O documento discute melhorias regulatórias e planejamento governamental para o setor elétrico brasileiro. Apresenta: 1) aprimoramentos na metodologia de cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças; 2) separação entre lastro e energia; 3) equalização do risco hidrológico no mercado atacadista.

1. Aprimoramentos regulatórios
e planejamento governamental
para o setor elétrico
Roberto Castro
Conselheiro de Administração
Encontro Energia & Cenários 2017
13/09/2017

2. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
2
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

3. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
3
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

4. Consumo de energia elétrica (média anual)
Em 2016, o consumo de energia no Brasil registrou ligeiro aumento (+0,3%)
Consumo total por ano (MW médio)
2016
61.537
2015
61.343
2014
61.693
2013
60.299
4
0,6%0,6%
2015 x 2014
2,3%2,3%
2014 x 2013
0,3%0,3%
2016 x 2015

5. Consumo de Energia – Janeiro a Agosto* (centro de gravidade)
MWmédio
0,4%0,4%
2017 x 2016
Consumo total
Consumo no ACR
5,5%5,5%
MWmédio
Consumo no ACL
MWmédio
18,5%18,5%
61.899
2017
61.630
2016
43.787
2017
46.342
2016
18.112
2017
15.288
2016
0,9%0,9% 0,9%0,9%
Com impacto da migração
Excluindo a migração
5
* Dados prévios
Fonte: InfoMercado Dados Gerais

6. Principais premissas – 2017 a 2021
75.769
72.995
70.347
67.908
65.618
Crescimento do PIB (2% a.a) e PIB per capita (-0,2% a.a.)
Destaques na indústria:
Siderurgia (redução da ociosidade em função do reaquecimento da demanda interna)
Alumínio (retomada gradual da operação das plantas)
Cimento (retomada da construção civil a partir de 2018)
Celulose (expectativa de ampliação de novos projetos com saída para exportação)
Expansão da base de consumidores
1,5 milhões de novos consumidores residenciais por ano (2,1% ao ano)
Crescimento do consumo médio residencial
de 159 kWh/mês para 170 kWh/mês em 2021 (crescimento médio anual de 1,3%)
6
(+1,6%)
(+3,5%)
(+3,6%)
(+3,8%)
(+3,8%)

7. Projeção de carga
7
Fonte: EPE
120.000
105.000
90.000
75.000
60.000
45.000
30.000
15.000
0
DEMANDA(MW)
CARGA(MWmédios)
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Carga de Energia Demanda máxima

8. Diretrizes da CCEE sobre cálculo do preço
Previsibilidade
Reprodutibilidade
Transparência
PLD
Aproximar o cálculo do preço à realidade operativa do sistema
8

9. Principais fatores que influenciam a variação do PLD
9
Levantamento para analisar os principais fatores que influenciam o PLD
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.
(2014 a 2017):

10. Volatilidade do PLD
CCEE coordena um grupo de volatilidade do PLD na CPAMP
Motivo para criação
Objetivo
Desenvolver estudo para avaliar o nível da volatilidade do CMO e do PLD,
identificando suas causas e indicando possíveis aprimoramentos metodológicos
Cronograma de trabalho
10
As significativas variações do PLD em curto espaço de tempo, sem grandes
variações de armazenamento
Julho
(2017)
Novembro
(2017)

11. Volatilidade média
Histórico de volatilidade no Brasil e em outros mercados (2013 a 2017)
Embora a volatilidade do mercado
brasileiro não seja alta em relação aos
demais, o objetivo é aprimorar os modelos
para que ela seja cada vez menor
11
Preços por modelo
Canadá (Alberta)
493%
EUA (PJM)
236%
EUA (Califórnia)
Independent System Operator
167%
Colômbia
198%
Nova Zelândia (Benmore)
354%
Nova Zelândia (Otahuhu)
342%
Nova Zelândia (Haywards)
341%
Estônia (Nordpool)
75%
Preços por oferta
Chile (P. Azucar)
397%
Brasil
103%

12. 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
R$/MWh
PLD médio - SE/CO
Histórico das Evoluções Metodológicas
Set/13:
Adoção do
CVaR (50,25)
Jan/16:
Consideração
de 9 REE
Mar/17:
Consideraçã
o da FCF em
1 patamar
Mai/17:
Recalibração dos
parâmetros do
CVaR (50,40)
Jan/18:
- Perdas nas
interligações
- 12 REE
Jan/20:
Preço horário
• Resultados da CPAMP (MME, ANEEL, EPE, ONS e CCEE)
Sempre buscando aproximar o Preço à realidade operativa do sistema
Jan/19:
VminOp ; SAR
12

