MINERAL E DERIVADOS 4% PETRÓLEO E DERIVADOS 40% HIDRÁULICA E ELETRICIDADE 12% NUCLEAR 1% BIOMASSA E OUTRAS RENOVÁVEIS 20% Total: 501 milhões tep Fonte: SIEE OLADE e IEA Data Services

31 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Hidroeletricidade na América do Sul 18 Potencial Hidrelétrico Sul Americano Potencial (GW) Capacidade Tecnicamente Explorável Potencial Aproveitado % da Capacidade Tecnicamente Explorável Argentina 14, Bolivia 14,4 3.4 Brasil* 180, Chile 18, Colombia 22, Equador 15, Paraguai 12, Peru 45,1 7.1 Uruguai 1, Venezuela 28, Outros 4,5 7.9 Total 356, Fonte: World Energy Council, 2007 *PNE 2030/BEN

32 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Hidreletricidade na América do Sul 19 Distribuição da Capacidade Instalada 2008 (%) AR BO BR CO CH EC PY PE UR VE OTROS¹ TOTAL HIDRO TERMO ¹ Guiana e Suriname Fonte:SIEE - OLADE

33 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Integração Elétrica na América do Sul 20 Interconexões Elétricas do Brasil Venezuela Equador Colombia 5 Número no Mapa Interconexão Nome Situação País [MW] Peru 60Hz 50Hz 10 Bolívia Paraguai 1,2,4 3 Argentina Chile 6 7 Brasil 8 9 Uruguai 1 Garabi I Operando Garabi II Operando Argentina 3 Uruguaiana Operando 50 4 UHEs Garabi (1) Estudo ~ Boa Vista Operando Venezuela Rivera Operando 7 San Carlos Implantação o Foz do 8 Operando Iguaçu Uruguai Paraguai Itaipu Operando UHEs (2) Estudos Peru ~7.000 (1) UHEs Garabi e Panambi Estudos de Inventário (2) Total de 6 aproveitamentos (lado oriental da Cordilheira dos Andes): UHE Inambari Estudo de Viabilidade demais aproveitamentos: Pré-Viabilidade 50

34 América do Sul Ministério de Minas e Energia 21 Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Integração Gasífera Venezuela Gasodutos no Brasil Existente Em Construção Em Licenciamento TOTAL Peru Brasil GNL Terminal de Regaseificação no Brasil Bolivia Paraguai Chile Argentina km Capacidade (Milhões m³/dia) Ceará (*) 7,0 Rio de Janeiro (*) 14,0 GNL Offshore (**) Liquefação: 12,7 Complexo de GNL (**) Regaseificação: 14,0 Liquefação: 10,0 GASBOL (Existente) Extensão: km (Brasil) km (Bolivia) Diâmetro: 16 a 32 Capacidade Atual: 30 MMm3/d Gasodutos existentes Outros gasodutos existentes Gasodutos em Construção / Licenciamento GNL Fonte: MME/SPG 2010 ( *) Projeto concluído (**) Em avaliacão de implantação de dois novos terminais de regaseificação e um de liquefação

35 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Integração Energética na América do Sul 22 Projetos de Integração Energética Em operação UHE Itaipu Binacional - Paraguai Interconexão elétrica com Venezuela, Uruguai e Argentina Suprimento ANDE-COPEL (Conversora de Acaray) Gasoduto Brasil-Bolivia

36 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Integração Energética na América do Sul 23 Projetos de Integração Energética Estudo / Implementação Brasil e Argentina Binacional I e Binacional II ( ~ MW) Investimento na geração hidrelétrica no Peru, inicialmente, com repartição da energia produzida em 6 usinas (~ MW) Estudos para a UHE Cachuela Esperanza, na Bolivia MW Interconexão elétrica Brasil-Uruguai de 500 MW Atuação da Eletrobrás na América Central: El Salvador, Honduras, Nicarágua

37 Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional Luiz Hamilton / GTOP 25 de Março de 2010 Brasília DF

38 SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN EAR = 99,2% ENA = 75% N NE EAR = 71,4% CAR = 20% ENA = 46% Situação BOA REGULAR RUIM S SE EAR = 81,7% CAR = 25% ENA = 100% EAR = 87,9% CAR = 28% ENA = 113% EAR DO DIA 22 de Março/10 CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊS ENA BRUTA ACUMULADA NO MÊS ATÉ O DIA 22/03/10

39 BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN CARGA = GHID = GTER = 0 PLD = 35,79 BOA REGULAR RUIM ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz N IMPORTAÇÃO SE S NE CARGA = GHID = GTER = 78 GEOL= 113 PLD = 35,79 CARGA = GHID = GNUC = GTER = 940 PLD = 36,43 CARGA = GHID = GTER = 700 GEOL = 39 PLD = 36,43 VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 16 a 22/Mar. PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 20 a 26/Mar.

