I Fórum de Debates CCEE Regras de Comercialização

I Fórum de Debates CCEE Regras de Comercialização 02 de março de 2016

I Fórum de Debates CCEE Agenda 1) Repactuação do risco hidrológico (art. 1º da Lei nº 13.203/2015) Apresentação: Luiz Pazzini Duração 40 minutos Tempo para discussão 30 minutos 2) MCSD de Energia Nova - CCEARs por quantidade Apresentação: Caio Pereira Duração 40 minutos Tempo para discussão 30 minutos 3) Nova metodologia de aferição da penalidade de potência Apresentação: Gustavo Scrignoli Duração 40 minutos Tempo para discussão 40 minutos

I Fórum de Debates CCEE Objetivo Discutir os principais temas das Regras de Comercialização 2017 Dinâmica Apresentar o tema e esclarecer dúvidas pontuais Espaço para discussão ao final de cada tema apresentado, com espaço para perguntas e comentários da proposta Informações complementares A apresentação será disponibilizada na Biblioteca Virtual no site da CCEE Contribuições podem ser encaminhadas para atendimento@ccee.org.br até 11 de março

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Lei nº 13.203/15 Agentes impactados Geradores que repactuaram o risco hidrológico e Distribuidores

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Risco Hidrológico é a probabilidade associada a ocorrência de uma usina ou conjunto de usinas apresentar insuficiência de geração para cobertura da garantia física em função de condições hidrológicas adversas Seus efeitos são aferidos pelo GSF Geração Total do MRE GSF = Garantia Física Total do MRE Se GSF 1, as usinas mantém seu nível de garantia física Usina 1 Usina 2 Usina 3 Nesse caso, se a usina comprometer toda sua garantia física em contratos de venda, não há exposição ao MCP Garantia Física da Usina

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Geração Total do MRE Garantia Física Total do MRE Se GSF < 1, as usinas apresentam redução em sua garantia física e podem ficar expostas ao MCP, caso tenham comprometido toda sua garantia física em contratos de venda Usina 1 Usina 2 Usina 3 Garantia Física Ajustada da Usina

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico A quem é alocado os resultados financeiros oriundos do risco hidrológico? Até 2015, os riscos hidrológicos eram suportados pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE. A partir da Medida Provisória nº 688 de 2015 (posteriormente Lei nº 13.203/15) foi permitido a repactuação do risco hidrológico pelo agentes geradores, desde que haja anuência da ANEEL com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida A repactuação foi oferecida sob a forma de duas modalidades: Ambiente de Contratação Regulada ACR; Ambiente de Contratação Livre ACL.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada A repactuação no ACR ocorre por meio da transferência do risco através dos consumidores cativos, mediante pagamento de prêmio de risco pelo gerador. Os resultados financeiros do mecanismo de repasse de risco hidrológico do ACR será suportado pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Para o ano de 2015 todos os efeitos financeiros do risco hidrológico são de responsabilidade do agente gerador, que deverá ser ressarcido por meio da postergação de pagamento de prêmio. Nos casos em que o prazo remanescente no contrato de venda não fosse suficiente para garantir o retorno dos efeitos financeiros de 2015, o ressarcimento poderia ser realizado de duas maneiras: Extensão do prazo de outorgas vigentes, baseado nos preços contratados e compatível com o ressarcimento, limitado a 15 anos, com direito a celebração de CCEAR coincidente com a extensão da outorga; Extensão do prazo de outorgas vigentes, baseado nos preços contratados e compatível com o ressarcimento, limitado a 15 anos, dispondo o gerador livremente da energia.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Caso 1: Postergação no recolhimento do prêmio outorga atual é suficiente para o ressarcimento dos valores pagos em 2015 2015 2016 2017 2018 Risco pago pelo gerador Cálculo do RESS (Representa quantos meses de isenção do prêmio?) Início do pagamento do Prêmio (Postergação) Término do CCEAR Neste caso o valor de ressarcimento ao gerador representou uma postergação, ou isenção, do pagamento do prêmio de 1 ano.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Não havendo Prazo para postergação o agente optou por: Caso 2: Extensão da outorga outorga atual não é suficiente para o ressarcimento dos valores pagos em 2015 2015 2016 2017 2018 Previsão de quitação do ressarcimento Risco pago pelo gerador Cálculo do RESS (Representa quantos meses de isenção do prêmio?) Término do CCEAR (término de outorga) Nova Venda ACR ou ACL Novo Término da Outorga Neste caso o valor de ressarcimento ao gerador representou uma postergação, que não havia prazo de CCEAR para ser efetivamente ressarcido, portanto, foi repactuado novo contrato e com novo término do CCEAR baseado nos valores calculados.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Classe de produtos: Com intuito de oferecer maior flexibilidade de gestão aos agentes, foram criadas várias opções de faixas de repasse de risco no ACR, de maneira que o agente pudesse escolher a que melhor se adequasse ao seu perfil de contratação regulado. Classe de produtos: Classe P gerador permanece com a propriedade da energia secundária; Classe SP energia secundária também é transferida ao consumidor; Classe SPR além da energia secundária, o gerador transfere ao consumidor o risco de redução da garantia física.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Fator f: Para as classes P e SP, o gerador deveria definir o nível de insuficiência de geração do MRE que suportará, por meio de um fator denominado fator f, que terá variação entre zero e 11%. A classe SPR o fator f deverá ser igual a zero.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Operacionalização na CCEE - ACR CCRBT Prêmio de Risco [R$] Aportado pelos proprietários das usinas até o 1º dia útil do mês subsequente ao mês de competência ~ Risco Hidrológico [R$] Apurado pela CCEE e transferido na contabilização do MCP dos geradores para os distribuidores Prêmio Destinado aos distribuidores para a liquidação na CCEE Rateio do prêmio entre os distribuidores: Aneel, utilizando mesmo critério de rateio do Risco Hidrológico

