Avaliação Energética do Sistema Interligado Nacional Luiz Hamilton Moreira GTOP Reunião Plenária da ABRAGE 29 de Março de 2007 Brasília - DF
SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN EAR = 98,1% ENA =113% N NE EAR = 90,5% CAR = 39,0% ENA = 145% Situação BOA REGULAR RUIM S SE EAR =85,6% CAR = 38,0% ENA = 96% EAR = 80,7% CAR = 19,0% ENA = 145% EAR DO DIA 20 DE Março/07 CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊS ENA ACUMULADA ATÉ O DIA 20/Mar/07
BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN CARGA = 3.391 GHID = 4.586 GTER = 0 PLD = 17,59 Situação BOA REGULAR RUIM ITAIPU 50 Hz ITAIPU 60 Hz N 1195 1503 4.958 3.580 5.542 1.962 38 IMPORTAÇÃO S SE 91 308 NE CARGA = 7.120 GHID = 7.504 GTER = 05 GEOL= 10 PLD = 17,59 CARGA = 32.304 GHID = 20.664 GNUC = 896 GTER = 613 PLD = 17,59 CARGA =8.447 GHID = 5.507 GTER = 912 GEOL = 27 PLD = 17,59 VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 14 a 20/Mar. PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 17 A 23/Mar.
PREVISÃO CLIMÁTICA Não há mais a configuração do El-Niño durante os primeiros dias de março. No Pacífico Oeste prevalecem algumas anomalias positivas de temperatura, mas de fraca intensidade e no Pacífico leste apareceram anomalias negativas. Mesmo assim ainda não há configuração de uma La Niña. Os modelos do CPTEC prevêem a formação gradativa de uma La Niña a partir dos próximos meses.
PREVISÃO CLIMÁTICA EFEITOS ESPERADOS DO EL NIÑO
PREVISÃO CLIMÁTICA EFEITOS ESPERADOS DO LA NIÑA
PREVISÃO CLIMÁTICA
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE 2003 2004 2005 2006 2007 EAR (%) 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 61,0 60,0 57,0 59,0 53,0 55,0 48,0 40,0 CAR 2006/2007 34,0 28,0 25,0 28,0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez (*) Previsão PMO * Armazenamentos no final do mês
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL 2003 2004 2005 2006 2007 100,0 90,0 80,0 * 70,0 EAR (%) 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 19,0 20,0 19,0 CAR 2006/2007 16,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Armazenamentos no final do mês (*) Previsão PMO
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE 2003 2004 2005 2006 2007 EAR (%) 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 39,0 40,0 33,0 36,0 37,0 35,0 30,0 CAR 2006/2007 24,0 18,0 13,0 10,0 10,0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez (*) Previsão PMO * Armazenamentos no final do mês
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE 2003 2004 2005 2006 2007 EAR (%) 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez (*) Previsão PMO * Armazenamentos no final do mês
FATOS RELEVANTES Decisão térmica geração mínima PMO disponibilidade de gás conforme Resoluções 237 e 775 da ANEEL Não há mais participação no armazenamento do NE referente a recomposição de lastro das usinas térmicas PPT 09/mar entrada em operação comercial da UG1 (70 MW) da UHE Capim Branco II (210 MW) 21/fev liberada para operação comercial a UG2 (290 MW) da UHE Campos Novos (870 MW). UG3 está em testes 11/dez/2006 entrada em operação da LT 500 kv Colinas/Sobradinho. Permite exportação pelo NE da ordem de 1200 MWmed.