40 TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE REGIÕES Valores previstos para a semana de 20/03 a 26/03 CMO = 33,40 R$/MWh CMO = 33,78 R$/MWh CMO = 33,40 R$/MWh CMO = 33,40 R$/MWh

41 LIMITES PARA PERDA TRIPLA NO SISTEMA 765kV FIPU RSE (M/P) RSE (L/Min) 3000 MW 3300 MW 4000 MW Perda Tripla Trecho Foz Iguaçu Ivaiporã Perda Tripla Trecho Ivaiporã Itaberá Tijuco Preto Carga FNS FSM Pesada Média Leve/Mínima Elo CC 5300 MW 500 MW HBorden (M/P) 5 UG (88kV) + 5 UG (230kV) Fonte: ONS

42 INTERLIGAÇÕES DO SIN Fonte: ONS

43 LIMITES PARA PERDA TRIPLA NO SISTEMA 765kV Estudos complementares possibilitaram a elevação dos limites em função do valor da carga do SIN, implementados a partir do dia 04/02/2010. Fluxo Patamar de Carga Carga do SIN < MW Carga do SIN MW P/M L/Mín. P/M L/Mín. Elo CC Geração Itaipu 60 Hz RSE FSM FNS Geração Mínima H. Borden Fonte: ONS

44 DECISÃO TÉRMICA DO SIN

45 PREVISÃO CLIMÁTICA Fonte: CPTEC/INPE

46 PREVISÃO CLIMÁTICA As anomalias de TSM observadas na região equatorial do oceano Pacífico indicam a permanência do fenômeno El-Niño. Fonte: CPTEC/INPE

47 ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE EAR (%) ,3 % Valor esperado PMO Mar/10 Rev. 03 CAR 2010 / 2011 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Armazenamentos no final do mês

48 ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL EAR (%) CAR 2010 / ,8% Valor esperado PMO Mar/10 Rev. 03 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Armazenamentos no final do mês

49 ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE EAR (%) CAR 2010 / ,2% Valor esperado PMO Mar/10 Rev jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Armazenamentos no final do mês

50 ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE EAR (%) 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0, ,7% Valor esperado PMO Mar/10 Rev. 03 CON 2010 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Armazenamentos no final do mês

51 SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN Sudeste EAR (%) 100 CAR 2009/2010 CAR 2010/2011 ENA Semanal EAR MÉDIA EAR 2009 EAR 2010 MLT MW med (*) jan jan jan jan fev fev fev mar mar mar mar abr abr abr mai mai mai jun jun jun jun JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ jul jul jul ago ago ago ago set set set out out out nov nov nov nov dez dez dez 0 *ENA média verif. de 20/03/10 a 22/03/10 EAR verificada até dia 22/03/2010

52 SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN Sul EAR (%) 100 CAR 2010/2011 CAR 2009/2010 ENA Semanal EAR MÉDIA EAR 2009 EAR 2010 MLT MW med (*) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 0 *ENA média verif. de 20/03/10 a 22/03/10 EAR verificada até dia 22/03/2010

53 SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN Nordeste EAR (%) 100 CAR 2009/2010 CAR 2010/2011 ENA Semanal EAR MÉDIA EAR 2009 EAR 2010 MLT MW med (*) jan jan jan jan fev fev fev mar mar mar mar abr abr abr mai mai mai jun jun jun jun JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ jul jul jul ago ago ago ago set set set out out out nov nov nov nov dez dez dez 0 *ENA média verif. de 20/03/10 a 22/03/10 EAR verificada até dia 22/03/2010

54 SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN Norte EAR (%) 100 CON 2009 CON 2010 ENA Semanal EAR MÉDIA EAR 2009 EAR 2010 MLT MW med (*) jan jan jan jan fev fev fev mar mar mar mar abr abr abr mai mai mai jun jun jun jun JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ jul jul jul ago ago ago ago set set set out out out nov nov nov nov dez dez dez 0 *ENA média verif. de 20/03/10 a 22/03/10 EAR verificada até dia 22/03/2010

