Perspectivas do Setor Elétrico 2018 a 2022 A ótica do Mercado

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1 Perspectivas do Setor Elétrico 2018 a 2022 A ótica do Mercado Reunião Plenária da ABRAGE Rui Altieri Presidente do Conselho de Administração 20/09/18

2 Grandes números CCEE e mercado de energia elétrica 2

3 Grandes números da CCEE agentes 9,5% crescimento no último ano (ago/18 vs. ago/17) A instituição permanece com crescimento representativo, impulsionada pela migração de consumidores para o mercado livre 546 adesões de consumidores ao mercado livre em Adesões por mês 192 Adesões por mês 105 Adesões por mês 68 Adesões por mês x de aumento % de redução % de redução

4 Grandes números da CCEE R$ 43,1 bilhões contabilizados nas operações de 2017 R$ 28,5 bilhões no Mercado de Curto Prazo em 2017 Montantes financeiros expressivos foram contabilizados pelo mercado de energia MCP Cotas GF Nuclear MCSD Reserva 2018 R$ 19,5 bilhões (jan-jul) R$ 4,6 bilhões (jan-jul) R$ 1,9 bilhão (jan-jul) R$ 0,7 bilhão (jan-jul) R$ 2,8 bilhões (jan-jul) 29,8 R$ bilhões contabilizados 4

5 Consumo de Energia Anual (MW médios) Projeção (Agosto/14) % ,9% por ano 2ª revisão quadrimestral de 2014 (projeção de carga ago/14) Consumo registrado ,6% ,3% ,2% Fonte: ONS, EPE e CCEE Consumo no centro de gravidade (Síntese 2017 mar/18) 5

6 Consumo de energia 1º semestre de ,1% Mercado Livre Mercado Livre ,2% ,9% 2018 Mercado Regulado Mercado Regulado ,5% ,2% 2018 com migração excluindo a migração 6

7 Projeção da carga até 2022 Subsistema SIN 1,6% 3,7% 3,8% 3,9% 4,0% 7

8 Geração de energia (1º semestre) 8

9 Perspectivas para o setor Judicialização do GSF 9

10 Perspectivas do setor elétrico Aprimoramentos do marco legal do setor elétrico Expansão do mercado livre Financiamento dos projetos Evolução do preço Contratação das distribuidoras Questões regulatórias de curto prazo para modernização do setor 10

11 Temas regulatórios priorizados GSF 01 Planejamento Regulatório Estratégico 05 Garantias Financeiras 02 MRE 03 Preço Horário 04 PLD 11

12 Risco Hidrológico Judicialização do GSF 12

13 Liquidação Financeira do MCP (julho/18) Contabilizado GSF Não Repactuado (sob liminar) R$ 11,58 bi (100%) R$ 7,84 bi (68%) 1 MCP de Julho/ % do valor da contabilização 2 - % do valor do MCP julho/ % do valor não pago R$ 3,74 bi (32%) 1 Liquidado Valor não pago R$ 2,38 bi (64%) 2 R$ 1,36 bi (36%) 2 CGTF Decisão Judicial CEEE-GT Decisão Judicial CEB DISTRIBUIÇÃO Despacho nº 1.403/2018 Inadimplência R$ 0,10 bi (7%) 3 R$ 0,12 bi (9%) 3 R$ 0,19 bi (14%) 3 R$ 0,95 bi (70%) 3 13

14 Liminares do GSF (evolução 2017/18) Projeção do impacto financeiro R$ bilhões até o fim de R$ em milhões jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18 jul/18 14

15 Percepção de adimplência dos credores Agentes com liminar conforme regra Média recebimento Últimos 12 meses 17% Jul/ % 40 credores (<1%) Agentes com liminar para não participar do rateio 83% 84% 90 credores (1%) Agentes sem liminar 9% 0% credores (98%) 15

16 Projeção do PLD e GSF (2018) Média 2018 R$ 316,22 MWh Média 2019 R$ 200,50 MWh Média ,5% 16

17 Risco hidrológico Projeção do impacto financeiro do GSF (2018) PLD médio (SE/CO) 316 R$/MWh Fator GSF Impacto Financeiro* 81 % 37 bilhões ACR 24 bilhões ACL 100% GF do ACL 13 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. 17

18 Efeitos no MCP da contratação no ACR Total dos últimos 12 meses assumido pelos distribuidores MÊS A MÊS MÊS/ANO CCEAR POR DISPONIBI- LIDADE COTAS DE GARANTIA FÍSICA COTAS DE ENERGIA NUCLEAR CONTRATAÇÃO DE ITAIPU Valores em Milhões de R$ REPASSE DO RISCO HIDROLÓGICO TOTAL ago/ set/ out/ nov/ ,6BILHÕES Deste valor, R$ 20,5 bilhões referem-se ao risco hidrológico (Cotas, Itaipu e RRH) dez/ jan/ fev/ mar/ abr/ mai/ jun/ jul/ TOTAL * Em 2017 os distribuidores assumiram R$ 23,4 bilhões. 18

