Mercado de Livre Contratação de Energia de PCHs Novas Regras de Comercialização e Liquidação

V Conferência de PCHs – Mercado e Meio Ambiente

Leonardo CalabróConselho de Administração

05 de agosto de 2009

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

A Comercialização da Energia de PCHs

Visão Geral da CCEE

Agenda

2

Garantias Financeiras

Desafio da Formação do PLD

A CCEE

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica(CCEE) foi autorizada pela Lei nº 10.848, de15/03/2004 e instituída pelo Decreto nº 5.177 de12/08/2004, como pessoa jurídica de direitoprivado, sem fins lucrativos, sob regulação efiscalização da ANEEL sem fins lucrativos, tendocomo principais atribuições:

Implantar e divulgar Regras e Procedimentos de Comercialização

Administrar o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL)

Manter o registro dos dados de energia gerada e consumida pelos Agentes da CCEE

Manter o registro dos contratos firmados entre os Agentes da CCEE

Contabilizar e liquidar as transações realizadas no mercado de curto prazo

Realizar Leilões de Energia sob delegação da ANEEL

3

Agentes da CCEE

Fonte CCEE - dados de maio/2009

Agentes da CCEE - Hoje

4

Representatividade da Classe de Agentes na CCEE

2,4%6,6%

67,0%

4,6%

3,1%

0,1%

16,3%

Autoprodutor

Comercializador

Consumidor Livre

Distribuidor

Gerador

Importador

Produtor Independente

Classe do Agente Nº Agentes % N°

usinas PCHs

%

Autoprodutor 23 2,4 8 3,1Comercializador 62 6,6 80 30,9

Consumidor Livre 630 67 3 1,2Distribuidor 43 4,6 1 0,4

Gerador 29 3,1 100 38,6Importador 1 0,1 0 0,0

Produtor Independente 153 16,3 67 25,9

Total 941 100 259 100

Agentes da CCEEAgentes da CCEE - Hoje

5

Usinas atuando através de seus Proprietários

Usinas Representadas (Terceiros)

Distribuidor 1

Consumidor Livre 2 1

Autoprodutor 8

Comercializador 80

Produtor Independente 53 14

Gerador 94 6

Total 150 109

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Representação de PCHs na CCEE

Fonte CCEE - dados de maio/2009

Agentes da CCEEEvolução das PCHs

6 Fonte CCEE - dados de maio/2009

259

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

ago-

00

nov-

00

fev-

01

mai

-01

ago-

01

nov-

01

fev-

02

mai

-02

ago-

02

nov-

02

fev-

03

mai

-03

ago-

03

nov-

03

fev-

04

mai

-04

ago-

04

nov-

04

fev-

05

mai

-05

ago-

05

nov-

05

fev-

06

mai

-06

ago-

06

nov-

06

fev-

07

mai

-07

ago-

07

nov-

07

fev-

08

mai

-08

ago-

08

nov-

08

fev-

09

mai

-09

N°

de U

sin

as

PC

Hs

Evolução N° Usinas PCHs

Evolução do Mercado Livre

Consumo do Mercado Livre e do SIN

Fonte: CCEE (dados até maio/2009)7

48.347

49.807

49.363

50.846

49.846

51.005

49.957

50.906

50.477

51.349

51.605

52.74751.001

47.904

52.144

48.506

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000 ju

n/07

jul/0

7

ago/

07

set/0

7

out/0

7

nov/

07

dez/

07

jan/

08

fev/

08

mar

/08

abr/0

8

mai

/08

jun/

08

jul/0

8

ago/

08

set/0

8

out/0

8

nov/

08

dez/

08

jan/

09

fev/

09

mar

/09

abr/0

9

mai

/09

MW

med

Consumidor Livre e Especial APE, PIE e Eletrointensivo Mercado Total

23,5% da energia do SIN é comercializada no Mercado LivreMercado Livre*: Consumidor Livre e Especial, Autoprodutor (APE), Eletrointensivo (CHESF, FURNAS e ELETRONORTE)

Participação do Mercado Livre* no

SIN

Evolução dos Consumidores Livres e Especiais

Consumo de Consumidores Livres e Especiais (MW médios)

