III Conferência Nacional de PCH e CGH Cenário atual e Agenda Regulatória Efrain Pereira da Cruz

Transcrição

1 III Conferência Nacional de PCH e CGH Cenário atual e Agenda Regulatória Efrain Pereira da Cruz Diretor Curitiba, 10 de maio de 2019

2 Cenário Atual: Capacidade instalada e participação das CGH s e PCH s

3 Capacidade Instalada no Brasil Capacidade Instalada: 166 GW Renováveis: 138 GW (83%) Fóssil e Nuclear: 28 GW (17%) Hídrica 105,2 GW 64% Fóssil 25,6 GW 15% Biomassa 14,8 GW 9% Eólica 15,1 GW 9% Geração Distribuída 0,9 GW 1% Fotovoltaica 2,1 GW 1% Nuclear 1,9 MW 1% Fonte: BIG/ANEEL Potência Fiscalizada Atualizado em 2/5/2019

4 Matriz energética mundial

5 Panorama das CGH s e PCH s 67 GW Em operação CGH PCH 699 usinas 712 MW 424 usinas MW Fonte: BIG/ANEEL Potência Fiscalizada Atualizado em 2/5/2019

6 Quadro Geral das CGH s 41 MW 30 usinas 26 MW 40 usinas 90 MW 97 usinas 336 MW 305 usinas 219 MW 227 usinas Fonte: BIG/ANEEL Potência Fiscalizada Atualizado em 2/5/2019

7 Quadro Geral das PCH s 393 MW 36 usinas 112 MW 13 usinas MW 99 usinas PCH MW 132 usinas MW 144 usinas Fonte: BIG/ANEEL Potência Fiscalizada Atualizado em 2/5/2019

8 Contratação em leilões do ACR Participação de CGH no ACR CGHs - Correção pelo IPC-A (referência 28/02/2019) 18 MW 238,04 250,00 16 MW 14 MW 187,10 204,87 198,17 200,00 12 MW Potência (MW) 10 MW 8 MW 16 MW 150,00 100,00 Preço (R$) 6 MW 11 MW 4 MW 2 MW 7 MW 50, MW MW Leilão 3/2016 (LER) Leilão 4/2017 (A-4) Leilão 1/2018 (A-4) Leilão 3/2018 (A-6) - MW Preço (R$) Qtde

9 Contratação em leilões do ACR Participação de PCH no ACR 350 MW PCHs - Correção pelo IPC-A (referência 28/02/2019) 300,00 Potência (MW) 300 MW 249, MW 200 MW 150 MW 100 MW 50 MW 259,87 248,44 254,56 79 MW 217,28 241, MW 175, MW 35 MW 2 MW 23 MW 31 MW 0 MW Leilão 2/2006 Leilão 3/2007 Leilão 2/2009 Leilão 3/2010 Leilão 5/2010 Leilão 7/2010 Leilão 6/2013 (A-5) (LFA) (A-3) (A-5) (LER) (FA) (A-5) 184, MW 16 Leilão 10/2013 (A-5) 206,62 44 MW 3 Leilão 6/2014 (A-5) 247, MW 242,34 66 MW 8 7 Leilão 3/2015 (A-5) Leilão 4/2015 (A-3) 205, MW 247, MW Leilão 1/2016 (A-5) Leilão 3/2016 (LER) 190,29 10 MW 1 Leilão 4/2017 (A-4) 228, MW 6 Leilão 5/2017 (A-6) 205,04 35 MW 2 Leilão 1/2018 (A-4) 198,22 97 MW 6 Leilão 3/2018 (A-6) 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 - Preço (R$) MW Preço (R$) Qtde

10 Potencial de PCH s em estudo 355,92 MW 21 projetos 242,26 MW 16 projetos 3.147,14 MW 197 projetos Fonte: BIG/ANEEL Potência Fiscalizada Atualizado em 7/5/ ,30 MW 230 projetos 1.717,23 MW 127 projetos Tipo Quantidade Potência MW DRI-PCH ,65 DRS-PCH ,20 R$ 69 bilhões de investimentos estimados, que irão fortalecer a economia dos estados e beneficiar a cadeia de fornecedores, com integral domínio tecnológico nacional na fabricação de equipamentos.

