Preço, regulatório e mercado. Workshop UNICA

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1 Preço, regulatório e mercado Workshop UNICA 19/04/2017

2 Agenda Preço, regulatório, mercado Balanço energético e mercado de energia incentivada Inadimplência CCEE

4 Agenda Qual era visão para 2017 no final de 2016? O que aconteceu de lá para cá? Impactos regulatórios e análise hidrológica Qual o estado atual? Quais as principais variáveis a serem monitoradas? O que podemos esperar para... O restante do ano? Clima Variáveis Preço E 2018? Quais mudanças são esperadas? Potenciais efeitos

6 Qual era a visão para 2017 no final de 2016? Considerando um cenário climatológico, a expectativa era de preços bem mais baixos que os atuais CV@R Regulatório Newave Carga Mod. Hidro Decomp Dados = Hidrologia média $ Carga Modelo de equilíbrio

7 Qual era a visão para 2017 no final de 2016? Considerando um cenário climatológico, a expectativa era de preços bem mais baixos que os atuais Premissas: 100% da MLT Redução de 1,2 GW na curva

9 O que aconteceu nos últimos meses? Embora regulatório importante, hidrologia certamente foi a mais importante Track record dos acontecimentos regulatórios: demorou mas confirmou! DEZ JAN FEV MAR ABR Redução de 3 GW na curva. Erro na assimilação de dados Não saiu um único patamar de déficit Definição oficial dos novos parâmetros de risco Divulgação oficial do patamar único patamar de déficit Divulgação do ajuste na curva de carga do PEN a ser implementada em MAIO (+300 MW) Período úmido e expectativa para o próximo mês DEZ 79% JAN FEV MAR ABR 69% 70% 69% 75% O 8 o pior trimestre JFM da história! Pior que 2001!

10 E no mercado? A hidrologia certamente foi a variável que mais impactou os preços dos produtos em 2017 Histórico recente dos preços de mercado Confirmação do período úmido ruim elevou R$ 100/MWh do produto SAFRA 300,00 250,00 1º Trimestre Maio a Dezembro 257,00 200,00 150,00 147,50 100,00 50,00 0,00 Revisão da carga

11 Qual o estado do sistema? Quais seriam as variáveis mais importantes nos próximos meses? Onde estamos? Armazenamento atual: 41% Abril ainda abaixo de 80% Carga próximo ao PEN O que será importante? Previsão climáticas Análise da forçantes (Pacífico & Atlântico) Hidrologia Visão ONS (agenda setorial com base em dados históricos): maior probabilidade de maio a dezembro entre 70% e 90% Aspectos regulatórios Carga (PIB) Outros botões

12 Agenda Qual era visão para 2017 no final de 2016? O que aconteceu de lá para cá? Impactos regulatórios e análise hidrológica Qual o estado atual? Quais as principais variáveis a serem monitoradas? O que podemos esperar para... O restante do ano? Clima Outros botões Preço E 2018? Quais mudanças são esperadas? Potenciais efeitos

13 O que esperar para o restante do ano? Do ponto de vista climático, o pacífico é novamente a forçante mais importante Análise Climática Pacífico Atlântico Outras Temperatura da região equatorial Temperatura Sazonais (ex. Pulso de Madden Julian) El Niño, La Niña ou Neutralidade? Importante pois mudam o padrão de circulação atmosférico e, consequentemente, o regime de chuvas nas bacias de interesse Aquecimento ou resfriamento de determinadas regiões pode influenciar o comportamento/formação dos sistemas Podem potencializar um evento de chuva durante o período de chuvoso

14 O que esperar para o restante do ano? Do ponto de vista climático, o pacífico é novamente a forçante mais importante Análise Climática Pacífico Atlântico Outras Temperatura da região equatorial Temperatura X Sazonais (ex. Pulso de Madden Julian) El Niño, La Niña ou Neutralidade? Importante pois mudam o padrão de circulação atmosférico e, consequentemente, o regime de chuvas nas bacias de interesse Aquecimento ou resfriamento de determinadas regiões pode influenciar o comportamento/formação dos sistemas Podem potencializar um evento de chuva durante o período de chuvoso

15 O que esperar para o restante do ano? Os centros de pesquisa mostram uma elevada probabilidade de El Niño Bolha quente

16 O que esperar para o restante do ano? Os centros de pesquisa mostram uma elevada probabilidade de El Niño Bolha quente Previsão mais recente Previsão de consenso

17 O que esperar para o restante do ano? Os centros de pesquisa mostram uma elevada probabilidade de El Niño Bolha quente Previsão mais recente Previsão de consenso Cenário base é mesmo de Niño... mas seria mesmo possível cravarmos a intensidade do fenômeno com tanta antecedência??????

