Utilities Day Santander São Paulo, Fevereiro de 2016

Transcrição

1 Utilities Day Santander São Paulo, Fevereiro de

2 Fluxos nos Sistemas de Potência O fluxo dos elétrons Baseado em Leis Universais: - Kirchhoff's - Ohm s - Gauss s - Equações de Maxwell - Equações de Tesla 2

3 Fluxos nos Sistemas de Potência 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 3

4 Desde 2004, as Distribuidoras assumiram o papel de garantidoras da expansão da Oferta de Energia... Distribuidoras 1 Previsão do 2 Consumo Previsão da necessidade de energia para os próximos 5 anos Energia necessária para o Leilão Contratos Existentes Distribuidoras enviam necessidades ao MME Investidores em Geração 3 Consolidação da necessidade Brasil 4 5 Seleção dos Projetos aptos a atender à necessidade Editais dos Leilões 6 Operação dos Leilões 7 Concorrência pelo menor preço Geradores Vencedores assinam contratos de longo prazo (15 a 30 anos) com as distribuidoras. As Distribuidoras garantem o financiamento com os recebíveis... 8 Geradores Vencedores 4 4

5 Exaustão do modelo de comercialização de Livre Contratação Todos os riscos gerenciados Contratação Regulada Risco Geração Distribuição Mecanismo 1998 Contratos Iniciais Compulsório Contraparte Preço Submercado Exposição Involuntária CVAenergia Exposição Financeira Hidrológico (Q) (D)? Saída de Livre Mercado (Exist) (4%Exist) Redução do CCEAR Redução do CCEAR Limite 5% MCSD 5

6 Contratação em Leilão A-5 A-3 A-1 A B 5 anos (hidrelétricas) 3 anos (Térmicas, eólicas) Energia Nova Energia Existente 1 ano A Recontratação A B 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 6

7 As premissas que fundamentaram o modelo de 2004 não são mais aderentes à nova realidade Energia Existente é mais barata que energia nova? Existente Nova 275 Contrata a expansão com antecedência? Mercado Cativo TWh +4% -1% -2% Contratação do Mercado Cativo MWm

8 D11 D9 D7 D5 D3 D1 D13 D15 D17 D19 D21 D23 D25 D27 D29 D31 D33 D35 D37 D39 D41 D43 A energia existente foi reduzida em 67% e não está disponível a todas as distribuidoras Possibilidade de Redução de Energia Existente Contratação de Energia Existente por Distribuidora MWm Cotas Existente MWm Energia Existente % Antes da Distribuição de Cotas Posição Atual Fonte: CCEE 8

9 Lago da UHE Sobradinho

10 Reservatório no interior de São Paulo

11 A manutenção do fluxo dos elétrons foi um desafio nos últimos anos... Energia Afluente aos Reservatórios (GWmédio) Geração Termoelétrica (GWmédio) Verão Inverno Energia Armazenada na Região Sudeste/Centro-Oeste, em % da Capacidade Máxima Mai/2010 Mai/2011 Mai/2012 Mai/2013 Mai/2014 Mai/

12 Atualmente, o parque termoelétrico possui um custo de operação que cresce muito rapidamente com o despacho das usinas... 2x 5y 12

13 Desafio 1: Sobrecontratação

14 jan-16 Os potencialmente livres e especiais estão migrando para o Mercado Livre, dada a Tarifa de Energia cativa Tarifa de Energia Cativo (EDP Bandeirante) Adesão de Novos Consumidores ao Mercado Livre (19/Jan/2016) 170 Tarifa Média 34 CVA CDE Bandeira 2013/ TE PLD 34 Livre Especial Fonte: CCEE 14

15 Sobrecontratação das distribuidoras para o ano de ,6% 5,1% Volumes de Energia (MWm) 10,0% Brasil (33 distribuidoras) 7,7% 7,1% Região Contratação- Requisito (NET) Requisito (%) N ,6% NE ,1% CO ,0% SE ,7% S ,0% Total ,1% 7,0% Contraste: Contratação considerando a estimativa EPE de crescimento de mercado 4,0% Fonte: ABRADEE jan/

16 Propostas no âmbito da ANEEL Como é Como poderia ser Risco Saída de Livres e Especiais Variação de Mercado (4%) Redução de CCEARs de Energia Existente Redução de CCEARs de Energia Existente Redução ou Sobrecontratação Involuntária Redução ou Sobrecontratação Involuntária Falta de clareza na definição da regra Acordos Bilaterais Acordo entre gerador e distribuidor Iniciativa estrutural entre MME, ANEEL, geradores interessados e distribuidores Anuência da ANEEL MCSD de Energia Nova MCSD ex-post Alivia a penalidade de falta de lastro Alivia a penalidade de falta de lastro e a sobrecontratação Penalidade por falta de lastro Pelo lastro contratual Pelo MRE nos contratos com risco hidrológico, com Exposição/ Sobrecontratação Involuntária Prazo de Execução Ressarcimento de Angra Em R$ Em MWh Ativo Regulatório Pago somente pelos cativos Pago também no momento da migração ao evento tarifário 16

