1

Utilities Day – Santander

São Paulo, Fevereiro de 2016

Fluxos nos Sistemas de Potência

2

O fluxo dos elétrons

• Baseado em Leis Universais:

- Kirchhoff's

- Ohm´s

- Gauss´s

- Equações de Maxwell

- Equações de Tesla…

Fluxos nos Sistemas de Potência

3

O fluxo dos elétrons O fluxo do dinheiro

• Baseado em Leis Universais:

- Kirchhoff's

- Ohm´s

- Gauss´s

- Equações de Maxwell

- Equações de Tesla…

• Baseado em regras locais:

- Qualidade do Serviço

- Expansão da Capacidade

- Conexão à rede

- Micro e mini generadores

- Renováveis…

4

Desde 2004, as Distribuidoras assumiram o papel de garantidoras da expansão da Oferta de Energia...

Distribuidoras

Previsão da necessidade de energia

para os próximos 5

anos

12 13 14 15 16

Previsão doConsumo

Contratos Existentes

Energia necessária para o

LeilãoDistribuidoras

enviam necessidades

ao MME

1 2

Consolidação da necessidade

Brasil

3

Seleção dos Projetos aptos a

atender à necessidade

Editais dos Leilões

4 5

Operação dos Leilões

6

Investidores em Geração

Concorrência pelomenor preço

7

Geradores Vencedores assinam contratos de longo prazo (15 a 30

anos) com as distribuidoras.

As Distribuidoras garantem o financiamento com os recebíveis...

8Geradores Vencedores

4

Exaustão do modelo de comercialização de 2004

2002 Livre ContrataçãoTodos os riscos gerenciados

1998 Contratos IniciaisCompulsório

Risco Geração Distribuição Mecanismo

ContraparteExposiçãoInvoluntária

Preço CVAenergia

SubmercadoExposição Financeira

Hidrológico (Q) (D) ?

Saída de Livre

(Exist) Redução do CCEAR

Mercado

(4%Exist)

Redução do CCEARLimite 5%MCSD

2004

Contratação Regulada

5

Contratação em Leilão

A-3A-5 A-1 A

Energia Existente

5 anos (hidrelétricas)3 anos (Térmicas, eólicas)

1 ano

Energia Nova

Recontratação

Premissa Regra

Energia Existente é mais barata que energia nova Recontrata 96%~100%

Contratar expansão de 5 a 3 anos de antecedência Contratar em A-3 ou A-5

A

A

B

B

6

7

As premissas que fundamentaram o modelo de 2004 não são mais aderentes à nova realidade

148

216

275

150138

221212210211222223

105

20

11

146

20

10

20

13

20

12

20

15

106

20

14

136

20

08

20

16

146

20

09

168

NovaExistente

Energia Existente é mais barata que energia nova?

Contrata a expansão com antecedência?

-2%+4%

-1%

20

16

335

20

15

20

14

345

20

13

329

20

12

320

20

11

310252

20

09

341302

20

06

20

10

20

07

279

20

08

263 287

2.7332.6502.3072.374

2.359

4.673

2.3272.1803.241

2.583

20

14

20

13

20

12

20

11

20

10

20

09

20

18

20

17

20

16

20

15

TWhMercado Cativo

MWm

Contratação do Mercado Cativo

8

A energia existente foi reduzida em 67% e não está disponível a todas as distribuidoras

6.607

20.080

12.543

2012 2016

19.150

ExistenteCotasMWm

-67%

Antes da Distribuição de Cotas

Posição Atual

Possibilidade de Redução de Energia Existente

1.194

581

D4

3

680

D4

1D

39

D3

7D

35

D3

3D

31

D2

9D

27

D2

5D

23

D2

1D

19

D1

7D

15

D1

3D

11

D9

D7

D5

D3

D1

Energia ExistenteMWm

Contratação de Energia Existente por Distribuidora

Fonte: CCEE

Lago da UHE Sobradinho

Reservatório no interior

de São Paulo

Energia Afluente aos Reservatórios (GWmédio)

70

2012

36

74

2011

49

97

2010

35

87

2015

4758

2014

41

59

2013

45

Inverno

Verão

Geração Termoelétrica (GWmédio)

2015

1415

2014

1412

2013

1111

2012

6

4

2011

33

2010

5

2

Energia Armazenada na Região Sudeste/Centro-Oeste, em % da Capacidade Máxima

A manutenção do fluxo dos elétrons foi um

desafio nos últimos anos...