13. Melhorias para tornar o processo mais robusto
Resumo das contribuições da CCEE à AP ANEEL 25/2017 – Republicação do PLD
13
Plataforma
virtual
Reavaliação dos
procedimentos
para obtenção
dos dados de
entrada
Reavaliação das
metodologias
para obtenção
dos dados
projetados
Ajustes nos
procedimentos
e prazos para
obtenção e
divulgação
dos dados

14. Preço horário
Objetivo
Benefícios Esperados:
Melhor representação da Curva de Carga
Mais adequado para representar a variabilidade das fontes intermitentes (com
participação crescente)
Permite uma representação explícita e mais detalhada das restrições operativas
associadas a oferta hidráulica e térmica
Redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS)
Aumento da importância da comercialização horária (modulação dos contratos)
Possibilita a separação de lastro e energia ao preparar o mercado para
precificação mais explícita
Novas oportunidades de negócio:
Favorece a resposta da demanda
Armazenamento de Energia (Banco de baterias, carros elétricos, etc.)
Bombeamento, usinas reversíveis, etc.
Obter uma sinalização de preço horário que seja ainda mais aderente à
operação real do sistema, utilizando uma representação mais detalhada
do sistema
14

15. 400
405
410
415
420
425
430
435
440
445
450
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
R$/MWh
DECOMP DESSEM - Preço horário
PLD SE/CO (R$/MWh)
DECOMP (RV0 de abril/17) vs DESSEM (03/04/2017)
Preço horário (Avaliação Qualitativa)
Aumento do descolamento de
preços entre as horas do dia
15

16. 0
100
200
300
400
500
600
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
R$/MWh
DECOMP DESSEM - Preço horário
PLD NE (R$/MWh)
DECOMP (RV0 de abril/17) vs DESSEM (03/04/2017)
Preço horário (Avaliação Qualitativa)
Aumento do descolamento de
preços entre as horas do dia
16

17. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
17
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

18. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
3
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

19. Proposta para equalização do risco hidrológico no ACL
CCEE tem promovido diversas conversas com os agentes e instituições do
setor para encontrar uma proposta de consenso para resolver a questão
Agente retira
liminar judicial
Parcela a quitação
do valor em aberto
2013
2017
Calcula-se o valor do
GFOM retroativo até 2013
Agente tem
extensão da
outorga pelo
tempo estimado
para recuperar
valores do
GFOM
19

20. Projeção do GSF para 2017
298R$/MWh
PLD médio (SE/CO) Fator GSF
81 % 32
Impacto Financeiro
bilhões
ACR
ACL
22bilhões
10bilhões
100%
GF do
ACL
(*) 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.
*
20

21. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
21
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

22. Diretrizes da CCEE sobre separação de lastro e energia
Por ser uma mudança de grande porte, sua eventual implementação
exige discussão prévia profunda
Os contratos existentes devem ser
respeitados e preservados e a separação
deve ocorrer de modo organizado, com
o melhor prazo possível
Harmonização entre o modelo vigente
e as novas sistemáticas, seja por meio
de transições que preservem a
estabilidade jurídico-regulatória, seja
por meio de mecanismos que permitam
a coexistência segura entre dois regimes
distintos
22

23. Pontos positivos na separação
Regras de comercialização mais simples, ou mesmo
quando há complexidade, são melhor organizadas
Atenua questão de indexação do PPA pela inflação,
pois uma componente menor é indexada (só a
capacidade, sendo a energia vendida a preços de
mercado)
Permite a liberalização de 100% do mercado de
energia, dado que Supply Adequacy é resolvido via
mercado de capacidade
Incentiva a liquidez com produtos com maior lógica de
trading
Sinal econômico adequado (energia é commodity de
curto prazo, capacidade é diferente)
Mercado livre passa a participar da expansão do
sistema junto com o mercado regulado
23

24. Pontos de atenção na separação
Menor participação de fundos de investimentos na expansão
da geração, dado que os PPAs só garantem a capacidade
Maior dificuldade para financiar os projetos, pois apenas parte
da renda seria paga via mercado de capacidade
Risco de sobre renda, dado o risco de geradores pressionarem
por maiores pagamentos no mercado de capacidade e a
maximizar receitas em dois mercados
24