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Mensuração do Repasse de Risco Hidrológico: Risco hidrológico determinado a partir de equação constante na Resolução 684/2015 TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Onde: TR_RIS é o resultado mensal de risco hidrológico que será transferido do vendedor aos distribuidores.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Regra de Comercialização - ACR TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Premissas para cálculo do Risco Hidrológico: Montante repactuado é o constante do termo de repactuação e não se altera (MSCD, aporte de garantia financeira) Necessário emular um MRE para se determinar o GSF de repactuação, garantia física ajustada e energia secundária a partir de GF flat de todas as usinas participantes do MRE Garantia Física sazonalizada de forma proporcional ao número de horas de um determinado mês (flat) e modulada seguindo os critérios das regras de comercialização, para todas as usinas do MRE Aplicação dos resultados apurados na emulação do MRE somente para as usinas que aderiram ao processo de repactuação Rateio do Risco Hidrológico Rateio entre todas as distribuidoras agentes da CCEE na proporção do consumo mensal Rateio do Prêmio Realizado pela Aneel a partir do mesmo critério adotado para rateio do Risco Hidrológico entre as distribuidoras (consumo mensal)

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Mensuração do Repasse de Risco Hidrológico: TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Montante em MWh constante do termo de repactuação considerado de forma uniforme (flat)

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Mensuração do Repasse de Risco Hidrológico: TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Quantidade Mensal de Garantia Física sazonalizada no CG de forma uniforme (flat)

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Mensuração do Repasse de Risco Hidrológico: TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Indica qual o percentual da garantia física da usina irá repassar o risco hidrológico.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Mensuração do Repasse de Risco Hidrológico: Limite de risco aceito pelo gerador, para os produtos P, SP e SPR Definição da classe do produto e repasse da energia secundária : P 0 SP 1 SPR 1 TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Garantias físicas (sazonalizadas de forma flat) antes e depois dos ajustes do MRE definição do risco hidrológico Energia Secundária deve ser valorada ao PLD do submercado em que é recebida

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada Mensuração do Repasse de Risco Hidrológico: TR_RIS p,m = mín 1; MONT_CVR p,m QM_GF p,,m r,w m máx 0; 1 f GFIS_2 p,r,w GFIS_3 p,r,w PLD s,r,w C 4 s=1 SEC p,s,r,w PLD s,r,w Para obtenção das variáveis GFIS_2, GFIS_3 e SEC, é necessário emular um MRE considerando garantia física flat de todas as usinas participantes do MRE. Isso é necessário para se determinar o valor do GSF de repactuação, base para o cálculo de GFIS_3 e SEC

