Aneel, Agosto 2009 Isabel Soares (CEF.UP/FEP) 1. Sessão I - Os Mercados Europeus de Electricidade:...

Aneel, Agosto 2009

Isabel Soares (CEF.UP/FEP) 1

Sessão I - Os Mercados Europeus de Electricidade: Da I Directiva à Regulação da Nova Geração

Sessão II - O Novo Paradigma Regulatório e a estrutura de funcionamento do sistema

Sessão III - Mercados Financeiros e Mercados Físicos de Electricidade na Europa

Sessão IV – As Bolsas de Energia Eléctrica: regulação e organização

Sessão V – Mercados Spot ( Parte 1 )

2Isabel Soares (CEF.UP/FEP)

Sessão VI – Mercados Spot (Parte 2 )Sessão VII – Mercados de FuturosSessão VIII – OTC TradingSessão IX – Os Modelos de Preços de

RedeSessão X – A Relação entre os

Mercados de Compensação, o Mercado Intra-Diário e as Reservas Automáticas

electricity flow

electricity payments

services payments

Power ExchangeMarket operator

power exchangecontracts and payments

TSO DSO

Isabel Soares (CEF.UP/FEP)

1988 – Proposta MIE 1991 - ATR 1996 - Directiva 96/92/EC- REGRAS COMUNS/

ACCOUNTING UNBUNDLING da geração e comercialização em relação às operações de rede

1998 - liberalização do mercado eléctrico 1999 - abertura de mercado a consumidores › 40

GWh 2000 – abertura mercado para consumidores › 20

GWh 2003 – abertura mercado consumidores › 9 GWh/

Directiva 2003/54/CE: REGRAS COMUNS PARA GERAÇÃO, TRANSMISSÃO, DISTRIBUIÇÃO E FORNECIMENTO / LEGAL UNBUNDLING

2007 – abertura TOTAL do mercadoIsabel Soares (CEF.UP/FEP) 6

Unbundling contábil requisito mínimo exigido.

Risco: é sempre possível alocar custos indevidamente em vantagem para a companhia.

Actividades comuns com custos partilhados permitem alocação desproporcionada desses custos ao negócio de rede

economias de escala.

Rede tem que ser propriedade de uma companhia cuja única actividade é a operação e propriedade da rede.

CONTUDO: a companhia pode ser uma subsidiária de uma Holding que também é proprietária de companhias de geração ou de comercialização.

Problema de alocação indevida de custos não deveria acontecer porque: companhias legalmente independentes devem ter RH, edifícios e procedimentos separados. PORÉM……

COMO COMPANHIAS REGULADAS E NÃO-REGULADAS ESTARIAM SOB A MESMA ENTIDADE PROPRIETÁRIA…

HAVERIA AINDA UM INCENTIVO POR PARTE DA HOLDING para que a companhia de rede tratasse a empresa de geração ou de comercialização pertencendo à mesma holding, de forma preferencial em relação às outras empresas (não pertencendo ao grupo).

also seems to show that vertically integrated utilities have lower costs than non-integrated utilities (Kwoka and Pollitt, 2007, find this for distribution wires business costs).

1.Estado-Membro designa um Órgão externo às companhias verticalmente integradas que assume as responsabilidades de TSO.

1.A companhia verticalmente integrada é autorizada a conservar os seus activos de transmissão no Balanço.

Alternativa: 3ª VIA (ITO)

1.TSO fica dentro da companhia verticalmente integrada

2.Os activos de transmissão continuam no Balanço da companhia verticalmente integrada.

3.Reforço da regulação para garantir a independência do ITO em relação à holding verticalmente integrada.

O CAPITAL FICA ALOCADO A ACTIVOS SOBRE OS QUAIS O CONTROLO É MUITO REDUZIDO,

COM UMA RENTABILIDADE MTO MAIS BAIXA DO QUE NA RESTANTE COMPANHIA

E FICANDO TODA A HOLDING

SEMPRE EXPOSTA A FORTE REGULAÇÃO.

ACTIVOS DE TRANSMISSÃO DAS COMPANHIAS VERTICALMENTE INTEGRADAS FIGURAM NO BALANÇO APENAS COMO ACTIVOS FINANCEIROS.

CLAUSULAS REGULATÓRIAS ADICIONAIS ESPECÍFICAS DOS ITOs NA DIRECTIVA DO GÁS :

ASSEGURAM QUE A

COMPANHIA INTEGRADA NÃO TERÁ QUALQUER CONTROLO SOBRE ESTES ACTIVOS

E EXERCEM UM PESADO ÓNUS

REGULATÓRIO SOBRE TODA A COMPANHIA.Isabel Soares (CEF.UP/FEP) 21

Recordando as ideias centrais apresentadas no Seminário Aneel sobre Estrutura Tarifária de 2008, pela McKinsey&Co…

Três objectivos que o Regulador deve ter em conta:

1)Sempre que se definir reduções de taxa: o efficiency knicker deve ser revisto com base nos aumentos históricos de eficiência.

