REESTRUTURAÇÃO NO REINO UNIDO 1947 180 empresas incorporadas na CENTRAL ELECTRICITY GENERATING BOARD - CEGB. 1990 Privatização começou pelas distribuidoras. Mercado Spot (EPEW) organizado pela NATIONAL GRID COMPANY. Dois grandes geradores privados: National Power e Power Gen.
REESTRUTURAÇÃO NO REINO UNIDO 1999 Offer (órgão regulador) se fundiu ao Ofgas, dando origem ao Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets). 2000 - CEGB dissolvida. 2001 NETA (New Electricity Trade Agreement). EPEW se transformou na Elexon. Bolsas regionais de energia. Geração mais pulverizada.
REESTRUTURAÇÃO NA NORUEGA Geração 99,5% Hidrelétrica. Demanda na ponta: 23 GW. Sazonalidade de consumo oposta à de afluências. Grande número de empresas de distribuição.
REESTRUTURAÇÃO NA NORUEGA 1991 Parlamento norueguês decidiu desregulamentar o setor elétrico. 1993 Statnett Marked AS (hoje Nord Pool ASA) foi formada como uma empresa independente. 1996 Nord Pool primeira bolsa internacional de energia do mundo.
REESTRUTURAÇÃO NA NORUEGA Interligação elétrica com Suécia, Finlândia, Dinamarca, Estônia e Lituânia. Comercialização simples e flexível. Concorrência real. Mais de 70% da energia nos mercados nórdicos é comercializado via Nord Pool.
MERCADO DE ENERGIA NA EUROPA European Energy Exchange - EEX (Leipzig). Negocia energia elétrica, gás natural, permissões de emissão de CO2 e carvão desde 2002. 24 países membros, como Alemanha, Áustria, France, Suiça, Inglaterra, países nórdicos, Espanha, Itália e outros. Mercados spot e de derivativos.
REESTRUTURAÇÃO NOS EUA Energy Policy Act. Produtores Independentes. 1996 Open Access. 2001 - Crise na Califórnia. Experiências com vários tipos de operador do sistema (ISO). Avanço da desregulamentação varia de um estado para outro.
USINAS DA AMÉRICA DO NORTE FONTE: Platts Powermap, McGraw-Hill, 2005.
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DOS EUA FONTE: Platts Powermap, McGraw-Hill, 2009.
PRINCIPAIS RTOs E ISOs
RTOs E ISOs RTO (Regional Transmission Orgatinization ): Coordena, controla e monitora o sistema de transmissão, frequentemente envolvendo vários estados. ISO (Independent System Operator): regulada pela FERC, envolvendo áreas geográficas maiores do que uma RTO.
EXISTEM 10 ISOs E RTOs NOS EUA E CANADÁ PJM: Pensilvânia, Nova Jersey, Maryland. RTO. MISO: Meio Oeste e Manitoba (Canadá). ISO. ERCOT: Texas (não se liga a outros estados). ISO. SPP: Southwest Power Pool (1941). RTO. IESO: Estatal, inclui Ontario (Canadá). ISO. NBSO: New Brunswick System Operator. RTO. NYISO: New York Independent System Operator.ISO. CAISO: Califórnia. ISO. AESO: Alberta (Canadá). RTO.
SÓ EXISTEM QUATRO MODELOS COMERCIAIS:
MONOPÓLIO VERTICALMENTE INTEGRADO GERADOR VENDAS NO POOL GERADOR TRANSMISSOR TRANSMISSOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: França, Alemanha, Itália, UK antes de 1990, EUA antes de 1978, Japão, Brasil antes de 1998.
COMPETIÇÃO NA GERAÇÃO GERADOR PRODUTOR INDEPENDENTE AUTOPRODUTOR AGÊNCIA DE COMPRA NO ATACADO DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: Irlanda do Norte após 1992, Espanha, China após 1985, EUA após 1978, Brasil após 2003 (ACR).
COMPETIÇÃO NO ATACADO AUTOPRODUTOR PRODUTOR INDEPENDENTE GERADOR MERCADO ATACADISTA DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: Reino Unido imediatamente após a privatização, EUA após o Energy Policy Act (EPAct, 1992).
COMPETIÇÃO NO VAREJO GERADOR PRODUTOR INDEPENDENTE PRODUTOR INDEPENDENTE AUTOPRODUTOR MERCADO ATACADISTA DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR MERCADO VAREJISTA CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: Reino Unido, Noruega, Argentina, Austrália (província de Vitória), Brasil RE/SEB.
