Perspectivas para Aprimoramento da Formação de Preços no Brasil SINREM IV Simpósio Nacional de Regulação, Economia e Mercados de Energia Elétrica

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1 Perspectivas para Aprimoramento da Formação de Preços no Brasil SINREM IV Simpósio Nacional de Regulação, Economia e Mercados de Energia Elétrica Roberto Castro Conselheiro de Administração 24/08/2017

2 Agenda Previsão de carga e demanda (2017 a 2021) Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD GSF Considerações Finais 2

4 Consumo de energia elétrica (média anual) Em 2016, o consumo de energia no Brasil registrou ligeiro aumento (+0,3%) Consumo total por ano (MW médio) ,3% 2016 x ,6% 2015 x ,3% 2014 x

5 MW médio MW médio MW médio Consumo de Energia Janeiro a Julho* (centro de gravidade) Consumo total * Dados prévios Fonte: InfoMercado Semanal e InfoMercado Dados Gerais 0,5% 2017 x 2016 Consumo no ACR Consumo no ACL ,5% Com impacto da migração 19% 1,0% Excluindo a migração 1,2% 5

6 Consumo no ACL por setor industrial (Julho) Ramo de atividade Jul/17 Jul/16 Variação Variação excluindo migração Metalurgia e Produtos de Metal ,5% 4,1% Químicos ,2% 3,3% Minerais não metálicos ,3% 8,5% Alimentícios ,5% 2,5% Manufaturados Diversos ,8% 0,3% Extração de Minerais metálicos ,1% 3,3% Madeira, Papel e Celulose ,1% 4,9% Serviços ,9% 1,6% Comércio ,2% 3,3% Veículos ,3% 3,1% Têxteis ,8% 2,6% Transporte ,9% 7,9% Saneamento ,4% 4,6% Bebidas ,6% 11,2% Telecomunicações ,4% 3,1% TOTAL ,0% 6,8% Fonte: InfoMercado Semanal Dinâmico 6

7 Principais premissas 2017 a (+1,6%) (+3,5%) (+3,6%) (+3,8%) (+3,8%) Crescimento do PIB (2% a.a) e PIB per capita (-0,2% a.a.) Destaques na indústria: Siderurgia (redução da ociosidade em função do reaquecimento da demanda interna) Alumínio (retomada gradual da operação das plantas) Cimento (retomada da construção civil a partir de 2018) Celulose (expectativa de ampliação de novos projetos com saída para exportação) Expansão da base de consumidores 1,5 milhões de novos consumidores residenciais por ano (2,1% ao ano) Crescimento do consumo médio residencial de 159 kwh/mês para 170 kwh/mês em 2021 (crescimento médio anual de 1,3%) 7

8 CARGA (MW médios) DEMANDA (MW) Projeção de carga Carga de Energia Demanda máxima Fonte: EPE 8

10 Projeção da ENA do SIN Premissas: Considera a 2ª revisão quadrimestral da carga e redução da defluência mínima do rio São Francisco para 600 m 3 /s a partir de setembro de 2017 ENA % MLT ENA % MLT 10

11 Projeção do PLD SE/CO Premissas: Considera a 2ª revisão quadrimestral da carga e redução da defluência mínima do rio São Francisco para 600 m 3 /s a partir de setembro de 2017 Previsão de afluências próximas a média no SE em set e redução do preço Foram considerados: : PLD MAX = R$ 533,82/MWh, PLD MIN = R$ 33,68/MWh : PLD MAX = R$ 504,81/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLD MIN = R$ 33,68/MWh * Média 2018: Média dos meses dejaneiro a setembro de

12 Principais fatores que influenciam a variação do PLD Levantamento para analisar os principais fatores que influenciam o PLD (2014 a 2017): 49% das variações verificadas no PLD são ocasionadas pelas diferenças entre as afluências previstas e as verificadas. Ou seja, o desvio entre as ENAs previstas e verificadas é a principal causa da variação do preço. O preço da 1ª semana de junho de 2017 reduziu de 471,16 R$/MWh para 118,77 R$/MWh (redução de 282,39 R$/MWh) A principal causa desta variação no PLD foi a alteração das afluências (redução de 243 R$/MWh), tanto no NEWAVE (redução de 128 R$/MWh), quanto no DECOMP (redução de 115 R$/MWh) 12