2)Recompensar sempre os novos investimentos que visem objectivos ambientais.

3)Encorajar as despesas em novo capital eficiente na pp rede.

E……NUNCA ESQUECER AS CONDIÇÕES ESPECÍFICAS LOCAIS.

1) Isabel Soares (CEF.UP/FEP) 33

FACTOS: Maioria utilities foram privatizadas e enfrentam

grandes pressões dos mercados financeiros para aumentar sua eficiência operacional. Muitas já alcançaram ou estão mto próximas de níveis de custo “best practice”.

CONSEQUÊNCIA: o regulador deve assegurar que considera os resultados históricos já alcançados pelos distribuidores. ISTO É: O SISTEMA DEVE DAR INCENTIVO P/ O DISTRIBUIDOR ALCANÇAR O NÍVEL SEGUINTE, SALVAGUARDANDO A SUA VIABILIDADE FINANCEIRA DE LP.

EVIDÊNCIA ????

(IT): Mecanismo de “Partilha do Lucro “ (profit sharing):

Regulador calcula diferença entre custos incluídos nas taxas da Utility durante o último ano de um período regulatório e os custos efectivos da Utility no mesmo ano “Eficiência extra” (Redução adicional de custo que a Utility conseguiu acima da target fixada pelo regulador durante o período anterior) A redução da taxa fixada para o período seguinte absorve 50% desta eficiência-extra no 1ºano e o restante gradualmente, durante um certo nr de anos

CONSEQUÊNCIA: forte incentivo para melhorar eficiência porque: Quanto mais baixos os custos num dado ano, maiores as margens futuras.

FACTO: distribuidores terão que adoptar smart-grid technologies que coordenem e compensem os fluxos de energia através da rede de distribuição, em várias direcções a partir de fontes locais.

CONSEQUÊNCIA: regulador deve encorajar distribuidores a implementar smart-meter technologies (leitura remota permite aos distribuidores medir o uso de energia de forma mais rigorosa e enviar ao cliente informação sobre custo de energia ao longo do dia permite opção de consumo em horas em que D e preços são mais baixos. Isabel Soares (CEF.UP/FEP) 36

EVIDÊNCIA: distribuidores que investem em projectos smart-grid recebem uma taxa de retorno, para os primeiros 12 meses da vida útil do projecto, que é 2% maior que a taxa de retorno regulada dos outros investimentos. (IT)

Aumentar os retornos máximos permitidos sobre as despesas de capital (excepto no UK e na Noruega, os retornos actuais são tão baixos que os novos investimentos na distribuição deixaram de ser atrativos)

Regulador deve melhorar a sua capacidade analítica e de gestão para poder definir quais os investimentos mais importantes para a rede e a melhor maneira de encorajar os distribuidores a fazê-los:

UK: regulador já contratou consultor externo para definição dos investimentos nec. à rede e para orçamentos de investimento para próximo período regulatório.

IT: Regulador utilizou sua análise do mercado para aumentar o retorno sobre o investimento em algumas categorias de investimento fundamentais para a futura estabilidade do sistema ( sub-estações de alta voltagem em zonas que carecem de linhas ou estações redundantes ) .

Modelo regulatório deve dar incentivos claros para companhias usarem os materiais e fornecedores/empreiteiros mais eficientes:

UK- nova forma de calcular permissões de despesa de capital durante o próximo período regulatório (faz pressupostos explícitos sobre a evolução do custo unitário dos inputs do investimento- MO e Materiais, p.ex.);

SP – para os novos investimentos em redes de g.n., fixa uma lista de preços-padrão (standard unit cost) para principais items valor do investimento reconhecido pelo Regulador é

CUSTO REAL MENOS 50% (CUSTO REAL-CUSTO PADRÃO ).

Custos-padrão para calcular a base de activos

Regulador força companhias a investir com maior eficiência e cuidado. São os distribuidores –mais do que os consumidores – que assumem o risco de excesso de inv.to.(*)

(*) Taxa de retorno regulada dos novos investimentos deve, obviamente, reflectir o risco adicional suportado pelos distribuidores.

Geradores programam sua produção, submetendo um programa (de produção) ao Operador de Rede.

Quais e Quando os geradores se ligam ao sistema resulta das transacções em vários tipos de mercados.