25. Opção para separação de lastro e energia
LASTRO
ENERGIA
Leilões somente de lastro para atender todo o SIN (ACR+ACL)
Encargo de capacidade pago por todos os consumidores
(bem público)
Operador de mercado centraliza pagamento e contratação
de capacidade
Contratos somente de energia para atender consumo
Geração de energia estimulada para cobrir contratos e
para auferir maiores taxas de retorno
ACR: leilões de energia – maior frequência e
antecedência, prazo de suprimento menor
ACL: maior flexibilidade de migração (diminuição do
critério de elegibilidade) pois funding da capacidade
estaria solucionado
25

26. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
26
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

27. Crescimento recorde do Mercado Livre
27
25X
mais migrações
2.303
2016
93
2015
1.089
2017*
192
Adesões por
mês em 2016
136
Adesões por
mês em 2017
8
Adesões por
mês em 2015
(2016 x 2015)
30%
de redução na migração
(2017 x 2016)
* Jan a Ago

28. Ampliação do mercado livre – Consulta Pública nº 33
Redução dos limites para
acesso ao mercado livre
Abertura do mercado até
2028 para consumidores de
alta e média tensão (grupo A),
alcançando o limite inferior
de 75 kW de demanda
2020
2021
2022
2024
2028
2.000 kW
1.000 kW
500 kW
400 kW
75 kW
Novos requisitos mínimos
de carga (consumidor livre)
Prazo até 31 de dezembro de 2023 para que todos os consumidores
com demanda até 1 MW, que já são agentes da CCEE, passem a ser
representados pelo varejista
Contribuição da CCEE
28

29. Nota técnica da Consulta Pública MME nº 33
Fronteira entre atacado e varejo
A partir de 1º de janeiro de 2018, os consumidores com carga inferior a
1.000 kW deverão ser representados por um agente de comercialização
perante a CCEE
Vantagens
Menor custo operacional
Tratamento adequado ao porte
(Itaipu x Pequeno Empreendedor)
Gestão eficiente
Proposta da CCEE: todos os
consumidores já no mercado livre
teriam que ser representados por
um agente até 2023. O mesmo
ocorreria com a ‘comunhão’
29

30. Cenário atual do Varejista
empresas
habilitadas
5
Comerc Power
CPFL Brasil Varejista
Copel COM
EDP C
Mega Watt
empresas em
processo de
habilitação
7
Safira
Nova Energia
ArcelorMittal
Brookfield
Engie
FDR
AES Tietê
30

31. Propostas novas da CCEE
Agregador dos dados de medição
Criação de uma figura que reúne todas as
cargas representadas por um agente em
uma determinada área de concessão, que
passariam a ser vistas como uma única
carga perante a CCEE (não será necessária a
modelagem e medição individual)
Fornecedor de última instância
Criação de um fornecedor, a ser regulado
pela Aneel, para garantir o fornecimento
de energia aos consumidores, por um
determinado período, no caso da saída
repentina de um agente de mercado
31

32. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
32
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

33. Consumo de energia elétrica (média anual)
Em 2016, o consumo de energia no Brasil registrou ligeiro aumento (+0,3%)
Consumo total por ano (MW médio)
2016
61.537
2015
61.343
2014
61.693
2013
60.299
4
0,6%0,6%
2015 x 2014
2,3%2,3%
2014 x 2013
0,3%0,3%
2016 x 2015

34. Agenda
Mercado Regulado
Considerações Finais
34
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Separação de lastro e energia
GSF
Expansão do mercado livre

35. Considerações finais
35
A centralização de contratos da
geração visa reduzir os custos
operacionais e dar mais dinamismo
na gestão dos contratos
Os aprimoramentos setoriais devem
trazer mudanças nas metodologias
dos leilões, como readequação dos
produtos por fonte e do preço teto
A separação de lastro e energia precisa ser discutida por agentes e
instituições do setor para uma implementação organizada
A metodologia de cálculo do PLD deve aproximar ao máximo o preço
da operação do sistema, objetivando a implantação do PLD horário

36. Obrigado
ccee.org.br
linkedin.com/company/298493 slideshare.net/cceeoficial vimeo.com/ccee
Roberto Castro
Conselheiro de Administração
36