18 Niño fraco é mesmo o cenário base? A incerteza associada à previsão é uma variável que precisa ser levada em consideração nas análises 2014 (quase Niño) JAN FEV MAR Modelos erraram a previsão!!! 2015 (Niño mais forte da história) JAN FEV MAR Poucos acertaram a intensidade!!!

19 Niño fraco é mesmo o cenário base? A incerteza associada à previsão é uma variável que precisa ser levada em consideração nas análises 2014 (quase Niño) JAN FEV MAR Modelos erraram a previsão!!! 2015 (Niño mais forte da história) JAN FEV MAR Poucos acertaram a intensidade!!!

20 Quais os impactos do Niño??? Os efeitos do pacífico aquecido estão mais claramente associados à chuva na região sul e ausência dessa no Nordeste Fenômenos como Niño/Ninã tendem a mudar o padrão de circulação atmosférico. Essa é razão pela qual observamos um pacto no padrão das chuvas em algumas regiões

21 Quais os impactos do Niño??? Os efeitos do pacífico aquecido estão mais claramente associados à chuva na região sul e ausência dessa no Nordeste Fenômenos como Niño/Ninã tendem a mudar o padrão de circulação atmosférico. Essa é razão pela qual observamos um pacto no padrão das chuvas em algumas regiões Panorama atual JAN FEV MAR De acordo com alguns centros, tivemos um La Ninã no último semestre. No entanto, com um pacífico quente fora da região equatorial (usada para avaliar esses fenômenos). Tendo em vista o aquecimento já observado, o a padrão normal de circulação deve ser alterado (intensificação do Jato)

22 Qual a previsão para o próximo trimestre? Em função da ausência de claras forçantes climáticas, a melhor aposta é mesmo climatologia Modelos climáticos mostram atualmente um cenário médio MJJ JAS JJA Fonte (10/04): NOAA (média de vários modelos) MJJ Fonte (18/04): CFSv2 Transição para período seco deve acontecer dentro da normalidade Embora haja previsão de Niño, seu impacto só deve ser percebido mais claramente no 2º semestre (observação histórica)

23 Quais outras variáveis podem impactar na curva? Além da hidrologia, a carga continua sendo a variável mais importante a ser monitorada Pontos de atenção Defluência das usinas da bacia do São Francisco Usinas termelétricas no Ceará (problemas de abastecimento de água) Operação/modelagem de algumas usinas nos modelos matemáticos Carga vs PIB

24 Quais outras variáveis podem impactar na curva? Além da hidrologia, a carga continua sendo a variável mais importante a ser monitorada Pontos de atenção Defluência das usinas da bacia do São Francisco Usinas termelétricas no Ceará (problemas de abastecimento de água) Operação/modelagem de algumas usinas nos modelos matemáticos Carga vs PIB Carga Atualizaram recentemente as bases de 2017 e, por conseguinte, ajustaram a projeção para os demais anos Comportamento recente Ajuste

25 Quais outras variáveis podem impactar na curva? Além da hidrologia, a carga continua sendo a variável mais importante a ser monitorada Carga... Projeção atual de PIB Em relação à recuperação econômica, acreditam que se dará de forma gradual, argumentando que AINDA existe volatilidade nos indicadores de atividade Curva atual Fonte: ONS, Previsões de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética ª Revisão Quadrimestral

26 Qual a expectativa de preços? Considerando as condições atuais e cenário de hidrologia média, preços ainda podem ser altos ao longo do ano Cenário de 100% no Sudeste (Sul com 100%) Carrego de um período úmido ruim (impacto no armazenamento) é o principal aspecto que gera tal comportamento Volatilidade deve ser acentuada ao longo do ano (vide gráfico) Além dos botões não previsíveis, El Niño e carga talvez sejam as principais variáveis a serem monitoradas

27 Agenda Qual era visão para 2017 no final de 2016? O que aconteceu de lá para cá? Impactos regulatórios e análise hidrológica Qual o estado atual? Quais as principais variáveis a serem monitoradas? O que podemos esperar para... O restante do ano? Clima Outros botões Preço E 2018? Quais mudanças são esperadas? Potenciais efeitos