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORTE 100,0 98,1 90,0 80,0 EAR (%) 70,0 60,0 50,0 40,0 VERIFICADO PMO Março Rev. 02 ENA = 109% MLT 30,0 20,0 10,0 0,0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2006 2007
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORDESTE 100,0 90,0 90,7 80,0 70,0 PMO Março Rev. 02 ENA = 126 % MLT 60,0 EAR (%) 50,0 40,0 30,0 CAR VERIFICADO 20,0 10,0 0,0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2006 2007
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUDESTE 100,0 90,0 85,9 80,0 70,0 60,0 PMO Março Rev. 02 ENA =90% MLT EAR (%) 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 CAR VERIFICADO 0,0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2006 2007
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUL 100,0 90,0 80,0 84,1 CAR VERIFICADO 70,0 60,0 PMO Março Rev. 02 VALOR ESPERADO ENA = 126% MLT EAR (%) 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2006 2007
FIM
SERVIÇOS ANCILARES Luiz Hamilton Moreira GTOP Reunião Plenária da ABRAGE 29 de Março de 2007 Brasília - DF
SERVIÇOS ANCILARES HISTÓRICO 1. Jun/2003 Resolução ANEEL Nº 265 2. Mar/2006 Correspondência da ABRAGE à ANEEL 3. Mai/2006 Reunião ABRAGE/ANEEL 4. Set/2006 Minuta da Resolução ANEEL Nº 251 5. Out/2006 Proposta ABRAGE AP Nº 010/2006 6. Fev/2007 Resolução ANEEL Nº 251
SERVIÇOS ANCILARES 1. Junho/2003 Resolução ANEEL nº 265 Ressarcimentos 1. reserva de prontidão (combustível somente quando estiver nesta condição) 2. unidade geradora como compensador síncrono (base horária) 3. implantação e reposição p/ possibilitar a operação síncrona de unidades geradoras, CAG e Black Start de usinas em operação
SERVIÇOS ANCILARES 2. Março/2006 Correspondência da ABRAGE à ANEEL Ressarcimentos adicionais 1. unidade geradora como compensador síncrono (base 5 minutos) 2. custos de O&M dos equipamentos de black start 3. participação em SEP s (sistemas especiais de proteção) 4. reforços e melhorias de equipamentos dos geradores por razões sistêmicas 5. fornecimento de energia reativa simultaneamente com energia ativa 6. participação na manutenção da inércia do SIN e reserva girante 7. reserva de prontidão (conservação, manutenção e consumo mínimo de combustível) 8. disponibilização de unidades para o CAG e reservas operativas
SERVIÇOS ANCILARES 3. Maio/2006 Reunião ABRAGE/ANEEL Ressarcimentos adicionais 1. unidade geradora como compensador síncrono (base 5 minutos) 2. custos de O&M dos equipamentos de black start 3. participação em SEP s (sistemas especiais de proteção) 4. reforços e melhorias de equipamentos dos geradores por razões sistêmicas 5. fornecimento de energia reativa simultaneamente com energia ativa 6. participação na manutenção da inércia do SIN e reserva girante 7. reserva de prontidão (conservação, manutenção e consumo mínimo de combustível) 8. disponibilização de unidades para o CAG e reservas operativas
SERVIÇOS ANCILARES 4. Setembro/2006 Minuta da Resolução 251 da ANEEL Ressarcimentos adicionais (atendendo solicitação ABRAGE) 1. unidade geradora como compensador síncrono (base 5 minutos) 2. custos de O&M dos equipamentos de black start 3. custos de O&M dos sistemas de comunicação do CAG 4. custos de implantação e O&M de SEP s (sistemas especiais de proteção) 5. reforços e melhorias de equipamentos dos geradores por razões sistêmicas
SERVIÇOS ANCILARES 5. Outubro/2006 Proposta ABRAGE AP Nº 010/2006 Solicitações adicionais à minuta 1. custos de reposição e/ou modernização dos equipamentos de black start 2. custos de reposição e/ou modernização e custos adicionais das unidades geradoras pertencentes ao CAG 3. prazo máximo para ressarcimento de custos de implantação de sistema que permita a operação como compensador síncrono 4. participação dos agentes, sob coordenação do ONS, nos estudos indicativos da necessidade das usinas novas e atuais operarem como compensador síncrono
SERVIÇOS ANCILARES 6. Fev/2007 Resolução ANEEL Nº 251 Resolução 265 AP 010/06 Ressarcimentos 1. reserva de prontidão (gasto com combustível quando estiver nesta condição) 2. implantação e reposição p/ possibilitar a operação síncrona de unidades geradoras, CAG e Black Start de usinas em operação 3. compensador síncrono (base 5 minutos) 4. custos de O&M dos equipamentos de Black Start e dos sistemas de comunicação do CAG 5. participação em SEP s (sistemas especiais de proteção) 6. reforços e melhorias de equipamentos dos geradores por razões sistêmicas 7. Formas de ressarcimentos dos custos