19 Alternativas para solução Legislativo Judiciário Acordo PL 10332/18 aborda a privatização de seis distribuidoras da Eletrobras e a solução do risco hidrológico Aprovado pelo Câmara dos Deputados. Aguardando votação no Senado Federal Depende da agenda legislativa, que está impactada pela eleição Pedido de extensão da decisão do STF sobre o caso da Abragel para todas as ações no STJ Aguardando análise do judiciário sobre o pedido de extensão Depende da agenda do judiciário, que é imprevisível Atuação é do MME e Aneel nas ações Proposta de repactuação considerando um montante de custo fora do risco hidrológico sendo compensado com energia de reserva adquiridas pelos agentes Análise da proposta perdeu fôlego com a expectativa de uma solução na esfera legislativa Solução do GSF para os valores em aberto por conta de liminares judiciais 19

20 Mecanismo de Realocação de Energia Aprimoramentos na metodologia 20

21 Aprimoramentos do MRE Criação de grupo interno para análise de propostas para reestruturação do mecanismo 21

22 GSF Simulação* GSF realizado GSF saneado ,1% 82,5% 101,4% 105,6% 100,3% 99,4% 102,5% 100% 96,3% 100,3% 95,2% 94,8% 94,9% 97,9% 91,0% 85,4% 83,3% 82,7% 82,8% 81,6% 79,3% 78,7% 74,7% 69,5% 69,5% 70,8% 67,6% 71,6% 67,9% 68,6% 67,4% 65,7% 79,9% jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 GSF realizado GSF saneado 22

23 Geração de Energia Renováveis MW (8%) MWm (6,5%) MW (1%) 271 MWm (0,5%) MW (8%) MWm (4%) MW (69%) MWm (76%) Total MW julho/ MW médios 1º semestre Térmicas Projeção - Expansão Carga (%) 3,7% 3,8% 3,9% 4% MW (14%) MWm (13%) Potência (MW)

24 GSF (GF Flat) vs "Banda" de possíveis GSF 110% 105% 100% 95% 90% 85% 80% 104%105% 103% 97% 81% 101% 97% 83% 82% 93% 82% 87% 82% 79% 79% 78% 79% 85% 88% 86% 100%100% 92% 91% 79% 95% 80% 79% 104% 98% 84% 94% 89% ANO GSF máximo 89,9% 90,8% GSF Real. + Proj. 79,4% 80,9% GSF mínimo 69,9% 70,6% 86% 79% 83% 83% 81% 85% 88% 76% 91% 82% 94% 85% 75% 70% 65% 60% 55% 72% 72% 68% 67% 69% 71% 66% 68% 66% 67% 66% 63% 60% 61% 75% 71% 67% 68% 71% 68% 67% 65% 65% 64% 62% 72% 70% GSF MIN GSF MAX GSF REAL. GSF PROJ. 24

25 Pontos de atenção Discutir os limites máximo e mínimo do PLD Valores da Tarifa de Energia de Otimização (TEO) Limites de Sazonalização 25

26 PLD horário Implementação em

27 Implementação do Preço Horário Novo modelo de negócios Análise das negociações contratuais existentes (impactos financeiros x sazonalização/modelagem) Melhor representação da curva de carga na precificicação da energia (greve dos caminhoneiros) Oportunidade de ampliação de novos negócios (carros elétricos, armazenamento) Operação sombra do cálculo desde abril de 2018 Definição em julho de 2019 Implementação a partir de janeiro de

28 Operação Sombra do PLD Divulgação do preço horário em paralelo com o preço por patamar, que seguirá vigente para o mercado Contabilização sombra do mercado com o cálculo do preço horário: a partir da operação de outubro/18 28

29 Aprimoramentos do PLD Volatilidade 29

30 Volatilidade do PLD 30

31 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. 31

32 Impacto da previsão de vazão e da 2ª Revisão Quadrimestral de Carga CMO CMO CMO CMO CMO R$ 787,43 / MWh R$ 731,60 / MWh R$ 561,91 / MWh R$ 489,16 / MWh R$ 486,25 / MWh Última semana de agosto Primeira semana de setembro 2ª revisão quadrimestral da carga Melhora na previsão de vazão Outros fatores: armazenamento, intercâmbio, carga, UHE, UTE Redução de R$ 301,18 / MWh de uma semana para a outra, ou seja, queda de 38% 32

33 Segurança de Mercado Aprimoramento das Garantias Financeiras 33

34 Aprimoramento das Garantias Financeiras Segurança de mercado Desligamento** Gestão de riscos financeiros Garantias Financeiras CCGs** Tratamento da Inadimplência Constituição de grupo de trabalho interno para avaliação de alternativas, considerando estudos e interações já realizadas com agentes ** Temas dispostos na Agenda Regulatória da Aneel para o biênio 2018/19 34

35 Considerações Finais 35

36 Considerações Finais Resolver a questão do risco hidrológico é condição para a implantação de aprimoramentos no setor. Atualmente são cerca de R$ 8 bilhões em aberto no mercado por conta de liminares de GSF, o que impacta a liquidez e a confiabilidade do setor. Temos o desafio de manter as pautas de evolução do mercado em andamento. A CCEE seguirá como facilitadora do diálogo entre os agentes e as instituições setoriais. É importante que a implementação de mudanças seja de forma gradual, com amplo diálogo e respeito aos contratos existentes, o que garante estabilidade ao setor e um cenário atrativo a investimentos. 36

37 Obrigado! Rui Altieri Presidente do Conselho de Administração linkedin.com/company/ slideshare.net/cceeoficial vimeo.com/ccee APPCCEE 37