Mercado de Livre Contratação de Energia de PCHs Novas Regras de Comercialização e Liquidação V Conferência de PCHs Mercado e Meio Ambiente

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1 Mercado de Livre Contratação de Energia de PCHs Novas Regras de Comercialização e Liquidação V Conferência de PCHs Mercado e Meio Ambiente Leonardo Calabró Conselho de Administração 05 de agosto de 2009

2 Agenda Visão Geral da CCEE A Comercialização da Energia de PCHs Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Garantias Financeiras Desafio da Formação do PLD 2

3 A CCEE A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) foi autorizada pela Lei nº , de 15/03/2004 e instituída pelo Decreto nº de 12/08/2004, como pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL sem fins lucrativos, tendo como principais atribuições: Implantar e divulgar Regras e Procedimentos de Comercialização Administrar o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL) Manter o registro dos dados de energia gerada e consumida pelos Agentes da CCEE Manter o registro dos contratos firmados entre os Agentes da CCEE Contabilizar e liquidar as transações realizadas no mercado de curto prazo Realizar Leilões de Energia sob delegação da ANEEL 3

4 Agentes Agentes da CCEE da -CCEE Hoje Representatividade da Classe de Agentes na CCEE Classe do Agente Nº Agentes % N usinas % PCHs Autoprodutor 23 2,4 8 3,1 Comercializador 62 6, ,9 Consumidor Livre ,2 Distribuidor 43 4,6 1 0,4 Gerador 29 3, ,6 Importador 1 0,1 0 0,0 Produtor Independente , ,9 Total ,3% 2,4% 6,6% 3,1% 4,6% 0,1% Autoprodutor Comercializador Consumidor Livre Distribuidor Gerador 67,0% Importador Produtor Independente 4 Fonte CCEE - dados de maio/2009

5 Agentes da CCEE Agentes da CCEE - Hoje 160 Representação de PCHs na CCEE Usinas atuando através de seus Proprietários Distribuidor 1 Usinas Representadas (Terceiros) Consumidor Livre 2 1 Autoprodutor 8 Comercializador 80 Produtor Independente Gerador 94 6 Total Fonte CCEE - dados de maio/2009

6 Evolução Agentes das CCEE PCHs Evolução N Usinas PCHs Fonte CCEE - dados de maio/2009 N de Usinas PCHs ago-00 nov-00 fev-01 mai-01 ago-01 nov-01 fev-02 mai-02 ago-02 nov-02 fev-03 mai-03 ago-03 nov-03 fev-04 mai-04 ago-04 nov-04 fev-05 mai-05 ago-05 nov-05 fev-06 mai-06 ago-06 nov-06 fev-07 mai-07 ago-07 nov-07 fev-08 mai-08 ago-08 nov-08 fev-09 mai-09

7 Evolução do Mercado Livre Consumo do Mercado Livre e do SIN MWmed Participação do Mercado Livre* no SIN jun/07 jul/07 ago/07 set/07 out/07 nov/07 dez/07 jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/09 Consumidor Livre e Especial APE, PIE e Eletrointensivo Mercado Total 23,5% da energia do SIN é comercializada no Mercado Livre Mercado Livre*: Consumidor Livre e Especial, Autoprodutor (APE), Eletrointensivo (CHESF, FURNAS e ELETRONORTE) 7 Fonte: CCEE (dados até maio/2009)

8 Evolução dos Consumidores Livres e Especiais Consumo de Consumidores Livres e Especiais (MW médios) Especiais Livres Maio/09 Consumo dos CL e CE: MW médios Participação % do Consumo de C. Livres e Especiais no SIN 8 Fonte: CCEE (dados até maio/2009) jun/07 17% jun/ jul/07 17% jul/ ago/07 18% ago/ set/07 out/07 nov/07 dez/07 jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/09 17% 18% 18% 17% 16% 17% 17% 17% 17% 17% 17% 17% 17% 17% 16% 14% 14% 15% 16% 15% 15% set/07 out/07 nov/07 dez/07 jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/ Especiais Livres Seu consumo correspondeu a 16% do SIN

9 Evolução dos Consumidores Livres e Especiais Nº de Consumidores Livres e Especiais 9 Fonte: CCEE (dados até maio/2009) jun/ jul/ ago/ set/07 out/07 nov/07 dez/07 jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/ Consumidores Especiais Consumidores Livres