28 E 2018? Algumas mudanças importantes já foram anunciadas para o próximo ano Mudanças previamente discutidas pela CPAMP (1) Reduzir o tempo computacional do modelo NEWAVE via aprimoramento da metodologia Melhoria na modelagem das características físicas do sistema por meio de novos REEs (2) Redução do horizonte de estudo no modelo de médio prazo (3) Melhoria de outros aspectos, como modelagem das perdas Nova metodologia de Aversão à Risco (SAR) deve ser somente incorporada eventualmente em 2019

29 E 2018? Algumas mudanças importantes já foram anunciadas para o próximo ano Mudanças previamente discutidas pela CPAMP (1) Reduzir o tempo computacional do modelo NEWAVE via aprimoramento da metodologia Melhoria na modelagem das características físicas do sistema por meio de novos REEs (2) Redução do horizonte de estudo no modelo de médio prazo (3) Melhoria de outros aspectos, como modelagem das perdas Potenciais impactos (1) Em 2016, quando foram incorporados novos reservatórios equivalentes (passaram de 4 para 9), uma redução de preço em relação ao modelo anterior foi observada De acordo com os estudos a época efetuados, a incorporação de um reservatório equivalente Itaipu foi o responsável por tal comportamento. Logo, não há uma relação linear entre aumento de REE e diminuição de preço. Depende bastante dos aspectos conjunturais. Explicação: Como o modelo NEWAVE faz uso da tendência hidrológico para fazer projeções fowards de vazão (ENA), um desempenho bem acima da média nos meses anteriores ao PMO de janeiro de 2016 (El Niño provocou bastante chuva no sul e, por conseguinte em Itaipu - ~300%) fez com que o modelo obtivesse uma previsão bem acima da média para os meses seguintes à janeiro Nova metodologia de Aversão à Risco (SAR) deve ser somente incorporada eventualmente em 2019

30 E 2018? Algumas mudanças importantes já foram anunciadas para o próximo ano Mudanças previamente discutidas pela CPAMP (1) Reduzir o tempo computacional do modelo NEWAVE via aprimoramento da metodologia Melhoria na modelagem das características físicas do sistema por meio de novos REEs (2) Redução do horizonte de estudo no modelo de médio prazo (3) Melhoria de outros aspectos, como modelagem das perdas Potenciais impactos (2) Difícil fazer prognóstico tendo em vista a complexidade matemática ao modelo associada Nova metodologia de Aversão à Risco (SAR) deve ser somente incorporada eventualmente em 2019

31 E 2018? Algumas mudanças importantes já foram anunciadas para o próximo ano Mudanças previamente discutidas pela CPAMP (1) Reduzir o tempo computacional do modelo NEWAVE via aprimoramento da metodologia Melhoria na modelagem das características físicas do sistema por meio de novos REEs (2) Redução do horizonte de estudo no modelo de médio prazo (3) Melhoria de outros aspectos, como modelagem das perdas Potenciais impactos (3) Por definição, uma melhor representação das características físicas do sistema tenderiam a gerar complexidades adicionais ao modelo de solução e, assim, resultar em um custo total de operação mais caros. Isso não significa dizer que teríamos necessariamente um PREÇO mais alto! Nova metodologia de Aversão à Risco (SAR) deve ser somente incorporada eventualmente em 2019

32 Resenha Tendo em mente as aspectos conjunturais, os preços devem caminhar em patamares bem acima de : iniciou com um dos piores períodos úmidos da história Observamos preços crescentes no primeiro quadrimestre Carrego do período úmido deve manter os preços em patamares bem acima de 2016 no restante do ano Previsão de El Niño no segundo semestre É sabido que os efeitos de um forte evento é chuva em demasia na região sul e, contrariamente, ausência na região Nordeste Seria a expectativa de uma recuperação econômica no segundo semestre e/ou 2018 por parte de algumas instituições financeiras um trigger para uma eventual revisão de carga no último quadrimestre? Mudanças nos modelos matemáticos para 2018 geram ainda mais incerteza nos preços de longo prazo

34 Principais mudanças em 2016 vieram no sentido de aumentar a oferta de energia incentivada no mercado no médio prazo Item Ampliação do desconto de 50% de desconto para empreendimentos de até 300 MW Oferta Incentivada Preços Negociação Bilateral de Contratos entre distribuidores e geradores MCSD de Energia Nova Ampliação do desconto de 50% na TUSD para usinas até 50 MW, limitando o desconto para os primeiros 30 MW de potência injetada Retira obrigatoriedade das distribuidoras recontratarem 96% dos contratos de energia existente Revisão da GF das biomassas Lei venda de sobra das D s e tira obrigatoriedade de alguns consumidores especiais comprarem incentivada

