Mercado de Energia Elétrica - abrapch.org.br · Cenário: Um consumidor contratou energia em um...

Mercado de Energia ElétricaPequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais de Geração HidrelétricaPCHs e CGHs

Curitiba - PR

Turma 1: 21 de Agosto de 2018

Turma 2: 22 de Agosto de 2018

Objetivo:O curso tem como objetivo apresentar dados e informações sobre o Mercado de Energia Elétrica, com enfoque na comercialização de energia e na contabilização do mercado de curto prazo, provendo inicialmente para cada assunto uma revisão conceitual das Regras e Procedimentos de Comercialização, além de dar enfoque especial em relação às últimas alterações legislativas e regulatórias do setor.

Serão utilizados dados/informações públicas de mercado para demonstrar o seu funcionamento.

Público alvo:Equipes técnicas e gerenciais que trabalham em empresas associadas à ABRAPCH.

Abordagem:Revisão conceitual resumida das Regras e Procedimentos de Comercialização, utilizando relatórios e informações de mercado (tabelas, planilhas e gráficos), sem aprofundamento algébrico.

O Treinamento

:: MANHÃ

� Visão Geral do Setor

� Ambientes de Contratação e Agentes

� CCEE – Visão Geral da Operação

� Garantia Física – Conceitos e sazonalização

� Penalidade de Energia

:: TARDE

� MRE / Repactuação GSF / Renovação das concessões

� Mercado de Curto Prazo

� Tratamento das Exposições Financeiras

� Encargos – Deslocamento Hidráulico

� Liquidação Financeira

� Energia Incentivada e Desconto

Agenda

Visão Geral do Setor Elétrico

SIN Brasileiro x Eurásia

Fonte: Adaptado de ONS

� CNPE - Conselho Nacional de Política Energética

� MME - Ministério de Minas e Energia

� EPE - Empresa de Pesquisa Energética

� CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

� ANEEL (agência nacional reguladora)

� ONS (operador físico do sistema)

Definição de políticas energéticas

Monitoramento do sistema elétrico, para garantir a segurança do suprimento

Planejamento da expansão da geração

� CCEE (operadora do mercado)

� Presidente da República

� Congresso Nacional

Governo

Instituições setoriais

Players

� Agentes

Governança do setor elétrico brasileiro

Funcionamento do Sistema Físico

Coordenar e controlar a operação da geração e da transmissão de energia elétrica.

Buscar a segurança do suprimento – continuidade e qualidade.

Otimizar a operação ao menor custo total (presente e futuro) buscando a modicidade tarifária.

Funcionamento da Comercialização

Administrar o funcionamento dos Ambientes de Contratação Regulado e Livre.

Apuração e divulgação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

Contabilização e liquidação das transações realizadas no Mercado de Curto Prazo.

LEGENDA

- - - Contratos livremente

negociados

--- Contratos regulados

--- Tarifa Regulada

--- Representação na CCEE

VENDA / COMPRA

Ambientes de Contratação e Agentes

Chamada Pública Geração Distribuída

CO

MP

RA

DO

RES

Ambientes de Contratação

O Decreto nº 5.163, de julho de 2004 define as bases de comercialização

de energia elétrica e diversas medidas que contribuem para a modicidade tarifária:

ACRAmbiente de Contratação Regulado

ACLAmbiente de Contratação Livre

Leilões ReguladosNegociados Bilateralmente

Leilões Privados

Distribuidores(Consumidores Cativos)

Consumidores Livres e Especiais

Vendedores

Energia de Reserva

Leilões Regulados

CCEE representando todos os consumidores

Geradores de Serviço Público, Produtores Independen tes, Comercializadores e Autoprodutores.

VEN

DED

OR

ES

Valores Anuais de Referência Específicos – VRES (Portaria MME)

Diferenciados por fonte

Garantia Física por tipo de Leilão – PCHs / CGHs

Garantia Física por Leilão – PCHs / CGHs

Número de empreendimentos que venderam nos Leilões – PCHs / CGHs

Total de Associados (Junho de 2018 x Dezembro de 2014)

Fonte: CCEE

Gerador a título de serviço público

Comercializador

Consumidor livre

Distribuidora

Gerador Autoprodutor

7.187(Jun/18)

2.905(Dez/14)

+ 147%

67 49

Produtor Independente

1.296 781

46 48

869 630

237 157

46 34

+ 38%

Consumidor especial

4.626 1.206

+ 184%

Crescimento nos últimos anos

Processos de adesão em andamento

Posição: Jun/18� Processos em adesão – total 446

Caraterísticas CGHs

Fonte: Glossário ONS / Gráficos adaptados do InfoMercado CCEE – Dados Individuais

100129

Participação no MRE

MRE Não MRE

120

9

Desconto TUSD/TUST

50%

Demais

1

93

6

Desconto TUSD/TUST

100%

50%

Demais

Tipo de DESPACHO

229 (todas) Tipo III – Usinas individualmente não classificadas nas modalidades Tipo I ou Tipo II.

Caraterísticas PCHs

Fonte: Glossário ONS / Gráficos adaptados do InfoMercado CCEE – Dados Individuais

292

124


MRE Não MRE

93

9

22

Desconto TUSD/TUST

50%100%Demais

19

217

56

Desconto TUSD/TUST

100%

50%

Demais

Tipo de DESPACHO

26 Tipo II – há necessidade de representação individualizada no planejamento, programação da operação e operação do sistema.