10 Variação de Consumidores Livres e Especiais Variação dos Consumidores Livres e Especiais Consumidor Livre 3 Consumidor Especial

11 Agenda Visão Geral da CCEE A Comercialização da Energia de PCHs Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Garantias Financeiras Desafio da Formação do PLD 11

12 PCHs Evolução da Geração Evolução da Geração (2006 a 2009) MW médios e % ,6% 9,9% 2,0% 2,4% 3,2% 9,0% 12,1% 8,2% ,5% PCH: aumento na participação da geração total 89,0% 85,5% 88,6% MW médios PCH Térmica Hidráulica Total geral Fonte CCEE dados até junho/2009

13 Possibilidade de contratação das PCHs O agente proprietário de PCHs tem as seguintes opções para construir seu portfólio de contratos Leilões ACR PROINFA Geração Distribuída Contratos de longo prazo Preços do leilão corrigidos pelo IPCA Baixo risco Contratos de longo prazo Preços regulados pelo MME, corrigidos pelo IGPM Baixo risco Preços resultantes de processo de chamada pública Contratos de médio/longo prazos Baixo risco Mercado Livre Preços livremente negociados Contratos de curto/médio/longo prazos - negociação Médio/alto risco 13

14 PROINFA O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) foi instituído pela Lei /2002, com o objetivo de diversificar a matriz energética nacional, com das seguintes fontes: Eólica, PCH e Biomassa Contratos com duração de 20 anos Contratação concluída para a 1ª fase do PROINFA no montante de MW de capacidade MW de capacidade para Eólicas MW de capacidade para PCH 685 MW de capacidade para Biomassa Meta prevista na Lei /02 é, em 20 anos, suprir 10% do consumo de energia elétrica por meio de fontes alternativas 14

15 PROINFA Usinas em Operação Evolução da Entrada em Operação das Usinas do PROINFA (N o Usinas) 80 N de Usinas em Operação PROINFA Status do PROINFA - Abril de 2009 Biomassa PCHs Eólicas TOTAL Previsão Em operação PCHs Biomassa Eólicas Fonte: CCEE (dados até abril/2009)

16 PROINFA Geração em 2007, 2008 e Evolução da Geração do PROINFA (MW medios) Geração Hidráulica PCH: ~ 74% do total do Proinfa 600 MW Médios Hidráulica PCH Térmica a Biomassa Eólica 16 Fonte: CCEE (dados até abril/2008)

17 PROINFA Usinas em Operação PROINFA - Evolução dos Recursos e Venda Energia Disponível Venda 800 MW Médios A Eletrobrás transfere a exposição do MCP aos produtores das usinas do Proinfa 17 Fonte: CCEE (dados até abril/2009)

18 Ambiente de Contratação Livre - ACL No ACL as PCHs podem vender energia para: Consumidor Livre (demanda contratada mínima de 3 MW) Consumidor Especial: Consumidor (Grupo A4 ou superior) com demanda igual ou superior a 500 kw Consumidores (Grupo A4 ou superior) reunidos em comunhões de interesse de fato ou de direito, com demanda total igual ou superior a 500 kw Gerador, Produtor Independente, Comercializador e Autoprodutor Desconto na TUSD/TUST Usinas: desconto permanente definido pela ANEEL perde o desconto se comprar energia convencional em montante superior a 49% de sua Garantia Física Consumidores: recebem o desconto repassado pelo Vendedor - o desconto final do Consumidor será a média ponderada dos descontos associados às energias compradas equacionamento Matricial A verificação do desconto final do Consumidor Especial é MENSAL 18

19 Contratação da Energia Incentivada Comercialização de Energia Incentivada Compra de Consumidores Livres e Especiais Eólica Biomassa 21,1% 18,6% 23,2% 26,7% 27,1% 27,6% 32,8% 0,1% 26,7% 0,1% 31,4% 0,1% 31,7% 0,1% 32,7% 0,1% 31,2% 0,9% 19,4% 1,8% 19,3% 1,1% 21,9% PCH 78,9% 81,4% 76,8% 73,3% 72,9% 72,4% 67,2% 73,2% 68,5% 68,2% 67,2% 68,7% 79,7% 78,8% 77,0% MW médios jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 Venda Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7 0,6 0,6 0,6 0,5 5,1 11,1 6,9 Venda Biomassa 107,3 97,9 125,0 146,9 145,6 155,9 189,3 153,6 193,0 196,6 197,8 174,6 109,5 116,0 142,6 Venda PCH 402,2 428,6 414,3 404,1 391,2 408,0 387,5 421,4 421,7 422,8 406,4 385,0 450,8 473,2 501,0 19 Fonte: CCEE (dados até março/2009) Valores Estimados