Transacções são maioritariamente bilaterais mas, na maioria dos países, há também transacções em leilão organizadas pelas bolsas de energia eléctrica (PEXs) p/dia a seguir para cada hora do dia seguinte.

Isabel Soares (CEF.UP/FEP)

Os leilões servem para os agentes de mercado ajustarem os seus portfolios. Isto significa que:

Os geradores podem estar simultaneamente do da Oferta e do lado da D.

PEXs usam regras simples para firmar contratos do dia seguinte (de entrega), quando não vale a pena entrar em longas negociações bilaterais.

Volume de E transaccionado nas PEXs:

10% do Consumo.Isabel Soares (CEF.UP/FEP) 52

Intra-fronteiras: comércio atacadista não está limitado pela rede.

Limitações estruturais entre países ( não exclusivamente por causas técnicas…)

TSOs determinam, de modo independente, as capacidades de transferência líquidas por fronteira e antes da realização do comércio antes que se conheça como os fluxos E serão distribuídos ao longo das diferentes interconexões e sem tomar em consideração as interdependências da rede.

CERCA DE 10% DO CONSUMO DE E É NORMALMENTE TRANSACCIONADO INTER-FRONTEIRAS.

Implicit auctioning uses the prices of the bids to selectbetween all bids which use the congested interconnector.

Interested parties bid across a congested interconnectorinto a power pool. The market operator adds a surchargeto each bid that uses the interconnector. As a result,some of these bids are priced out of the market. Themarket operator sets the level of this surcharge preciselyso that just as many bids from across the interconnectorare accepted as its capacity allows.

This method does not separate energy flows fromtransmission capacity, so the process is simpler formarket parties. The revenues which the market operatorcollects from the fees that he levies should, in theory, bethe same as the revenues from an explicit auction.Therefore this method also provides a signal of themarginal value of capacity expansion. The maindrawback of this option is that it requires a pool tofunction in the downstream side of each congestedinterconnection. This is only a limitation to the extentthat liquid and stable organised electricity markets havenot yet developed in every market.

Market splitting can be considered an evolved form ofimplicit auctioning.

It requires a power exchange oneither side of the congested line. Both pools are clearedas if there is no interconnection. Then the marketoperator of the pool which has the highest market price

buys electricity from the pool with the lower price. Hebuys just as much electricity as the capacity of thecongested line will allow. He chooses the sellers basedupon their bid prices in the cheaper pool. He then sellsthe electricity in his own pool at the higher price, thusgenerating net revenue. This transaction raises themarket clearing price in the lower-priced side of themarket and lowers the price in the higher-priced side ofthe market, compared to the clearing prices withoutinterconnection.The revenue from market splitting is in theory equal tothe revenue from implicit and explicit auctioning.Therefore it also is indicative of the market value of thecongested link. Market splitting is currently not afeasible option in Europe as it requires spot markets oneither side of each congested connection, but theEuropean Commission, among others, would likeEurope to develop in this direction [9].

1992: energy exchanges in Europe- an empty landscape

2004: EU Vision - Through regional markets to European electricity markets

2008: Power exchanges and other market places in Europe - a colorful landscape

APX B.V.

Belpex SA

Borzen, organizator trgaz elektricno energijo, d.o.o.

ENDEX N.V.

European EnergyExchange AG

EXAA EnergyExchange Austria

Gestore del mercatoelettrico S.p.a.

Nord Pool Spot AS

Operadorde MercadoIbérico de Energia(Pólo Português) S.A.

Operador del MercadoIbérico de Energía(Polo Español) S.A.

Operátor trhu selektrinou a.s.

Operatorul Pietei deEnergie Electrica

OPCOM SA

Powernext SA

Towarowa GieldaEnergii SA

OMX AB /Nord Pool ASA

Tender to build anPower Exchange in UK

IntercontinentalExchange

Borsaitaliana TSO-initiative in Hungaria

EnergetickáBurza Praha

New CO2 market place

Auction officeCASC-CWE

Energy brokers,mainly London-based

Bolsas y MercadosEspañoles plansCO2 spot trading

European Market CouplingCompany (EMCC) GmbH

Imarex Group

Climex

Mercados atacadistas europeus: elevada complexidade.

Elevado nr de agentes de mercado: traders, TSOs, ERGEG, Reguladores nacionais, produtores, bancos e instituições financeiras… mas muita concentração na da S!

Diferentes REMs com overlapping.

Bolsas com mercado intra-diário e mercado do dia seguinte. (spot) e mercados de derivados ( futuros, forward, …)

Importância dominante dos Contratos OTC

Forte relação inversa entre concentração de mercado e o grau de liquidez.

Valor da capacidade de transmissão incorpora valor da opção

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