28 Tipo IIC – Usinas que, quando analisadas em conjunto num mesmo ponto de conexão, necessitam de relacionamento com o ONS.

362 Tipo III – Usinas individualmente não classificadas nas modalidades Tipo I ou Tipo II.

Funcionamento de Mercado

PLD

Contratos

Medição

Dad

os

de

En

trad

a Dados de Saída

Contabilização

Regras de Comercialização

ResultadosLiquidaçãoFinanceira

Procedimentos de Comercialização

CliqCCEE SCDE

Garantia Financeira

Contabilização e Liquidação do MCP

EnergiaGerada

EnergiaConsumo

50%

Somado ao Consumo

50%

Somado ao Consumo

Perdas

220

900

GE

RA

ÇÃ

O

680

CO

NS

UM

O

790 790

GE

RA

ÇÃ

O

CO

NS

UM

O

50%

Subtraído da Geração

50%

Subtraído da Geração

Centro de Gravidade

Perdas da Rede Básica (Medição)

Quadro Resumo

Contrato Sazonalização Modulação Submercado de registro*

CCEARQRealizada pelo comprador e validada pelo

vendedor, em comum acordo entre as partes *

Realizada conforme perfil de carga remanescente da distribuidora, respeitando o Limite de Potência de

Referência do GeradorVendedor

CCEARD Realizada de forma FLAT pelo Sistema CliqCCEERealizada conforme perfil de carga total da

distribuidora, respeitando o Limite de Potência de Referência do Gerador

Vendedor

AjusteRealizada em comum acordo entre as partes

compradora e vendedora **

Realizada em comum acordo entre as partes, registrado pelo Comprador e validado pelo Vendedor,

respeitando o Limite de Potência de Referência do Gerador **

Comprador

CCEN Realizada de forma FLAT pelo Sistema CliqCCEE Realizada conforme perfil de carga do Agente Cotista Vendedor

CCGFRealizada conforme Perfil do Simples da

Distribuidora

Usina participante do MRE - realizada conforme perfil de geração das usinas participantes do

mecanismo, e usina não participe do MRE - realizada conforme perfil de geração da usina

Vendedor

Itaipu Realizada de forma FLAT pelo Sistema CliqCCEERealizada conforme a curva de geração das usinas do

MREComprador

ProinfaInformada anualmente pela Eletrobrás à CCEE 15 dias corridos antes do início do ano civil de

referência**

Determinada pelo Fator de Modulação dos contratos do Proinfa, que contempla a geração das usinas

dentro e fora do MREComprador

ACL

a Vigência de Montante é realizada em comum acordo entre as partes Vendedora e Compradora, sendo o registro realizado pelo

vendedor e a validação pelo comprador

realizada em comum acordo entre as partes Vendedora e Compradora, sendo o registro do

vendedor e a validação do comprador (5 opções de escolha: detalhada, carga, geração, MRE ou FLAT).

Em comum acordo**

* Realizado conforme Perfil do SIMPLES da distribuidora caso não registrado e/ou validado pelas contrapartes.

** Realizado de forma FLAT caso não registrado e/ou validado pelas contrapartes.

5 6 7 8 9 10 1142 31

MS + 3duDisponibilização de dados de Medição

MS + 3duDisponibilização de dados de Medição

MS + 4du até MS + 7duAjuste da Medição

MS + 4du até MS + 7duAjuste da Medição

MS + 6du Registro deContratos

MS + 6du Registro deContratos

MS + 7du Validação dos

Contratos


Contratos

MS + 8du Ajuste dos Montantes

Contratados

MS + 8du Ajuste dos Montantes

Contratados


Ajustes


Ajustes

MS + 12du Início da

Contabilização

MS + 12du Início da

Contabilização

12

Cronograma das Atividades antes da Contabilização

MS: mês seguinte du: dia útil N: início de uma nova data

15 16 17 211412 1311

MS + 12duRelação de Agentes e valores de aporte das Garantias Financeiras

MS + 12duRelação de Agentes e valores de aporte das Garantias Financeiras

MS + 12du até MS + 15du

Período de Aporte

MS + 12du até MS + 15du

Período de AporteMS + 17du

Relação de Agentes vendedores que não tiveram

os registros de seus contratos de venda integralmente

efetivados

MS + 17du Relação de Agentes

vendedores que não tiveram os registros de seus contratos

de venda integralmente efetivados

MS + 21du Resultado da

Contabilização

MS + 21du Resultado da

Contabilização

MS + 26du Liquidação Financeira

Débito

MS + 26du Liquidação Financeira

Débito

2726

MS + 27du Crédito

MS + 27du Crédito

Disponibilizado no siteDisponibilizado no site

Disponibilizado no siteDisponibilizado no site

DRI - SumárioDRI - Sumário

Cronograma da Liquidação Financeira - MCP


O processo de contabilização e liquidação

A CCEE é responsável por realizar 7 Liquidações Financeiras, que são:

Conta ACR

Conta Bandeiras

Conta de Desenvolvimento Energético

(CDE)

Conta de Consumo de Combustíveis

(CCC)

Conta Reserva Global de Reversão

(RGR)

É responsável por administrar as Contas Setoriais:

Contratos de Cotas de Energia Nuclear – CCEN –usinas Angra I e Angra II

Contratos de Cotas de Garantia

Física – CCGF

Energia de Reserva

Mecanismo de Compensação

de Sobras e Déficits

MCSD de Energia Existente

Mercado de Curto Prazo –

MCP

Penalidades

Mecanismo de Compensação

de Sobras e Déficits

MCSD de Energia Nova

Jul/18 Ago/18 Set/18 Out/18

LCmcp = MS+27duPagamento de

PenalidadesReferência Maio/17

Cronograma das Liquidações

MS+11du (Z)Liquidação

Financeira de Angra I e Angra II

MS+26 / MS+27duDébito / Crédito

Liquidação do MCP

X (Dia 25/05)Liquidação Financeira do

MCSD de Energia Existente

Y / Y+1 (Dias 23 e 24/05)Débito / Crédito

Liquidação de Energia de Reserva

MS+12du (W)Liquidação Financeira

do Regime de Cotas de Garantia Física

Referência: Julho/18

Dia 04/06Liquidação Financeira do MCSD de Energia Nova

Referência: Agosto/18

Garantia Física

A Garantia Física de uma Usina corresponde a:• Fração da Garantia Física do SIN a ela alocada;• O valor da Garantia Física de uma usina independe da sua geração real e está associada

às condições no longo prazo que cada usina pode fornecer ao sistema (modelo decálculo específico por fonte);

• Utilizada como referência para lastrear os contratos de venda• A Garantia Física (GF) em MWmédio é definida em ato regulatório (MME/EPE).

Garantia Física - Definições Gerais

28

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

GF Geração

Sazonalização e Modulação da Garantia Física

Garantia Física Anual

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Jun

Jul

Ago Se

t

Ou

t

No

v

Dez

MW

h

Sazonalização da GF

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

MW

h

Horas

Modulação da GF

Modulação da GF:� Automática para as usinas do MRE� Não existe para as usinas FORA do MRE.

Sazonalização

LastroSazonalização

MRE

Nov DezMai JunJan Fev Mar Abr Set OutJul Ago

Sazonalização de Garantia Física para usinas participantes do MRE

Usinas participantes do MRE podem sazonalizar a Garantia Física para duas finalidades:

Garantia Física – Usinas participantes do MRE

31

A Garantia Física para fins de LASTRO:

• Fração a ela alocada da Garantia Física do SIN (GF);

• Ajustada por:

Média das Perdas Internas

Fator de Operação Comercial

Perdas da Rede Básica

• Apuração Mensal

• Utilizada como referência para lastrear os contratos de venda (Penalidade de Energia).

A Garantia Física para fins do MRE:

• Fração a ela alocada da Garantia Física do SIN (GF);

• Ajustada por:

Média das Perdas Internas

Fator de Operação Comercial

Perdas da Rede Básica

Fator de Disponibilidade (Mecanismo de Redução de Garantia Física - MRGF)

• Apuração Horária (Garantia Física Modulada)

• Utilizada como referência para alocação de energia (MCP).

Sazonalização do Conjunto de Usinas do MRE

Sazonalização das Usinas que seguem o perfil do MRE

Itaipu CCGF(Lei nº 12.783)

MotorizaçãoFim de Concessão no ano de referência


Sazonalização de garantia física para fins de alocação do MRE

Para os casos onde a Garantia física não pode ser sazonalizada pelo Agente, asazonalização para fins de MRE seguirá o perfil do conjunto de usinas que a fizeram.


flat

� Itaipu

� Usinas cotistas

� PROINFA

� Usinas em fase de motorização

� Usinas com final de concessão durante o ano de referência.

Sazonalização de garantia física para fins de lastro de energia

A sazonalização para fins de lastro será feita de forma flat para os empreendimentos que não podem sazonalizar a Garantia Física e para os que optarem por não fazê-lo.

DRI - Garantia Física Sazonalizada (2017) - MWmédios

Fonte: CCEE/DRI – Informações de Mercado

40000

42000

44000

46000

48000

50000

52000

54000

56000

58000

60000

62000

64000

66000

01/2017 02/2017 03/2017 04/2017 05/2017 06/2017 07/2017 08/2017 09/2017 10/2017 11/2017 12/2017

QM_GF p,m QM_GF_LAS p,m

Usinas Participantes do MRE

Garantia Física Apurada

A Garantia Física Apurada (GFIS) é calculada na CCEE em MWh, considerando:

• Quantidade de máquinas em operação comercial

• Perdas na rede básica

• Perdas internas

• Disponibilidade da usina*

* Para usinas participantes do MRE, o Fator de Disponibilidade é aplicado apenas na apuração da garantia física para fins do MCP (referência para alocação de energia).

O cálculo da GFIS é diferente por tipo de usina (Fonte Hidro/Termo) e por tipo de despacho da usina (I, II ou III).

A Garantia Física é apurada por Usina e depois agregada por Gerador (Perfil de Agente), fornecendo o montante de energia que o Gerador pode utilizar para lastrear seus contratos de venda - recurso para o gerador na apuração da Penalidade de Energia.