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada O prêmio: O prêmio de risco será recolhido por meio da CCRBT, e será estabelecido mediante a multiplicação dos valores de prêmio unitários (definido pela Aneel) pela quantidade de energia repactuada. Prêmio unitário (definido pela Aneel de acordo com o produto escolhido pelo agente gerador). O Prêmio será corrigido anualmente, sempre em janeiro, com base na variação do IPCA

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada O processo: Prêmio de Risco (R$) Aportado pelos geradores até 1º dia útil do mês subsequente ao mês de competência Destinado aos distribuidores para a liquidação na CCEE Rateio conforme determinação Aneel MCP CCRBT ~ D Aporte conta bandeiras distribuidores Tarifas bandeiras Risco Hidrológico (R$) Apurado pela CCEE e transferido na contabilização do MCP Dos geradores para o distribuidores, proporcionalmente a carga de cada D.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização Operacionalização na CCEE - ACR CCRBT Prêmio de Risco [R$] ~ O que ocorre caso o agente não realizar o aporte do prêmio de risco na CCRBT? Juros de mora de 1% ao mês e multa de 10% No período de inadimplência, eventuais créditos a liquidar no MCP do gerador serão retidos para suportar o valor inadimplido, acrescido de multa e juros Inicia-se processo de desligamento da CCEE

Processo de operacionalização da repactuação do risco hidrológico ACR SRM /SRG ANEEL Emitir o despacho e termos de repactuação com os dados das geradoras que aderiram CCEE CCEE Calcular o valor do prêmio e divulgar aos agentes Anual (até janeiro) Cadastrar as informações do despacho CCEE Processar contabilização e enviar dados à Aneel Até MS+19du CCEE Emitir chamado ativo ao gerador informando o início do pagamento do prêmio X-5du SGT ANEEL Realizar a divisão do prêmio arrecadado por distribuidora e emitir despacho MS+22du Gerador Pagamento do prêmio na conta bandeiras 1º du (X) CCEE Informar CCEE os valores para os agentes e as datas dos repasses conforme calendário de operações da CCEE MS+22du Pagamento realizado? Sim Não Não CCEE Realizar liquidação financeira do MCP (débitos) MS+26du CCEE Verificar o valor do crédito da liquidação do MCP MS+ 27du Processo de desligamento por descumprimento CCEE Crédito prêmio Crédito < prêmio Repassar o prêmio para as distribuidoras MS+26du CCEE Reter o valor inadimplido (*) no crédito da liquidação e repassar para os credores do prêmio no ciclo seguinte CCEE Reter o crédito total (*), calcular o valor da inadimplência remanescente do prêmio e repassar para os credores no ciclo seguinte Monitoramento do agente CCEE Informar inadimplência à Aneel Até MS+28du (*) com multa (10%) e juros ( 1% ao dia)

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACL Repactuação no Ambiente de Contratação Livre Não houve adesão à repactuação no ACL para o ano de 2016 Há previsão na Resolução 684/2015 de que novas adesões de repactuação, no ACR ou no ACL, podem ocorrer até setembro de cada ano para ser aplicado a partir de janeiro do ano seguinte Dessa forma a regra de repactuação no ACL não será desenvolvida para essa versão. Caso ocorra adesão para o ano de 2017, o tratamento será efetuado via Mecanismo Auxiliar de Cálculo MAC e a regra desenvolvida para janeiro de 2018

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização A CCEE está autorizada a efetuar a operacionalização da restituição dos montantes financeiros excedentes por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo MAC até que se proceda a alteração algébrica das Regras de Comercialização e dos Procedimentos de Comercialização aplicáveis 2016: MAC A partir de 2017: regras de comercialização e CliqCCEE

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico ACR Operacionalização I Fórum de Debates CCEE - Regras de Comercialização Tempo para discussão 30 minutos Contribuições também podem ser encaminhadas para atendimento@ccee.org.br até 11 março 28

