1) O documento discute a integração elétrica no Mercosul durante um seminário internacional sobre integração elétrica na América do Sul. 2) Apresenta detalhes sobre o sistema elétrico brasileiro, incluindo sua estrutura de gestão e funcionamento do sistema físico e comercialização de energia. 3) Discutem os desafios para equilibrar adequadamente os ambientes de contratação regulada e livre no mercado brasileiro de energia elétrica.

1. Painel 3 - INTEGRAÇÃO NO MERCOSUL
Seminário Internacional de Integração Elétrica da
América do Sul
7 de agosto de 2012
Antônio Carlos Fraga Machado
Conselheiro de Administração - CCEE

2. Sistema Interligado Nacional – Principais Bacias
Sistemas Isolados
3% do mercado
Predominância: Termelétricas
Pedominância:
Sistema Interligado
97% do mercado
Pedominância: Hidrelétricas
Predominância: Hidrelétricas

3. Estrutura de gestão do Setor Elétrico Brasileiro
CNPE: Define a política energética do país, com o
objetivo de assegurar a estabilidade do suprimento
energético
MME: Responsável pelo planejamento, gestão e
desenvolvimento da legislação do setor, bem como
pela supervisão e controle da execução das políticas
direcionadas ao desenvolvimento energético do país
EPE: Realiza o planejamento da expansão da geração
e transmissão, a serviço do MME, e dá suporte
técnico para a realização de leilões
CMSE: Supervisiona a continuidade e a confiabilidade
do suprimento elétrico
ANEEL: Regula e fiscaliza a geração, transmissão,
distribuição e comercialização de eletricidade. Define
as tarifas de transporte e consumo, e assegura o
equilíbrio econômico-financeiro das concessões
ONS: Controla a operação do Sistema Interligado
Nacional (SIN) de modo a assegurar a otimização dos
recursos energéticos
CCEE: Administra as transações do mercado de
energia e realiza os leilões oficiais

4. Funcionamento do Sistema Físico
Pagamento pelo uso do
sistema de transmissão
Pagamento pelo uso do
sistema de distribuição

5. Comercialização de Energia no Brasil
• Aspectos Gerais
 Os contratos registrados na CCEE são puramente financeiros, o Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS) se responsabiliza pela entrega física
 Consumidores  Exigência de contratação de 100% da demanda
 Vendedores  Exigência de comprovação de lastro de venda/ potência
 Agentes estão sujeitos à penalidade por falta de lastro e insuficiência de contratação
apurados ao longo de 12 meses (média móvel)
5

6. Comercialização de Energia no Brasil
• A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE foi autorizada pela Lei nº 10.848, de
15/03/2004, e instituída pelo Decreto nº 5.177, de 12/08/2004, como pessoa jurídica de
direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL sem fins lucrativos.

7. Agentes na CCEE
2100
1950
1800
1650
1500
1350
1200
1050
900
750
600
450
300
150
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Importador 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0
Gerador Autoprodutor 0 3 8 11 11 14 15 21 24 28 34 41 42
Gerador a Título de Serviço Público 15 19 19 20 20 22 27 30 29 28 28 31 32
Distribuidor 35 39 41 42 42 43 43 43 43 45 45 46 46
Comercializador 5 18 31 35 41 47 44 48 55 70 93 113 141
Gerador Produtor Independente 2 15 26 37 45 65 83 88 130 169 262 312 412
Consumidor Especial 0 0 0 0 0 0 0 0 194 221 455 587 836
Consumidor Livre 0 0 0 0 34 470 613 684 459 445 485 514 573
Total 58 95 126 146 194 662 826 915 935 1.007 1.403 1.645 2.082

8. Responsabilidades da CCEE - Evolução
28) RRV usinas em atraso
29) Gestão contratos leilões de
ajuste
25) Nova garantia financeira
26) Gestão energia de reserva
27) Geração dos CCGs
20) Matriz de desconto
21) RRV
22) Leilões de reserva
23) Liquidação de penalidades
24) Penalidade de medição
16) MRA PCHs
17) Liquidação MCSD
18) Leilões de fontes alternativas
19) Encargo de Segurança Energética
12) Sobrecontratação (103%)
13) PROINFA
14) Penalidade de potência
15) MCSD ex-post
8) MCSD
9) Leilões de ajuste
10) Leilões de energia nova
11) Alocação de geração própria
5) Leilões de energia existente
6) Gestão dos CCEARs e CCGs
7) Exportação de energia
4) Penalidade por lastro de venda e consumo
1) Cálculo PLD
2) Contabilização
3) Liquidação MCP
2000/ 8
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
2002