InfoMercado - Garantia Física Apurada (2018)

Tabelas elaboradas com informações obtidas no InfoMercado CCEE Dados Gerais – Junho 2018

Tabela 002 - PCHs e CGHs com GF definida em ato regulatórioComponente jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18

Geração (MW med) (Gp,j)

2.626,912 2.698,965 2.858,672 2.617,346 2.013,669 1.949,222

Capacidade Instalada (MW) (CAP_T)

4.607,694 4.613,094 4.615,399 4.615,221 4.656,851 4.686,757

Garantia Física (MW med) (GF)

2.858,009 2.861,169 2.862,269 2.862,459 2.890,854 2.908,114

Nº de usinas 488 490 490 490 498 499

Tabela 002.1 - PCHs e CGHs sem GF definida em ato regulatório

Componente jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18Geração (MW med) (Gp,j)

295,448 322,555 315,078 309,080 273,753 236,017

Capacidade Instalada (MW) (CAP_T)

441,659 439,059 437,119 444,602 480,692 481,238

Nº de usinas 127 124 124 125 129 129

Tabela 002.2 - Número de usinas

Componente jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18Com Garantia Física 488 490 490 490 498 499Sem Garantia Física 127 124 124 125 129 129

Penalidade de Energia

Lastro e Penalidade de Energia

Vendedor Comprador

A exigência de lastro se dá para que haja equilíbrio entre o planejamento do Agente e sua operação no mercado.

Caso não esteja lastreado para o período analisado, o Agente será penalizado

por insuficiência de lastro de energia.

É necessário que ele tenha capacidade (lastro) para garantir 100% dos contratos de venda.

É necessário que ele tenha contratos de compra (lastro) para

garantir 100% do consumo.

A apuração é feita considerando o comportamento das operações do Agente nos 12 meses anteriores.

Apuração da Penalidade de Energia

� Penalidade de lastro de energia: analisa o histórico de 12 meses, comparando se o recurso do perfil do agente foi suficiente para cobrir o requisito do mesmo perfil para este período.

� Como a apuração é de forma Global, a sobra de um perfil pode servir de lastro para outro perfil.

Recurso Requisito

Contratos de Compra/Cessão

GF/Geração

Consumo

Contratos de Venda/Cessão

Apuração de Insuficiência de Lastro

* VR 2018 - R$ 143,90 - Conforme Despacho nº 1.118, de 16 de abril de 2015, e atendendo ao Ofício nº 004/2012-SEM/ANEEL, de 11 de janeiro de 2012. Base agosto/15.

Recurso

Requisito

MêsReferência

Garantia Física100 MWh/mês

105110

100

120

100 80110

80100 100105 105

Mar/18Fev/18Mar/17

= 1215 MWh

= 1200 MWh

...

M-1

O mês em contabilização NÃO é considerado no cálculo da

penalidade

M-2M-3M-4M-5M-6M-7M-8M-9M-10M-11M-12

Nível de Insuficiência de Lastro = 1.215 – 1.200 = 15 MWh

Valor de Referência - VR 2018* = R$ 162,76 / MWh

Maior valor entre VR e média dos PLDs

Penalidade = (15 x 162,76) / 12 = R$ 203,45

PdC 6.2 – Notificação e Gestão do Pagamento de Penalidades

Liquidação da Penalidade de Energia é apurada pela CCEE, e depende de deliberação do CAd, e possui um CALENDÁRIO ESPECÍFICO.

O mês de referência não considera os dados que estão sendo contabilizados, ou seja, a liquidação da penalidade é INDEPENDENTE DA LIQUIDAÇÃO DO MCP.

15 30N22

MS + 22duApuração daPenalidade

MS + 22duApuração daPenalidade

NO Agente

recebe o TN

NO Agente

recebe o TN

N + 15du Contestação

do TN

N + 15du Contestação

do TN

N + 30du Deliberação do CAd

N + 30du Deliberação do CAd

35

MS + 35du Informar o Agente

sobre a deliberação

MS + 35du Informar o Agente

sobre a deliberação

Logo após a deliberação do Conselho, o montante poderá ser liquidado.


:: MANHÃ

� Visão Geral do Setor

� Ambientes de Contratação e Agentes

� CCEE – Visão Geral da Operação

� Garantia Física – Conceitos e sazonalização

� Penalidade de Energia

:: TARDE

� MRE / Repactuação GSF / Renovação das concessões

� Mercado de Curto Prazo

� Tratamento das Exposições Financeiras

� Encargos – Deslocamento Hidráulico

� Liquidação Financeira

� Energia Incentivada e Desconto

Agenda

MRE & RRH

MRE

Garantia Física

GeraçãoXMRE

(Mecanismo de Realocação de Energia)

� A Garantia Física de uma usina é um montante de energia com base anual que está associada a expectativa de geração no longo prazo que cada usina pode fornecer ao sistema.

� Serve como limite para os vendedores firmarem seus contratos de venda

� A Geração das usinas hidrelétricas de grande porte é definida pelo Operador Nacional do Sistema – ONS.

� Otimização do Recurso Hídrico

� A agua é compartilhada por todos – bem público

O MRE é um mecanismo financeiro de compartilhamento do risco hidrológico que está associado a otimização do sistema hidrotérmico realizada através de um despacho centralizado.

