Aperfeiçoamentos ao Modelo de Comercialização de Energia

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Aperfeiçoamentos ao Modelo de

Comercialização de Energia

Roberto Brandão

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Sumário

• _{Crise financeira: diagnóstico}

• _{Situação atual}

• _{Mercados de diferenças: fundamentos}

• _{Entendendo o risco na comercialização de}

energia

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Crise financeira: diagnóstico

Há uma

crise no modelo de comercialização de

energia no atacado

. Com a seca obrigações de

curto prazo assumiram volume incompatível

com a capacidade de pagamento dos agentes:

• Necessidade de suporte do governo e de

recorrentes inovações regulatórias para manter o sistema solvente;

• Distribuidoras perderam autonomia financeira;

• Grandes prejuízos para vários geradores.

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Crise financeira: diagnóstico

Custo de curto prazo tem dois componentes:

1. O custo elevado das termoelétricas é inevitável.

2. Custo financeiro no Mercado de Curto Prazo, é fruto de um desenho inadequado do modelo de comercialização e de alguns contratos de longo prazo originados de leilões regulados.

Solução estrutural para a crise financeira passa

por

mudanças regulatórias

no modelo de

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Situação atual

Desde outubro de 2012 as termoelétricas

brasileiras operam praticamente a

plena

capacidade

com custos operacionais elevados.

A

alta do PLD

em 2014 agravou o problema:

i.

Maior volume financeiro de transações no

Mercado de Curto Prazo- da CCEE.

ii.

Impacto sobre todos os agentes expostos ao

preço de curto prazo (PLD) e sobre os preços

de novos contratos.

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Geração térmica convencional

2011-14 em MWméd

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Mercado de Curto Prazo: volumes e

preços

(média móvel de 12 meses)

GESEL – Grupo de Estudos do 7 Fonte: Elaboração própria com base em dados da CCEE, InfoMercado

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Custo total da energia no

curto prazo 2009 a 2014

Ano PLD Energia Comercializada do MCP CCEE Conta-bilização ESS Segurança Energética Custo Total (CCEE+ESS) R$/Mwh Mwméd R$ milhões R$ milhões R$ milhões

2009 42,10 5.669 2.585 235 2.820 2010 72,82 6.282 5.071 671 5.742 2011 29,46 8.322 3.928 6 3.934 2012 142,78 7.279 8.998 1.762 10.760 2013 279,19 5.906 15.405 4.802 20.208 2014 722,50 8.921 42.897 1.230 44.127

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Mercados de diferenças:

Fundamentos

Modelo britânico

• Sistema de despacho baseado no mercado de energia;

• Diferenças entre curva de carga “de mercado” e a real são ajustadas pelo Operador do Sistema;

• Diferenças entre montantes contratados e medidos são contabilizadas no Mercado de Diferenças

(Balancing Market);

• _{Custo das Diferenças é baseado no custo incorrido}

pelo Operador para equilibrar o sistema.

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Mercados de diferenças:

Fundamentos

Modelo britânico

Há forte incentivo à contratação:

• Agentes que provocam diferenças pagam o

custos das diferenças (há penalização implícita).

• Geradores que geram acima ou abaixo do

contratado recebem uma compensação de acordo com suas ofertas de preços para serviços de

regulação do sistema (balancing services).

• _{Volume de diferenças é pequeno com relação à}

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Mercados de diferenças:

Fundamentos

Modelo brasileiro:

• Contratação é de longo prazo;

• Despacho é desvinculado dos contratos;

• Agente que causa um desvio nem sempre arca com o custo do desvio. Exs: consumo abaixo da energia contratada; geração descontratada.

• Gerador contratado, mas com desvio de geração causado por terceiros não é ressarcido e está

exposto ao preço de curto prazo (PLD).

GESEL – Grupo de Estudos do

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Fundamento dos Mercados de

diferenças

Modelo brasileiro (continuação):

Problemas:

1. Em situações de seca severa os contratos atuais levam a um volume financeiro de diferenças elevado, independente de decisões dos agentes.

2. Desvios gerenciáveis também podem gerar

compromissos vultosos para terceiros sem que a regulação penalize tal tipo de comportamento.