13 Volatilidade do PLD CCEE coordena um grupo de volatilidade do PLD na CPAMP Motivo para criação As significativas variações do PLD em curto espaço de tempo, sem grandes variações de armazenamento Cronograma de trabalho De julho a novembro de 2017 Histórico de volatilidade no Brasil e em outros mercados (2013 a 2017) Preços por oferta Preços por modelo Objetivo Desenvolver estudo para avaliar o nível da volatilidade do CMO e do PLD, identificando suas causas e indicando possíveis aprimoramentos metodológicos País/Mercado Volatilidade média Canadá - Alberta 493% PJM 236% Califórnia (Independent System Operator) 167% Colômbia 198% Nova Zelândia (Benmore) 354% Nova Zelândia (Otahuhu) 342% Nova Zelândia (Haywards) 341% Nordpool (Estônia) 75% Chile (P. Azucar) 397% Brasil 103% Embora a volatilidade do mercado brasileiro não seja alta em relação aos demais, o objetivo é aprimorar os modelos para que ela seja cada vez menor 13

15 Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD Aproximar o cálculo do preço à realidade operativa do sistema Aprimorando a transparência, reprodutibilidade e rastreabilidade dos dados e representações nos modelos computacionais Proposta para implementação do preço horário em 2020 Grupo de trabalho para discussões acerca da volatilidade do PLD 15

16 R$/MWh Histórico das Evoluções Metodológicas 900 Resultados da CPAMP (MME, ANEEL, EPE, ONS e CCEE) Sempre buscando aproximar o Preço à realidade operativa do sistema PLD médio - SE/CO Mai/17: Recalibração dos parâmetros do CVaR (50,40) Set/13: Adoção do CVaR (50,25) Jan/16: Consideração de 9 REE Mar/17: Consideraçã o da FCF em 1 patamar Jan/18: - Perdas nas interligações - 12 REE 200 Jan/19: VminOp ; SAR Jan/20: Preço horário 16

17 Melhorias para tornar o processo mais robusto Resumo das contribuições da CCEE à AP ANEEL 25/2017 Republicação do PLD Implementação de plataforma virtual sob responsabilidade da CCEE, com participação do ONS e demais agentes interessados Reavaliação dos procedimentos para obtenção dos dados de entrada: análise da adequação das informações recebidas dos diferentes fornecedores e identificação de eventuais aprimoramentos no processo e no tratamento dos dados Reavaliação das metodologias para obtenção dos dados projetados: análise da adequação das informações históricas, premissas e representações utilizadas Ajustes nos procedimentos e prazos para obtenção e divulgação dos dados utilizados no processo de cálculo: Envio dos dados declarados pelos agentes simultaneamente para ONS e CCEE Antecipação da divulgação das informações Reuniões semanais do InfoPLD Consolidação conjunta pela CCEE e ONS e antecipação da divulgação dos decks 17

18 Preço horário Objetivo Obter uma sinalização de preço horário que seja ainda mais aderente à operação real do sistema, utilizando uma representação mais detalhada do sistema Benefícios Esperados: Melhor representação da Curva de Carga Mais adequado para representar a variabilidade das fontes intermitentes (com participação crescente) Permite uma representação explícita e mais detalhada das restrições operativas associadas a oferta hidráulica e térmica Redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS) Aumento da importância da comercialização horária (modulação dos contratos) Possibilita a separação de lastro e energia ao preparar o mercado para precificação mais explícita Novas oportunidades de negócio: Favorece a resposta da demanda Armazenamento de Energia (Banco de baterias, carros elétricos, etc.) Bombeamento, usinas reversíveis, etc. 18

19 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 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 R$/MWh Preço horário (Avaliação Qualitativa) PLD SE/CO (R$/MWh) DECOMP (RV0 de abril/17) vs DESSEM (03/04/2017) DECOMP DESSEM - Preço horário Aumento do descolamento de preços entre as horas do dia

