Apresentação realizada por Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, em 22 de março de 2018

1. Painel 2: CCEE e a operação do mercado
22/03/2018
Agenda Setorial 2018: Reforma Setorial e Perspectivas 2018
Rui Altieri
Presidente do Conselho de Administração

2. Agenda
Institucional
Mercado Livre
Desafios 2018
Grandes números da CCEE
Informações ao mercado: Consumo
Crescimento do mercado livre
Tendência para 2018
Futuro: projeto de lei
Liquidação do MCP
Risco hidrológico: judicialização
Aprimoramentos do MRE
Preço Horário e aprimoramentos
Considerações Finais
Conclusão

3. Grandes números da CCEE
6.956agentes
crescimento
de 106% nos
últimos dois anos contratos
44.891 registrados na
CCEE, sendo 36%
no mercado livre
155 judicialização
do GSF no
mercado livreliminares
R$ 43 bilhões
contabilizados
nas liquidações do MCP, Cotas de
Garantia Física, Cotas de Angra,
MCSD e Energia de Reserva (2017)
262ações

4. Consumo de energia anual (MW médios)
2ª revisão quadrimestral de 2014 (projeção de carga – ago/14)
2014
61.699
64.710
2015
61.343
66.773
- 0,6%
+ 0,3%
+ 1%
+ 1,2%
2016
61.537
69.545
2017
62.323
72.574
Fonte: ONS, EPE e CCEE
Consumo no centro de gravidade (Síntese 2017 – mar/18)

5. Consumo de energia mensal
62.454
MW médios
3,5%
64.476
MW médios
Fev/18* Fev/17
* Dado preliminar
64.985
MW médios
0,4%
64.745
MW médios
Jan/18 Jan/17

6. Mercado Livre

7. Maior representatividade do mercado livre
2017
2016
2015
2014
Representatividade
(ACL)
29,5%
25,5%
24%
15.337
14.581
15.685
18.313
15.261
14.515 14.387
17.299
2014 2015 2016 2017
46.355 46.762
45.852
44.010
46.432
46.827
47.150
45.024
2014 2015 2016 2017
Consumo no ACL
Consumo no ACR
5%
19,5%
25%
Consumo registrado
Consumo excluindo a migração

8. Expansão do mercado livre
149adesões
11,3mil
Total de consumidores no ACL
Média de
2016/17
Unidades
consumidoras
242processos
Adesões iniciadas
na CCEE
Dados: Fevereiro/18
184%
Destaques

9. Perspectivas de migração para o mercado livre
médio
R$/MWh183(2018)
R$/MWh323(2017)
43%
Tarifa reguladaPLD Energia
Incentivada
Disponibilidade de cerca
de 1.100 MW médios
Suportaria a migração de
aproximadamente 8 mil
unidades consumidoras
(perfil médio 0,14 MW)
Fator 1 Fator 3Fator 2

10. Futuro (projeto de lei)
2020
=> 2 MW
2021
=> 1MW
2022
=> 0,5 MW
2024
=> 0,4 MW
2026
=> 0,0023 MW
(ou 2,3 kW)
É importante a implementação da fronteira entre atacado e
varejo, ao determinar que consumidores com demanda de até 1
MW participem do mercado livre desde que sejam representados
na CCEE por um agente varejista
Custo operacional
para o mercado
Mesma regra para
Itaipu e pequenos
empreendimentos
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)

11. Desafios 2018

12. Liquidação Financeira do MCP (jan/18)
CEB Norte Energia CEEE
1 - % do total contabilizado
2 - % do MCP de jan/18
3 - % dos valores não pagos

13. Percepção de adimplência dos credores
Agentes sem liminar
12,2%88,2%
Agentes com liminar para
não participar do rateio
Agentes com liminar
conforme regra
25,1%
5.259 credores
(97%)
94 credores
(2%)
44 credores
(1%)
9,4% 83,7% 6,7%
Janeiro/2018
Média de recebimento
Janeiro a Dezembro de 2017

14. Liminares do GSF (ACL)
60 liminares
22 sem liminar
50 liminares
18 sem liminar
45 liminares
67 sem liminar
Rateio/
Inadimplência:
Pagamento integral
ou o valor existente
dos créditos do MCP
Exclusão do
rateio do GSF
no MRE
Limitação do
Ajuste MRE:
100% ou 95%
de proteção
155liminares vigentes
262ações judiciais