FIM
Plano Nacional de Recursos Hídricos PNRH Plano Nacional de Recursos Hídricos PNRH ABRAGE Brasilia, 29 de março de 2007 GTRH GRUPO DE TRABALHO DE RECURSOS HÍDRICOS 1
Política Nacional de Recursos HídricosH Plano Nacional de Recursos Hídricos PNRH Conforme o Art. 1º da Lei 9.433/97 A gestão de recursos hídricos deve proporcionar o uso múltiplo das águas Conforme o Art. 4º da Lei 9.984/00 Caberá à ANA: definir e fiscalizar a operação de reservatórios por agentes públicos e privados, visando a garantir o uso múltiplo dos recursos hídricos - a definição das condições de operação de reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em articulação com o ONS 2
Política Nacional de Recursos HídricosH Plano Nacional de Recursos Hídricos PNRH Conforme o PNRH aprovado pela Res. 58 do CNRH, PROGRAMA VI: Programa de Usos Múltiplos e Gestão Integrada de Recursos Hídricos Subprograma VI.2 Gestão de demandas, resolução de conflitos, uso múltiplo e integrado de recursos hídricos Objetivo: mitigar conflitos e proporcionar o suo múltiplo das águas Subprograma VI.6 Critérios e objetivos múltiplos de definição de regras e restrições em reservatórios de geração hidrelétrica Objetivo: Elaborar estudos identificando variáveis intervenientes e mensurando benefícios e custos econômicos e sociais envolvidos na incorporação de regras e restrições em reservatórios de hidrelétricas 3
Política Nacional de Recursos HídricosH Plano Nacional de Recursos Hídricos PNRH Oficina de Detalhamento dos Programas do PNRH ( Brasília 19, 20 e 21 de março) Sugestões apresentadas por outros setores usuários : É recorrente que o conceito de prejuízos existe somente para o setor elétrico; para os demais setores usuários fala-se em benefícios. Esse viés de prejuízos do setor elétrico deve ser modificado. Sugerem que sejam incorporados prejuízos e benefícios para todos. Mensurar todas as perdas oriundas da operação para ressarcimento e compensações aos outros setores usuários. Ampliar a participação efetiva dos outros usuários na operação do sistema Incluir o fator emissão de gases de efeito estufa como critério de avaliação para restringir a implantação de reservatórios Demarcacão de parques aqüícolas nos reservatório 4
Política Nacional de Recursos HídricosH Plano Nacional de Recursos Hídricos PNRH Oficina de Detalhamento dos Programas do PNRH ( Brasília 19, 20 e 21 de março) Sugestões apresentadas por outros setores usuários : Viabilizar uma sistemática de inclusão de restrições Sem o crivo das geradoras Elaborar procedimentos de incorporação de restrições à operação sem A participação do ONS Ação da ABRAGE: Amanhã, dia 30 o GTRH e empresas do SE se reunirão em São Paulo para elaboração de um conjunto de sugestões para ordenamento do assunto incorporação de restrições à operação. 5
1 Viabilização de Investimentos no Setor Elétrico Reunião Plenária da ABRAGE Foto: Usina Hidrelétrica Barra Grande Nelson Siffert Brasília 29 de março o de 2007
Agenda BNDES Financiamentos do BNDES - Setor Elétrico Políticas Operacionais PAC Project Finance Foto: Usina Hidrelétrica de Tucuruí 2
Foto: Usina Hidrelétrica de Peixe Angical 3 BNDES Financiamentos do BNDES - Setor Elétrico Políticas Operacionais PAC Project Finance
4 BNDES Fundado em 20 de junho de 1952 Governo Federal é o único acionista Instrumento chave para implementação da Política Industrial e de Infra-estrutura Principal fonte de crédito de longo prazo Financiador da exportação 1.950 funcionários
5 BNDES R$ bilhões Ativos Totais Carteira de Financiamentos Patrimônio Líquido Lucro Líquido Impostos e Taxas 187 147 19 6,3 2,6 Em 31.12.2006
Desembolsos 37 35 18 19 18 23 25 7 10 40 47 52,3 6 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 R$ bilhões
7 Desembolsos da Área de Infra-Estrutura Energia Elétrica Gás & Petróleo Logística Telecomunicações Renda Variável Não incluídos desembolsos para o Programa Emergencial de Energia Elétrica R$ milhões 7.190 9.201 9.342 4.360 4.443 2002 2003 2004 2005 2006
8 Desembolsos da Área de Infra-Estrutura - 2006 Telecomunicações R$ 2.090 milhões Gás & Petróleo R$ 3.114 milhões Logística R$ 906 milhões R$ 9.342 milhões Energia Elétrica R$ 3.232 milhões