17 Propostas no âmbito do MME Como é Como poderia ser Risco Contratação do Montante de Reposição Obrigação de Contratar de 96%~100% Obrigação de Contratar de K %~100% 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 Prazo para vigência: antes de

18 Desafio 2: GSF

19 Adesão à Repactuação do GSF Usinas aprovadas em 2015: Usinas aprovadas em janeiro de 2016: Usinas que não participaram da adesão: 19

20 O primeiro Critério de Avaliação é baseado no Valor Presente Líquido do Custo Evitado de aderir à Repactuação em cada um dos cenários Custo Evitado com a Repactuação do Risco Hidrológico (R$ MM) 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. 0% 5% 95% 100% Séries Simuladas (100% = séries) Percentual de cenários em que há Custo Evitado com a Repactuação do Risco Hidrológico Série com Maior VPL Série com Menor VPL 20

21 Distribuição do Custo Evitado 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. 30,9% do tempo com VPL > 0 45,3% do tempo com VPL > 0 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. 21

22 Desafio 3: Processos Tarifários

23 4º Ciclo de Revisão Tarifária EDP Bandeirante Evolução da parcela B (R$ milhões) -20% -4% Evolução perdas (%) Queda da velocidade de 1,4% para 0,5% / / / /2019 9,83 9,31 8,85 8, RTP RTP 2015 Base de Remuneração Líquida Glosa (R$ milhões) 3º ciclo 4º ciclo -10,4% -9,0% -2,8% -0,8% Base Líquida (Antes da Fiscalização) -177 Redução pela Fiscalização Base Líquida Fiscalizada Pleito Acatado Base Aprovada Base Líquida (Antes da Fiscalização) -47 Redução pela Fiscalização Base Líquida Fiscalizada Pleito Acatado Base Aprovada 23

24 Metodologia de Perdas Não-Técnicas Nota 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 25º 12º 1º é a distribuidora mais complexa, que repassa mais perdas. 24

25 Desafio 4: Operação da Distribuição

26 Melhoria da Qualidade do Serviço e Redução de Perdas Evolução do DEC (horas) EDP Bandeirante 10,37 9,67 9,62 8,08 7,62 7,65 EDP Escelsa Meta Anual Regulatória Aneel 9,28 8,71 10,28 8,78 7,40 7,62 Perdas não técnicas em baixa tensão EDP Bandeirante 15,34% 13,92% 12,15% 11,80% 14,63% 13,23% Realizado Meta Aneel -1,47 p.p 10,62% 10,68% 10,43% 10,43% 10,43% 10,43% T15 2T15 3T T15 2T15 3T15 Evolução do FEC (vezes) EDP Bandeirante 6,45 5,78 5,60 5,51 5,34 5,14 EDP Escelsa Meta Anual Regulatória Aneel 5,44 4,96 7,98 4,98 4,96 7,23 Perdas não técnicas em baixa tensão EDP Escelsa 18,37% 15,92% 17,87% 16,74% 15,29% 15,17% 12,07% 10,67% 9,27% 9,27% 9,27% -2,70 p.p. 7,87% T15 2T15 3T T15 2T15 3T15 26

27 Continuidade na gestão efetiva no combate da PDD e Inadimplência Inad. Total / Fat. 12 meses (%) PDD / Receita Bruta EDP Bandeirante EDP Escelsa EDP Bandeirante EDP Escelsa 10,00% 10,00% 9,70% 0,93% 0,74% 0,74% 8,70% 0,47% 0,73% 0,74% 8,40% 8,50% 8,10% 7,30% 0,38% 0,49% T15 2T15 3T T15 2T15 3T15 Reformulação da cobrança; Protesto e Cejusc; Estratégia de corte; Negociação com grandes clientes Restrição de crédito; 27

28 Desafio 5: Pecém

29 Consolidação dos Pleitos Regulatórios Mar/2015 Aumento da garantia física de 631MWm para 645,3MWm Mar/2012 Adiamento do início da operação comercial de 1/1/12 para 23/7/12 Mar/2013 Alteração da regra de repasse de custos de compra de energia, de acordo com a entrada em operação comercial de cada máquina Fev/2015 Cálculo do ressarcimento com base na potência de 700MW e não 720MW Mar/2015 Recálculo dos valores de consumo interno Set/2014 Ressarcimentos por indisponibilidade passam a ser calculados com base em 60 meses e não em base horária Dez/2015 Aplicação de fator de alocação de energia ao CCEAR implica distorção no cálculo do ressarcimento 29

30 Evolução da Disponibilidade Índice de disponibilidade (%) consolidado 62% 76% 96% 79% 85% 87% T15 2T15 3T15 9M15 30

31 Desafio 6: Projetos

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