55 EVOLUÇÃO DA CARGA DIAS ÚTEIS 01 a 05/02/ , , CARGA SE/CO , , , , , , , ,00 TEMPERATURAS MÁXIMAS RJ 40,9 SP 33,8 MG 31, , fev 2-fev 3-fev 4-fev 5-fev Fonte: ONS

56 EVOLUÇÃO DA CARGA DIAS ÚTEIS 01 a 05/02/ , CARGA SUL , , , , , , ,00 TEMPERATURAS MÁXIMAS RS 38,1 SC 34,4 PR 33, , fev 2-fev 3-fev 4-fev 5-fev Fonte: ONS

57 RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA NAS REGIÕES SE/CO E SUL 04 e 05/02/2010 Reserva de Potência Operativa da Região Sudeste Dia 04/02/2010 Reserva de Potência Operativa da Região Sudeste Dia 05/02/ : 00 01: 00 02: 00 03: 00 04: 00 05: 00 06: 00 07: 00 08: 00 09: 00 10: 00 11: 00 12: 00 13: 00 14: 00 15: 00 16: 00 17: 00 18: 00 19: 00 20: 00 21: 00 22: 00 23: 00 Verificada Recomendada Reserva de Potência Operativa da Região Sul Dia 04/02/ :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Verificada Recomendada Reserva de Potência Operativa da Região Sul Dia 05/02/ :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Verificada Recomendada Verificada Recomendada Fonte: ONS

58 DEPACHO TÉRMICO REGIÃO SE/CO 01 a 05/02/ W.Arjona M.Lago A.Chaves B.L.Sobrinho F.Gasparian T.Lagoas G.L.Brizola J.Fora N.Fluminense Angra /02/ /02/ /02/ /02/ /02/2010 *Algumas usinas possuem CVU s escalonados Fonte: ONS

59 DEPACHO TÉRMICO REGIÃO SUL 01 a 05/02/ J.LACERDA C J.LACERDA B J.LACERDA A CVU (R$/MWh): 117, CVU (R$/MWh): 143,92 40 CVU (R$/MWh): 144,07 a 190, /02/ /02/ /02/ /02/ /02/2010 *Algumas usinas possuem CVU s escalonados Fonte: ONS

60 SUPRIMENTO DE ENERGIA EMERGENCIAL DA ARGENTINA PARA O BRASIL 03 a 05/02/ Suprimento de energia emergencial da Argentina para o Brasil /02/ /02/ /02/2010 Fonte: ONS

61 EVOLUÇÃO DA CARGA DIAS ÚTEIS 08 a 12/02/ , ,00 CARGA SE/CO , , , , , , , ,00 TEMPERATURAS MÁXIMAS RJ 40,7 SP 31,9 MG 30, , fev 9-fev 10-fev 11-fev 12-fev Fonte: ONS

62 EVOLUÇÃO DA CARGA DIAS ÚTEIS 08 a 12/02/ ,00 CARGA SUL , , , , , , ,00 TEMPERATURAS MÁXIMAS RS 34,7 SC 33,0 PR 32, , fev 9-fev 10-fev 11-fev 12-fev Fonte: ONS

63 DEPACHO TÉRMICO REGIÃO SE/CO 08 a 12/02/ Piratininga T.Lagoas W.Arjona M.Lago B.L.Sobrinho F.Gasparian A.Chaves J.Fora G.L.Brizola N.Fluminense Angra /02/ /02/ /02/ /02/ /02/2010 *Algumas usinas possuem CVU s escalonados Fonte: ONS

64 ARAUCARIA J.LACERDA C J.LACERDA B J.LACERDA A DEPACHO TÉRMICO REGIÃO SUL 08 a 12/02/2010 CVU (R$/MWh): 219,00 CVU (R$/MWh): 143,92 CVU (R$/MWh): 117,78 CVU (R$/MWh): 144,07 a 190,85 08/02/ /02/ /02/ /02/ /02/2010 *Algumas usinas possuem CVU s escalonados Fonte: ONS

65 Fatos Relevantes Em função da contingência ocorrida no dia 10/11/2009 foram adotadas medidas adicionais de segurança para operação no tronco de 765kV, até que sejam concluídas por FURNAS as ações que visam ampliar a segurança da SE Itaberá

66 FIM

67 Comercialização de Sobras Por Consumidores Livres e Nova TEO ITAIPU Reunião ABRAGE

68 Consulta Pública Sobre Comercialização de Sobras Por Consumidores Livres e Especiais 1. Cessão por consumidores livres e especiais de montantes de energia elétrica e de potência, na forma a ser regulamentada pela ANEEL. O objeto regulado não pode se tratar de cessão de posição contratual.

