[1] O documento apresenta as perspectivas de oferta e preço da energia para o mercado livre, discutindo projeções de carga e demanda até 2021, aperfeiçoamentos na metodologia de cálculo do PLD e considerações finais. [2] Também aborda a liquidação financeira do MCP em junho de 2017, com discussão sobre o GSF não repactuado sob liminares judiciais. [3] Por fim, aponta melhorias para tornar o processo de cálculo do PLD mais robusto, como a implementação de plataform

1. Perspectivas de Oferta e Preço da
Energia para o Mercado Livre
Roberto Castro
Conselheiro de Administração
23/08/2017
Workshop de Energia da FIESP “Mercado Livre de Energia”

2. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
2
Projeção do PLD
GSF

3. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
3
Projeção do PLD
GSF

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 Julho* (centro de gravidade)
MWmédio
0,5%0,5%
2017 x 2016
Consumo total
Consumo no ACR
5,5%5,5%
MWmédio
Consumo no ACL
MWmédio
19%19%
62.182
2017
61.867
2016
44.119
2017
46.689
2016
18.013
2017
15.133
2016
1,0%1,0% 1,2%1,2%
Com impacto da migração
Excluindo a migração
5
* Dados prévios
Fonte: InfoMercado Semanal
e InfoMercado Dados Gerais

6. Consumo no ACL por setor industrial (Julho)
Metalurgia e Produtos de Metal 4.768 4.888 2,5% 4,1%
Químicos 2.093 2.088 0,2% 3,3%
Minerais não metálicos 1.695 1.641 3,3% 8,5%
Alimentícios 1.483 992 49,5% 2,5%
Manufaturados Diversos 1.328 964 37,8% 0,3%
Extração de Minerais metálicos 1.324 1.339 1,1% 3,3%
Madeira, Papel e Celulose 1.200 1.043 15,1% 4,9%
Serviços 49,9% 1,6%
Comércio 88,2% 3,3%
Veículos 25,3% 3,1%
980 654
656 349
667 533
Transporte 1,9% 7,9%
Saneamento 53,4% 4,6%
Bebidas 12,6% 11,2%
Telecomunicações 70,4% 3,1%
185 189
197 129
162 144
165 97
Têxteis 18,8% 2,6%595 501
Ramo de atividade Jul/17 Jul/16 Variação
Variação
excluindo
migração
TOTAL 10,0% 6,8%17.493 15.897
Fonte: InfoMercado Semanal Dinâmico
6

7. Projeção de carga
9
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. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
10
Projeção do PLD
GSF

9. Principais fatores que influenciam a variação do PLD
Levantamento com o objetivo de analisar os
principais fatores que influenciam o PLD (2014
a 2017):
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.
O preço da 1ª semana de junho de 2017
reduziu 75% (471,16 R$/MWh para R$ 118,77 R$/MWh);
Hidrologia
49,3%
12,0%
Carga
10,7%
Disponibilidade 7,6%
Expansão
Intercâmbio
1,1% Outros
12,5%
Armazenamento
6,8%
a principal causa desta variação no
PLD foi a alteração das afluências,
tanto as consideradas no modelo
NEWAVE, quando as consideradas no
modelo DECOMP
Variação de 128 R$/MWh
na FCF (NEWAVE) em
função das afluências Da redução verificada no DECOMP
(- 181 R$/MWh), 63% decorreu do
desvio verificado nas afluências
previstas (- 115 R$/MWh)
11

10. Volatilidade do PLD
Histórico de volatilidade no Brasil e em outros mercados
CCEE coordena um subgrupo de volatilidade do PLD na CPAMP (GT metodologia)
De julho a novembro de 2017
As significativas variações no
PLD ocasionadas pelos desvios
nas afluências previstas
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
Nordpool e Canadá
preço por oferta
volatilidade de 75% (N)
Volatilidade de 493% (C)
Chile
preço por modelo
volatilidade é de 397%
Brasil
Preço por modelo
volatilidade de 103%
(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
12

11. Previsão de
afluências
próximas a média
no SE em set e
redução do preço
Projeção do PLD – SE/CO
Premissas: 2ª revisão quadrimestral da carga e redução da defluência mínima
do rio São Francisco para 600 m3/s a partir de setembro de 2017
• Foram considerados:
- 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh, PLDMIN = R$ 33,68/MWh
- 2018: PLDMAX = R$ 504,81/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 33,68/MWh
* Média 2018: Média dos meses de janeiro a setembro de 2018
13

12. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Projeção do PLD
GSF
14

13. Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Aproximar o cálculo do preço à realidade
operativa do sistema
Aprimorando a transparência, reprodutibilidade
e rastreabilidade dos dados e representações
nos modelos computacionais
Proposta para implementação do preço
horário em 2019
Grupo de trabalho para discussões acerca da
volatilidade do PLD
15

14. 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
16

15. Evoluções metodológicas no cálculo do PLD x Evolução dos ESS
0
200
400
600
800
1.000
1.200
jan/13
fev/13
mar/13
abr/13
mai/13
jun/13
jul/13
ago/13
set/13
out/13
nov/13
dez/13
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
jan/15
fev/15
mar/15
abr/15
mai/15
jun/15
jul/15
ago/15
set/15
out/15
nov/15
dez/15
jan/16
fev/16
mar/16
abr/16
mai/16
jun/16
jul/16
ago/16
set/16
out/16
nov/16
dez/16
jan/17
fev/17
mar/17
abr/17
mai/17
jun/17
jul/17
ESS(MMR$)
Restrições Operativas Segurança Energética Ultrapassagem da CAR Custo de descolamento entre CMO e PLD
Set/13:
CVaR
(50,25) 1
Jan/16:
Consideração
de 9 REE 2
Mar/17:
Consideração
da FCD em 1
patamar 3
Mai/17:
Recalibração
dos
parâmetros do
CVaR (50,40) 4
1) A partir da incorporação do CVaR (set/13) até mai/14, não se verificou geração por segurança energética. Retornado apenas em junho de
2014 em consequência da sequência hidrológica abaixo da média no período úmido (76%, 59%, 84% e 92% da MLT de jan a abr/2014);
2) Mesmo com a melhoria na representação da diversidade hidrológica por meio dos 9 REEs, o despacho fora da ordem de mérito
permaneceu em função da manutenção das baixas afluências e consequente necessidade de despacho térmico adicional;
3) A melhor representação da FCD em apenas 1 patamar reduziu os ESS verificados;
4) Se observa a redução significativa dos ESS, principalmente por segurança energética a partir da recalibração dos parâmetros do CVaR;
17

16. Melhorias para tornar o processo mais robusto
Implementação de plataforma virtual sob responsabilidade da CCEE,
com participação do ONS e demais agentes interessados
Reavaliação dos procedimentos para obtenção dos dados de entrada:
análise da adequação das informações recebidas dos diferentes
fornecedores e identificação de eventuais aprimoramentos no processo
e no tratamento dos dados
Reavaliação das metodologias para obtenção dos dados projetados:
análise da adequação das informações históricas, premissas e
representações utilizadas
Ajustes nos procedimentos e prazos para obtenção e divulgação dos
dados utilizados no processo de cálculo:
Envio dos dados declarados pelos agentes simultaneamente para ONS e CCEE
Antecipação da divulgação das informações
Reuniões semanais do InfoPLD
Consolidação conjunta pela CCEE e ONS e antecipação da divulgação dos decks
18

17. 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
19

18. 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
20

19. 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
21

20. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Projeção do PLD
GSF
22

21. Liquidação Financeira do MCP (junho/17)
GSF Não Repactuado
(sob liminar)
R$ 2,10 bi
(66%) 1
¹ do Contabilizado junho/17
² do MCP junho/17
Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3
62 liminares 56 liminares 42 liminares
Limitação do
Ajuste MRE:
100% ou 95%
de proteção
Exclusão do
rateio do GSF
no MRE
Loss sharing:
Pagamento integral
ou o valor existente
dos créditos do MCP
Liminares GSF
160 vigentes na
última liquidação
23

22. Projeção do GSF para 2017
299R$
/MWh
PLD médio (SE/CO) Fator GSF
81,5% 31,1
Impacto Financeiro
bilhões
ACR
ACL
21,0bilhões
10,1bilhões
100%
GF do
ACL
24

23. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Projeção do PLD
GSF
25

24. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
3
Projeção do PLD
GSF

25. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
3
Projeção do PLD
GSF