MRE

*Lei 13.360/16

Usinas despachadas centralizadamente

Participação Obrigatória Participação Facultativa

• A adesão o exclusão deve ser mantida por um período mínimo de 12 meses*

• Exclusão por solicitação própria ou em caso de perda de outorga


Usinas NÃO despachadas

centralizadamente

Essa classificação independe da forma de comercialização da usina

Sazonalização e Modulação da Garantia Física

Garantia Física Anual

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Jun

Jul

Ago Se

t

Ou

t

No

v

Dez

MW

h

Quantidade Sazonalizadapara o mês de Julho

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

MW

h

Horas

Sazonalização

Modulação

Modulação GF:Usinas do MRE – de Forma AutomáticaUsinas Fora do MRE – Não existe Modulação

Garantia Física

Geração

Sobra

Cenário 1 – Geração > Garantia Física

Garantia Física Geração

Déficit

Resulta em bônus – crédito na Liquidação do Mercado de

Curto Prazo, proporcional a Garantia Física da usina.

A energia disponível para as usinas é impactada pelo

Fator de Ajuste do MRE (GSF).

MRE

Cenário 2 – Geração < Garantia Física

Garantia Física

Energia Disponível até o limite da GF

Exposição ao PLD

Contrato de Venda

MCP =Energia

Disponível - Contrato * PLD

O Fator de Ajuste do MRE resulta em um montante maior de energia para o proprietário da usina, que apresenta uma posição credora da liquidação do

Mercado de Curto Prazo (MCP).

Fator de Ajuste do MRE > 100 %

Impacto do Fator de Ajuste do MRE

Energia Secundária

Energia Disponível

Garantia Física Energia

Disponível

Exposição ao PLD

Contrato de Venda

MCP =Energia

Disponível - Contrato * PLD

O Fator de Ajuste do MRE resulta em um montante menor de energia para o proprietário da usina, que deve assumir uma posição devedora da

liquidação do Mercado de Curto Prazo (MCP).

Fator de Ajuste do MRE < 100 %

Impacto do Fator de Ajuste do MRE

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

U1

S1 S2

Garantia Física

U1 = 40 MWh

U2

Garantia Física

U2 = 60 MWh

U3

Garantia Física

U3 = 30 MWh

Garantia Física

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U120 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U120 MWh

Deficit = 20 MWh

Sobra = 20 MWh

Sobra =

10 MWh

Deficit =

10 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U120 MWh

10 MWh 10 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

20 MWh

80 MWh

U120 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

20 MWh

80 MWh

U120 MWh

Deficit

10 MWh

Sobra = 10 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

20 MWh

U120 MWh

10 MWh


S1 S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4


20 MWh

20 MWh

U120 MWh

U1’

10 MWh


S1 (PLD = R$ 200,00) S2 (PLD = R$ 120,00)

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U420 MWh

20 MWh

U120 MWh

U1’

10 MWh

Energia Realocada no MRE

Usina U1 U2 U3 U4

Energia MWh -20 10 -10 20

TEO R$ 13,41 31,92 13,41 11,87

R$ -268,20 319,20 -134,10 237,40

Exemplo de Cálculo de TEO para o mês MM

Energia cedida ao

MRE(MWh)

TEO2018

(R$/MWh)

Valor a Receber das usinas doadoras de

energia para o MRE (R$)

Valor de TEO utilizado para valorar a energia recebida no MRE pelas usinas deficitárias

(R$/MWh)

Itaipu 1.000 31,92 31.920,00

13,41*Demais Usinas

12.000 11,87 142.440,00

Total 13.000 174.360,00

* TEO pagamento pelas Demais Usinas =

Valor a receber pelas doadoras

Energia cedida ao MRE


S1 (PLD = R$ 200,00) S2 (PLD = R$ 120,00)

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U420 MWh

20 MWh

U120 MWh

U1’

10 MWh

Contratos: Situação A

Usina U1 U2 U3 U4

Submercado S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2

Geração Total (MRE) 30 10 60 0 0 30 0 70

Contratos (MWh) 40 0 60 0 0 30 0 70

Exposição (MWh) -10 10 0 0 0 0 0 0

PLD (R$) 200 120 200 120 200 120 200 120

Resultado SPOT (R$) -2000 1200 0 0 0 0 0 0

Resultado Final (R$) -R$ 800,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Realizado GSF x Repactuação do Risco Hidrológico

Fonte: Informativos CCEE



106,25%

116,62%

108,45%

94,58%

79,57% 78,13%

63,90%60,28% 61,23% 62,17%

66,85%

79,35%

106,86%

113,66%117,23%

99,85%

84,31%

70,94%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

140,00%

AJUSTE_MRE

Mecanismo de Realocação de Energia


• Até 2015, os riscos hidrológicos eram suportados pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE.

• A partir da Medida Provisória nº 688 de 2015 (posteriormente Lei nº 13.203/15) foi permitido a repactuação do risco hidrológico pelo agentes geradores, desde que haja anuência da ANEEL com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida.

Tratamento de Repasse do Risco Hidrológico

GFISGFIS

Gerador optou por cobertura até 95%

(P95)15% é repassado às distribuidoras

A quem são alocados os resultados financeiros oriundos do risco hidrológico?