9 Concessão de Crédito Carta Consulta 30 dias Enquadramento Análise do Projeto 60 dias Contratação 60 dias 60 dias Apresentação do Projeto Desembolso
¾ BNDES ¾ Financiamentos do BNDES - Setor Elétrico ¾ Políticas Operacionais ¾ PAC ¾ Project Finance Foto: étrica Espora Foto:Usina UsinaHidrel Hidrelétrica Espora 10
11 Projetos de Energia Elétrica Aprovados 2003 - março.2007 Segmento Capacidade Instalada Nº de Operações valores em R$ bilhões Financiamento BNDES Investimento Previsto 1. Geração 10.933 M W 82 10,4 20,9 Hidrelétricas 7.907 MW 19 5,7 12,5 Termelétricas 1.524 MW 3 1,1 3,1 PCH 814 MW 40 2,1 3,3 Biomassa 480 MW 17 0,9 1,1 Eólicas 208 MW 3 0,6 0,9 2. Transmissão 6.781 km 25 3,6 5,8 3. Distribuição - 19 2,6 4,1 TOTAL - 126 16,6 30,9
BNDES Financiamentos do BNDES - Setor Elétrico Políticas Operacionais PAC Project Finance Foto: Usina Hidrelétrica de Tucuruí 12
13 Evolução das Políticas Operacionais para Geração HídricaH Descrição 2003 e 2004 2005 2006 2007 Prazo de Amortização Até 12 anos Até 12 anos Até 14 anos Até 20 anos Custo Financeiro 80% TJLP / 20% Cesta de Moedas 80% TJLP / 20% IPCA 100% TJLP 100% TJLP Índice de Cobertura do Serviço da Dívida 1,3 1,3 1,3 1,2 Participação Máxima do BNDES (itens 70% 80% 80% 85% financiáveis) Remuneração Básica (A) 2,5% 2,5% 1,5% 0,5% a 1% Risco de Crédito (B) 2,0% 1,5% 0,8% a 1,8% 0,8% a 1,8% Remuneração Total BNDES (A + B) 4,5% 4,0% 2,3% a 3,3% 1,3% a 2,8%
14 Políticas Operacionais para Energia Elétrica 1.Geração Segmentos Prazos Máximos de Amortização Participação Spread Básico* Custo financeiro Composição do Custo Financeiro a) UHEs com capacidade instalada igual ou superior a 2000 MW 20 anos 85% 0,5% TJLP 100% b) UHEs com capacidade instalada igual ou superior a 1000 MW e inferior a 2000 MW c) UHEs com capacidade instalada superior a 30 MW e inferior a 1000 MW 20 anos 85% 1,0% TJLP 100% 16 anos 85% 1,0% TJLP 100% d) Pequenas Centrais Hidrelétricas PCHs 14 anos 80% 1,0% TJLP 100% e) Bioeletricidade (caldeiras com capacidade igual ou superior a 60 bar) f) Termelétrica, Co-Geração a Gás e Bioeletricidade (caldeiras com capacidade inferior a 60 bar) 12 anos 90% 1,0% TJLP 100% 12 anos 80% 1,0% TJLP 100%** 2. Energias Renováveis 12 anos*** 80% 1,0% TJLP 100% 3. Transmissão 12 anos 80% 1,5% TJLP 100% 4. Distribuição 6 anos 60% 2,0% TJLP 100% observações: (*)A taxa de juros final ao Beneficiário varia com a forma de apoio e tem a seguinte composição: - Op eração d iret a: Spread Básico + Taxa d e Risco d e Créd it o (en t re 0,8% a.a. e 1,8% a.a). + Cu st o Finan ceiro - Operação indireta: Spread Básico + 0,8% de Taxa de Intermediação Financeira + Remuneração do Agente Financeiro + Custo Financeiro (**)Poderá ser financiado à aquisição de equipamentos importados para termelétricas e para co-geração a gás natural, sem similar nacional, sendo o custo financeiro relativo a essa parcela em IPCA ou US$ ou UMBNDES, acrescidos dos encargos (***) O prazo máximo de financiamento para eólicas é de 14 anos
15 Políticas Operacionais e PAC Geração HídricaH Esforço do BNDES para melhorar as condições de financiamento à Geração Hídrica; Evolução gradual das Políticas Operacionais do BNDES no sentido de redução dos custos financeiros para o apoio à Geração Hídrica; Atenção especial aos grandes projetos de geração hídrica, necessários para o aumento da capacidade instalada;
Foto: Usina Hidrelétrica de Peixe Angical 16 BNDES Financiamentos do BNDES - Setor Elétrico Políticas Operacionais PAC Project Finance
17 Projetos de Usinas Hidrelétricas no PAC Quantidade de projetos: 61 Incremento da capacidade instalada: 24.573,3 MW Principais projetos: UHE Santo Antônio (3.150 MW); UHE Jirau (3.300 MW); UHE Belo Monte (5.681MW); UHE Estreito (1.087 MW); UHE Foz do Chapecó (855MW); UHE Serra Quebrada (1.328 MW) Investimento total previsto: R$ 76,4 bilhões
18 Projetos de Usinas Hidrelétricas no PAC Distribuição de projetos por região Nordeste 1.172,0 MW 5% Sul 3.698,9 MW 15% Sudeste 945,7 MW 4% Cento-Oeste 2.634,0 MW 11% Norte 16.122,7 MW 65%