3. Não há mecanismos de hedge. Mas geradores podem transferir o risco para consumidores.

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Folga de garantia física com relação

ao consumo

(média móvel 12 meses)

GESEL – Grupo de Estudos do 13 Fonte: Elaboração própria com base em dados da CCEE, InfoMercado

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A transferência do risco hidrológico

para o consumidor

• _{Folga de Garantia Física foi de 5.343MWméd.}

No entanto a oferta de GF foi escassa.

• _{A principal razão foi o déficit de geração}

hídrico de 4.510MWméd (9,4% da GF hídrica

total).

• _{Geradores hídricos que puderam ficar}

descontratados o fizeram para evitar

exposições ou até para ficarem credores no

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Entendendo o risco na

comercialização de energia

Em situação de seca severa o Mercado de

Curto Prazo liquida estruturalmente (Tipo 1):

• Geração térmica acima da garantia física;

• Energia de reserva.

Decisões dos agentes podem levar a

liquidações adicionais (Tipo 2):

• GF descontratada, mas com geração associada;

• Sazonalização da Garantia Física;

• _{Diferenças do lado do consumo.}

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Entendendo o risco na

comercialização de energia

• _{As liquidações do Tipo 1 são um}

_{risco inerente}

à forma de contratação

de Térmicas com

Garantia Física baixa e da Energia de Reserva.

• _{Para evitar que o problema se agrave basta}

mudar a forma de contratação de novas

Térmicas e Energia de Reserva para que não

gerem excedentes no MCP em secas severas.

• _{Mas o}

_{risco já contratado é expressivo}

_e

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Volume de Transações

no MCP em 2014

(em MWméd)

GESEL – Grupo de Estudos do 17

Total MCP 2014 8.921 Transações Tipo 1 3.596 Geração térmica acima da GF* 2.488 Energia de reserva gerada 1.108 Transações Tipo 2 5.325

Geração térmica merchant

Geração hídrica descontratada

Diferenças derivadas da sazonalização Diferenças do lado do consumo

* Estimativa Gesel

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Volume de Transações no MCP

Tipo 1 em 2019

(em MWméd)

Energia de Reserva Total já leiloado 3.399 Angra III 1.200 Total 2019 4.599

Geração térmica acima da GF*

Deck 2014 2.488 A-5 2014 1.178 Total 2019 3.666 Total Tipo 1 em 2014 3.596 Total Tipo 1 em 2019 8.265 Aumento Tipo 1 (mwméd) 4.669 Aumento Tipo 1 % 130%

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Entendendo o risco na

comercialização de energia

Parte das liquidações de Tipo 2 são

descasamentos fortuitos entre e energia

contratada e a energia medida e não podem

ser eliminadas. Mas parte decorrem de:

• Apostas altistas de geradores, que deixam parte do lastro merchant;

• Sazonalização da GF descasada dos contratos de venda (aposta no PLD);

• Apostas de comercializadores e consumidores.

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Possíveis soluções

1. Eliminar estruturalmente as transações do Tipo I,

ou parte delas.

2. Mudanças nos incentivos regulatórios para coibir

transações do Tipo 2.

3. Abandonar os custos marginais para definição do

PLD. Alternativa seria utilizar custos médios ou os custos dos desvios.

4. Repensar a contratação de energia existente de

fonte térmica para viabilizar usinas antigas fora do modelo merchant.

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GESEL – Grupo de Estudos do 21

Google: gesel ufrj

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A liquidação do Mercado de Curto Prazo:

(23)

GESEL – Grupo de Estudos do 23 GESEL – Grupo de Estudos do 23

A liquidação do Mercado de Curto Prazo

(24)

A liquidação do Mercado de Curto Prazo

(25)

GESEL – Grupo de Estudos do 25 GESEL – Grupo de Estudos do 25

A liquidação do Mercado de Curto Prazo

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Entendendo o risco na

comercialização de energia

Os tomadores de risco primário em seca

severa são os geradores hídricos.

Mas estes podem fazer hedge repassando

parte dos custos para os consumidores.

Impacto para o consumidor:

• _{Exposição de Itaipu e das usinas cotistas;}

• Consumidores não conseguem firmar contratos longos como efeito do hedge das hidroelétricas e acabam expostos ao PLD.