NOVOS AGENTES DO MERCADO Consumidores livres. Produtores Independentes de Energia (PIEs). Autoprodutores (APEs) Agentes Comercializadores de Energia.
CONSUMIDORES LIVRES
CONSUMIDORES LIVRES Devem ser obrigatoriamente membros da CCEE. Garantia de livre acesso ao Sistema de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica. Fiscalização e penalidades por discriminação por parte das distribuidoras. Pagam Tarifa de Uso à concessionária de distribuição ou às empresas de transmissão, conforme o tipo de conexão.
CONSUMIDORES ESPECIAIS São aqueles atendidos por fontes de energia alternativa ( incentivada ) no Ambiente de Contratação Livre. Fontes: PCHs, biomassa, eólica ou solar, com potência instalada menor ou igual a 30MW. Principal Incentivo: desconto de pelo menos 50% sobre a TUSD fio, na geração e no consumo.
CONTABILIZAÇÃO NA CCEE Todos os agentes da CCEE (geradores, comercializadoras e consumidores) submetem mensalmente seus contratos de compra e venda para registro na CCEE. A CCEE faz então um encontro de contas entre os contratos de compra e venda e os montantes gerados e consumidos. Objetivo: equilibrar o mercado.
LIQUIDAÇÃO NA CCEE A CCEE não reconhece os preços dos contratos de compra e venda, apenas os montantes. Como dificilmente os montantes contratados são iguais aos realizados, o resultado é uma diferença (sobra ou déficit). A CCEE é o mercado onde essas diferenças são liquidadas de maneira multilateral.
LIQUIDAÇÃO: SITUAÇÃO 1
LIQUIDAÇÃO: SITUAÇÃO 2
PREÇOS E TARIFAS Preços: Fornecedores autorizados de energia elétrica (geradores e comercializadores). Negociados livremente entre as partes. Tarifas: Prestadoras de serviços públicos de transmissão e distribuição de energia elétrica. Reguladas pela ANEEL.
CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO - CMO Em mercados mais desenvolvidos, em geral maciçamente termelétricos, o CMO é o custo da próxima usina a ser despachada. Os preços de energia no mercado são então baseados no CMO, calculado pela livre interação entre oferta e demanda. Os preços podem variar diariamente, a cada hora, a cada meia hora, a cada quinze minutos, etc.
CMO NO BRASIL No Brasil, devido à diversidade hidrológica e ao risco hidrológico, decidiu-se, desde o Projeto RE/SEB, que o CMO continuaria a ser calculado por uma cadeia de modelos computacionais:
NEWAVE Modelo de otimização para o planejamento de médio prazo (até 5 anos), com discretização mensal e representação a sistemas equivalentes. Seu objetivo é determinar a estratégia de geração hidrotérmica em cada estágio que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento.
NEWAVE Um dos principais resultados do NEWAVE são as Funções de Custo Futuro (FCF), que traduzem para os modelos de curto prazo o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. Nesse modelo, a carga e a função de custo de déficit podem ser representadas em patamares e permite-se a consideração de limites de interligação entre os subsistemas.
DECOMP Modelo de otimização para o horizonte de curto prazo (até 12 meses), que representa o primeiro mês em base semanal, as vazões previstas, a aleatoriedade das vazões do restante do período através de uma árvore de possibilidades (cenários de vazões) e o parque gerador individualizado (usinas hidráulicas e térmicas por subsistemas). Seu objetivo é determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto de informações disponíveis (carga, vazões, disponibilidades, limites de transmissão entre subsistemas, Função de Custo Futuro do NEWAVE). Os principais resultados desse modelo são os despachos de geração por usina hidráulica e térmica de cada submercado, e os CMOs para cada estágio, com discretização semanal, por patamar de carga.
