Apresentação realizada por Roberto Castro, conselheiro da CCEE, em 24 de agosto de 2017

1. Perspectivas para Aprimoramento
da Formação de Preços no Brasil
Roberto Castro
Conselheiro de Administração
SINREM
IV Simpósio Nacional de Regulação, Economia e Mercados de Energia Elétrica
24/08/2017

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

3. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
3
Preço de Liquidação das Diferenças (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. 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%)
7
(+1,6%)
(+3,5%)
(+3,6%)
(+3,8%)
(+3,8%)

8. Projeção de carga
8
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

9. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
9
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF

10. Projeção da ENA do SIN
Premissas: Considera a 2ª revisão quadrimestral da carga e redução da defluência
mínima do rio São Francisco para 600 m3/s a partir de setembro de 2017
10
ENA 2017 – 76% MLT ENA 2018 – 70% MLT

11. Previsão de
afluências
próximas a média
no SE em set e
redução do preço
Projeção do PLD – SE/CO
Premissas: Considera a 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
11

12. Principais fatores que influenciam a variação do PLD
12
Levantamento para 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 de 471,16 R$/MWh para 118,77
R$/MWh (redução de 282,39 R$/MWh)
A principal causa desta variação no PLD foi a alteração das afluências (redução de 243 R$/MWh),
tanto no NEWAVE (redução de 128 R$/MWh), quanto no DECOMP (redução de 115 R$/MWh)

13. Volatilidade do PLD
Histórico de volatilidade no
Brasil e em outros mercados
(2013 a 2017)
CCEE coordena um grupo de volatilidade do PLD na CPAMP
De julho a novembro de 2017
Motivo para criação Objetivo
Desenvolver estudo para avaliar o
nível da volatilidade do CMO e do
PLD, identificando suas causas e
indicando possíveis aprimoramentos
metodológicosCronograma de trabalho
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
13
As significativas variações do PLD em
curto espaço de tempo, sem grandes
variações de armazenamento
País/Mercado
Volatilidade
média
Canadá - Alberta 493%
PJM 236%
Califórnia (Independent System Operator) 167%
Colômbia 198%
Nova Zelândia (Benmore) 354%
Nova Zelândia (Otahuhu) 342%
Nova Zelândia (Haywards) 341%
Nordpool (Estônia) 75%
Chile (P. Azucar) 397%
Brasil 103%
Preços por oferta
Preços por modelo

14. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
14

15. 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 2020
Grupo de trabalho para discussões acerca da
volatilidade do PLD
15

16. 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

17. Melhorias para tornar o processo mais robusto
Resumo das contribuições da CCEE à AP ANEEL 25/2017 – Republicação do PLD
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
17

18. 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
18

19. 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
19

20. 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
20

21. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
21

22. 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
22

23. Projeção do GSF para 2017
291R$/MWh
PLD médio (SE/CO) Fator GSF
82 % 30
Impacto Financeiro
bilhões
ACR
ACL
20bilhões
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.
*
23

24. 34%
37%
39%
39%
41%41%
41%
38%
33%
28%
24%
22%
24%
28%
33%
39%
42%
48%48%
51%
51%
47%
42%
39%
39%
46%
58%
70%
79%
85%
87%
87%
84%
79%
73%
69%
67%
69%
75%
83%
88%
92%
93%
93%
90%
84%
77%
72%
69%
72%
78%
85%
89%
93%
94%
93%
89%
82%
75%
69%
66%
70%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
jan/17
mar/17
mai/17
jul/17
set/17
nov/17
jan/18
mar/18
mai/18
jul/18
set/18
nov/18
jan/19
mar/19
mai/19
jul/19
set/19
nov/19
jan/20
mar/20
mai/20
jul/20
set/20
nov/20
jan/21
mar/21
mai/21
jul/21
set/21
nov/21
Energia Armazenada (% da Energia Armazenável Máxima)
EnergiaArmazenadadoSIN-Médiados2000cenários
EARMrealizadoEARMprojeçãoEARMmédia2000cenários
EnergiaArmazenadamédia–2017a2021
•Períododereenchimentodosreservatóriosatéabril/19
•Condiçãonormaldeoperaçãoapartirdemaio/19
24

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

26. 1.250 1.400 1.777 1.701 2.066 1.944 1.749 1.561 1.879 2.799 2.877 3.000 3.033
44.780 45.860
48.531 47.193 44.175
41.745 40.372
43.145 42.488
43.748
47.406
49.517
51.928
GSF: 82%
GF: 54.134
GSF: 98,1%
GF: 56.007
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
MWmed
MRE
PCH Geração Hidráulica
Fator de Ajuste do MRE
Considera a Revisão Ordinária de GF a partir de 2018
Aumento da geração hidrelétrica possibilita a normalização do MRE
26

27. Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
27

28. Considerações Finais
Os aprimoramentos na metodologia de cálculo visam dar mais
transparência, reprodutibilidade e previsibilidade
A metodologia de cálculo do PLD deve aproximar ao máximo o
preço da operação do sistema
O PLD deverá ficar mais elevado no segundo semestre, voltando
a reduzir para cerca de 250 R$/MWh em 2018
A CCEE tem promovido discussões na CPAMP sobre a implementação
do preço horário e volatilidade do PLD
28

29. Obrigado
ccee.org.br
linkedin.com/company/298493 slideshare.net/cceeoficial vimeo.com/ccee
Roberto Castro
Conselheiro de Administração
29