MCSD de Energia Nova REN ANEEL nº 693/15 Agentes impactados - Distribuidores

MCSD de Energia Nova Resolução Normativa ANEEL nº 693, de 15 de dezembro de 2015 Resultado da AP 61/2015 Pleito da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - Abradee, visto a necessidade de compensação entre os níveis de contratação das distribuidoras e menor presença dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEARs provenientes de Energia Existente nos portfólios A REN estabelece as condições e os critérios para aplicação do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD para os CCEARs, nas modalidades quantidade e disponibilidade, proveniente de Leilão de Energia Nova A versão 2017 das Regras contemplará apenas os CCEARs por quantidade (1º processamento 2016) O MCSD para os CCEARs por disponibilidade será válido a partir de 2018 (1º processamento 2017) 30

MCSD de Energia Nova Premissas gerais - Processamento Participação voluntária Declaração de sobras limitada ao portfólio Não há limite para declaração de déficits As cessões adquiridas em processamentos anteriores não poderão ser cedidas novamente É vedada a participação das distribuidoras com inadimplência setorial É vedada a participação das distribuidoras com inadimplência na liquidação do MCSD de Energia Nova 31

MCSD de Energia Nova Processamentos e validade das Cessões Validade 1 ano Anualmente Processamento Leilão A-1 Jan Validade das Cessões Dez Validade < 1 ano - 3 vezes ao ano (com finalização em dezembro) Exemplo: Processamento em abril Processamento Abr Mai Validade das Cessões Dez

MCSD de Energia Nova Processamentos e validade das Cessões As datas de processamento, com exceção do processamento após o leilão A-1, serão definidas em PdC Proposta - ocorrência trimestral: abril validade abril a dezembro julho validade julho a dezembro outubro validade outubro a dezembro O processamento do MCSD de Energia Nova ocorrerá após a divulgação do total de sobras e déficits no MCSD de Energia Existente 33

MCSD de Energia Nova Contratos elegíveis Serão excluídos dos processamentos os CCEARs vinculados aos empreendimentos que: Estejam em situação de atraso, descasamento (previsão de entrada em operação após início de suprimento) ou atestados pela Aneel como aptos a entrar em operação comercial; Tenham obrigação de entrega escalonada, enquanto durar o escalonamento; Serão excluídos dos processamentos os CCEARs que: Sejam objeto de decisão judicial, mesmo que liminar 34

MCSD de Energia Nova Detalhamento do processamento do MCSD 120 D1 60 D2 40 50 50 D3 20 D4 Total de Sobras Total de Déficits Portfólio passível de cessão Declaração de Déficits Declaração de Sobras O montante passível de cessão desconta os montantes cedidos, e ainda válidos, de processamentos passados 35

MCSD de Energia Nova Detalhamento do processamento do MCSD 120 Montante total cedido D1 60 50 D2 50 40 D3 20 D4 30 D2 D1 30 Total de Sobras Total de Déficits Portfólio passível de cessão Declaração de Déficits Declaração de Sobras O montante passível de cessão desconta os montantes cedidos, e ainda válidos, de processamentos passados 36

MCSD de Energia Nova Detalhamento do processamento do MCSD As cessões serão rateadas entre todos os contratos elegíveis, independente do leilão D1 D2 40 E2 80 E1 Portfólio de contratos elegíveis D1 30 Sobra a ser compensada C2 C1 Montante a ser cedido de cada contrato 10 20 E4 30 E3 Portfólio de contratos elegíveis 30 D2 Sobra a ser compensada 30 C4 15 C3 Montante a ser cedido de cada contrato 15 37

MCSD de Energia Nova Detalhamento do processamento do MCSD As cessões serão rateadas entre todos os contratos elegíveis, independente do leilão C2 C1 10 20 C4 15 C3 15 Montante a ser cedido de cada contrato (D1) Montante a ser cedido de cada contrato (D2) D3 D4 40 E5 D3 Déficit a ser coberto C4 C3 C2 C1 Cessões recebidas 20 D4 Déficit a ser coberto C4 C1 Cessões recebidas C3 C2 38

MCSD de Energia Nova Detalhamento do processamento do MCSD As cessões serão rateadas entre todos os contratos elegíveis, independente do leilão C2 C1 10 20 C4 15 C3 15 Montante a ser cedido de cada contrato (D1) Montante a ser cedido de cada contrato (D2) D3 D4 C4 10 40 E5 D3 Déficit a ser coberto C4 C3 C2 C1 Cessões recebidas C3 C2 C1 20 D4 Déficit a ser coberto C4 C1 10 6,6 12,2 Cessões recebidas C3 C2 39