Participação % do Consumo de C. Livres e Especiais no SIN

Fonte: CCEE (dados até maio/2009)8

8.3

20

8.3

41

8.6

07

8.4

80

8.5

65

8.6

15

8.2

40

7.9

45

8.1

13

8.2

11

8.1

90

8.3

14

8.3

88

8.3

72

8.2

84

8.1

77

8.2

94

7.7

96

6.7

44

6.9

64

7.2

47

7.5

89

7.4

69

7.3

95

jun/

07

jul/0

7

ago/

07

set/0

7

out/0

7

nov/

07

dez/

07

jan/

08

fev/

08

mar

/08

abr/0

8

mai

/08

jun/

08

jul/0

8

ago/

08

set/0

8

out/0

8

nov/

08

dez/

08

jan/

09

fev/

09

mar

/09

abr/0

9

mai

/09

Especiais Livres

17

%

17

%

18

%

17

%

18

%

18

%

17

%

16

%

17

%

17

%

17

%

17

%

17

%

17

%

17

%

17

%

17

%

16

%

14

%

14

%

15

%

16

%

15

%

15

%

jun/

07

jul/0

7

ago/

07

set/0

7

out/0

7

nov/

07

dez/

07

jan/

08

fev/

08

mar

/08

abr/0

8

mai

/08

jun/

08

jul/0

8

ago/

08

set/0

8

out/0

8

nov/

08

dez/

08

jan/

09

fev/

09

mar

/09

abr/0

9

mai

/09

Especiais Livres

Maio/09

Consumo dos CL e CE:

7.805 MW médios

Seu consumo correspondeu

a 16% do SIN

Evolução dos Consumidores Livres e Especiais

Nº de Consumidores Livres e Especiais

Fonte: CCEE (dados até maio/2009)9

66

1

67

2

68

0

68

3

69

2

68

6

68

6

48

1

47

9

47

8

47

2

47

1

46

8

46

4

46

0

45

9

45

6

45

6

45

9

45

6

44

6

44

7

44

1

43

9

19

8

19

9

20

3

20

4

20

4

20

1

20

1

19

9

19

9

19

8

19

4

19

4

18

9

19

1

18

7

18

9

19

1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

jun/

07

jul/0

7

ago/

07

set/0

7

out/0

7

nov/

07

dez/

07

jan/

08

fev/

08

mar

/08

abr/0

8

mai

/08

jun/

08

jul/0

8

ago/

08

set/0

8

out/0

8

nov/

08

dez/

08

jan/

09

fev/

09

mar

/09

abr/0

9

mai

/09

Consumidores Especiais Consumidores Livres

Variação de Consumidores Livres e Especiais

7

-2

-1

-6

-1

-3

-4 -4

-1

-3

3

-3

-10

1

-6

-2

1

4

1

-3

-2

-1

-4

-5

2

-4

2 2

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

Variação dos Consumidores Livres e Especiais

Consumidor Livre Consumidor Especial

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

A Comercialização da Energia de PCHs

Visão Geral da CCEE

Agenda

11

Garantias Financeiras

Desafio da Formação do PLD

PCHs – Evolução da Geração

12 Fonte CCEE – dados até junho/2009

2006 2007 2008 2009PCH 751 1.005 1.227 1.595 Térmica 4.748 4.567 6.221 4.139 Hidráulica 42.296 44.931 43.881 44.728 Total geral 47.795 50.503 51.329 50.463

88,5% 89,0% 85,5% 88,6%

9,9%9,0% 12,1% 8,2%

1,6% 2,0% 2,4% 3,2%

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000 Evolução da Geração (2006 a 2009) – MW médios e %

PCH: aumento na participação da geração total

MW médios

Possibilidade de contratação das PCHs

13

Contratos de longo prazoPreços do leilão corrigidos pelo IPCABaixo risco

Contratos de longo prazoPreços regulados pelo MME, corrigidos pelo IGPMBaixo risco

Preços resultantes de processo de chamada públicaContratos de médio/longo prazosBaixo risco

Preços livremente negociadosContratos de curto/médio/longo prazos - negociaçãoMédio/alto risco

O agente proprietário de PCHs tem as seguintes opções para construir seu portfólio de contratos

LeilõesACR

PROINFA

Geração Distribuída

Mercado Livre

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica(PROINFA) foi instituído pela Lei 10.438/2002, com o objetivo dediversificar a matriz energética nacional, com das seguintes fontes:Eólica, PCH e Biomassa

Contratos com duração de 20 anos

Contratação concluída para a 1ª fase do PROINFA no montante de3.299 MW de capacidade

