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1 Mesa Redonda 1: Modelo de Planejamento Energético PL Dual Estocástico e a definição de Preços de Mercado num Sistema Elétrico cuja Matriz Energética Nacional caminha fortemente para a diversificação Moderador: Prof. Dr. Dorel Soares Ramos / Escola Politécnica da USP

2 Horizonte de Precificação: Curtíssimo Prazo (semanal a 1 mês) Curto Prazo (1 mês a 1 ano) Médio Prazo (1 ano a 3 anos) Longo Prazo (3 anos a 30 anos) Mecanismos de Formação do preço: Curtíssimo e Curto Prazo Modelo Computacional Médio Prazo / Longo Prazos Mercado Regulado Separando o problema da precificação... Leilões de Energia Existente Leilões de Energia Nova Hídrico/ Térmico / Renovável Mercado Livre Contratos livremente pactuados O foco da Mesa Redonda é a precificação de curto e curtíssimo prazo (Modelo)!

3 Receita de um Agente Gerador Hidrelétrico (Exemplo) Projeção do PLD é extremamente importante para as empresas planejarem seu desempenho econômico e financeiro, seja porque afeta as receitas diretamente, seja porque condiciona a formação de preços dos Contratos Bilaterais, principalmente de curto prazo!!!

4 Modelagem para Formação de Preços na Comercialização de Energia Duas Vertentes Principais : Mercado de Curto Prazo transações comerciais norteadas pelo PLD _ Preço de Liquidação de Diferenças e Contratos de Curta Duração. Predomina a visão conjuntural! Mercado de Longo Prazo transações comerciais suportadas pelos Contratos de Longo Prazo, que tem racional distinto para efeito de formação de preço. Aqui predomina a visão estrutural!

5 Questões Relevantes (na vertente de Curto Prazo ) Formação de preços por Modelo Computacional x Formação de Preços pelo Mercado (Ofertas pelos Agentes) Agentes do mercado tem criticado a modelagem utilizada e com alguma frequência e eloquência tem postulado a alteração radical dos mecanismos de formação de preços (conceito e operacionalização)!! Questão : É possível aprimorar a modelagem para contemplar as críticas dos Agentes e, função disso, viabilizar a manutenção do conceito hoje vigente (formação de preço centralizada via Modelo Computacional???)

6 Formação do PLD Preço de Liquidação de Diferenças Supondo que seja possível manter formação de preços via Modelo... Variáveis Explicativas Principais : Hidrologia (Cenários Hidrológicos Futuros) Armazenamento do Sistema (bastante vinculado à hidrologia passada e estratégia de operação) Preço dos combustíveis das UTE s (CVU s) Balanço Estrutural (Oferta Estrutural _ GF x Demanda Projetada Cenários de Configuração e Mercado)

7 Aspectos Chave na Formação do Preço de Curto Prazo Modelagem Hidrológica (vazões e energias afluentes nos aproveitamentos do SIN) Modelagem da Operação Hidro x Térmica x Eólica Valor da Água e Custos Futuros de Operação Custo de investimento em novas opções de geração e sua relatividade, que define a opção preferencial e suas características (UHE / UTE / Eólica / CVU alto ou baixo, etc...) (critério de expansão CME=CMO)...que condicionam os Custos Marginais!!

8 Cerne das Críticas (i) : Sinalização dos Preços no MCP % preço (R$/MWh) Região Sudeste Nível de Armazenamento e CMO Abr/00-Mar/01 60% 50% 40% 30% 20% armazenamento (%) 50 10% 0 Apr-00 May-00 Jun-00 Jul-00 Aug-00 Sep-00 Oct-00 Nov-00 Dec-00 Jan-01 Feb-01 Mar-01 0% Apr-00 May-00 Jun-00 Jul-00 Aug-00 Sep-00 Oct-00 Nov-00 Dec-00 Jan-01 Feb-01 Mar-01 preço armaz 59% 54% 47% 40% 32% 31% 23% 22% 29% 31% 33% 34% O nível de armazenamento em dezembro 2000 foi 29%. Por outro lado, o preço de janeiro de 2001 foi de 57 R$/MWh, sinalizando uma tranqüilidade de suprimento futuro. A deterioração da situação energética levou o ONS a solicitar um racionamento de 20% da demanda dois meses depois.

9 Cerne das Críticas (ii) : Volatilidade PLD SE/CO P L D (R $/M W h ) ja n /0 4 fe v /0 4 m a r/0 4 a b r /0 4 m a i/0 4 ju n /0 4 ju l/0 4 a g o /0 4 s e t/0 4 o u t/0 4 n o v /0 4 d e z /0 4 ja n /0 5 fe v /0 5 m a r/0 5 a b r /0 5 m a i/0 5 ju n /0 5 ju l/0 5 a g o /0 5 s e t/0 5 o u t/0 5 n o v /0 5 d e z /0 5 ja n /0 6 fe v /0 6 m a r/0 6 a b r /0 6 m a i/0 6 ju n /0 6 ju l/0 6 a g o /0 6 s e t/0 6 o u t/0 6 n o v /0 6 d e z /0 6 ja n /0 7 fe v /0 7 m a r/0 7 a b r /0 7 m a i/0 7 ju n /0 7 ju l/0 7 a g o /0 7 s e t/0 7 o u t/0 7 n o v /0 7 d e z /0 7 ja n /0 8 fe v /0 8 m a r/0 8 a b r /0 8 m a i/0 8 Máximo ao Longo do Mês Máximo ao Longo do Mês Preço do Início do Mês Preço do Fim do Mês Preço do Fim do Mês Preço do Início do Mês Mínimo ao Longo do Mês Mínimo ao Longo do Mês

10 Questões Associadas (para meditação dos Palestrantes) Como dar um sinal econômico mais consistente com o que vai ocorrer na realidade quase imediata?? Previsão de vazões mais precisa para o Decomp?? Como reduzir a volatilidade?? Curva de Aversão ao Risco e Procedimentos de Curto Prazo (POCP) devem ser incorporados aos Modelos, ou serem executados pelo ONS on line, sem afetar modelagem na CCEE?? Modelagem consistente para geração eólica : Séries de vento com ajuda de Modelos de Mesoescala para gerar essas séries a partir de variáveis climáticas disponíveis? (séries de vento medidas são muito recentes... e restritas...)

11 Questão final... Com geração eólica sendo implantada em montantes expressivos (provocando alteração na estrutura da Matriz Energética), a volatilidade do preço produzido por modelo não tenderia a se acentuar?? Não seria o caso de se trabalhar com preços médios mensais para efeito do PLD Preço de Liquidação de Diferenças do Mercado de Curto Prazo, deixando o cálculo dos custos marginais semanais para o Operador do Sistema, aplicando tão somente para efeito de despacho das usinas do SIN???? Resposta não é trivial...

12 Com a palavra, devidamente provocados, OS PALESTRANTES!!!

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