MCSD de Energia Nova Detalhamento do processamento do MCSD As cessões serão rateadas entre todos os contratos elegíveis, independente do leilão C2 C1 10 20 C4 15 C3 15 Montante a ser cedido de cada contrato (D1) Montante a ser cedido de cada contrato (D2) D3 C4 5 D4 40 C3 C2 5 3,3 E5 D3 Déficit a ser coberto C1 C4 C3 C2 C1 Cessões recebidas 6,6 20 D4 Déficit a ser coberto C4 C1 Cessões recebidas C3 C2 40

MCSD de Energia Nova Operacionalização O CCEAR original não será alterado (sem impacto aos agentes vendedores) Impacto na posição contratual líquida no MCP Impacto no lastro de energia e de potência As cessões serão objetos de liquidação específica (apartada da liquidação do MCSD de Energia Existente) 41

MCSD de Energia Nova Operacionalização As cessões: Terão sazonalização e modulação seguindo o perfil do CCEAR original Serão registradas no mesmo submercado do CCEAR original Terão direito ao alívio das exposições entre submercados 42

MCSD de Energia Nova Operacionalização Caso o CCEAR original seja reduzido, por não aporte das Garantias Financeiras por parte do vendedor, as cessões provenientes desse contrato serão reduzidas proporcionalmente G1 Antes do aporte de GFIN Cessão D2 D3 D3 E5 E8 E7 E6 E5 D2 Cessão D2 D4 D4 43

MCSD de Energia Nova Operacionalização Caso o CCEAR original seja reduzido, por não aporte das Garantias Financeiras por parte do vendedor, as cessões provenientes desse contrato serão reduzidas proporcionalmente G1 Após aporte de GFIN Cessão D2 D3 D3 E5 E8 E7 E6 E5 D2 Cessão D2 D4 D4 44

MCSD de Energia Nova Operacionalização Caso o CCEAR original seja reduzido, por não aporte das Garantias Financeiras por parte do vendedor, as cessões provenientes desse contrato serão reduzidas proporcionalmente G1 Após aporte de GFIN Cessão D2 D3 D3 E8 E7 E6 E5 E5 D2 Cessão D2 D4 D4 45

MCSD de Energia Nova Operacionalização Caso o CCEAR original tenha alteração por força de decisão judicial ou liminar, as cessões serão mantidas até o fim do processamento G1 Cessão D2 D3 D3 E5 E8 E7 E6 E5 D2 Cessão D2 D4 D4 46

MCSD de Energia Nova Operacionalização Caso o CCEAR original tenha alteração por força de decisão judicial ou liminar, as cessões serão mantidas até o fim do processamento G1 Cessão D2 D3 D3 Liminar ou Decisão Judicial E8 E7 E6 E5 D2 Cessão D2 D4 D4 47

MCSD de Energia Nova Liquidação Liquidação somente entre cessionárias e cedentes MCSD Energia Existente G CCEAR Q 10 Receita D2 D3 48

MCSD de Energia Nova Liquidação Liquidação somente entre cessionárias e cedentes MCSD Energia Existente G CCEAR Q 10 Receita CCEAR Q 8 D2 CCEAR Q 2 CESSÃO 2 D3 49

Liquidação MCSD de Energia Nova Liquidação Liquidação somente entre cessionárias e cedentes MCSD Energia Nova G CCEAR Q 10 Receita D2 CESSÃO 2 D3 50

MCSD de Energia Nova Liquidação Cessões serão valoradas ao preço do CCEAR vigente Rateio entre os cedentes da distribuidora inadimplente A inadimplência é cobrada bilateralmente Caso ocorra inadimplência do cessionário, este não poderá participar dos processamentos do MCSD de Energia Nova por 12 meses 51

MCSD de Energia Nova Inadimplência As cessões não serão efetivadas, caso a distribuidora cessionária esteja inadimplente nas liquidações anteriores do MCSD de Energia Nova (independente do percentual de inadimplência) Liquidação D2 MCP/Lastro D3 Cessão D2 D3 Caso inadimplência seja sanada, a cessionária receberá as cessões subsequentes A cessão não efetivada por inadimplência não poderá ser resignada novamente pela distribuidora cedente 52