1.423 MW de capacidade para Eólicas

1.191 MW de capacidade para PCH

685 MW de capacidade para Biomassa

Meta prevista na Lei 10.438/02 é, em 20 anos, suprir 10% doconsumo de energia elétrica por meio de fontes alternativas

PROINFA

14

PROINFA – Usinas em Operação

15 Fonte: CCEE (dados até abril/2009)

11 12 13 13 13 13 14 15 16 16 1821 21

25 2732

35 37 39 39 39 39 3915 1516 16 16 16

1819 19 19

1919 19

1919

2020

2222 22 22 22 22

5 55 5 5 5

66 6 6

66 6

66

66

66 6 6 8 8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

N°

de U

sin

as

em

Op

era

ção

PR

OIN

FA

Evolução da Entrada em Operação das Usinas do PROINFA (No Usinas)

PCHs Biomassa EólicasStatus do PROINFA - Abril de 2009

Biomassa PCHs Eólicas TOTAL

Previsão 60 51 61 172

Em operação 22 39 8 69

PROINFA – Geração em 2007, 2008 e 2009

16 Fonte: CCEE (dados até abril/2008)

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

MW

Méd

ios

Evolução da Geração do PROINFA (MW medios)

Hidráulica PCH Térmica a Biomassa Eólica

Geração Hidráulica PCH:

~ 74% do total do Proinfa

PROINFA – Usinas em Operação

17 Fonte: CCEE (dados até abril/2009)

A Eletrobrás transfere a exposição do MCP aos produtores das usinas do Proinfa

0

200

400

600

800

1000

1200

MW

Méd

ios

PROINFA - Evolução dos Recursos e Venda

Energia Disponível Venda

No ACL as PCHs podem vender energia para:

Consumidor Livre (demanda contratada mínima de 3 MW)

Consumidor Especial:

Consumidor (Grupo A4 ou superior) com demanda igual ou superior a 500 kW

Consumidores (Grupo A4 ou superior) reunidos em comunhões de interesse de fato ou de direito, com demanda total igual ou superior a 500 kW

Gerador, Produtor Independente, Comercializador e Autoprodutor

Desconto na TUSD/TUST

Usinas: desconto permanente definido pela ANEEL – perde o desconto se comprar energia convencional em montante superior a 49% de sua Garantia Física

Consumidores: recebem o desconto repassado pelo Vendedor - o desconto final do Consumidor será a média ponderada dos descontos associados às energias compradas ⇒ equacionamento Matricial

A verificação do desconto final do Consumidor Especial é MENSAL

Ambiente de Contratação Livre - ACL

18

Contratação da Energia Incentivada

Fonte: CCEE (dados até março/2009)Valores Estimados

19

78,9

%

81,4

%

76,8

%

73,3

%

72,9

%

72,4

%

67,2

%

73,2

%

68,5

%

68,2

%

67,2

%

68,7

%

79,7

%

78,8

%

77,0

%

21,1

%

18,6

%

23,2

%

26,7

%

27,1

%

27,6

%

32,8

%

26,7

%

31,4

%

31,7

%

32,7

%

31,2

%

19,4

%

19,3

% 21,9

%0,1%

0,1%

0,1%

0,1%

0,1% 0,9%

1,8%

1,1%

jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09Venda Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7 0,6 0,6 0,6 0,5 5,1 11,1 6,9 Venda Biomassa 107,3 97,9 125,0 146,9 145,6 155,9 189,3 153,6 193,0 196,6 197,8 174,6 109,5 116,0 142,6Venda PCH 402,2 428,6 414,3 404,1 391,2 408,0 387,5 421,4 421,7 422,8 406,4 385,0 450,8 473,2 501,0

Comercialização de Energia Incentivada Compra de Consumidores Livres e Especiais

PCH

Biomassa

Eólica

MW médios

Os Agentes de Distribuição podem adquirir energia de PCHs das seguintes modalidades:

Leilões de compra de energia no ACR

A-1, A-3, A-5 e Leilões de Fontes Alternativas

Energia de geração distribuída através de chamada pública (pequenas usinas conectadas à rede de distribuição) limitada a 10% da sua carga

Compra compulsória da energia contratada do PROINFA -Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PCH, Eólica, Solar, Biomassa)

Ambiente de Contratação Regulada - ACR

20

21

Resultados da Participação das PCHs nos Leilões de Energia

Leilões de Novos Empreendimentos (A-5 e A-3)