20 Ambiente de Contratação Regulada - ACR Os Agentes de Distribuição podem adquirir energia de PCHs das seguintes modalidades: Leilões de compra de energia no ACR A-1, A-3, A-5 e Leilões de Fontes Alternativas Energia de geração distribuída através de chamada pública (pequenas usinas conectadas à rede de distribuição) limitada a 10% da sua carga Compra compulsória da energia contratada do PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PCH, Eólica, Solar, Biomassa) 20

21 Resultados da Participação das PCHs nos Leilões de Energia Leilões de Novos Empreendimentos (A-5 e A-3) Leilão de Fontes Alternativa 21 Fonte: CCEE

22 Resultados da Participação das PCHs nos Leilões de Energia Resumo Participação das PCH nos Leilões 22 Fonte: CCEE

23 Agenda Visão Geral da CCEE A Comercialização da Energia de PCHs Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Garantias Financeiras Desafio da Formação do PLD 23

24 O Mecanismo de Realocação da Energia Assegurada (MRE) é um mecanismo financeiro de mitigação do risco hidrológico causado pela necessidade de otimização do uso da água devido a: disparidades hidrológicas regionais; usinas em cascata (ótimo individual ótimo conjunto); O MRE torna o gerador indiferente a este risco. MRE O MRE realoca entre suas usinas o total de energia gerada com base na energia assegurada de cada usina, transferindo o excedente das usinas que geraram além de suas energias asseguradas para aquelas que geraram abaixo Energia secundária: superávit quando energia gerada > energia assegurada

25 Fazem parte do MRE: Obrigatoriamente: todas as usinas hidráulicas despachadas pelo ONS Facultativamente: PCHs que o solicitam Cada usina participante tem uma energia assegurada concedida pelo MME O MRE realoca os excedentes de geração entre as usinas participantes Os participantes pagam/recebem a TEO (R$8,18/MWh ) pela energia recebida/cedida através do MRE MRE N de PCHs Participação Fora do MRE 63 24,3% MRE ,7% Total geral ,0% 25 Fonte CCEE - dados de maio/2009

26 26 MRE Caso 1 Geração Total > Assegurada Sistema A usina 3 gerou acima de sua energia assegurada, enquanto as usinas 1 e 2 geraram abaixo de suas asseguradas Energia Assegurada Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

27 27 MRE A usina 3 cede toda a sua produção acima da assegurada para o MRE Energia Energia Assegurada cedida ao MRE Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

28 28 MRE Essa energia é realocada para as usinas 1 e 2 até que essas atinjam suas energias asseguradas. Após a realocação, a usina 3 ainda apresenta produção acima de sua assegurada. Essa sobra é denominada energia secundária Energia realocada Energia Secundária Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

29 29 MRE A alocação de energia secundária ocorrerá na proporção das energias asseguradas de cada usina. Recebe PLD (16,31 a 633,37 R$/MWh) Energia Energia secundária realocada realocada Energia Secundária Recebe TEO (8,18 R$/MWh) Paga TEO (8,18 R$/MWh) Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

30 30 MRE Caso 2 Geração Total < Assegurada Sistema Fator de Ajuste da Geração Total do MRE = < Energia Assegurada Energia Assegurada Total do MRE (GSF) Energia Assegurada 1,0 Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

31 31 MRE Caso 2 Geração Total < Assegurada Sistema Fator de Ajuste da Energia Assegurada (GSF) Geração Total do MRE Energia Assegurada Total do MRE = < Redução da Assegurada GFS < 1 1,0 Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

32 32 MRE Caso 2 Geração Total < Assegurada Sistema Fator de Ajuste da Energia Assegurada (GSF) Geração Total do MRE Energia Assegurada Total do MRE = < 1,0 Energia Ajustada Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