MCSD de Energia Nova Liquidação do MCSD Liquidação pós contabilização do MCP Necessidade de reduzir as cessões na mesma proporção da redução do contrato original, devido ao não aporte das Garantias Financeiras pelo vendedor 53

MCSD de Energia Nova Datas e processamentos Processamento MCSD EN Contabilização MCP Liquidação MCSD EN M M+ 1 Pagamento Receita 1ª Parcela Pagamento Receita 2ª Parcela M+ 2 Pagamento Receita 3ª Parcela Declaração Sobras e Déficits MCSD EE Divulgação total Sobras e Déficits MCSD EE - CCEE

MCSD de Energia Nova Considerações finais O processamento do MCSD não altera o repasse do risco hidrológico O repasse é de responsabilidade da Conta Bandeiras, sendo efetuado conforme carga da distribuidora, ou seja independentemente do portfólio do contrato Com implementação do MCSD, considerando os CCEARs por disponibilidade, as datas de liquidação seriam mantidas Necessidade de apuração da Receita de Venda para determinação dos valores a liquidar 55

MCSD de Energia Nova I Fórum de Debates CCEE - Regras de Comercialização Tempo para discussão 30 minutos Contribuições também podem ser encaminhadas para atendimento@ccee.org.br até 11 março 56

Nova metodologia de aferição da penalidade de potência Proposta para 2017 Agentes impactados - todos

Objetivos Analisar o mercado de potência atual para diagnosticar suas ineficiências e propor mudanças através de uma nova da Regra de Comercialização de Penalidade de Potência 58

Conceitos O que é potência? É a medição instantânea de energia. O que é oferta de potência? É a possibilidade de geração da energia instantânea das usinas. O que é potência demandada? É o consumo de energia instantâneo requerido pela carga. 59

Mercado de Energia x Mercado de Potência O que se contrata no mercado de energia? Contrata-se Garantia Física: expectativa de geração média de uma usina em um período de longo prazo. O que se contrata no mercado de potência? Contrata-se a disponibilidade instantânea de atendimento a carga. Energia e Potência são produtos distintos. Contratar Garantia Física não garante o atendimento instantâneo da carga. Apenas garante o atendimento do consumo médio no longo prazo. 60

Mercado de Energia x Mercado de Potência Energia gerada e vendida: 120 MWh Energia comprada e consumida: 120 MWh Contratação: Energia OK! Potência não OK! Para a regulamentação atual, apenas a contratação de energia estar OK, já basta. Apesar de atualmente haver uma segurança operativa, a potência se tornará um problema no virar da década (EPE). 61

Mercado de Potência Vigente O que é oferta regulatória de potência (comercializável) no mercado vigente? Potência de referência das usinas: Despacháveis com definição da Potência Assegurada: Potência Assegurada (MME), independente de estar disponível. Hidráulicas despacháveis sem definição de Potência Assegurada: o maior valor entre a capacidade instalada em operação comercial atenuada por um fator de capacidade do SIN ou a garantia física flat em operação comercial. Térmicas despacháveis sem definição de Potência Assegurada: a capacidade instalada em operação comercial atenuada por fatores de perdas e disponibilidade. Usinas não despacháveis: média de geração no patamar pesado dos últimos 60 meses, sendo os dados históricos faltantes completados com 90% da capacidade instalada. No caso de biomassa, históricos formados apenas na safra. 62

Mercado de Potência Vigente O que é demanda regulatória de potência (necessidade de cobertura contratual) no mercado vigente? Média horária de consumo nas três horas no patamar pesado. Qual a potência regulatória demandada de uma carga de 18 MW ligada apenas por meia hora durante as três horas do patamar pesado? (18MW x 0,5h) / 3h = 3 MWh/h Potência não é energia média. 63

Mercado de Potência Vigente Horário do patamar pesado, aparentemente, não é das 18h às 21h. Resposta da demanda do grupa A tarifa verde. 64

Mercado de Potência Vigente 33.300 MW Linhas de potência extrapoladas para todo o dia. Excedente de oferta regulatória de 33.300 MW 65

Análise da Potência Física O que é oferta física de potência de uma usina? É a disponibilidade de geração em um determinado instante. Usinas Despacháveis: a oferta física é a potência disponível verificada pelo Operador (potência firme ). Usinas Não Despacháveis: a oferta física é a geração instantânea realizada pela usina (não há controle quanto ao momento em que a fonte gera). O que é demanda física de potência de uma usina? É o consumo de energia instantâneo requerido pela carga. Como se determina? Consumo aferido no menor intervalo de tempo possível. 66