443637

6372

8879

Mai/2015Mai/2014Mai/2013Mai/2012Mai/2011Mai/2010 11

2x 5y

Atualmente, o parque termoelétrico possuium custo de operação que cresce muito rapidamente

com o despacho das usinas...

12

Desafio 1: Sobrecontratação

Os potencialmente livres e especiais estão migrando para o Mercado Livre, dada a Tarifa de Energia cativa

Adesão de Novos Consumidores ao Mercado Livre (19/Jan/2016)

81

-20

39

-1

52

-18

2028

29

40

2771

143

436

34

-31

194

-225

20

07

20

06

19

-jan

-16

492

20

14

59440

20

15

-38

20

09

26

20

08

20

13

218

190

20

12

486

405

20

11

161

132

20

10

274

234

20

05

20

04

EspecialLivre

34

37

30

30

271

170

PLDTarifa Média

TEBandeiraCDE 2013/14

CVA

+101 -241

Tarifa de Energia Cativo(EDP Bandeirante)

Fonte: CCEE14

Sobrecontratação das distribuidoras para o ano de 2016

7,0%

7,7%

5,1%

5,6%

10,0% Brasil (33 distribuidoras)

7,1%

RegiãoContratação-

Requisito (NET)Requisito (%)

N 112 2.006 5,6%

NE 414 8.165 5,1%

CO 229 2.278 10,0%

SE 1.716 22.375 7,7%

S 448 6.447 7,0%

Total 2.918 41.271 7,1%

Contraste: Contratação considerando a estimativa EPE de crescimento de mercado

4,0%

Volumes de Energia (MWm)

Fonte: ABRADEE jan/201615

16

Como é Como poderia ser Risco

Saída de Livres e Especiais

Redução de CCEARs deEnergia Existente

Redução ou Sobrecontratação InvoluntáriaFalta de clareza na definição da regra

Variação de Mercado (4%)

Redução de CCEARs deEnergia Existente

Redução ou Sobrecontratação Involuntária

Acordos BilateraisAcordo entre gerador e distribuidor

Iniciativa estrutural entre MME, ANEEL, geradores interessados e distribuidores

Anuência da ANEEL

MCSD de Energia Nova

2017 2016

Prazo de Execução

MCSD ex-postAlivia a penalidade de falta de lastro

Alivia a penalidade de falta de lastro e a sobrecontratação

Penalidade por falta de lastro

Pelo lastro contratualPelo MRE nos contratos com risco hidrológico, com Exposição/ Sobrecontratação Involuntária

Ressarcimento de Angra

Em R$ Em MWh

Ativo RegulatórioPago somente pelos cativos

Pago também no momento da migração ao evento tarifário

Propostas no âmbito da ANEEL

17

Como é Como poderia ser Risco

Contratação do Montante de Reposição

Obrigação de Contratar de 96%~100%

Obrigação de Contratar de K %~100%

Prazo para vigência: antes de 2017

Energia de Reserva Pode haver licitação em 2016 Contratar parte dos CCEARs

PLD Despacho do modelo distante do despacho por Segurança Energética

Despacho do modelo parecido com o despacho sugerido pelo CMSE

Propostas no âmbito do MME

Desafio 2: GSF

Adesão à Repactuação do GSF

19

Usinas aprovadas em 2015:

Usinas aprovadas em janeiro de 2016:

Usinas que não participaram da adesão:

O primeiro Critério de Avaliação é baseado no Valor Presente Líquido do Custo Evitado de aderir à

Repactuação em cada um dos 1.200 cenários

Custo Evitado com a Repactuação do Risco Hidrológico

(R$ MM)

Séries Simuladas (100% =

1.200 séries)

Série com

Maior VPL

Série com

Menor VPL

0% 100%5%

Custo Evitado com a Repactuação:

• Paga-se o Prêmio de Risco • Evita-se o pagamento de um custo

elevado de Risco Hidrológico.

Arrependimento da Repactuação:

• Paga-se o Prêmio de Risco • Perde-se a oportunidade de pagar um

custo efetivo baixo para o Risco Hidrológico.

Percentual de cenários em que há

Custo Evitado com a

Repactuação do Risco Hidrológico

95%

20

Distribuição do Custo Evitado

Para a Opção SP100, a proteção é máxima, porém obtém-se VPL positivo com a Repactuação somente em 30,9% das séries simuladas. Para a opção SP92, a proteção

reduz-se e obtém-se VPL positivo para 45,3% das séries simuladas.

30,9% do tempo com VPL > 0

45,3% do tempo com VPL > 0

Opção SP92: gerador assume até 8% de exposição a PLD (GSF = 92%) e paga Prêmio de Risco de R$2,50/MWh.