69 Consulta Pública Sobre Comercialização de Sobras Por Consumidores Livres e Especiais 2I e 2II. Possibilidade de cessão integral de montantes de contratos celebrados até cinco/três anos contados da data do ato de outorga de concessão/autorização Ok.

70 Consulta Pública Sobre Comercialização de Sobras Por Consumidores Livres e Especiais 2III. Possibilidade de cessão de montantes dos demais contratos: com duração inferior a 2 anos: até 10%; com duração igual ou superior a 2 e inferior a 5 anos: até 20%; com duração igual ou superior a 5 e inferior a 10 anos: até 50%; com duração igual ou superior a 10: 100%. Aplicabilidade apenas aos contratos celebrados a partir da data de publicação da norma regulamentadora.

71 Consulta Pública Sobre Comercialização de Sobras Por Consumidores Livres e Especiais 3. Contratos registrados ex-post limitados a 5% do total, a partir de Não inclusão no cálculo do percentual: ajustes ex-post de contratos registrados ex-ante. Contratos tipo Opção de compra

72 Consulta Pública Sobre Comercialização de Sobras Por Consumidores Livres e Especiais 4. Autorizar a CCEE, conforme disciplina a ser estabelecida pela ANEEL, a promover Leilões de Excedentes do Mercado de Curto Prazo para atendimento ao Ambiente de Contratação Livre - ACL, nos quais poderão ser negociadas eventuais sobras contratuais dos consumidores e coexistirão com as negociações bilaterais. Leilões devem ser livres, sem amarras, e abertos à participação de todos os agentes vendedores.

73 TEO Itaipu ReN 392/2009 estabelece que o valor da TEO ITAIPU será igual ao do PLD mínimo. Valor do Tratado (US$/MWh) Multiplicador Inflação Norteamericana Ajuste Brasil Total (US$/MWh) Royalties 650,00 4,00 2, ,81 Cessão 300,00 5,10 2, ,78% 1.449,58 Administração 50,00 4,00 2, ,91 Total 1.000, ,30 Câmbio 1,7669 PLD_min 12,80

74 TEO Itaipu Superávit Itaipu Sobre Superávit MRE Pagamento Total MRE (R$ mi) Pagamento Total MRE Com Nova TEO Itaipu (R$ mi) Impacto jan/09 14% 49,4 53,4 8,0% fev/09 23% 55,0 62,0 12,7% mar/09 28% 62,6 72,4 15,7% abr/09 31% 52,8 62,0 17,5% mai/09 19% 46,5 51,6 10,8% jun/09 23% 46,6 52,7 13,2% jul/09 35% 47,3 56,6 19,8% ago/09 29% 46,9 54,7 16,6% set/09 23% 51,6 58,3 13,0% out/09 19% 53,2 59,0 10,9% nov/09 23% 54,9 62,0 12,8% dez/09 6% 50,1 51,7 3,1% Média / Total 23% 616,9 696,3 12,9%

75 TEO Itaipu Posição do ONS contrária à inserção nos modelos da TEO diferenciada (Carta ONS-169/100/2010) pequeno impacto no despacho térmico segundo mérito econômico ; aumento de 109% (730 MW médios) no vertimento médio da UHE Itaipu ; redução da ordem de 8% (690 MW médios) da geração média da UHE Itaipu ; acréscimos de até 10% (R$ 10,00/MWh) nos custos marginais de operação do SIN, com impactos significativos na otimização do SIN.

76 TEO Itaipu Posição do ONS contrária à inserção nos modelos da TEO diferenciada (Carta ONS- 169/100/2010)...a adoção de custos variáveis de produção em usinas hidroelétricas acarretaria o uso do recurso hídrico de forma discriminada e não igualitária entre aproveitamentos hidrelétricos, contrariando princípio básico da constituição do MRE, que é elemento facilitador para a programação da operação.