Potência Física x Potência Regulatória 9.900 MW 7.200 MW 33.300 MW 16.200 MW Sobra real de potência é bem menor que a sobra regulatória 67

Diagnóstico do Mercado de Potência Elétrica A potência não consegue ser precificada pelos agentes de mercado: Distorções na definição da oferta comercializável e da quantidade demandada de potência; Instrumento contratual de compra e venda fornece a potência vinculada a energia; Sobras estruturais para segurança do sistemas são comercializáveis; Retorno do investimento é precificado na energia potência não tem custo nem risco ( subproduto da energia); Usinas de fontes com potência firme não possui vantagens econômicas por isso; Oferta e demanda aferida em todo SIN sem considerar as restrições de intercâmbio entre submercados; Dificuldade dos agentes em faturar o produto potência. 68

Propostas - Mercado de Potência Propostas para o aperfeiçoamento das Regras de Comercialização: Correção da potência disponível regulatória comercializável e da potência regulatória demandada (mais aderente com o físico); Período de aferição de potência: consumo do SIN integralizado de 15 em 15 minutos para cada semana, sendo o período selecionado o de maior de potência demandada coincidente do SIN; Instrumento contratual possuirá a quantidade de compra de energia e a quantidade de compra de potência apartadas; Permissão da livre contratação potência para o ACL; Realização de leilões de venda do produto potência para o ACR; 69

Propostas - Mercado de Potência Exemplo Demanda máxima coincidente do SIN na semana apurada Maior demanda de potência semanal (85.700 MW) 70

Propostas - Mercado de Potência Exemplo Maior demanda de potência semanal (85.700 MW) Oferta disponível comercializável semanal (97.500 MW) 71

Propostas - Mercado de Potência Maior demanda de potência semanal (85.700 MW) 85.700 (MW) Cons 1 Cons 2 Cons 3.. O consumidor que demandou do sistema no horário de aferição de potência deve-se lastrear o quilowatt (kw) demandado com contratos de potência Oferta disponível comercializável semanal (97.500 MW) 97.500 (MW) Ger 1 Ger 2 Ger 3. Potência Comercializável de cada gerador 1-) Potência Assegurada ajustada pela disponibilidade 2-) Potência Verificada pelo ONS para as despacháveis sem Potência Assegurada 3-) Geração Instantânea (instante de apuração) para as não despacháveis sem Potência Assegurada 72

Propostas - Mercado de Potência Instrumento contratual possuirá a quantidade de compra de energia e a quantidade de compra de potência apartadas: Contrato Energia MWh ou MWméd Potência kw Déficit de lastro de potência ainda pode ser negociado na contratação ex-post G1 G2 G3 1 MWméd 3000 KW Comer. 1 2 MWméd 500 KW 0 MWméd Comer. 2 3000 KW 3 MWméd 0 KW Comer. 3 0,5 MWméd 1500 KW 1 MWméd 500 KW 3 MWméd 1000 KW C1 C2 Contratação de MUSD é diferente de contratação de lastro de potência 73

Propostas - Mercado de Potência Tratamento dos contratos vigentes, em caso de eventual alteração regulatória: Contratos no ACL: Decisão das partes; Haverá um período para os agentes cadastrarem a potência do contrato; Contingência: Potência = MWmédio do contrato. Contratos no ACR: Primeiro momento, a Potência Associada ao CCEAR continua sendo a potência vendida no leilão. Eventuais déficit de potência das distribuidoras poderá ser contratada em leilões de potência. 74

Propostas - Mercado de Potência Preço da Penalidade de Potência: Valor da penalidade será função da folga de potência no sistema. Contratação de potência é um custo adicional para o consumidor? Depende da forma de consumo do consumidor. A receita de potência para as usinas pode tornar o preço da energia mais competitivo. 75

Penalidade de Potência I Fórum de Debates CCEE - Regras de Comercialização Tempo para discussão 40 minutos Contribuições também podem ser encaminhadas para atendimento@ccee.org.br até 11 março 76

Obrigado! 77

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