ONDE OBTER O CMO: O CMO é calculado e publicado semanalmente, às sextas-feiras, pelo ONS, fazendo parte do PMO Programa Mensal de Operação. Relatório Executivo do PMO: http://www.ons.org.br/operacao/relatorioexecutivopmo.aspx
PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS - PLD O PLD é calculado pela CCEE, utilizando-se o Newave e o Decomp, e publicado semanalmente, às sextas-feiras, geralmente após a publicação do CMO pelo ONS. O PLD é, em linhas gerais, o CMO com piso e teto. PLD max = R$ 822,83/MWh. PLD min = R$ 15,62/MWh. Esses valores são revistos anualmente. Histórico de Preços Semanais (julho de 2001 em diante): http://goo.gl/usrfqu
VARIAÇÃO DO PLD DO SE/CO
HORÁRIO DE PONTA PARA TARIFAS Período de 3 horas consecutivas, definido pela concessionária e compreendido entre as 17 e 22 horas. Horário de maior consumo de energia. Fora de ponta: tarifas menores para demanda. Ponta: tarifas maiores para demanda.
CURVA DE CARGA RESIDENCIAL TÍPICA
CURVA DE CARGA RESIDENCIAL TÍPICA
CURVA DE CARGA RESIDENCIAL TÍPICA
CURVA DE CARGA RESIDENCIAL TÍPICA
CARGA DO SIN COPA 2010 DOMINGO Fonte: http://www.ons.org.br/newsletters/informativos/jun2010/12-materia03.html
CARGA DO SIN COPA 2010 2ª-FEIRA Fonte: http://www.ons.org.br/newsletters/informativos/jun2010/12-materia03.html
CARGA DO SIN COPA 2014 5ª-FEIRA
PERÍODO ÚMIDO Dezembro a abril (5 meses). Menor despacho térmico, em geral. Consumidores cativos: energia mais barata. Consumidores livres: oferta maior geralmente reduz preços da energia.
PERÍODO SECO Maio a novembro (7 meses). Maior despacho térmico em geral. Consumidores cativos: energia mais cara. Consumidores livres: oferta menor geralmente aumenta preços da energia.
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SE/CO
AFLUÊNCIAS SUL
AFLUÊNCIAS NORTE
AFLUÊNCIAS NORDESTE
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SE/CO
ARMAZENAMENTOS SUL
ARMAZENAMENTOS NORTE
ARMAZENAMENTOS NORDESTE
TARIFAS PARA CONSUMIDORES CATIVOS
GRUPOS TARIFÁRIOS AS (Subterrâneo). A4: 2,3 kv a 25 kv. A3a: 30 kv a 44 kv. A3: 69 kv. A2: 88 kv a 138 kv. A1: 230 kv. Acima de 230 kv (em alguns estados inclusive em 230 kv) o consumidor se conecta diretamente à Rede Básica.
TARIFA DE ENERGIA (TE) Energia para revenda (contratada nos leilões). Transporte de Itaipu. Ajustes de curto prazo.
TARIFAS DE USO DO SIST. DE DIST. (TUSD) Perdas (comerciais e técnicas). Fio A: Perdas da Rede Básica sobre a Distribuição. Transporte da Rede Básica. Transporte Conexão. Fio B: Remuneração. Empresa de Referência
TARIFAS DE USO DO SIST. DE DIST. (TUSD) Encargos do Serviço de Distribuição: Tarifa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE, Aneel). Reserva Global de Reversão (RGR). Pesquisa e Desenvolvimento (P&D). Energia de Reserva. ONS. Encargos do Sistema Elétrico: Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Conta do Consumo de Combustíveis (CCC). Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa). Encargo de Energia de Reserva (EER).
TARIFAS PARA CONSUMIDORES LIVRES
TARIFAS DE USO CONSUMIDOR LIVRE Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD. Também denominada Tarifa Fio ou TUSD Fio. Publicadas pela primeira vez na Resolução ANEEL 194/1999: Somente uma tarifa de demanda (R$/kW) para cada grupo (A2, A3, A3a, A4 e AS). Tarifas individualizadas por distribuidora. Em dezembro de 2001, a ANEEL definiu tarifas individuais por distribuidora.
TARIFAS DE ENCARGOS CONS. LIVRE A partir de 2003, consumidores livres conectados a distribuidoras passaram a pagar encargos sob a forma de uma nova tarifa TE, em R$/MWh. Também denominada TUSD Energia. Calculadas individualmente por distribuidora. Valor único para ponta e fora de ponta.
TUSD E TUST CONSUMIDORES LIVRES Consumidores livres conectados à Rede Básica (tensão maior ou igual a 230 kv) pagam TUST ao ONS. Consumidores livres fora da Rede Básica pagam TUSD à distribuidora local.