33 33 MRE Caso 2 Geração Total < Assegurada Sistema Fator de Ajuste da Energia Assegurada (GSF) Geração Total do MRE Energia Assegurada Total do MRE = < 1,0 Paga PLD (16,31 a 633,37 R$/MWh) Recebe TEO (8,18 R$/MWh) Paga TEO (8,18 R$/MWh) Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3

34 34 Evolução da Geração

35 O Mecanismo de Redução de Energia Assegurada (MRA) tem como objetivo penalizar as usinas que não cumprem com requisitos de disponibilidade. Estes cálculos são feitos considerando os parâmetros de interrupções programadas e forçadas verificados em relação aos parâmetros de referência (quando uma usina hidrelétrica é projetada). O MRA passou a ser aplicado a PCHs a partir de janeiro de 2008, com critérios estabelecidos pela Resolução Normativa N.º 266 de 22 de maio de Se a usina ficar indisponível mais do que o tempo previsto/planejado Terá reduzida sua energia assegurada (direitos de alocação) no MRE O Agente deverá comprar mais energia no MCP (ao PLD) para atender seus contratos risco para o Agente Apuração de indisponibilidades: MRA Usinas despachadas centralizadamente: a cargo do ONS Usinas não despachadas: a cargo da CCEE, conforme indisponibilidades informadas mensalmente pelos Agentes O MRA não tem impacto sobre a garantia física (lastro para venda) da usina hidráulica 35

36 36 MRA - Exemplo de alocação de energia do MRE Uma usina denominada U1 possui Índice de Disponibilidade de Referência igual a 1. Esta usina teve o Índice de Disponibilidade Verificado de 0,80. Portanto deve ter sua energia assegurada reduzida, para fins de alocação do MRE. Índice de Disponibilidade de Referência = 1,0 Índice de Disponibilidade Verificado = 0,80 Fator de Disponibilidade = min 1, Índice de Disponibilidade Verificado Índice de Disponibilidade de Referência 0,80 = min 1, = 0,80 1

37 37 MRA - Exemplo de alocação de energia do MRE Aplicação MRA e MRE Energia Assegurada = Contratos 100 MWh Energia Assegurada = Contratos 100 MWh Compra SPOT (PLD)= 20 MWh Geração= 20 MWh Recebe MRE (TEO)= 60 MWh Geração= 20 MWh Energia Assegurada Reduzida= 80 MWh

38 Avaliação da Aplicação do MRA em Usinas Despachadas Impacto da Aplicação do MRA - Usinas Hidrelétricas Despachadas pelo ONS ,1% -2,3% -2,4% -2,4%-2,3% -2,2% -2,2% -2,1% -2,1% -2,0% -2,3% -2,4% -2,4% -2,5% -2,5% -2,6% -3,1% MW Médios Redução Média em 2008: -2,24% Redução Média em 2009: -2,63% En Asseg. antes do MRA En Asseg. após o MRA jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/ Fonte: CCEE (dados até maio/09)

39 Avaliação da Aplicação do MRA em Usinas Não Despachadas Impacto da Aplicação do MRA em Usinas Hidrelétricas Não Despachadas MW Médios ,8%-15,2% -13,8%-14,3% -5,4% -11,3% -11,1% -12,4% -10,4% -15,7% -14,5% -14,4% -10,5%-9,2% -9,0% -7,7% -9,5% Redução Média em 2008: -12,94% Redução Média em 2009: -9,2% En. Asseg. antes do MRA En. Asseg. após o MRA jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/ Fonte: CCEE (dados até maio/09)

40 Avaliação da Aplicação do MRA em Usinas Não Despachadas A partir de janeiro de 2008 iniciou-se a aplicação do MRA às Usinas Hidrelétricas participantes do MRE e não despachadas pelo ONS No ano de 2008 as hidrelétricas despachadas pelo ONS sofreram uma redução de cerca de 2,2% em sua Energia Assegurada em função do MRA Já as usinas não despachadas pelo ONS (em sua maioria PCHs) sofreram uma redução de 12,9% em sua Energia Assegurada isso acarreta impacto financeiro Ressalta-se que, quando do início da aplicação do MRA, em meados de 2003, cenário semelhante havia ocorrido com as hidrelétricas despachadas pelo ONS 40

41 Agenda Visão Geral da CCEE A Comercialização da Energia de PCHs Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Garantias Financeiras Desafio da Formação do PLD 41