Leilão de Fontes Alternativa

Fonte: CCEE

22

Resultados da Participação das PCHs nos Leilões de Energia

Fonte: CCEE

Resumo – Participação das PCH nos Leilões

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

A Comercialização da Energia de PCHs

Visão Geral da CCEE

Agenda

23

Garantias Financeiras

Desafio da Formação do PLD

O Mecanismo de Realocação da Energia Assegurada (MRE) é ummecanismo financeiro de mitigação do risco hidrológico causado pelanecessidade de otimização do uso da água devido a:

disparidades hidrológicas regionais;

usinas em cascata (ótimo individual ≠ ótimo conjunto);

O MRE torna o gerador indiferente a este risco.

O MRE realoca entre suas usinas o total de energia gerada com basena energia assegurada de cada usina, transferindo o excedente dasusinas que geraram além de suas energias asseguradas para aquelasque geraram abaixo

Energia secundária: superávit quando energia gerada > energiaassegurada

MRE

Fazem parte do MRE:

Obrigatoriamente: todas as usinas hidráulicas despachadas pelo ONS

Facultativamente: PCHs que o solicitam

Cada usina participante tem uma energia assegurada concedida peloMME

O MRE realoca os excedentes de geração entre as usinasparticipantes

Os participantes pagam/recebem a TEO (R$8,18/MWh - 2009) pelaenergia recebida/cedida através do MRE

MRE

25

N° de PCHs Participação

Fora do MRE 63 24,3%

MRE 196 75,7%

Total geral 259 100,0%

Fonte CCEE - dados de maio/2009

26

A usina 3 gerou acima de sua energia assegurada, enquanto as usinas 1 e 2 geraram abaixo de suas asseguradas

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Energia Assegurada

Caso 1 – Geração Total > Assegurada Sistema

MRE

27

A usina 3 cede toda a sua produção acima da assegurada para o MRE

Energia Assegurada

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Energia cedida ao MRE

MRE

28

Essa energia é realocada para as usinas 1 e 2 até que essas atinjam suas energias asseguradas. Após a realocação, a usina 3 ainda apresenta produção acima de sua assegurada. Essa sobra é denominada energia secundária

Energia realocada

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Energia Secundária

MRE

29

A alocação de energia secundária ocorrerá na proporção das energias asseguradas de cada usina.

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Energia Secundária

Energia realocada

Energia secundáriarealocada

Paga TEO (8,18 R$/MWh)

Recebe TEO (8,18 R$/MWh)

Recebe PLD(16,31 a 633,37 R$/MWh)

MRE

30

Caso 2 – Geração Total < Assegurada Sistema

1,0Fator de Ajuste da Energia Assegurada(GSF)

MRE do TotalAssegurada EnergiaMRE do TotalGeração

= <

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Energia Assegurada

MRE

31

Caso 2 – Geração Total < Assegurada Sistema

1,0Fator de Ajuste da Energia Assegurada(GSF)

MRE do TotalAssegurada EnergiaMRE do TotalGeração

= <

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Redução da AsseguradaGFS < 1

MRE

32

Caso 2 – Geração Total < Assegurada Sistema

1,0Fator de Ajuste da Energia Assegurada(GSF)

MRE do TotalAssegurada EnergiaMRE do TotalGeração

= <

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Energia Ajustada

MRE

33

Caso 2 – Geração Total < Assegurada Sistema

1,0Fator de Ajuste da Energia Assegurada(GSF)

MRE do TotalAssegurada EnergiaMRE do TotalGeração

= <

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Geração Verificada

Paga TEO (8,18 R$/MWh)

Recebe TEO (8,18 R$/MWh)

Paga PLD(16,31 a 633,37 R$/MWh)

MRE

Evolução da Geração

34

O Mecanismo de Redução de Energia Assegurada (MRA) tem como objetivopenalizar as usinas que não cumprem com requisitos de disponibilidade.

Estes cálculos são feitos considerando os parâmetros de interrupçõesprogramadas e forçadas verificados em relação aos parâmetros de referência(quando uma usina hidrelétrica é projetada).

O MRA passou a ser aplicado a PCHs a partir de janeiro de 2008, com critérios estabelecidos pela Resolução Normativa N.º 266 de 22 de maio de 2007.