EXPLOSÃO DE ENCARGOS SETORIAIS
RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO RGR Instituída pelo Decreto 41.019/1957. Paga pelas concessionárias e permissionárias de serviço público, com a finalidade de formar um fundo para pagamento de reversões de concessões. Extinta pela MP 579/12.
CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS CCC Instituída pela Lei 5.899/1973. Paga pelas distribuidoras e consumidores livres. Recursos administrados pela Eletrobrás. Encargo destinado a cobrir os gastos com combustíveis fósseis (carvão, óleo diesel). Extinto pela MP 579/12.
ARRECADAÇÃO E DISPÊNDIO COM A CCC (MILHÕES DE R$) Fonte: MME, 2010
ARRECADAÇÃO E DISPÊNDIO COM A CCC (R$/MWh) Fonte: MME, 2010
CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO CDE Instituída pela Lei 10.438/2002. Visa desenvolver a competitividade da energia de PCHs, biomassa, eólicas, gás natural e carvão mineral nacional. Quotas calculadas com base na CCC de 2001. Assim como a CCC, a CDE está incluída na TUST e TUSD de consumidores finais. Foi reduzida em 75% pela MP 579/12. Dizem que vai acabar em 2022...
RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EMERGENCIAL - RTE Instituída pela Lei 10.438/2002. Não mais cobrada. Destinada a compensar as perdas de receita das distribuidoras, impostas pelo racionamento, entre 10/01/2001 e 25/10/2001. 2,9% para as classes residencial, rural e iluminação pública. 7,9% para as demais classes. Prazos de vigência diferenciados por distribuidora (Res. 484/2002). Não incidia sobre consumidores livres.
PROINFA Instituído pela Lei 10.438/2002 Incentivo à participação da geração de fontes eólicas, de biomassa e PCHs. Contratos de 20 anos com a Eletrobrás, com repasse obrigatório para as distribuidoras. 130 usinas participantes, totalizando 2.874 MW e gerando 11 milhões de MWh. Custeio de R$ 2,58 bilhões para 2013. R$ 234,55/MWh.
TSFEE TAXA DE FISCALIZAÇÃO DE SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA Instituída pela Lei 9.427/1996, que criou a ANEEL. Paga por todos os concessionários, autorizados e permissionários dos serviços de energia elétrica. Correspondente a 0,5% do valor do benefício econômico auferido pelo agente.
CFURH CONTRIBUIÇÃO FINANCEIRA PELO USO DE RECURSOS HÍDRICOS Instituída pela Lei 7.990/1989. Paga pelos geradores detentores de hidrelétricas em operação comercial cuja capacidade nominal seja superior a 10.000kW. Cálculo: 6,75% da geração valorada pela TAR Tarifa Anual de Referência (R$ 72,87/MWh, em 2012).
ENCARGO DO SERVIÇO DO SISTEMA ESS Instituído pela Lei 10.433/2002, que criou o Mercado Atacadista de Energia MAE. Custos variáveis mensalmente, decorrentes da manutenção da estabilidade e da confiabilidade do sistema em cada sub-mercado. O ESS é bastante afetado pelo acionamento das térmicas fora da ordem de mérito.
ENCARGO DE ENERGIA DE RESERVA EER Destinado à contratação da Energia de Reserva, estabelecida pelo Decreto 6.353/2008. Pago por todos os agentes da CCEE com perfil de consumo. Equivalente a R$ 5,10/MWh em julho de 2012.
TRANSPORTE DE ITAIPU Rateio do custo de transporte da quota de energia adquirida da Itaipu Binacional pelas 30 distribuidoras cotistas. A tarifa de transporte de Itaipu atualmente é de R$ 3,52/kW.
TAXA DA CCEE Repasse de custos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Separada em duas parcelas: Uma parcela fixa, proporcional ao número de votos do agente na CCEE. Uma parcela variável, proporcional ao volume de energia elétrica transacionado. Pode ser eventualmente nula.
PERDAS TÉCNICAS Perdas de energia causadas pelo aquecimento das linhas de transmissão. Variam mensalmente.
PERDAS COMERCIAIS Provocadas por ligações clandestinas, auto-religações, cadastros de iluminação pública desatualizados, etc. São consideradas durante o processo de revisão tarifária e agregados à Parcela A (custos não gerenciáveis).
ONDE ENCONTRAR AS TARIFAS? Biblioteca da Aneel, http://biblioteca.aneel.gov.br/ Opção Legislação. Norma REH Resolução Homologatória.