11 Potencial de PCH s identificado para estudo 507 MW 46 eixos 532,39 MW 49 eixos 1.311,42 MW 110 eixos Tipo Quantidade Potência MW PCH ,97 782,83 MW 80 eixos 1.890,33 MW 155 eixos Fonte: BIG/ANEEL Potência Fiscalizada Atualizado em 7/5/2019

12 Agenda Regulatória: MCP, MRE, PLD Mínimo e Preço Horário

13 Mundo Físico Mecanismo de Realocação de Energia MRE Participantes: Usinas hidrelétricas sujeitas ao comando de geração estabelecido de forma centralizada pelo ONS (despacho centralizado), que não têm escolha de quanto ou quando irão gerar; Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH e CGH) podem participar (opcionalmente); Funcionamento do MRE: Transfere contabilmente a energia entre geradores - uma região em período de seca armazena água e, por consequência, gera abaixo da média, enquanto uma região em período de chuva produz energia acima da média, o que resulta em transferência de energia entre essas regiões; O excedente de usinas que geraram além de sua garantia física é transferido para aquelas que geraram abaixo.

14 Judicialização Caso GSF x Lei /2015 Repactuação do Risco Hidrológico Alocação do Risco Hidrológico: Menos de 9% da GF do MRE permanece com o risco alocado ao gerador (ACL), em discussão judicial; % 25% Em 2017, o consumidor cativo arcou com R$ 17 bilhões referentes ao risco hidrológico das usinas repactuadas (incluindo UHE Itaipu e usinas cotistas CCGF). GWmédios % 53% 0 Repactuação UHE Itaipu Cotas - CCGF Nâo repactuado GF Total do MRE

15 Mercado de Curto Prazo Resultado da Liquidação de Fevereiro de 2019: Valores devidos: R$ 10,46 bilhões (100%); Valores pagos: R$ 2,84 bilhão (27,1%); Valores não pagos: R$ 7,61 bilhão (72,84%); Decisões Judiciais GSF: R$ 7,01 bilhão (67,1%); Inadimplência: R$ 0,6 bilhão (5,74%) Decisões Judiciais GSF R$ 7,01 Bilhões Valores pagos R$ 2,84 Bilhões Liquidação Fev/2019 R$ 10,46 Bilhões Valores não pagos Decisões Judiciais Outros R$ 230 Milhões R$ 7,61 Bilhões Parcelamentos R$ 300 Milhões Inadimplência R$ 70 Milhões Basicamente, discutem o GSF geradores no Ambiente de Contratação Livre (ACL); Os geradores no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) repactuaram seus riscos hidrológicos com os consumidores cativos.

16 Agenda regulatória: questões afetas ao MRE Item 79. Estudo sobre a regulação do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Elegibilidade do deslocamento por razão elétrica, importação e resposta da demanda Efeitos de antecipação de Garantia Física PL /2018 Atrasos de transmissão Em análise na ANEEL Expurgos de indisponibilidade Alocação dos vertimentos turbináveis

17 Agenda regulatória: questões afetas ao MRE Item 79. Estudo sobre a regulação do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Elegibilidade do deslocamento por razão elétrica, importação e resposta da demanda PL /2018: I geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito, independentemente de a geração excedente ter ocorrido por segurança energética ou por restrição elétrica e do momento em que foi definido o seu acionamento; II importação de energia elétrica sem garantia física, independentemente do preço da energia importada e do momento em que foi definido o seu acionamento; [...] IV redução de carga ocasionada por ofertas de consumidores de energia elétrica, com o fim de substituir geração termelétrica fora da ordem de mérito.