19 Projetos de Usinas Hidrelétricas no PAC Projetos do PAC em Trâmite no BNDES Nº Projeto do PAC no BNDES Região MW Investimento Situação em relação ao Total (R$ mil) BNDES 1 UHE CASTRO ALVES S 130 364.800 CONTRATADA 2 UHE 14 DE JULHO S 100 349.152 CONTRATADA 3 UHE SAO SALVADOR N 243 847.760 CONTRATADA 4 UHE SALTO DO PILAO S 181 526.464 APROVADA 5 UHE ESTREITO N 1.087 3.036.900 ENQUADRADA 6 UHE FOZ CHAPECO S 855 1.817.400 ENQUADRADA 7 UHE SERRA DO FACAO CO 213 788.582 ENQUADRADA 8 UHE BAGUARI SE 140 261.577 ENQUADRADA 9 UHE CORUMBA III CO 94 190.740 ENQUADRADA 10 UHE RETIRO BAIXO SE 82 284.555 ENQUADRADA 11 UHE FOZ DO RIO CLARO CO 68 260.792 ENQUADRADA 12 UHE SAO JOSE S 51 230.528 ENQUADRADA 13 UHE SIMPLICIO SE 324 1.209.442 ENQUADRADA 14 UHE BATALHA CO 53 381.000 ENQUADRADA 15 UHE DARDANELOS CO 261 745.000 PERSPECTIVA 16 UHE MONJOLINHO S 67 220.000 PERSPECTIVA 17 UHE OLHO D'AGUA CO 33 110.000 PERSPECTIVA 18 UHE SANTO ANTONIO (MADEIRA) N 3.150 8.500.000 PERSPECTIVA 19 UHE MAUA S 388 140.000 PERSPECTIVA 20 UHE PASSO SAO JOAO S 77 85.000 PERSPECTIVA 21 a 61 OUTROS - 16.977 56.025.618 PROJETOS FUTUROS TOTAL - 24.573 76.375.310 -
20 Projetos de Usinas Hidrelétricas no PAC Situação dos Projetos do PAC no BNDES PERSPECTIVA 3.976 MW 53% CONTRATADA 473 MW 6% APROVADA 181 MW 2% ENQUADRADA 2.966 MW 39%
21 Projetos de Usinas Hidrelétricas no PAC Resumo da situação dos Projetos do PAC em relação ao BNDES Situação do Projeto Investimento MW no BNDES Total (R$ mil) CONTRATADA 473 1.561.712 APROVADA 181 526.464 ENQUADRADA 2.966 8.461.516 PERSPECTIVA 3.976 9.800.000 TOTAL 7.595,9 20.349.692
Foto: Usina Hidrelétrica Corumbá IV 22 BNDES Financiamentos do BNDES - Setor Elétrico Políticas Operacionais PAC Project Finance
23 BNDES e Project Finance Project Finance - Financiamento de um projeto específico e não de todos os negócios de uma empresa, segregando custos, receitas e riscos do projeto através s de uma sociedade de propósito específico (SPE). Constituição dos Recebíveis como reserva de meio de pagamento e Cessão destes Recebíveis ao(s) Banco(s) Financiador(es).
24 BNDES e Project Finance O BNDES, optou por um conceito amplo de Project Finance voltado para: Setor de infra-estrutura Sociedade de Propósito Específico (SPE) Análise baseada no fluxo de caixa Vinculação de receitas A MP do BEM alterou a Lei de Concessões, criando um novo direito real de garantia, a cessão fiduciária de recebíveis veis.
25 BNDES e Project Finance Quais são os requisitos para as operações de Project Finance? Capital próprio prio dos acionistas compatível com o risco do projeto; Exame da qualidade dos recebíveis veis; Seguro-Garantia (pacote de seguros); Aporte antecipado do equity (em alguns casos); ICSD maior ou igual a 1,2; TIR mínima do Projeto de 8% aa; Constituição de contrato EPC; e Participação agentes financeiros.
26 BNDES e Project Finance Como ficou a questão do limite de risco? Há um limite específico de 75% do ativo total da SPE; Análise do Rating corporativo da SPE; Possibilidade de dispensar garantias pessoais; e Project Finance não toma espaço o no limite de crédito do controlador.
27 BNDES Área de Infra-Estrutura (AIE) Departamento de Energia Elétrica Nelson Siffert Chefe de Departamento Tel.: (021) 2172-7848 e-mail: siffert@bndes.gov.br http://www.bndes.gov.br
Metodologia Para Geração Fora da Ordem de Mérito (Art. 2º REN ANEEL 237/06) Reunião ABRAGE/ANEEL 19/03/07 Reunião Plenária da ABRAGE de 29/03/07
Motivação Regulatória REN ANEEL 237/2006 Art. 2º Com a prévia aprovação do ONS, o agente de geração poderá gerar energia fora da ordem de mérito de custo de modo a compensar eventuais indisponibilidades futuras. 1º O ONS e CCEE deverão, no prazo de 30 dias (até 28 de fevereiro de 2007), submeter à aprovação da ANEEL metodologia para apuração da geração fora da ordem de mérito de custo. 2º A geração citada no caput e o armazenamento adicional dela decorrente não serão considerados pelo ONS nos modelos de otimização eletroenergética.
Princípios Fundamentais Aplicação restrita às UTEs a gás natural em operação comercial, com prazo limitado. Transparência econômico-financeira para as usinas participantes do MRE. Efeitos econômico-financeiros nulos sobre as usinas do MRE. Transparência operativa para o sistema interligado. Efeitos nulos sobre as variáveis de decisão operativa consideradas pelo ONS. Regras claras e explicitadas em Regras/Procedimentos de Comercialização e Operação. Transparência nas decisões operativas adotadas pelo ONS.