9. Principais Responsabilidades da CCEE
• Apuração do Preço de Liquidação das • Realização de Leilões de Energia Elétrica,
Diferenças (PLD), utilizado para liquidação sob delegação da Aneel
da energia comercializada no curto prazo
• Implantação e divulgação das Regras de
• Administração do Ambiente de Comercialização e dos Procedimentos de
Contratação Regulada (ACR) e Ambiente Comercialização
de Contratação Livre (ACL)
• Apuração das infrações e cálculo de
• Manter o registro dos dados de energia penalidades por variações de contratação
gerada e consumida pelos agentes da de energia
CCEE
• Monitoramento das condutas e ações
• Registro dos contratos firmados entre os empreendidas pelos agentes da CCEE
agentes da CCEE
• Efetuar a liquidação financeira dos
• Contabilização e liquidação financeira das montantes contratados nos Leilões de
transações realizadas no mercado de Energia de Reserva
curto prazo
9

10. Processo de Contabilização e Liquidação na CCEE
Medição
Liquidação
Contratos Contabilização Pré-Fatura
Financeira
PLD
Regras de Procedimentos de
SINERCOM SCDE
Comercialização Comercialização
10

11. VISÃO GERAL DO MERCADO
Comercialização de energia elétrica

12. Comercialização de energia elétrica
Vendedores
Geradores de Serviço Público, Produtores
Independentes, Comercializadores e Autoprodutores
Ambiente de Contratação Ambiente de Contratação
Regulada Livre
(ACR) (ACL)
Distribuidores Consumidores Livres,
(Consumidores Cativos) Comercializadores
Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados
Vendedores estabelecem contratos com
todas Distribuidoras participantes
12

13. Comercialização de energia elétrica
Participação dos agentes nos ambientes de contratação
Vendedores:
Vendedores:
Geradores de Serviço Público, Produtores Independentes,
Produtores Independentes
Comercializadores e Autoprodutores
Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados Contratos resultantes de leilões
ACR - Ambiente de ACL- Ambiente de ER – Energia de RESERVA
Contratação REGULADA Contratação LIVRE
CCEE (Distribuidoras
Distribuidoras Consumidores Livres Consumidores Livres
(Consumidores Cativos) Consumidores Especiais)
Consumidores Especiais
outros Vendedores
13

14. Número de Contratos registrados na CCEE
Maio 2012
Número de Contratos Registrados em Maio 2012 = 15.020
Bilateral ACR
140
1%
CCEAR
QTDE ACR
3.888
26%
Bilateral ACL CCEAR
6.042 DISP
40% 2.499
19%
ACL
PROINFA
2.251 Ressarcimento
15% 179
Itaipu Leilão1%
29 11
0% 0%
ACL/ACR
14

15. Volume dos Contratos registrados na CCEE (MW médios)
Maio 2012
Volume de Contratos Registrados em Maio 2012 = 79.053 MW médios
Bilateral ACR
7.148
9%
Bilateral ACL ACR
35.509 CCEAR
45% QTDE
20.672
26%
ACL
Itaipu
7.238
9% CCEAR
DISP
PROINFA 2.499
1.191 Leilão Ressarcimento 19%
51 1.770
2%
0% 2%
ACL/ACR
15

16. Carga do ACR e ACL no SIN – Maio 2012
Centro de Gravidade
Carga TOTAL SIN* Maio: 57.007 MW médio
Perdas RB de Geração Consumidor Especial
1.127 1.371
1,9% 2,4%
Autoprodutor
3.574
ACR ACL 6,2%
41.590 15.417 Gerador
71,6% 26,5% Consumidor Livre 934
9.465 1,6%
16,3% Imp/Exp
33
0,1%
Carga TOTAL SIN* (12 meses): 58.424 MW médio
Perdas RB de Geração Consumidor Especial
1.187 1.183
2,0% 2,0%
Autoprodutor
3.496
ACR ACL 6,0%
42.025 15.212 Gerador
71,9% 26,0% 968
Consumidor Livre 1,7%
9.263
15,9% Impo/Exp
302
0,5%
16

17. Duração dos Contratos de Compra ACL* (em MWmed)
Volume de Contratos Registrados em Maio 2012 = 35.751 MW médios
2 a 5 meses
1 mês 4,6%
18,3%
6 meses a 1 ano
acima de 4 anos 23,5%
40,1%
acima de 1 até
2 anos
acima de 2 até 4 5,1%
anos
8,5%
*Compra bilateral e Proinfa realizada por autoprodutores, produtores
independentes, geradores, comercializadores e consumidores livres e especiais
17