18 Agenda regulatória: questões afetas ao MRE Item 79. Estudo sobre a regulação do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Efeitos de antecipação de Garantia Física Aumento da alocação de energia para usina beneficiada, durante sua motorização Redução da alocação de energia para as demais usinas, no mesmo período PL /2018. Compensação ao MRE por conta: II da diferença entre a garantia física outorgada na fase de motorização e os valores da agregação efetiva de cada unidade geradora motorizada ao SIN (usinas estruturantes).

19 Agenda regulatória: questões afetas ao MRE Item 79. Estudo sobre a regulação do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Atrasos de transmissão UHE Santo Antônio UHE Jirau UHE Belo Monte: Receberam operação comercial Ativaram garantia física e contratos Garantia física integrou o MRE Impedidas de escoar o potencial PL 10985/2018. Compensação ao MRE por: I restrições ao escoamento da energia em função de atraso na entrada em operação ou de entrada em operação em condição técnica insatisfatória das instalações de transmissão (as usinas estruturantes).

20 Agenda regulatória: questões afetas ao MRE Item 79. Estudo sobre a regulação do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Expurgos de indisponibilidade REN 614/2013: consolida as normas referentes à apuração de indisponibilidade Análise dos eventos possíveis de expurgo

21 Agenda regulatória: questões afetas ao MRE Item 79. Estudo sobre a regulação do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Alocação dos vertimentos turbináveis Geração Hidráulica x Geração Eólica: Avaliar quem tem preferência na alocação da geração? Avaliar redução da geração de energia de reserva para minimizar vertimento turbinável Avaliar tratamento específico no caso de vertimento turbinável causado por restrição elétrica

22 PLD Mínimo Necessidade do PLD Mínimo no desenho de mercado do Brasil Modelo de despacho centralizado, com objetivo de minimizar custo total de operação; Custo marginal de operação resultante do modelo é utilizado como preço de curto prazo PLD; Custos de produção (Tarifa de Energia de Otimização TEO) das fontes hídricas não é zero; Atualmente, o PLD mínimo é definido pelo maior valor entre: Receita Anual de Geração (RAG) de usinas cotistas: R$ 42,25/MWh; TEO Itaipu: R$ 35,97/MWh.

23 PLD Horário Efeitos do PLD Horário Análise do dia 6/set/2018 Para o gráfico elaborado a partir dos dados de 6/set/18, a geração do MRE foi: Data: 06 de setembro de 2018 GF Flat SIN GH/GF = 0,46 (GH/GF) = 0,77 600,00 575,00 550,00 Menor (GSF = 46%) em instantes de CMOs mais baixos; Maior (GSF = 77%) em instantes de CMOs mais altos. Assim, a utilização do PLD horário para este dia (tomando por base o PLD patamar/semana em azul), provavelmente apresentaria menor custo para o déficit de geração das usinas do MRE PLD por patamar/semana CMO semi-horário Geração hidráulica 525,00 500,00 475,00 450,00 425,00 400,00 375,00 350,00 325,00 300,00

24 Efeitos do PLD Horário Exemplo Supondo que as usinas do MRE tenham (i) gerado a área em azul e (ii) vendido contratos bilaterais (modulação flat) em verde, elas estarão: Expostas negativamente no MCP na área em amarelo (pagarão essa energia ao PLD em vermelho a cada hora); Expostas positivamente no MCP na área em azul escuro (receberão essa energia ao PLD em vermelho a cada hora). PLD Mínimo x PLD Horário

25 PLD Mínimo x PLD Horário Efeitos do PLD Horário Exemplo (continuação) Caso seja definido um PLD mínimo de R$ 100,00 (linha laranja), para o exemplo em tela: As usinas do MRE teriam um aumento de seus custos no MCP, dado que suas exposições negativas (área em amarelo) seriam valoradas a este preço no intervalo de 02:00 às 06:00.

26 Obrigado! Efrain Pereira da Cruz Diretor ENDEREÇO: SGAN 603 Módulos I e J - Brasília/DF CEP: TELEFONE GERAL: OUVIDORIA SETORIAL:167