GSF(80%)

Mecanismo de Realocação de Energia – Para fins de Repactuação


1 - Considera a sazonalização da garantia física flat.2 - Energia Secundária > 100%

RESULTADO ACUMULADO ASSUMIDO PELOS DISTRIBUIDORES

(R$ 8,05 bi)



96,44%101,11%

96,56%

82,21%79,26% 78,67%

68,31%65,71% 67,40% 68,62%

71,58%

80,22%

91,11%94,90%

97,86%

89,29%

78,66%

70,69%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

RISCO HIDROLÓGICO

GSF x PLD (2017)


50%

100%

150%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

GFIS

GFIS_2 GFIS_3

R$ 0,00

R$ 100,00

R$ 200,00

R$ 300,00

R$ 400,00

R$ 500,00

R$ 600,00

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

GSF (MWm) x PLD (R$) (2017)

GFIS_2 GFIS_3 PLD_M

Balanço Energético (MCP)

Contabilização - (Balanço Energético)

Devedores

Credores

Agente devedor no MCP

Energia Contratada

Energia Consumida

Comprador

Agente credor no MCP

Energia Gerada

Vendedor

Energia Vendida

Sem exposição

Contratos de venda

Comercializador

Contratosde compra

Norte - NSudeste/Centro Oeste – SE/CO

MCP – Diferentes Submercados

ConsumoContrato de

Compra

PLDNorte = R$ 90,00Semana 1Patamar Médio

PLDSudeste/Centro Oeste = R$120,00Semana 1Patamar Médio

Cenário: Um consumidor contratou energia em um submercado diferente da carga.

Para um determinado patamar, de uma semana operativa, em função da diferença de preço

entre os submercados pode gerar um débito ou um crédito.

-120MWh * R$90 120MWh * R$120

12

0 M

Wh

12

0 M

Wh

MCP x PLD


MCP x Ajuste do MRE


Tratamento das Exposições

Tratamento de Exposições

O módulo TRATAMENTO DE EXPOSIÇÕES é um mecanismo financeiro contemplado pelas Regras de Comercialização que busca mitigar os riscos inerentes à diferença de preços entre submercados.

Para os DISTRIBUIDORES:• Exposições financeiras:

CCEAR’s

CCGFs

CCENs

Para os GERADORES:• MRE:

Alocações de energia entre submercados diferentes

• Excedente Financeiro:

Intercâmbio físico de energia entre submercados (Surplus)

• Exposições Contratuais:

Contratos de Itaipu

Contratos de Autoprodução

Direitos Especiais (concedido à usinas específicas, definidas pela ANEEL)

Contratos do PROINFA

Intercâmbio de Energia

SubmercadoB

SubmercadoA

Intercâmbio

Preço A < Preço B

<

Geração GeraçãoConsumo Consumo

PLD = R$ 80,00PLD = R$ 120,00

GT

>

Limite30 MWh

30 MWh * R$ 80,00 = R$ 2.400,00 (VENDAno SPOT/ RECEBE)

30 MWh * R$120,00 = - R$ 3.600,00 (COMPRA no SPOT/ PAGA)

DIFERENÇA = R$ 1.200,00 (Não pertence a ninguém, cada um pagou e recebeu ao preço de seu submercado)

Exposição Contratual

SubmercadoB

SubmercadoA

Preço A < Preço B

Geração Contrato Consumo

PLD = R$ 80,00PLD = R$ 120,00

MCP G = 50 MWh * R$ 80,00 = R$ 4.000,00 (VENDA no SPOT/ RECEBE)

MCP C = 0

MCP G = -50 MWh * R$120,00 = - R$ 6.000,00 (COMPRA no SPOT/ PAGA)MCP C = 0 L

Resultado Negativo = R$ 2.000,00 (No caso de um Contrato Bilateral, esse resultado será assumido pelo vendedor)

Caso esse contrato tenha direito a alívio, o resultado, positivo ou negativo, será

considerado no Tratamento de Exposições

Caso esse contrato tenha direito a alívio, o resultado, positivo ou negativo, será

considerado no Tratamento de Exposições

Exposições Negativas

Exposições Positivas

Excedente Financeiro

Excedente para Alocação


Alívio de Exposições do Mês Anterior



Alívio do Encargo de Serviços do

Sistema





Exposição Residual

Rateio entre os Geradores do

MRE

Ilustração – Alívio Geradores









Alívio do Encargo de Serviços do

Sistema

Ilustração – Alívio Geradores – Jun/18

Fonte: CCEE/InfoMercado – Dados Gerais


R$ 30.021.864,15

R$ 67.714.401,87

R$ 97.736.266,02

R$ 12.696.269,16

R$ 0



R$ 85.039.996,86

Histórico – Alívio Geradores

Fonte: CCEE

Encargos

Encargos

� Serviços Ancilares

Relacionados à qualidade e disponibilidade de energia (Compensação Síncrona) ou à

instalação/adequação de equipamentos de proteção e controle (Prestação de Serviços

Ancilares / Controle Automático de Geração / Sistemas Especial de Proteção / Black

Start).

� DESLOCAMENTO HIDRÁULICO

Originado em função do deslocamento de geração das usinas hidrelétricas

participantes do MRE quando substituída por geração termelétrica fora da ordem de

mérito e de importação de energia.

O pagamento desse encargo é feito por todos os Agentes com Perfil Consumo do SIN.