77 TEO Itaipu Posição do ONS contrária à inserção nos modelos da TEO diferenciada (Carta ONS- 169/100/2010) Outrossim, a consideração do custo variável de produção da UHE Itaipu no despacho de geração tem implicação também na redução de sua garantia física e, conseqüentemente, nas garantias físicas das demais usinas hidrelétricas do SIN, apresentando, portanto, implicações para o planejamento da expansão e para a comercialização contratual das energias.

78 TEO Itaipu Nossa posição: A inserção nos modelos seria o corolário legal da nova determinação constante da ReN 392/2010, porém não seria benéfica: ao SIN, pelos motivos antecipados pela ABRAGE, confirmados pelo ONS; aos geradores do MRE, em função da(o): contaminação dos PLDs; Provável aumento entre as decisões operativas no planejamento e na operação provável maior utilização pelo ONS dos recursos de decisão operativa exógenos aos modelos, de forma a se anular, na prática, o comando destes últimos;

79 TEO Itaipu Posição ABRAGE: Insistir na ilegalidade e inadequação da nova TEO ITAIPU.

80 Projeto de Restauração de APPs no ambito da ABRAGE Imagem positiva Geração de valor monetizável Suporte do Banco Mundial

81 Motivações Contexto crescentemente conflituoso das questões ambientais Ação evidente na direção da sustentabilidade dos reservatórios Imagem positiva junto a atores sociais chave (MP, Autoridades Ambientais, ONGs) Estabelecimento de diálogo em alto nível sobre a gestão de APPs, Reserva Legal Argumentos para defesa da hidroeletricidade no debate nacional e internacional

82 Desenvolvimento Programa qualificado na ONU (UNFCCC) Adesão voluntária Custos de desenvolvimento do projeto compartilhados e parcialmente cobertos pelo Banco Mundial Custos de implantação compensados com Créditos de Carbono Amplo programa de comunicação, para capitalizar o benefício reputacional desde o início do desenvolvimento Possibilidade de venda antecipada dos créditos Possibilidade de desenvolvimento através de SPC

83 Processo proposto à ABRAGE Série de reuniões em cada empresa associada, visando apresentar o modelo do projeto e ajustar suas condições aos interesses das associadas Apresentação do modelo do projeto em reunião plenária, deliberação sobre o desenvolvimento Apresentação do projeto final e deliberação de implementação.

84 CONDIÇÃO DE ATENDIMENTO DO SIN GTAE Grupo de Trabalho de Acompanhamento Energético Luiz Roberto Morgenstern Ferreira 24 de março de 2010

85 Condição de Atendimento do SIN

86 Condição de Atendimento do SIN Cronograma de obras ANO TIPO USINA SIS PREV. EASS HIDRO LEILÃO HIDRO PROINFA BIOMASSA SE/CO EÓLICA NE EÓLICA SE/CO EÓLICA Sul PCH Norte PCH SE/CO PCH Sul TOTAL PROINFA (MWmed) 415 Caçú SE/CO mai/10 43 Foz do Rio Claro SE/CO mai/10 41 Retiro Baixo SE/CO abr/10 30 Salto do Rio Verdinho SE/CO abr/10 58 TOTAL Hidro Leilão (MWmed) 172 Baguari SE/CO abr/10 34 Barra dos Coqueiros SE/CO mai/10 57 Batalha SE/CO jul/10 49 Dardanelos SE/CO jul/ Foz do Chapecó Sul set/ Rondon II SE/CO jul/10 38 Salto SE/CO mai/10 64 São José Sul out/10 30 Serra do Facão SE/CO nov/ TOTAL Hidro (MWmed) 1041 ANO TIPO USINA SIS PREV. EASS HIDRO TERMO LEILÃO LEILÃO Camaçary Polo de Apoio I NE dez/ Campina Grande NE nov/ Do Atlântico SE/CO dez/ Global I NE jul/ Global II NE jul/ Maracanaú I NE ago/ Nova Olinda Norte mar/ Pres. Médici (Candiota 3) Sul dez/ Termonordeste NE set/ Termoparaíba NE nov/ TOTAL Termo Leilão (MWmed) 1642 Estreito Tocantins SE/CO fev/ Mauá Sul mai/ Passo São João Sul fev/11 39 São Domingos SE/CO dez/11 37 TOTAL Hidro Leilão (MWmed) 859 HIDRO Simplício SE/CO fev/ TOTAL Hidro (MWmed) 191 TERM Luiz Carlos Prestes (T. Lagoas) SE/CO jul/11 81 TOTAL Termo (MWmed) 81