Mecanismo de Realocação de Energia MRE: mecanismo criado pelos Decretos nº 2655/1998 e 3653/2000, visando o compartilhamento, entre as usinas dele participantes, dos riscos hidrológicos. Riscos: Deslocamento térmico (GSF<1); Diferenças de preços entre submercados; Acionamento da Curva de Aversão a Risco. Proposta ONS/CCEE para regulamentação do art. 2º da REN 237/06 expõe os geradores do MRE a uma perda econômica.
Efeitos / Penalizações por Indisponibilidade Termelétrica Decorrente de Falha de Combustível Compra de energia ao PLD. Redução da garantia física. Compra contratada de energia. Penalidade escalonada, alcançando em 4 meses o PLD máximo.
Proposta ONS/CCEE de Tratamento Comercial Para a Geração Fora da Ordem de Mérito Ida : A energia gerada fora da ordem de mérito é incorporada ao MRE. Volta : Pela energia associada ao aproveitamento dos créditos de energia armazenada as UTEs receberão seu custo de geração. Pela energia associada ao aproveitamento dos créditos de energia armazenada as usinas do MRE receberão o PLD corrente (da volta ) descontado do custo de geração térmico.
Conseqüência Econômica da Proposta ONS/CCEE SITUAÇÃO ATUAL MRE UTE "IDA" PLD IDA 0 "VOLTA" PLD VOLTA 0 TOTAL (A) PLD IDA + PLD VOLTA 0 MRE responsável pelo pagamento SITUAÇÃO APÓS REN 237/06 UTE é penalizada. do combustível! MRE UTE "IDA" PLD IDA -CVU "VOLTA" PLD VOLTA - CVU CVU TOTAL (B) PLD IDA + PLD VOLTA - CVU 0 TOTAL (B) - TOTAL (A) -CVU 0 UTE não é penalizada.
Proposta ABRAGE Na ida : idêntica à do ONS/CCEE. Na volta : MRE devolve à UTE o crédito utilizado de energia ao PLD da ida. Vantagens: Manutenção do ganho de confiabilidade do sistema. Manutenção dos ganhos das UTEs decorrentes da mitigação do risco de imposição de penalidades por indisponibilidades. Alocação correta dos custos do combustível para geração fora da ordem de mérito.
Proposta ABRAGE SITUAÇÃO ATUAL MRE UTE "IDA" PLD IDA 0 "VOLTA" PLD VOLTA 0 TOTAL (A) PLD IDA + PLD VOLTA 0 UTE paga o combustível, e recebe pela energia que armazenou nos reservatórios. SITUAÇÃO APÓS REN 237/06 MRE UTE "IDA" PLD IDA -CVU UTE é penalizada. "VOLTA" PLD VOLTA - PLD IDA PLD IDA TOTAL (B) PLD VOLTA PLD IDA - CVU TOTAL (B) - TOTAL (A) -PLD IDA PLD IDA - CVU UTE não é penalizada.
Prorrogação das Concessões de Geração outorgadas até 10/12/2003 Reunião ABRAGE 29/03/2007
Objetivo da Nota Técnica: T A presente Nota técnica t visa subsidiar a elaboração de Parecer Jurídico por jurista a ser contratado pela ABRAGE de forma a atender os interesses de suas associadas quanto à prorrogação das concessões de geração outorgadas até 10/12/2003.
Histórico e Fundamentação: Quando da concepção do Novo Modelo era a intenção manter o disposto na Lei nº 9.074, 07/07/95 pela qual, os contratos de concessão de usinas hidrelétricas existentes poderiam ter renovação das concessões de geração com prazo máximo de 20 anos, sempre a critério do poder concedente (vide Proposta de Modelo Institucional do Setor Elétrico MME/07/2003 item 14.3).
Histórico e Fundamentação: Durante a vigência da MPV 144, de 10/12/2003, não havia possibilidade de prorrogações das concessões, conforme texto transcrito, abaixo. Foram realizadas diversas negociações com os agentes interessados (representados em especial pela ABRAGE) que se manteria a possibilidade de prorrogação, para as concessões ainda não prorrogadas, após a publicação da lei 9.074, de 07/07/95, em conseqüência, a conversão da MPV 144 na Lei nº 10.848, de 15/03/2004, o pleito dos agentes foi parcialmente atendido, onde foi alterado o parágrafo 2º do artigo 4º da lei 9.074, que facultou ao poder concedente prorrogar por até 20 (vinte) anos as concessões de geração outorgadas até 10/12/2003, sob determinadas condições, e retirou do texto original a redação que permitia as prorrogações por igual período (35 anos) para aquelas concessões outorgadas após 07/07/95.