Os encargos podem ser motivados por:

Tipos de Encargos por Usina

Restrição de Operação

Segurança Energética

Deslocamento Hidráulico

Serviços Ancilares

Total de Encargos Passíveis de Alívio

De origem Elétrica

De origem Energética

Total de Encargos por Segurança Energética

Consolidação dos Recebimentos

Consiste no pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de:

• geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito

• importação de energia elétrica sem garantia física

Caso não houvesse deslocamento hidráulico, a hidrelétrica iria gerar e, considerando que a usina não tivesse contratos, essa geração seria liquidada no submercado da usina ao PLD vigente.

Audiência Pública ANEEL nº 83/17.

DESLOCAMENTO HIDRÁULICO DE SEGURANÇA ENERGÉTICA será arcado pelo

conjunto de consumidores do SIN.

DESLOCAMENTO HIDRÁULICO POR RESTRIÇÃO ELÉTRICA será arcado pelo mesmo

conjunto de consumidores que arcam com o custo do encargo que deu origem ao

deslocamento.

Encargo pelo deslocamento da geração hidráulica

REN 764/2017 – Regra 2018

Custo do Deslocamento Hidráulico

REN 764/2017 – Regra 2018

UTE1

UTE2

UTE3

UTE4

Geração por Segurança Energética e Importação que dá origem ao DH*

*Deslocamento Hidráulico

Geração por Restrição Elétrica que dá origem ao DH*


REN 764/2017 – Regra 2018

Geração porSegurança Energética e Importação que dá origem ao DH*

*Deslocamento Hidráulico

Geração por Restrição Elétrica que dá origem ao DH*

UHE 1GF -100 MWm

UHE 2 GF -200 MWm

DH Energ.

DH Energ.

DH Elétrico

DH Elétrico


REN 764/2017 – Regra 2018

Pagamento do Encargo

Encargo por Deslocamento

Hidráulico= Deslocamento

Hidráulico * PLD - PLDx

Preço associado ao custo de oportunidade de geração em razão do armazenamento incremental nos

reservatórios das usinas hidrelétricas decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica

Para usinas com repactuação o montante de deslocamento hidráulico ao qual a usina tem direito depende do produto escolhido e do valor do GSF

Alívio Retroativo de Exposição Residuais e Encargos

Meses m -12 m-11 m-10 m-9 m-8 m-7 m-6 m-5 m-4 m-3 m-2 m-1

ExposiçõesNegativas de

meses anteriores

ESS de meses anteriores


Exposições Positivas Exposição

financeira total

disponível



(m-1)

Alívio ESS

Alívio Retroativo(m-12 ...)

SOBRA

SOBRA

SOBRA

Tratamento Encargos de Serviços do Sistema

Histórico – Alívio Retroativo

Fonte: CCEE/Infos

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00

4.000,00

4.500,00

5.000,00

jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18

Milh

ares

Encargo por Deslocamento Hidráulico (R$)

Histórico – Alívio Retroativo

Fonte: CCEE/Infos

Alívio do Encargo de Serviços do Sistema

� Audiência Pública nº 072/2017 – REN nº 817/18

– Vigência: a partir de jan/19

Montante utilizado para Alívio de ESS nos 12 meses anteriores deverá formar um saldo para alívio dos

débitos de Exposição Residual.

Alívio Geradores – Em Audiência Pública

Fonte: NT 146/2017

Garantias e Liquidação Financeirasdo MCP

PAGAMENTO e RECEBIMENTO dos resultados do sistema de contabilização:

A CCEE informa, mensalmente, o caráter devedor ou credor de cada Agente.

É um PROCESSO MULTILATERAL

As transações são realizadas entre o sistema e o conjunto de Agentes, não sendo possível a identificação de contrapartes.

Os conceitos abordados tratam-se exclusivamente da Liquidação do MCP. No entanto, existem,

separadamente, o processamento de mais outras 6 liquidações: Liquidação da Energia de

Reserva, Liquidação das Cotas de Garantia Física, Liquidação das Cotas de Angra, Liquidação das

Penalidades, Liquidação do MCSD de Energia Existente e Liquidação do MCSD de Energia Nova.

Agentes devedores

Agentescredores

Aporte de GarantiasAporte de Garantias

Ordem de DébitoOrdem de Débito

PagamentoPagamento

Ordem de CréditoOrdem de Crédito

RecebimentoRecebimento

Liquidação Financeira do MCP

As Garantias Financeiras são constituídas por cada Agente da CCEE e visam assegurar o cumprimento de obrigação de pagamento no âmbito da Liquidação Financeira.

• AGENTES VENDEDORES terão o volume de seus contratos de venda ajustados, na proporção do montante não aportado.

• Será aplicado multa de 2% sobre o valor remanescente.

• O Conselho de Administração da CCEE deverá iniciar o processo de desligamento do Agente, mediante ajuste nos volumes de energia elétrica:

superior a 5%, por 3 liquidações financeiras consecutivas OU

superior a 5%, por 4 vezes ao longo de 12 liquidações financeiras

Os Agentes Consumidores Livres e Especiais, que não cederam em contratos, não terão seus contratos reduzidos por conta do não aporte.