Opção SP100: gerador fica isento de toda a exposição a PLD (GSF = 100%) e paga Prêmio de Risco de R$9,50/MWh.

21

Desafio 3: Processos Tarifários

773621

706 765 791824

-4%-20%

RTP 20152012RTP 20112010 20142013

Evolução da parcela B (R$ milhões)

Base de Remuneração Líquida – Glosa (R$ milhões)

1.545

25

1.520

-177

1.697

-9,0%

Redução pela Fiscalização

Base AprovadaBase Líquida (Antes da

Fiscalização)

Pleito Acatado

-10,4%

Base LíquidaFiscalizada

1.667

34

1.633

-47

1.680

-0,8%

Redução pela Fiscalização

Base AprovadaBase Líquida (Antes da

Fiscalização)

Pleito Acatado

-2,8%

Base LíquidaFiscalizada

3º ciclo 4º ciclo

Evolução perdas (%)

2015/2016 2016/2017 2017/2018 2018/2019

9,83 9,31 8,85 8,45

Queda da velocidade de 1,4% para 0,5%

4º Ciclo de Revisão Tarifária EDP Bandeirante

23

Metodologia de Perdas Não-TécnicasNota Técnica nº 106/2015-SGT/SRM/ANEEL

Variáveis socioeconômicas Fonte

Violência – Óbitos por Agressão DATASUS

% de pessoas com renda per capita inferior ½ salário IBGE/IPEA

Gini IBGE

Precariedade – domicílios subnormais (Censo 2010) IBGE

Coleta de lixo urbano IBGE

Inadimplência do setor de crédito BACEN

Mercado de Baixa Renda SAMP

Ranking de Complexidade

2013 2016

25º 12º

1º é a distribuidora mais complexa, que repassa mais perdas.

24

Desafio 4: Operação da Distribuição

Evolução do DEC (horas)

8,087,62 7,65 7,40 7,62

9,6710,37

9,629,28

8,71

2013 2014 1T15 2T15 3T15

EDP Bandeirante EDP Escelsa

5,515,34

5,144,98 4,96

5,78

6,45

5,605,44

4,96

2013 2014 1T15 2T15 3T15

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Evolução do FEC (vezes) Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Escelsa

Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Bandeirante

18,37%15,92%

17,87% 16,74%15,29% 15,17%

12,07%10,67%

9,27% 9,27% 9,27%7,87%

2012 2013 2014 1T15 2T15 3T15

15,34%13,92%

12,15% 11,80%10,62% 10,68%14,63%

13,23%

10,43% 10,43% 10,43% 10,43%

2012 2013 2014 1T15 2T15 3T15

Realizado Meta Aneel

-2,70p.p.

10,28

8,78

7,98

7,23

Meta Anual Regulatória Aneel

Meta Anual Regulatória Aneel

-1,47 p.p

Melhoria da Qualidade do Serviço e Redução de Perdas

26

0,47%0,73%

0,49%

0,74%

0,38%

0,93%

0,74%0,74%

2014 1T15 2T15 3T15

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Inad. Total / Fat. 12 meses (%) PDD / Receita Bruta

Reformulação da cobrança;

Protesto e Cejusc;

Restrição de crédito;

Estratégia de corte;

Negociação com grandes clientes

10,00% 10,00%9,70%

8,70%

8,40% 8,50%8,10%

7,30%

2014 1T15 2T15 3T15

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Continuidade na gestão efetiva no combate da PDD e Inadimplência

27

Desafio 5: Pecém

Consolidação dos Pleitos Regulatórios

Mar/2013• Alteração da regra de repasse de custos de compra de energia, de acordo com a entrada em operação comercial de cada máquina

Set/2014• Ressarcimentos por indisponibilidade passam a ser calculados com base em 60 meses e não em base horária

Fev/2015Cálculo do ressarcimento com base na potência de 700MW e não 720MW

Mar/2015Aumento da garantia física de 631MWm para 645,3MWm

Mar/2015• Recálculo dos valores de consumo interno

Mar/2012• Adiamento do início da operação comercial de 1/1/12 para 23/7/12

2012 2014 20152013

Dez/2015• Aplicação de fator de alocação de energia ao CCEAR implica distorção no cálculo do ressarcimento

29

62%

76%

96%

79%85% 87%

2013 2014 1T15 2T15 3T15 9M15

Índice de disponibilidade (%) | consolidado

Evolução da Disponibilidade

30

Desafio 6: Projetos

36

Utilities Day – Santander

São Paulo, Fevereiro de 2016