Painel 2: CCEE e a operação do mercado · 2015 e pagamento em 2016 ... Somos favoráveis à...
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Painel 2: CCEE e a operação do mercado
22/03/2018
Agenda Setorial 2018: Reforma Setorial e Perspectivas 2018
Rui AltieriPresidente do Conselho de Administração
Agenda
Institucional
Mercado Livre
Desafios 2018
Grandes números da CCEE
Informações ao mercado: Consumo
Crescimento do mercado livre
Tendência para 2018
Futuro: projeto de lei
Liquidação do MCP
Risco hidrológico: judicialização
Aprimoramentos do MRE
Preço Horário e aprimoramentosConsiderações Finais
Conclusão
Grandes números da CCEE
6.956agentes
crescimento de 106% nos últimos dois anos contratos
44.891 registrados na CCEE, sendo 36% no mercado livre
155 judicializaçãodo GSF no mercado livreliminares
R$ 43 bilhõescontabilizados
nas liquidações do MCP, Cotas de Garantia Física, Cotas de Angra, MCSD e Energia de Reserva (2017)
262ações
Consumo de energia anual (MW médios)
2ª revisão quadrimestral de 2014 (projeção de carga – ago/14)
2014
61.699
64.710
2015
61.343
66.773
- 0,6%
+ 0,3%
+ 1%
+ 1,2%
2016
61.537
69.545
2017
62.323
72.574
Fonte: ONS, EPE e CCEE
Consumo no centro de gravidade (Síntese 2017 – mar/18)
Consumo de energia mensal
62.454MW médios
3,5%
64.476MW médios
Fev/18* Fev/17
* Dado preliminar
64.985MW médios
0,4%
64.745MW médios
Jan/18 Jan/17
Maior representatividade do mercado livre
2017
2016
2015
2014
Representatividade (ACL)
29,5%
25,5%
24%
15.33714.581
15.685
18.313
15.26114.515 14.387
17.299
2014 2015 2016 2017
46.355 46.762
45.852
44.010
46.43246.827
47.150
45.024
2014 2015 2016 2017
Consumo no ACL
Consumo no ACR
5%
19,5%
25%
Consumo registrado
Consumo excluindo a migração
Expansão do mercado livre
149adesões
11,3mil
Total de consumidores no ACL
Média de 2016/17
Unidades consumidoras
242processos
Adesões iniciadas na CCEE
Dados: Fevereiro/18
184%
Destaques
Perspectivas de migração para o mercado livre
médio
R$/MWh183(2018)
R$/MWh323(2017)
43%
Tarifa reguladaPLD EnergiaIncentivada
Disponibilidade de cerca de 1.100 MW médios
Suportaria a migração de aproximadamente 8 mil unidades consumidoras (perfil médio 0,14 MW)
Fator 1 Fator 3Fator 2
Futuro (projeto de lei)
2020 => 2 MW
2021 => 1MW
2022=> 0,5 MW
2024 => 0,4 MW
2026 => 0,0023 MW
(ou 2,3 kW)
É importante a implementação da fronteira entre atacado evarejo, ao determinar que consumidores com demanda de até 1MW participem do mercado livre desde que sejam representadosna CCEE por um agente varejista
Custo operacional para o mercado
Mesma regra para Itaipu e pequenos empreendimentos
Agregador dos dados de medição:Criação de uma figura que reúne todas ascargas representadas por um agente emuma determinada área de concessão, quepassariam a ser vistas como uma únicacarga perante a CCEE (não será necessáriaa modelagem e medição individual)
Liquidação Financeira do MCP (jan/18)
CEB Norte Energia CEEE
1 - % do total contabilizado
2 - % do MCP de jan/18
3 - % dos valores não pagos
Percepção de adimplência dos credores
Agentes sem liminar
12,2%88,2%Agentes com liminar para não participar do rateio
Agentes com liminar conforme regra
25,1%
5.259 credores(97%)
94 credores(2%)
44 credores(1%)
9,4% 83,7% 6,7%
Janeiro/2018
Média de recebimentoJaneiro a Dezembro de 2017
Liminares do GSF (ACL)
60 liminares
22 sem liminar
50 liminares
18 sem liminar
45 liminares
67 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
155liminares vigentes
262ações judiciais
Solução para o GSF
Acordo de repactuação em 2015 e pagamento em 2016
Atuação jurídica – STJ e STF
Decisão favorável ao mercado no STF (Abragel)
Extensão da decisão para as ações no STJ
Solucionou R$ 3,05 bilhões (parcelado)
Sem adesão na repactuação –R$ 1,48 bilhão
a
Decisão de mérito em 1ª instância (Apine)
ACR
ACL
R$ 6,09 bilhões
Projeto de Lei – CP 33
Expectativa sobre o PL da reforma do setor e GSF
GSF (GF flat) vs "Banda" de possíveis GSF
81%
83%82%
72%
68%
63%
60%61%
66%67%
66%
71%
80% 79%
81%
73%
70%
67%
65%66%
68%
70% 71%
73%
104% 105%103%
93%
87%
82%
78%79%
85%
88%
86%
92%
100% 100%
103%
94%
91%
88%
86%87%
89%
91% 92%
96%97%
101%
97%
82%
79% 79%
68%
66%67%
69%
72%
79%
90%
94%94%96%
92%90%
81%
78% 78%
82%
84% 85%
89%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
110%
GSF MIN GSF MAX GSF REAL. GSF PROJ.