35 Quais foram e serão os efeitos causados para o mercado de energia das novas migrações de consumidores especiais Sensação de desbalanço entre oferta e demanda no curto prazo elevou os preços de energia incentivada quando comparado com a base convencional A dinâmica de oferta é mais incerta, uma vez que a biomassa tem geração na safra (antes de 2017 sem GF) e PCH vem sofrando com GSF Esse efeito é agravado com a baixa expansão das fontes incentivadas no mercado livre e a possível falta de oferta Com a alta nos preços, os consumidores acabaram pagando caro sem auferir o benefício real do desconto da energia. Todavia, se manter no cativo não era a melhor alternativa de custo. Como há maior disponibilidade de energia nesse mercado é com desconto de 50% nas tarifas, as migrações devem aumentar o subsidio necessário as distribuidoras em ~ R$ 552 milhões/ano que será custeada pela CDE. Aumento da TUST aumentará ainda mais esses valores

36 Nossa visão mostra uma situação ainda confortável para o balanço de oferta e demanda, mas se mercado continuasse expandindo (algo que não deve acontecer devido os preços altos) a situação estaria mais equilibrada em 2018 Balanço de energia incentivada - MWm 6.000, , , , , , Demanda consumidor especial Demanda consumidor livre/ape Migração especial Oferta ACL Bastante volume de antecipações de contratos regulados e MCSD em 2017 ajudam o balanço nesses anos (580 MWm novos a partir de abril) Considera redução da demanda (~500 MWm) de consumidores especiais e virando livres (Lei ). Estimativa total é de 1 GW. BALANÇO TOTAL % 24% 16% 5% 10% 7% MCSD de energia nova tem trazido oferta adicional de energia ao mercado livre. Destaque em 2017 teremos mais 550 MWm a partir de Abril Por outro lado, são mecanismos temporários e é necessário medidas estruturais de forma a garantir a continuidade da expansão do mercado livre. A partir de 2019, parte dos consumidores especiais (no balanço consideramos 500 MWm, mas nossa estimativa total é de 1 GW) se tornarão consumidores livres

37 Histórico do processamento do MCSD de Energia Nova 1º Processamento Julho a Dezembro/16 4º Processamento Janeiro a Dezembro/17 Total de Sobras (MWm) Total de Déficits (MWm) Total das Ofertas de Redução (MWm) Total de Cessões Compulsórias (MWm) Total de Sobras (MWm) Total de Déficits (MWm) Total das Ofertas de Redução (MWm) Total de Cessões Compulsórias (MWm) 5.684,04 0, ,902 69, ,983 0, , ,806 2º Processamento Agosto a Dezembro/16 Total de Sobras (MWm) Total de Déficits (MWm) Total das Ofertas de Redução (MWm) Total de Cessões Compulsórias (MWm) 6.342,767 0, , ,012 3º Processamento Outubro a Dezembro/16 Total de Sobras (MWm) Estimativa de 200 MWm de incentivada 5º Processamento Abril a Dezembro/17 Total de Déficits (MWm) Total das Ofertas de Redução (MWm) Total de Cessões Compulsórias (MWm) 3988, , , ,49 Total de Sobras (MWm) Total de Déficits (MWm) Total das Ofertas de Redução (MWm) Total de Cessões Compulsórias (MWm) 8.291,997 0, , ,163 Tipo de Lastro Volume Reduzido (MWm) Incentivada 579,63 CONVENCIONAL 586,00 Total 1.165,63

38 Em uma situação de mercado otimizado, o desconto deveria seguir o desconto marginal dos consumidores que não precisam adquirir energia incentivada (consumidor convencional) Gráfico teórico de oferta e demanda de energia incentivada Spread: Considera o custo médio da demanda das principais distribuidoras do Brasil A demanda por energia incentivada depende do consumo dos consumidores especiais e também do spread do mercado, pois dependendo do patamar, os consumidores em maiores níveis de tensão possuem benefício no swap com energia convencional.

39 Balanço em 2016 tivemos uma sobreoferta considerável e somente no final do ano o spread de incentivada apresentou preços mais altos Balanço de energia incentivada em , , , , , ,000 0, jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Demanda consumidor especial Demanda consumidor livre/ape Oferta ACL jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Sobra Incentivada 979,04 825,79 908, , , , , , , ,62 865,77 516,61 Spread I5 x Conv. 16,00 18,00 17,00 17,35 19,35 17,05 19,68 21,99 21,50 23,85 37,07 49,60 *não considera média móvel dos agentes Mesmo com o crescimento da demanda no médio prazo, o excesso de lastro na safra mantiveram os spreads de incentivada no curto prazo baixos. A sensação de falta de oferta no final do ano com a redução de geração de biomassa, aumentou o spread nos meses de novembro e dezembro.

