Aperfeiçoamentos ao Modelo de Comercialização de Energia

Transcrição

1 Aperfeiçoamentos ao Modelo de Comercialização de Energia Roberto Brandão Coimbra

2 Sumário Crise financeira: diagnóstico Situação atual Mercados de diferenças: fundamentos Entendendo o risco na comercialização de energia Possíveis soluções 2

3 Crise financeira: diagnóstico Há uma crise no modelo de comercialização de energia no atacado. Com a seca obrigações de curto prazo assumiram volume incompatível com a capacidade de pagamento dos agentes: Necessidade de suporte do governo e de recorrentes inovações regulatórias para manter o sistema solvente; Distribuidoras perderam autonomia financeira; Grandes prejuízos para vários geradores. 3

4 Crise financeira: diagnóstico Custo de curto prazo tem dois componentes: 1. O custo elevado das termoelétricas é inevitável. 2. Custo financeiro no Mercado de Curto Prazo, é fruto de um desenho inadequado do modelo de comercialização e de alguns contratos de longo prazo originados de leilões regulados. Solução estrutural para a crise financeira passa por mudanças regulatórias no modelo de comercialização de energia no atacado. 4

5 Situação atual Desde outubro de 2012 as termoelétricas brasileiras operam praticamente a plena capacidade com custos operacionais elevados. A alta do PLD em 2014 agravou o problema: i. Maior volume financeiro de transações no Mercado de Curto Prazo- da CCEE. ii. Impacto sobre todos os agentes expostos ao preço de curto prazo (PLD) e sobre os preços de novos contratos. 5

6 Geração térmica convencional em MWméd 6

7 Mercado de Curto Prazo: volumes e preços (média móvel de 12 meses) Fonte: Elaboração própria com base em dados da CCEE, InfoMercado 7

8 Custo total da energia no curto prazo 2009 a 2014 Ano PLD Energia Comercializada do MCP CCEE Contabilização ESS Segurança Energética Custo Total (CCEE+ESS) R$/Mwh Mwméd R$ milhões R$ milhões R$ milhões , , , , , , Fonte: Elaboração própria com base em CCEE InfoMercado 8

9 Mercados de diferenças: Fundamentos Modelo britânico Sistema de despacho baseado no mercado de energia; Diferenças entre curva de carga de mercado e a real são ajustadas pelo Operador do Sistema; Diferenças entre montantes contratados e medidos são contabilizadas no Mercado de Diferenças (Balancing Market); Custo das Diferenças é baseado no custo incorrido pelo Operador para equilibrar o sistema. 9

10 Mercados de diferenças: Fundamentos Modelo britânico Há forte incentivo à contratação: Agentes que provocam diferenças pagam o custos das diferenças (há penalização implícita). Geradores que geram acima ou abaixo do contratado recebem uma compensação de acordo com suas ofertas de preços para serviços de regulação do sistema (balancing services). Volume de diferenças é pequeno com relação à geração total. 10

11 Mercados de diferenças: Fundamentos Modelo brasileiro: Contratação é de longo prazo; Despacho é desvinculado dos contratos; Agente que causa um desvio nem sempre arca com o custo do desvio. Exs: consumo abaixo da energia contratada; geração descontratada. Gerador contratado, mas com desvio de geração causado por terceiros não é ressarcido e está exposto ao preço de curto prazo (PLD). 11

12 Fundamento dos Mercados de diferenças Modelo brasileiro (continuação): Problemas: 1. Em situações de seca severa os contratos atuais levam a um volume financeiro de diferenças elevado, independente de decisões dos agentes. 2. Desvios gerenciáveis também podem gerar compromissos vultosos para terceiros sem que a regulação penalize tal tipo de comportamento. 3. Não há mecanismos de hedge. Mas geradores podem transferir o risco para consumidores. 12

13 Folga de garantia física com relação ao consumo (média móvel 12 meses) Fonte: Elaboração própria com base em dados da CCEE, InfoMercado 13

14 A transferência do risco hidrológico para o consumidor Folga de Garantia Física foi de 5.343MWméd. No entanto a oferta de GF foi escassa. A principal razão foi o déficit de geração hídrico de 4.510MWméd (9,4% da GF hídrica total). Geradores hídricos que puderam ficar descontratados o fizeram para evitar exposições ou até para ficarem credores no MCP. Transferindo o risco para consumidores. 14

15 Entendendo o risco na comercialização de energia Em situação de seca severa o Mercado de Curto Prazo liquida estruturalmente (Tipo 1): Geração térmica acima da garantia física; Energia de reserva. Decisões dos agentes podem levar a liquidações adicionais (Tipo 2): GF descontratada, mas com geração associada; Sazonalização da Garantia Física; Diferenças do lado do consumo. 15

16 Entendendo o risco na comercialização de energia As liquidações do Tipo 1 são um risco inerente à forma de contratação de Térmicas com Garantia Física baixa e da Energia de Reserva. Para evitar que o problema se agrave basta mudar a forma de contratação de novas Térmicas e Energia de Reserva para que não gerem excedentes no MCP em secas severas. Mas o risco já contratado é expressivo e também precisa ser endereçado. 16

17 Volume de Transações no MCP em 2014 (em MWméd) Total MCP Transações Tipo Geração térmica acima da GF* Energia de reserva gerada Transações Tipo Geração térmica merchant Geração hídrica descontratada Diferenças derivadas da sazonalização Diferenças do lado do consumo * Estimativa Gesel Fonte: CCEE InfoMercado 17

18 Volume de Transações no MCP Tipo 1 em 2019 (em MWméd) Energia de Reserva Total já leiloado Angra III Total Geração térmica acima da GF* Deck A Total Total Tipo 1 em Total Tipo 1 em Aumento Tipo 1 (mwméd) Aumento Tipo 1 % 130% 18

19 Entendendo o risco na comercialização de energia Parte das liquidações de Tipo 2 são descasamentos fortuitos entre e energia contratada e a energia medida e não podem ser eliminadas. Mas parte decorrem de: Apostas altistas de geradores, que deixam parte do lastro merchant; Sazonalização da GF descasada dos contratos de venda (aposta no PLD); Apostas de comercializadores e consumidores. 19

20 Possíveis soluções 1. Eliminar estruturalmente as transações do Tipo I, ou parte delas. 2. Mudanças nos incentivos regulatórios para coibir transações do Tipo Abandonar os custos marginais para definição do PLD. Alternativa seria utilizar custos médios ou os custos dos desvios. 4. Repensar a contratação de energia existente de fonte térmica para viabilizar usinas antigas fora do modelo merchant. 20

21 Google: gesel ufrj 21

22 A liquidação do Mercado de Curto Prazo: Balanço das geradoras com muita chuva 22

23 A liquidação do Mercado de Curto Prazo Balanço das geradoras em seca aguda 23

24 A liquidação do Mercado de Curto Prazo O incentivo para contratos de curto prazo 24

25 A liquidação do Mercado de Curto Prazo Consequência da redução de consumo 25

26 Entendendo o risco na comercialização de energia Os tomadores de risco primário em seca severa são os geradores hídricos. Mas estes podem fazer hedge repassando parte dos custos para os consumidores. Impacto para o consumidor: Exposição de Itaipu e das usinas cotistas; Consumidores não conseguem firmar contratos longos como efeito do hedge das hidroelétricas e acabam expostos ao PLD. 26