18. Duração dos Contratos de Compra no ACL*
Número de Contratos Registrados em Maio 2012 = 8.194
1 mês
25,5%
2 a 5 meses
6,8%
acima de 4 anos 6 meses a 1 ano
41,1% 12,6%
acima de 2 até 4
anos
8,5%
acima de 1 até 2
anos
5,5%
*Compra bilateral e Proinfa realizada por autoprodutores, produtores
independentes, geradores, comercializadores e consumidores livres e especiais
18

19. DESAFIOS PARA O MERCADO
Equilíbrio ideal ACR x ACL

20. Ampliação do ACL - Potencial
Demanda Mínima
Consumidor Fonte Tensão Mínima
Contratada
69 kV Antes (08/1995)
• Convencional e
Livre • Alternativa (Desconto TUSD/TUST)
3 MW
Nenhuma após (08/1995)
• Convencional (30 a 50 MW) e
ACR Especial • Alternativa (Desconto TUSD/TUST)
500 kW - 3 MW 2,3 kV
73%
Situação
POTENCIAL
Atual ESPECIAIS
14%
POTENCIAL
LIVRES - 5% Potencial Atual
C. ESPECIAIS
2%
Máximo ACL
C. (46%)
ACL Livre, APE,
Eletrointen
27% sivo, Exp/I
mp
25%
Adaptação CCEE – Estudo Andrade & Canellas
20 Dados maio 2011

21. Ampliação do ACL – Outros Mercados
 A abertura dos mercados de energia elétrica, de forma abrangente a todos os
consumidores, já é uma realidade em vários países.
Exemplos (limite de demanda para elegibilidade):
 Colômbia: Acima de 100kW
 Peru:
a) Acima de 200kW
b) Acima de 2,5 MW: compulsoriamente livre
 Chile:
a) Acima de 500kW
b) Acima de 2,0 MW: compulsoriamente livre
 Argentina: Acima de 30 kW
21

22. FORMAÇÃO DO PREÇO DE CURTO PRAZO NO BRASIL
Visão geral

23. Formação do Preço de Curto Prazo no Brasil
Dados do Planejamento
de Longo Prazo
5 Séries de Afluências NEWAVE
Previsão de Carga de
Longo Prazo
anos
Função de Custo Futuro
Previsões Mensais e
Semanais de Vazões
Disponibilidade de
DECOMP Geração Térmica
Custos de Operação
2 Previsão de Carga
meses • Sem restrições internas aos submercados
• Preço Mínimo
• Preço Máximo
CMO PLD

24. Formação do Preço de Curto Prazo no Brasil
Usar OK
Hidrelétrica
Déficit de Energia
Decisão? (corte de carga)
OK
Usar
Termelétrica Vertimento
(desperdício)

25. VISÃO GERAL DO MERCADO
Leilões de energia elétrica e Energia de Reserva

26. Resultado dos Leilões de Energia (2004-2012)
Montante Financeiro, Volume, Preço Médio e Contratos
Preço Médio Número de
Leilão R$ Bilhões* MW Médios
(R$/MWh) Contratos
Leilões de Energia Existente (LEE) 133,5 19.987 93,2 1.612
Leilões de Energia Nova (LEN) 593,7 22.478 126,9 6.728
Leilões de Fonte Alternativa (LFA) 25,1 900 151,8 1.146
Leilões de Energia de Reserva
43,7 2.189 149,3 176 CER**
(LER)
TOTAL GERAL 796 45.553,6 121,3 9.662
*Valores atualizados pelo IPCA – junho/12
26
** Não inclui 1.398 Conuer – contratos de adesão com os compradores da energia de reserva

27. Montantes negociados e preços médios dos
leilões – LEN, LEE, FA e LER
Montantes negociados e preços médios resultantes dos leilões (LEN, LEE, FA e LER)
70000 153
R$/MWh
60000 121,3 122,8 122,8 122,8 122,8 133
119,1 119,4
107,4
113
50000
89,0
84,3 93
MWmédio
80,5
40000 74,2
66,7 32.045 73
61,7 63,2
57,5 28.607 27.984
30000 26.177 26.012 26.141 26.141 26.141
24.127 24.756 25.255
22.547 53
19.271
20000 15.938 17.314
33
9.054
10000 13
0 -7
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
UHE Santo Antônio (MWmédio) UHE Belo Monte (MWmédio) UHE Jirau (MWmédio)
Energia de Reserva (MWmédio) Fontes Alternativas (MWmédio) Energia Existente (MWmédio)
Energia Nova Hidráulica (MWmédio) Energia Nova Outras Fontes(MWmédio) Preço Médio
27

28. Leilões de energia - ACR
Preço Médio de Venda por fonte (R$/MWh)
200
185,88 183,74
180,70 178,60 175,05 174,73
180 174,38
169,68
160
149,93 149,26
140
131,75
120 119,76
106,39
100
80
60
40
20
0
Óleo Diesel Gás de Biomassa de Biogás Óleo GNL PCH Carvão Eólica Gás Natural Bagaço de Cavaco de Hidro
Processo Criadouro Combustível Mineral Cana Madeira
Avícola
28
Fonte: CCEE. Elaboração própria. Foram considerados osLeilões até dez/2011: LFA, LEN, LER e Estruturantes. Atualização pelo IPCA: junho/12.