Cálculo da GarantiaFinanceira

Consequências do NÃO aporte da GFIN

Garantias Financeiras

Operação normal – Liquidação do MCP

Contabilização

Agentes devedores

Depositam a exposição individual e o rateio do MRE

Agentes credores

Recebem seus créditos descontando o rateio da inadimplência total

Se a adimplência é de 97%, o credor recebe 97% dos seus créditos

3% de inadimplência

Liquidação Financeira – Jun/18

R$ 10,20 bi(100%)

Contabilizado

R$ 7,03 bi(69%)1

GSF Não repactuado(sob liminar)

R$ 3,17 bi(31%) 1

MCP de jun/18

R$ 1,99 bi(63%) 2

Liquidado

R$ 1,18 bi(37%) 2

Valores não pagos

R$ 0,13 bi(11%) 3

Processo nº 0041607- 85.20154.01.3400*

R$ 0,85 bi(72%) 3

Inadimplência

CEEE-GT

1 - % do total contabilizado

2 - % do MCP de jun/18

3 - % dos valores não pagos

Despacho ANEELnº 1.403/2018**

R$ 0,20 bi(17%) 3

CEB

Rateio dos créditos entre os agentes com liminar de loss sharing

Operação do MCP com liminares

Contabilização

Agente devedor

Entra na justiça pedindo a isenção do GSF ou pedindo a limitação de 5%

Agentes devedores

O valor protegido pela liminar judicial deve ser rateado no MRE

Os agentes entram na justiça pedindo a não participação do rateio de valores de outras ações judiciais

Poucos agentes sem liminar precisam arcar com todo o valor do MRE

Agentes devedores

Excepcionalidade

Os agentes são obrigados a depositar apenas sua exposição (valor incontroverso)

Liminar GSF

Liminar Rateio

Agentes credores

Queda da adimplência impacta no recebimento

Agentes pedem o recebimento integral dos créditos

Liminar LossSharing

x ParalisaçãoFalta de recursos

Panorama Judicial GSF

Fonte: CCEE

Ago/2018

159Liminares vigentes sobre risco hidrológico

7R$ em abertobilhões

284 Ações judiciais sobre o tema

69% do valor contabilizado não é liquidado por questões judiciais

61 liminares

22 sem liminar

43 liminares

21 sem liminar

55 liminares

82 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

Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3

Histórico de adimplência percebida pelos credores no MCP

Fonte: CCEE

Agentes sem liminar

10%87%Agentes com liminar para não participar do rateio

Agentes com liminar conforme regra

20%

97% credores2% credores1% credores

14% 75% 0%

Junho/2018

Média de recebimentoÚltimos 12 meses

Energia Incentivada

Desconto na TUSD/TUST

POR QUE Energia Incentivada?

• Estimular o investimento em outras fontes de energia

• Tornar usinas competitivas

O QUE representa o benefício do desconto?

• Tarifação da energia elétrica:

Tarifa Fio – remuneração pela disponibilidade dos fios

Tarifa Energia – atendimento e comercialização de energia


A aplicação de desconto para os geradores está associada à Tarifa FIO.

Agentes VENDEDORES de Energia Incentivada e Especial

• Geradores (PIE)

• Autoprodutores

• Comercializadores

Agentes COMPRADORES de Energia Incentivada e Especial

• Consumidores Livres

• Consumidores Especiais (demanda ≥ 500 kW)

Agentes responsáveis por APLICAR o benefício do desconto:

• Distribuidores - TUSD

• Transmissores (ONS) - TUST

Responsável por efetuar o CÁLCULO do desconto final:

• CCEE


Energia Incentivada e/ou Especial

Origem do desconto nas usinasPossuem direito ao desconto e

ao repasse aos compradores

1

Na outra ponta o desconto é repassado aos

consumidores finais

2

Compra/venda entre Geradores e Comercializadores

3

A matriz foi adotada para permitir essa comercializaçãosem restringir esse “looping”.

Especial ou Não Especial / Incentivada ou Convencional

As informações contidas neste quadro já contemplam as Leis 13.203/2015 e 13.299/2016.

Especial ou Não Especial / Incentivada ou Convencional

Caso a compra e venda de energia seja realizada sem lastro, o desconto repassado

do vendedor ao comprador também poderá ser degradado

O consumidor precisa tratarbilateralmente os percentuais de

descontos negociados e não entregues.

1Ultrapassagem do limite

de potência injetada

Varia dependendo do tipo de fonte

Essa perda é repassada ao comprador

Recursos Requisitos

2

3

� Gerador/Comercializador (Representa Usina):O Desconto Médio da Energia Vendida é igual ao Desconto Médio da Energia Comprada/Produzida

Repasse do Desconto na TUSD/TUST

�Gerador/Comercializador

GF* da usina x Desconto da Usina + Contratos de Compra x Desconto do Vendedor

Máx ( Total de Vendas; Lastro Desconto)Desconto =

Garantia Física* + Contratos de Compra**

Atualidades

� AP_72/2017 – Tratamento da Exposições Residuais

� Resolução Normativa nº 817/2018;

� Vigente a partir de jan/19.

� AP_83/2017 – Deslocamento Hidráulico –

� Definição do entendimento do montante de deslocamento hidráulico, de origem elétrica;

� Audiência fechada em 07/02/2018.

� AP_20/2018 – Alteração de Regras 2009

� Audiência fechada em 17/06/2018.

� CP_51_MME/2018 – Alteração do patamar de carga

� Prazo para contribuições encerrado em 31/07/2018;

� Previsão de implantação na regras a partir de jan/19.

Atualidades

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Central de Atendimento: 0800-10-00-08 ou [email protected]

Mercado de Energia Elétrica - abrapch.org.br · Cenário: Um consumidor contratou energia em um...

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