Histórico e Fundamentação: Lei 9.074 de 07/07/1995 MPV 144 de 10/12/2003 Lei 10.848 de 15/03/2004 Artigo 4º 2º As concessões de geração de energia elétrica, contratadas a partir desta Lei, terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a trinta e cinco anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado no máximo por igual período, a critério do poder concedente, nas condições estabelecidas no contrato. Artigo 8º que altera o Artigo 4º da Lei 9074 2º As concessões de geração de energia elétrica, contratadas a partir desta Lei, terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a trinta e cinco anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato. Artigo 8º que altera o Artigo 4º da Lei 9074 2º As concessões de geração de energia elétrica anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a 35 (trinta e cinco) anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado por até 20 (vinte) anos, a critério do Poder Concedente, observadas as condições estabelecidas nos contratos.
Histórico e Fundamentação: Conforme exposto na legislação acima, o arcabouço jurídico em que se sustenta o setor indica o direito à prorrogação, mantendo o mesmo espírito desde o Código das Águas embora, formalmente, preserve o atributo discricionário do Poder Concedente. Assim, muito embora a Lei 10.848 garanta o direito à prorrogação, não foram estabelecidos os critérios pertinentes para embasar as decisões de prorrogação pelo Poder Concedente.
Histórico e Fundamentação: A partir da Lei 10.848 algumas concessionárias de geração que estavam com prazos de concessões a vencer protocolaram na Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, requerimentos solicitando por mais 20 anos as respectivas concessões. Com o objetivo de garantir a participação dos Agentes de Geração no 1º Leilão de Energia Existente no Ambiente de Contratação Regulada ACR, em dezembro de 2004, o MME emitiu o Fax n 247/SE/MME, de 10/09/2004, recomendando aos Agentes de Geração encaminhar os pedidos de prorrogação de concessão, de forma a habilitarem-se para a venda de energia velha, visando obedecer aos prazos mínimos dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, estabelecidos na Lei 10.848/2004 e no Decreto 5.163/2004.
Histórico e Fundamentação: Como não havia critérios regulamentados para a prorrogação de concessões, a ANEEL, na tentativa de estabelecê-los, emitiu, em 14/10/04, a Nota Técnica n º 140/2004-SFF/SRE/SEM/ANEEL, que tratou dos requisitos e objetivos para validar a decisão de prorrogação das concessões, sob o enfoque econômico e financeiro. Mesmo a Nota Técnica recomendando que a questão devesse ser exaustivamente regulamentada, as prorrogações solicitadas pelos Agentes foram concedidas pela ANEEL. Em conseqüência destas prorrogações de concessão que visaram o interesse do Poder Concedente em garantir, à época, o atendimento ao mercado cativo do Sistema Interligado Nacional SIN, diversas usinas de várias empresas, tiveram suas concessões prorrogadas.
Histórico e Fundamentação: Visando garantir a isonomia no tratamento dado aos Agentes de Geração quanto às prorrogações de concessão, é imprescindível a regulamentação do assunto enumerando os casos e as hipóteses em que se admite a prorrogação das concessões, por critérios precisos, muitos deles estabelecidos nos contratos de concessão vigentes. Especial atenção deve ser dada aos casos dos Agentes de Geração que estão com pedidos de prorrogação protocolados na ANEEL.
Situação atual dos Agentes: CEMIG Atualmente, existem concessões de usinas vencidas da CEMIG, cujos pedidos de prorrogação já foram analisados pela ANEEL e encaminhados ao MME para decisão em forma de alternativas. Entretanto, este posicionamento não é isonômico com aquele tomado em 2004 às vésperas do 1º Leilão de Energia Existente. São as seguintes usinas da Cemig com pedido de prorrogação em análise no MME, UHE: Emborcação e Nova Ponte, PCH: Pandeiros, Rio de Pedras, Poço Fundo, São Bernardo, Xicão, Luiz Dias e Santa Luzia Bom Jesus do Galho e Jacutinga.
CESP Situação atual dos Agentes: Concessão da UHE Engenheiro Sérgio Motta (Porto Primavera) vincenda em 21 de maio de 2008, com pedido de prorrogação protocolado na ANEEL e aguardando resposta que deveria ter sido dada em outubro de 2006. Eletronorte Concessão da UHE Balbina vencida em 1º março de 2007, com pedido de prorrogação protocolado na ANEEL e aguardando resposta.