Se a usina ficar indisponível mais do que o tempo previsto/planejado

Terá reduzida sua energia assegurada (direitos de alocação) no MRE

O Agente deverá comprar mais energia no MCP (ao PLD) para atender seuscontratos – risco para o Agente

Apuração de indisponibilidades:

Usinas despachadas centralizadamente: a cargo do ONS

Usinas não despachadas: a cargo da CCEE, conforme indisponibilidades informadasmensalmente pelos Agentes

O MRA não tem impacto sobre a garantia física (lastro para venda) da usinahidráulica

MRA

35

36

Uma usina denominada U1 possui Índice de Disponibilidade de Referência igual a 1.

Esta usina teve o Índice de Disponibilidade Verificado de 0,80.

Portanto deve ter sua energia assegurada reduzida, para fins de alocação do MRE.

Índice de Disponibilidade de Referência = 1,0

Índice de Disponibilidade Verificado = 0,80

0,801

0,801,min =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

Referência de idadeDisponibil de ÍndiceVerificado idadeDisponibil de Índice1,minidadeDisponibil deFator

MRA - Exemplo de alocação de energia do MRE

37

MRA - Exemplo de alocação de energia do MRE

Aplicação MRA e MRE

Energia Assegurada = Contratos100 MWh

Geração=20 MWh

Compra SPOT (PLD)=20 MWh

Energia Assegurada =Contratos100 MWh

Recebe MRE(TEO)= 60 MWh

Geração=20 MWh

Energia Assegurada Reduzida=80 MWh

38 Fonte: CCEE (dados até maio/09)

-2,1% -2,3% -2,4% -2,4%-2,3% -2,2% -2,2%-2,1% -2,1% -2,0% -2,3% -2,4%-2,4%

-2,5% -2,5% -2,6% -3,1%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

MW

Méd

ios

jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/09En Asseg. antes do

MRA 42.902 42.041 42.076 40.959 40.878 41.228 41.558 42.295 43.003 43.388 43.193 42.429 39.275 40.847 42.174 42.749 42.140

En Asseg. após o MRA 41.993 41.063 41.070 39.976 39.946 40.318 40.643 41.414 42.090 42.514 42.180 41.402 38.322 39.840 41.133 41.630 40.817

Impacto da Aplicação do MRA - Usinas Hidrelétricas Despachadas pelo ONS

Redução Média em 2008: -2,24%

Redução Média em 2009: -2,63%

Avaliação da Aplicação do MRA em Usinas Despachadas

39 Fonte: CCEE (dados até maio/09)

Avaliação da Aplicação do MRA em Usinas Não Despachadas

-5,4%-11,3%-11,1%-12,4%-10,4%-13,8%-15,2%-13,8%

-14,3%

-14,5%-14,4%-15,7%

-10,5%-9,2% -7,7%-9,0%

-9,5%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

MW

Méd

ios

jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/09En. Asseg. antes do

MRA 1.078 1.123 1.103 1.133 1.142 1.209 1.221 1.260 1.315 1.442 1.488 1.588 1.509 1.511 1.487 1.542 1.477

En. Asseg. após o MRA 1.020 996 980 992 1.023 1.042 1.035 1.085 1.127 1.233 1.273 1.340 1.350 1.372 1.372 1.404 1.336

Impacto da Aplicação do MRA em Usinas Hidrelétricas Não Despachadas

Redução Média em 2008: -12,94%

Redução Média em 2009: -9,2%

Avaliação da Aplicação do MRA em Usinas Não Despachadas

40

A partir de janeiro de 2008 iniciou-se a aplicação do MRA às UsinasHidrelétricas participantes do MRE e não despachadas pelo ONS

No ano de 2008 as hidrelétricas despachadas pelo ONS sofreram umaredução de cerca de 2,2% em sua Energia Assegurada em função doMRA

Já as usinas não despachadas pelo ONS (em sua maioria PCHs)sofreram uma redução de 12,9% em sua Energia Assegurada – issoacarreta impacto financeiro

Ressalta-se que, quando do início da aplicação do MRA, em meadosde 2003, cenário semelhante havia ocorrido com as hidrelétricasdespachadas pelo ONS

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

A Comercialização da Energia de PCHs

Visão Geral da CCEE

Agenda

41

Garantias Financeiras

Desafio da Formação do PLD

42

Conceitos gerais para o cálculo de Garantias Financeiras

Em cada cálculo mensal, a CCEE apura o resultado financeiro doagente na última contabilização (mês m-1), bem como aexpectativa de exposição para as cinco Liquidações Financeirassubseqüentes (meses m a m+4), sendo m o mês de apuração,ou mês de cálculo.