15. Solução para o GSF
Acordo de repactuação em
2015 e pagamento em 2016
Atuação jurídica – STJ e STF
Decisão favorável
ao mercado no STF
(Abragel)
Extensão da
decisão para as
ações no STJ
Solucionou R$ 3,05
bilhões (parcelado)
Sem adesão na
repactuação –
R$ 1,48 bilhão
Decisão de mérito
em 1ª instância
(Apine)
ACR
ACL
R$ 6,09 bilhões
Projeto de Lei – CP 33
Expectativa sobre
o PL da reforma do
setor e GSF

16. GSF (GF flat) vs "Banda" de possíveis GSF
81%
83%
82%
72%
68%
63%
60%
61%
66%
67%
66%
71%
80% 79%
81%
73%
70%
67%
65%
66%
68%
70% 71%
73%
104% 105%
103%
93%
87%
82%
78%
79%
85%
88%
86%
92%
100% 100%
103%
94%
91%
88%
86%
87%
89%
91% 92%
96%
97%
101%
97%
82%
79% 79%
68%
66%
67%
69%
72%
79%
90%
94%94%
96%
92%
90%
81%
78% 78%
82%
84% 85%
89%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
110%
GSF MIN GSF MAX GSF REAL. GSF PROJ.
ANO 2017 2018
GSF máximo 89,9% 93,3%
GSF Real. + Proj. 79,4% 86,6%
GSF mínimo 69,9% 72,1%

17. Risco hidrológico – Projeção do impacto financeiro do GSF (2018)
183R$/MWh
PLD médio (SE/CO) Fator GSF
87 %
13
Impacto Financeiro
bilhões
ACR
ACL
9bilhões
4bilhões
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.
*

18. Aprimoramentos do MRE
Atraso nas linhas
de transmissão
Importação
de energia
Antecipação da
garantia física
dos projetos
estruturantes
Geração fora da
ordem de mérito
Risco hidrológico
Purificação

19. Aprimoramentos na metodologia do cálculo de preço
Set/13:
Adoção do
CVaR (50,25)
Jan/16:
Consideração
de 9 REE
Mar/17:
Consideração
da FCDef em
1 patamar
Mai/17:
Recalibração dos
parâmetros do
CVaR (50,40)
Jan/18:
12 REE
Jan/19:
Preço horário
Jan/19:
VminOp ; SAR
Objetivo: Obter uma sinalização de preço horário que seja ainda mais aderente à
necessidade operativa do sistema, com base em uma representação mais detalhada

20. 196,10
176,64
162,95
192,89
175,04
179,42
170,45
210,79
201,98
223,21
236,02
219,50
195,40
média
PLD das semanas de 2018 (R$/MWh)
1-jan
2-jan 3-jan 4-jan 1-fev 2-fev
4-fev
3-fev
1-mar 2-mar 3-mar 4-mar
10%
8%
18%
9%
2%
24%
10%
6%
5%
4%
7%
PMO
PMO

21. Preço Horário - Benefícios
Favorece a resposta da demanda
Armazenamento de Energia (Banco de baterias, carros elétricos)
Bombeamento, usinas reversíveis, etc.
Melhor representação da Curva de Carga
Mais adequado para representar a variabilidade das fontes intermitentes
Avanço na representação e na previsão de geração das Usinas
não Simuladas Individualmente (UNSI)
Permite a representação explícita e mais detalhada das restrições
operativas associadas à geração hidráulica e térmica
Redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS)
Aumento da importância da comercialização horária
(modulação dos contratos)
Novas oportunidades de negócio

22. Simulação – Preço Horário
Simulação Dessem - Nordeste

23. Grandes números da CCEE
6.956agentes
crescimento
de 106% nos
últimos dois anos contratos
44.891 registrados na
CCEE, sendo 36%
no mercado livre
155 judicialização
do GSF no
mercado livreliminares
R$ 43 bilhões
contabilizados
nas liquidações do MCP, Cotas de
Garantia Física, Cotas de Angra,
MCSD e Energia de Reserva (2017)
262ações

24. Considerações Finais
É preciso encontrar uma solução para a questão do risco hidrológico.
Não é saudável para o mercado funcionar com R$ 6 bilhões em aberto
por conta de liminares judiciais. Atualmente não há perspectivas de
paralisação do mercado
Somos favoráveis à ampliação do mercado livre de forma organizada
com a separação entre atacado e varejo, sendo a redução dos
requisitos realizada de forma gradual
Estamos atuando no aprimoramento da metodologia de cálculo do
PLD, ampliando a aderência da formação do preço com a operação
física do sistema tendo como premissas: transparência,
reprodutibilidade e previsibilidade
Além da judicialização do GSF, a inadimplência de algumas
distribuidoras é um ponto de atenção

25. PLD
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26. 58 cursos online disponíveis

27. ccee.org.br
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Obrigado
Rui Altieri
Conselheiro de Administração