42 Metodologia de Garantias Financeiras Conceitos gerais para o cálculo de Garantias Financeiras Em cada cálculo mensal, a CCEE apura o resultado financeiro do agente na última contabilização (mês m-1), bem como a expectativa de exposição para as cinco Liquidações Financeiras subseqüentes (meses m a m+4), sendo m o mês de apuração, ou mês de cálculo. A expectativa de exposição para os meses m a m+4 equivale à diferença entre recursos (geração e contratos de compra) e requisitos (carga e contratos de venda) valorada ao PLD esperado para o período. Contratos de venda registrados antes da entrada em operação comercial de uma usinas podem implicar aporte de garantias financeiras. 42

43 Metodologia de Garantias Financeiras Exemplo: 43

44 Composição das Garantias Financeiras Metodologia de Garantias Financeiras (*) (*) Exposições involuntárias das distribuidoras / outros ajustes do cálculo (liminares etc.) 44

45 Tratamento da Geração: Metodologia de Garantias Financeiras Hidrelétricas do MRE: Mês m-1: Energia Alocada (conforme contabilizado) Meses m a m+4: Energia Assegurada Sazonalizada Demais usinas: Mês m-1: Geração verificada Meses m a m+4: Geração declarada pelo gerador Ou menor geração ( 0) dos últimos 12 meses, caso o agente não declare Agente sem histórico e sem declaração: geração igual a zero 45

46 Metodologia de Garantias Financeiras Apesar do curto histórico de aplicação da nova metodologia de Garantias Financeiras, algumas observações podem ser destacadas Na nova metodologia, somente os agentes que oferecem risco ao mercado aportam Garantias A metodologia proporciona maior aderência entre o valor aportado e o risco de exposição do Agente Indução à contratação ou antecipação do registro de contratos na CCEE Desafio: buscar aprimorar ainda mais a metodologia de cálculo de Garantias Financeiras para trazer maior tranquilidade ao mercado de energia elétrica aprimoramento contínuo 46

47 Agenda Visão Geral da CCEE A Comercialização da Energia de PCHs Mecanismo de Realocação de Energia - MRE Garantias Financeiras Desafio da Formação do PLD 47

48 Processo de Formação do PLD PREVISÕES DE AFLUÊNCIAS SEMANAIS Modelos PREVISÕES DE CARGA EXPANSÃO DA OFERTA CVU DA TEMELÉTRICAS - Função de Custo Futuro - Valor da água - Risco de Déficit - Programação Dinâmica Dual Estocástica CMO PLD LIMITES DE INTERCÂMBIO 48

49 Responsabilidades da CCEE Apuração/cálculo do PLD semanal Divulgação Semanal do PLD (ex-ante) Contabilização e Liquidação Mensais com base no PLD Processo de Formação do PLD O PLD tem como base o Custo Marginal de Operação CMO produzido pelos modelos computacionais NEWAVE e DECOMP utilizados pelo ONS para estabelecer as estratégias e políticas ótimas da operação 49

50 Histórico do PLD risco de volatilidade

51 Formação do PLD CVU do recurso marginal P 2 (despacho real) P 1 (despacho programado) Despacho fora da ordem de mérito (encargos) PLD (neste caso, o CMO não define a operação) P 1 representa o PLD ex-ante (utilizado no mercado de curto prazo). P 2 representa o custo marginal do sistema (percepção do operador). Sob essa circunstâncias, o PLD, representado por P 1, não reflete efetivamente a operação real do sistema A diferença de custo é paga via de encargos. 51

52 Atuação da CCEE no aprimoramento do PLD Frentes de Trabalho Grupo de Trabalho PLD (CCEE, Agentes e Associações) As atividades foram direcionadas para o âmbito do GT2 Subgrupo do GT2 (ONS/CCEE) Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação e Cálculo do PLD CPAMP (MME) Coordenação Geral: MME - Márcio Zimmermann Entidades participantes: ANEEL, CCEE, CEPEL, EPE, ONS Participação da CCEE em discussões sobre aprimoramento da metodologia de formação do CMO/PLD e impactos nos ESS, em grupo de trabalho específico, sob a coordenação do conselheiro Leonardo Calabró.

53 Canais de Comunicação com a CCEE Obrigado! Telefone Fax atendimento@ccee.org.br Site: 53