29. INTEGRAÇÃO DO MERCADO
Modelos e conceitos

30. Questões associadas à Integração Energética
Harmonização
 Uniformização de regras, procedimentos, algoritmos e legislação para facilitar a
Integração Energética
Gerenciamento do Congestionamento
 O que fazer quando existe uma capacidade limitada de intercâmbio
 Definição da alocação do direito de uso da capacidade da interconexão
 Definição da alocação do custo da interconexão
 Definição da alocação da renda gerada pelo congestionamento (normalmente é
alocada para quem paga pela interconexão)
30

31. Alocação da Capacidade da Interconexão
• Os produtos “energia elétrica” e “direto a usar a capacidade”
não são coordenados em uma única atividade
• Os participantes do mercado compram a capacidade de
Alocação Explícita transmissão entre duas regiões, independentemente da
compra ou venda da energia elétrica
• Na prática: O fluxo da interconexão é definido pelo volume
contratado bilateralmente
• Coordenam a negociação do produto “energia elétrica” e
“direto de usar a capacidade de transmissão” em uma única
operação
• As curvas de demanda e de ordem de mérito de cada região são
Alocação Implícita agregadas, considerando as capacidades de transmissão
• Na prática: O fluxo da interconexão é definido a cada período
de programação em função das disponibilidade de recursos de
cada região
31

32. Formas de Integração Energética
Alocação Implícita da Capacidade
Alocação Explícita
da Capacidade Separação do
Acoplamento de Mercados
Mercado
Fluxo Baseado Acoplamento por Acoplamento por
Submercado
em Contratação Volume Preço
(-) Grau de Harmonização da Regulamentação (+)
32

33. Formas de Integração Energética
Separação do Mercado
• Um único operador atua nas duas regiões
• O intercâmbio é definido de forma a otimizar o uso dos recursos energéticos no curto
prazo
• Se o intercâmbio atingir o limite, há desacoplamento dos preços de curto prazo
• A geração e o consumo são contabilizados ao preço de curto prazo de cada região
Operador Único
Intercâmbio
Região A Região B
33

34. Formas de Integração Energética
Acoplamento de Mercados (1/3)
• Um único operador atua em cada região. Há necessidade de coordenação central
• O intercâmbio é definido de forma a otimizar o uso dos recursos energéticos no curto
prazo
• Se o intercâmbio não atingir o limite, há acoplamento dos preços de curto prazo
• A geração e o consumo são contabilizados ao preço de curto prazo de cada região
Coordenador Central
Operador A Operador B
Intercâmbio
Região A Região B
34

35. Formas de Integração Energética
Acoplamento de Mercados (2/3)
• O coordenador central utiliza as curvas de demanda e ordem de mérito de cada região
• Se o coordenador central define o intercâmbio e os preços de curto prazo de cada
região, denomina-se Acoplamento por Preço
Coordenador Central
D D
O O
Operador A Operador B
Região A Região B
Preço e Intercâmbio
35

36. Formas de Integração Energética
Acoplamento de Mercados (3/3)
• O coordenador central utiliza as curvas de demanda e ordem de mérito de cada região
• Se o coordenador central define somente intercâmbio, denomina-se Acoplamento por
Volume. Cada operador internaliza o intercâmbio e define o preços de curto prazo de
sua região
Coordenador Central
D D
O O
Operador A Operador B
Região A Região B
Intercâmbio
36

37. Formas de Integração Energética
Fluxo Baseado na Contratação
• Um único operador atua em cada região. Não há necessidade de coordenação central
• Não há otimização do uso dos recursos energéticos no curto prazo
• O intercâmbio é definido pela contratação bilateral entre agentes das duas regiões
• Para fins de contabilização, o contrato é tratado como uma carga na região exportadora e
como uma injeção de potência da região importadora
Operador A Operador B
Intercâmbio
Região A Região B
Contrato
37

38. Obrigado
Antônio Carlos Fraga Machado
Conselheiro de Administração - CCEE
www.ccee.org.br