A expectativa de exposição para os meses m a m+4 equivale àdiferença entre recursos (geração e contratos de compra) erequisitos (carga e contratos de venda) valorada ao PLD esperadopara o período.

Metodologia de Garantias Financeiras

Contratos de venda registrados antes daentrada em operação comercial de umausinas podem implicar aporte de garantiasfinanceiras.

43

Exemplo:

Metodologia de Garantias Financeiras

44

Composição das Garantias Financeiras

Metodologia de Garantias Financeiras

(*)

(*) Exposições involuntárias das

distribuidoras / outros ajustes do cálculo

(liminares etc.)

45

Tratamento da Geração:

Hidrelétricas do MRE:

Mês m-1: Energia Alocada (conforme contabilizado)

Meses m a m+4: Energia Assegurada Sazonalizada

Demais usinas:

Mês m-1: Geração verificada

Meses m a m+4: Geração declarada pelo gerador

Ou menor geração (≠0) dos últimos 12 meses, caso o agente não declare

Agente sem histórico e sem declaração: geração igual a zero

Metodologia de Garantias Financeiras

Metodologia de Garantias Financeiras

Apesar do curto histórico de aplicação da nova metodologia deGarantias Financeiras, algumas observações podem serdestacadas

Na nova metodologia, somente os agentes que oferecem risco aomercado aportam Garantias

A metodologia proporciona maior aderência entre o valor aportado eo risco de exposição do Agente

Indução à contratação ou antecipação do registro de contratos naCCEE

Desafio: buscar aprimorar ainda mais a metodologia de cálculode Garantias Financeiras para trazer maior tranquilidade aomercado de energia elétrica

⇒ aprimoramento contínuo

46

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

A Comercialização da Energia de PCHs

Visão Geral da CCEE

Agenda

47

Garantias Financeiras

Desafio da Formação do PLD

48

PREVISÕES DE CARGA

PREVISÕES DEAFLUÊNCIAS SEMANAIS

Modelos

- Função de Custo Futuro- Valor da água- Risco de Déficit- Programação Dinâmica Dual Estocástica

CMO PLDEXPANSÃO DA OFERTA

CVU DA TEMELÉTRICAS

LIMITES DEINTERCÂMBIO

Processo de Formação do PLD

Responsabilidades da CCEEApuração/cálculo do PLD semanal

Divulgação Semanal do PLD (ex-ante)

Contabilização e Liquidação Mensais com base no PLD

O PLD tem como base o Custo Marginal de Operação – CMO produzidopelos modelos computacionais NEWAVE e DECOMP utilizados peloONS para estabelecer as estratégias e políticas ótimas da operação

49

Processo de Formação do PLD

Histórico do PLD risco de volatilidade

Formação do PLD

51

P1 representa o PLD ex-ante (utilizado no mercado de curto prazo).

P2 representa o custo marginal do sistema (percepção do operador).

Sob essa circunstâncias, o PLD, representado por P1, não refleteefetivamente a operação real do sistema

A diferença de custo é paga via de encargos.

Despacho forada ordem de mérito(encargos)

PLD(neste caso, o CMO não define a operação)

P2

(despacho  real)

P1

(despacho  programado)

CVU do recurso marginal

Atuação da CCEE no aprimoramento do PLD

Frentes de Trabalho

Grupo de Trabalho PLD (CCEE, Agentes e Associações)As atividades foram direcionadas para o âmbito do GT2

Subgrupo do GT2 (ONS/CCEE)“Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e EvoluçãoMetodológica do Planejamento e Programação da Operação e Cálculodo PLD”

CPAMP (MME)Coordenação Geral: MME - Márcio Zimmermann

Entidades participantes: ANEEL, CCEE, CEPEL, EPE, ONS

Participação da CCEE em discussões sobre aprimoramento da metodologiade formação do CMO/PLD e impactos nos ESS, em grupo de trabalhoespecífico, sob a coordenação do conselheiro Leonardo Calabró.

Obrigado!

Telefone – 0800-10-00-08

Fax – 55-11-3175-6636

Email: atendimento@ccee.org.br

Site: www.ccee.org.br

Canais de Comunicação com a CCEE

53