87 Condição de Atendimento do SIN Cronograma de obras ANO TIPO USINA SIS PREV. EASS TERMO LEILÃO Itapebi NE fev/ Jose de Alencar NE mai/ Linhares SE/CO jan/11 96 MC2 Camaçari I NE mai/ MC2 Catu NE mai/ MC2 Dias D'Avila 1 NE mai/ MC2 Dias D'Avila 2 NE mai/ MC2 Feira de Santana NE mai/ MC2 Senhor do Bonfim NE mai/ Monte Pascoal NE fev/ Palmeiras de Goiás SE/CO mai/11 69 Pernambuco IV NE fev/ Porto Pecem I (MPX) NE out/ Santa Rita de Cassia NE mai/11 93 TOTAL Termo Leilão (MWmed) 1983 LEILÃO Santo Antônio Norte mai/ LEILÃO TOTAL Hidro Leilão (MWmed) 2218 Maracanaú II NE jan/12 53 Porto Itaqui (Termomaranhão) NE jan/ Suape II NE jan/ TOTAL Termo Leilão (MWmed) 651 ANO TIPO USINA SIS PREV. EASS LEILÃO Jirau SE/CO fev/ TERMO LEILÃO TOTAL Hidro Leilão (MWmed) 1975 Cacimbaes SE/CO fev/13 64 Cauhyra I SE/CO jan/13 75 CTSUL Sul jan/ Escolha SE/CO fev/ Iconha SE/CO jan/ MC2 Camaçari 2 NE jan/13 99 MC2 Camaçari 3 NE jan/13 99 MC2 Governador Mangabeira NE jan/13 99 MC2 João Neiva NE jan/ MC2 Joinvile NE jan/ MC2 Macaiba NE jan/ MC2 Messias NE jan/13 97 MC2 Nova Valência 2 NE jan/13 98 MC2 Pecém 2 NE jan/ MC2 Rio Largo NE jan/13 97 MC2 Santo Antônio de Jesus NE jan/13 99 MC2 Sapeaçu NE jan/13 99 Pernambuco III NE jan/ Porto Pecem II NE jan/ Termopower VI NE jan/ Termpower V NE jan/ TOTAL Termo Leilão (MWmed) 2935

88 Condição de Atendimento do SIN Desequilíbrio entre os subsistemas

89 Condição de Atendimento do SIN

90 Condição de Atendimento do SIN GWmédio Reserva (R) 0,3 0,4 0,9 1,3 1,3 Σ Lastro (L) 58,1 63,4 66,2 70,6 72,1 Demanda PMO (D) 56,4 59,1 62,0 65,2 68,1 Folga (F) = (R+L)-D 2,0 4,7 5,1 6,7 5,3 F/D (%) 3,6% 7,9% 8,2% 10,2% 7,7%

91 Condição de Atendimento do SIN Crescimento médio da demanda : Demanda PMO: 4,8% Demanda = ΣLastro: 6,3% ( ) Premissas Com base no PMO de março de 2010 Não considera a interligação de Manaus / Amapá ao SIN (2013 e 2014) Reserva: 1º e 2º LER

92 Condição de Atendimento do SIN Risco Anual de Déficit (c/ ER) % SE D=ΣLastro S D=ΣLastro NE D=ΣLastro N D=ΣLastro SE D. PMO S D. PMO NE D. PMO N D. PMO

93 Condição de Atendimento do SIN CMO (c/ ER) R$/MWh SE D=ΣLastro S D=ΣLastro NE D=ΣLastro N D=ΣLastro SE D. PMO S D. PMO NE D. PMO N D. PMO

94 Condição de Atendimento do SIN O Efeito da Energia de Reserva Risco Anual de Déficit (D = ΣLastro) % SE s/ ER S s/ ER NE s/ ER N s/ ER SE c/ ER S c/ ER NE c/ ER N c/ ER

95 Condição de Atendimento do SIN O Efeito da Energia de Reserva CMO (D = ΣLastro) R$/MWh SE s/ ER S s/ ER NE s/ ER N s/ ER SE c/ ER S c/ ER NE c/ ER N c/ ER

96 Condição de Atendimento do SIN Pontos a discutir: Desequilíbrio entre os subsistemas Quando D = ΣLastro o risco >> 5% (garantias físicas superestimadas) A análise simples do balanço pode conduzir a falsa sensação de segurança

97 Luiz Roberto Morgenstern Ferreira

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