ANO 2017 2018
GSF máximo 89,9% 93,3%
GSF Real. + Proj. 79,4% 86,6%
GSF mínimo 69,9% 72,1%
Risco hidrológico – Projeção do impacto financeiro do GSF (2018)
183R$/MWh
PLD médio (SE/CO) Fator GSF
87 %13
Impacto Financeiro
bilhões
ACR
ACL
9bilhões
4bilhões
100% GF do ACL
(*) O Impacto Financeiro refere-se a diferença entre a Energia Alocada do MRE (equivalente ao Total deEnergia Gerada do MRE) e Total de Garantia Física do MRE, valorada pelo PLD. O Impacto Financeiro individualdepende do montante contratado de cada Agente do MRE.
*
Aprimoramentos do MRE
Atraso nas linhas de transmissão
Importaçãode energia
Antecipação da garantia física dos projetos estruturantes
Geração fora da ordem de mérito
Risco hidrológico
Purificação
Aprimoramentos na metodologia do cálculo de preço
Set/13: Adoção do
CVaR (50,25)
Jan/16: Consideração
de 9 REE
Mar/17: Consideração da FCDef em
1 patamar
Mai/17: Recalibração dos parâmetros do CVaR (50,40)
Jan/18:12 REE
Jan/19: Preço horário
Jan/19:VminOp ; SAR
Objetivo: Obter uma sinalização de preço horário que seja ainda mais aderente à necessidade operativa do sistema, com base em uma representação mais detalhada
196,10
176,64
162,95
192,89
175,04179,42
170,45
210,79201,98
223,21
236,02
219,50
195,40
média
PLD das semanas de 2018 (R$/MWh)
1-jan
2-jan 3-jan 4-jan 1-fev 2-fev
4-fev
3-fev
1-mar 2-mar 3-mar 4-mar
10%
8%18%
9%
2%
24%
10%
6%
5%
4%
7%
PMO
PMO
Preço Horário - Benefícios
Favorece a resposta da demanda Armazenamento de Energia (Banco de baterias, carros elétricos) Bombeamento, usinas reversíveis, etc.
Melhor representação da Curva de Carga
Mais adequado para representar a variabilidade das fontes intermitentes
Avanço na representação e na previsão de geração das Usinasnão Simuladas Individualmente (UNSI)
Permite a representação explícita e mais detalhada das restriçõesoperativas associadas à geração hidráulica e térmica
Redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS)
Aumento da importância da comercialização horária(modulação dos contratos)
Novas oportunidades de negócio
Considerações Finais
É preciso encontrar uma solução para a questão do risco hidrológico. Não é saudável para o mercado funcionar com R$ 6 bilhões em aberto por conta de liminares judiciais. Atualmente não há perspectivas de paralisação do mercado
Somos favoráveis à ampliação do mercado livre de forma organizada com a separação entre atacado e varejo, sendo a redução dos requisitos realizada de forma gradual
Estamos atuando no aprimoramento da metodologia de cálculo do PLD, ampliando a aderência da formação do preço com a operação física do sistema tendo como premissas: transparência, reprodutibilidade e previsibilidade
Além da judicialização do GSF, a inadimplência de algumas distribuidoras é um ponto de atenção