20 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 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 R$/MWh Preço horário (Avaliação Qualitativa) PLD NE (R$/MWh) DECOMP (RV0 de abril/17) vs DESSEM (03/04/2017) DECOMP DESSEM - Preço horário Aumento do descolamento de preços entre as horas do dia

22 Liquidação Financeira do MCP (junho/17) GSF Não Repactuado (sob liminar) R$ 2,10 bi (66%) 1 Liminares GSF 160 vigentes na última liquidação ¹ do Contabilizado junho/17 ² do MCP junho/17 62 liminares 56 liminares 42 liminares Bloco 1 Limitação do Bloco 2 Exclusão do Bloco 3 Ajuste MRE: rateio do GSF 100% ou 95% no MRE de proteção Loss sharing: Pagamento integral ou o valor existente dos créditos do MCP 22

23 Projeção do GSF para 2017 PLD médio (SE/CO) Fator GSF Impacto Financeiro 291 R$/MWh 82 % 30 bilhões * ACR 20 bilhões ACL 100% GF do ACL 10 bilhões (*) O Impacto Financeiro refere-se a diferença entre a Energia Alocada do MRE (equivalente ao Total de Energia Gerada do MRE) e Total de Garantia Física do MRE, valorada pelo PLD. O Impacto Financeiro individual depende do montante contratado de cada Agente do MRE. 23

24 39% 39% 41% 41% 38% 33% 28% 24% 22% 24%28%33% 87% 87% 84% 79% 84% 70% 79%85% 77% 72% 69% 72%78%85% 73% 69% 67% 69%75% 83% 88% 92% jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 nov/17 jan/18 mar/18 mai/18 jul/18 set/18 nov/18 jan/19 mar/19 mai/19 jul/19 set/19 nov/19 jan/20 mar/20 mai/20 jul/20 set/20 nov/20 jan/21 mar/21 mai/21 jul/21 set/21 nov/21 Energia Armazenada (% da Energia Armazenável Máxima) 82% 93% 93% 90% 94% 93% 89% Energia Armazenada média 2017 a % 90% 80% 70% Energia Armazenada do SIN - Média dos 2000 cenários 89% 93% 75% 69% 66% 70% 60% 50% 40% 34% 37% 39% 42%48% 48% 51% 51% 47% 42% 39% 39% 46% 58% 30% 20% 10% 0% Período de reenchimento dos reservatórios até abril/19 Condição normal de operação a partir de maio/19 EARM realizado EARM projeção EARM média 2000 cenários 24

25 Balanço Operativo (Geração x Carga) Anterior e Posterior ao Período de Escassez Hídrica de 2013 a 2018 MWmed Redução da participação da Geração Hidráulica: de 92% em 2009 para 76% de 2019 a 2021 Mesmo com a entrada de oferta Balanço Eólica, Operativo o crescimento do SINda carga associado a normalização hidrológica possibilita um aumento da geração hidrelétrica % % % % % % % % % % % % % PCH GH GT Biomassa Eólica UFV Total 25

26 MWmed Fator de Ajuste do MRE Considera a Revisão Ordinária de GF a partir de 2018 MRE Aumento da geração hidrelétrica possibilita a normalização do MRE GSF: 82% GF: GSF: 98,1% GF: PCH Geração Hidráulica 26

28 Considerações Finais A metodologia de cálculo do PLD deve aproximar ao máximo o preço da operação do sistema O PLD deverá ficar mais elevado no segundo semestre, voltando a reduzir para cerca de 250 R$/MWh em 2018 Os aprimoramentos na metodologia de cálculo visam dar mais transparência, reprodutibilidade e previsibilidade A CCEE tem promovido discussões na CPAMP sobre a implementação do preço horário e volatilidade do PLD 28

29 Obrigado Roberto Castro Conselheiro de Administração ccee.org.br linkedin.com/company/ slideshare.net/cceeoficial vimeo.com/ccee 29