Usinas ainda não vencidas: Potência - MW 2007 251,08 2008 1.540,00 2009 1.482,50 2010 1.240,00 2011 2.085,27 2012 949,44 2013 448,00 2014 376,60 2015 19.250,89 2016 440,48 2017 2.140,00 Potência - MW 2020 2.109,60 2021 597,40 2022 1.050,30 2023 476,00 2024 8.448,00 2027 658,00 2028 2.958,30 2029 4.802,86 2032 218,14 2033 279,50 2035 1.080,00 2036 195,00 2037 1.087,00 2041 463,20
Usinas ainda não vencidas: Potência Vincenda - MW 25.000 60.000 20.000 15.000 10.000 19.250,89 8.448,00 50.000 40.000 30.000 20.000 5.000 4.802,86 10.000-2007 2011 2015 2019 2023 2027 2031 2035 2039 -
Cláusulas garantidoras da prorrogação das Concessões : CEMIG - Contrato de Concessão 007/97, Celebrado em 10/07/97. 3ª Subcláusula: O PODER CONCEDENTE manifestar-se-á sobre o requerimento de prorrogação nos termos do Decreto nº.1.717/95. Na análise do pedido de prorrogação o PODER CONCEDENTE levará em consideração todas as informações sobre os serviços prestados, devendo aprovar ou rejeitar o pleito dentro do prazo estabelecido no referido Decreto. (Art. 2º, 3º, Dec. 1.717/95, DNAEE, noventa dias) (...) A falta de pronunciamento do PODER CONCEDENTE no prazo previsto significará a prorrogação automática das Concessões por igual período, nas mesmas condições vigentes.
Critérios rios para prorrogação das concessões: Deve ficar claro para o Agente sob quais parâmetros o poder concedente irá analisar os pedidos de porrogação das concessões, apesar dos requisitos já estarem definidos na Portaria DNAEE nº 91 de 10/04/96. A ANEEL deverá se restringir apenas á analise dos cumprimentos legais e técnicos do agente. Assegurar ao Agente a escolha do ambiente de contratação de energia (Ambiente de Contratação Regulado _ACR e Ambiente de Contratação Livre ACL).
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES COMITÊ JURÍDICO CJUR ABRAGE
SOLICITAÇÃO DO GTIL REUNIÃO CONJUNTA GTIL/ CJUR NOTA TÉCNICA DO GTIL CJUR = REUNIÃO P/ DISCUSSÃO DOS QUESITOS
OBJETO DO PARECER: Concessões já vencidas em 1995, que foram renovadas até 2015, conforme artigo 19 da Lei n.º 9.074/95; Concessões que venceram entre 1995 e a MP n.º 144/2003; Concessões vencidas ou vincendas depois da MP n.º 144/2003 (que possuam previsão de prorrogação iminente), inclusive as constantes do artigo 17 da Lei n.º 10.848/2004;
OBJETO DO PARECER Concessões contidas nos subitens 1.2 e 1.3 que foram prorrogadas para o atendimento dos CCEARs resultantes do 1º Leilão de Energia Existente no Ambiente de Contratação Regulada ACR, em dezembro de 2004, conforme Fax n 247/SE/MME, de 10/09/2004;
ARCABOUÇO LEGAL Artigos 20, VIII, c/c 21, XII, b, e 175, todos da CR/88; Parágrafo Único, I, do artigo 175 da CR/88, que obriga a definição em lei do caráter especial do contrato de concessão e de sua prorrogação; A Lei n.º 8.987/95, que regulamentou o artigo 175 da CR/88, prevê, no seu artigo 23, XII, que é cláusula essencial do contrato de concessão as condições para a sua prorrogação;
ARCABOUÇO LEGAL Os contratos de concessão de geração; o prazo de vigência da concessão, a possibilidade de prorrogação e o procedimento para o requerimento de prorrogação; O 2º do artigo 4º da Lei n.º 9.074/95, com redação dada pela Lei n.º 10.848/2004, regulamentado pelo Decreto n.º 5.911/2006, sobre prorrogação de concessões, apenas em relação aos itens 1.2 a 1.4, e O contrato de concessão - espécie do gênero contrato administrativo.
QUESITOS GTIL/CJUR Podem as geradoras exigir a prorrogação das suas concessões? Ou seja, a prorrogação é direito conferido às geradoras que tiverem cumprido as obrigações da concessão? Em face do que dispõe o 2º do artigo 4º e o artigo 19 da Lei n.º 9.074/95, em que hipóteses poderia ocorrer prorrogação subseqüente da concessão?
QUESITOS GTIL/CJUR No momento da prorrogação da concessão, pode a geradora optar pelo regime de exploração (Serviço Público ou Produção Independente)?
QUESITOS GTIL/CJUR É possível, ainda, que o Agente escolha o ambiente de contratação de energia (Ambiente de Contratação Regulado ACR e Ambiente de Contratação Livre ACL)?
PARECERISTAS (SUGESTÕES) MARÇAL JUSTEN FILHO; CELSO ANTÔNIO BANDEIRA DE MELO; JOSÉ DOS SANTOS CARVALHO FILHO; OUTROS???
Autorização da ABRAGE para contratação do Parecerista Melhor preço Notoriedade do profissional Entendimento convergente