40 Para 2017, com os dados já divulgados mostra uma entressafra com balanço mais junto o que justifica spread mais altos, mas com entrada da safra e o MCSD teremos uma sobreoferta a partir de abril Projeção Projeção balanço jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 Demanda Oferta Mesmo com o crescimento da demanda em 2016, haverá sobra de energia na safra dado a característica da oferta das biomassas. Além disso o MCSD de energia nova trouxe 560 MWm de oferta nova para o ACL a partir de Abril

41 Considerando que... MCSD de energia nova tem ajudado a aumentar o lastro de energia especial no mercado livre, mas é um mecanismo temporário e dependem de condições favoráveis no mercado Contar com antecipações de usinas que venderam energia no ambiente regulado para suprir demanda no mercado livre é temerária Dificuldade de expansão de lastro no mercado livre nos últimos anos deve se manter até que tenhamos uma solução nova para a expansão Para mantermos a possibilidade de expansão do mercado livre (grande parte via consumidores especiais) será necessário medidas transitórias para solucionar a oferta de energia no mercado livre

42 Quais seriam as possíveis soluções para equalizar essa questão e garantir a continuidade de expansão do mercado livre Retirar a obrigatoriedade dos consumidores especiais comprarem energia somente de fontes incentivadas? Lembrando que não trata de ampliação dos limites para migração (500kW). A reserva de mercado parece não ter atraído expansão de lastro para o mercado livre nos últimos anos, portanto não seria um problema. Leilões das sobras das distribuidoras com venda de energia incentivada possibilitaria equilibrar esse balanço, pois existem a partir de 2018 ~ 4,2 GW de lastro especial no balanço das distribuidoras. Problemas: Aumento do subsídio pode ser resolvido ao repassar somente o lastro especial sem desconto ou a receita adicional pelo desconto ser utilizado como receita para a CDE A falta de interesse de venda pelas distribuidoras pode não trazer liquidez para o mercado livre Para garantir a expansão do mercado livre um desses caminhos parecem ser necessários, sendo que o leilão de sobra das distribuidoras o caminho mais provável no curto prazo (sem necessidade de alterações regulatórias)

44 Liquidações CCEE desde 2016 apresenta inadimplência total de ~ 80% Do total liquidado (2,4 bi), apenas 22% foram depositados pelos agentes devedores, representando uma inadimplência de 78%. Agentes não cobertos por liminares com preferência de recebimento, já percebem uma inadimplência de ~100% Os valores não pagos pelas liminares contra o GSF no ACL tem aumentando em ~ 100 milhões mês em 2016 e será agravado em 2017 com expectativa de maiores valores de GSF Destaque também que a inadimplência dentro da liquidação mensal tem ficado próximo a 30% (distribuidoras)

45 Esse situação deve ser agravada com a expectativa de um GSF elevado a partir de maio/17 Expectativa de valores do GSF não repactuado R$ bilhões 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0-1,6 1,6 1,6 1,6 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 Estimativas atualizadas da CCEE aponta um algo próximo a 6,7 bi (100% do ACL) 4,8 5,0 Premissa de GSF CCEE A combinação de preços elevados e GSF na casa de 0,7 de ajuste da GF em alguns meses, os valores do GSF não repactuado pode atingir quase R$ 5 bilhões no final do ano caso não tenhamos uma solução para o problema. GSF total projetado para 2017 de ~R$ 18 bi, com parte sendo repassado nas tarifas via repactuação do GSF no mercado cativo

46 As consequências para os participantes do mercado livre é o não recebimento dos valores da liquidação e por consequência elevados deságios nas operações de curto prazo para fugir dessa inadimplência Expectativa de inadimplência na CCEE % 100% 80% 79% 82% 82% 74% 67% 69% 76% 84% 86% 87% 89% 91% 91% 60% 40% 20% 0% Sem uma solução para o problema podemos chegar em uma situação que a liquidação na CCEE pode não ser possível de ser processada (inadimplência total de > 90%) e podemos enfrentar o mesmo problema de 2015 que houve suspensão da liquidação Nessa situação poderemos enfrentar, deságios de até10% (até R$ 30/MWh) sobre o PLD em operações de curto prazo, que prejudica diretamente agentes com sobras no curto prazo.

47 Raphael Gonçalves (11) Henrique Casotti (11) Michel Hornink (11) / (11) michel.hornink@climetr.com.br