Mercado de Energia Elétrica Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais de Geração Hidrelétrica PCHse CGHs

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Mercado de Energia Elétrica

Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais de Geração Hidrelétrica

PCHs e CGHs

Curitiba - PR

Turma 1: 21 de Agosto de 2018

Turma 2: 22 de Agosto de 2018

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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.

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:: 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

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(5)

SIN Brasileiro x Eurásia

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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

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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

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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

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(10)

Chamada Pública Geração Distribuída C O M P R A D O R ES

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:

ACR

Ambiente de Contratação Regulado

ACL

Ambiente de Contratação Livre

Leilões Regulados Negociados 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 Independentes, Comercializadores e Autoprodutores. V EN D ED O R ES

Valores Anuais de Referência Específicos – VRES (Portaria MME) Diferenciados por fonte

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(12)

(13)

(14)

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%

(15)

(16)

Processos de adesão em andamento

Posição: Jun/18

Processos em adesão – total 446

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Caraterísticas CGHs

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

100 129

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

(18)

Caraterísticas PCHs

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

292 124

Participação no MRE

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.

(19)

(20)

PLD Contratos Medição

D

ad

o

s

d

e

En

tr

ad

a

_{Dados de Saída}

Contabilização Regras de Comercialização Resultados Liquidação Financeira Procedimentos de

Comercialização CliqCCEE SCDE

Garantia Financeira

Contabilização e Liquidação do MCP

(21)

Energia Gerada Energia Consumo

50%

Somado ao Consumo

50%

Somado ao Consumo

Perdas 220 900 G E R A Ç Ã O 680 C O N S U M O 790 790 G E R A Ç Ã O C O N S U M O

50%

Subtraído da Geração

50%

Subtraído da Geração

Centro de Gravidade

(22)

Quadro Resumo

Contrato Sazonalização Modulação Submercado de registro*

CCEARQ _{vendedor, em comum acordo entre as partes *}Realizada pelo comprador e validada pelo

Realizada conforme perfil de carga remanescente da

distribuidora, respeitando o Limite de Potência de

Referência do Gerador

Vendedor

CCEARD Realizada de forma FLAT pelo Sistema CliqCCEE

Realizada conforme perfil de carga total da

distribuidora, respeitando o Limite de Potência de

Referência do Gerador

Vendedor

Ajuste Realizada 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

CCGF Realizada 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 CliqCCEE Realizada conforme a curva de geração das usinas do _MRE Comprador

Proinfa

Informada 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 MRE

Comprador

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.

(23)

5 6 7 8 9 10 11 4 2 3 1 MS + 3du Disponibilização de dados de Medição MS + 3du Disponibilização de dados de Medição

MS + 4du até MS + 7du

Ajuste da Medição

MS + 4du até MS + 7du

Ajuste da Medição MS + 6du Registro de Contratos MS + 6du Registro de Contratos MS + 7du Validação dos Contratos MS + 7du Validação dos Contratos MS + 8du Ajuste dos Montantes Contratados MS + 8du Ajuste dos Montantes Contratados MS + 9du Validação dos Ajustes MS + 9du Validação dos Ajustes MS + 12du Início da Contabilização MS + 12du Início da Contabilização 12

Cronograma das Atividades antes da Contabilização

(24)

15 16 17 21 14 12 13 11 MS + 12du Relação de Agentes e valores de aporte das Garantias Financeiras

MS + 12du

Relação de Agentes e valores de aporte das Garantias Financeiras MS + 12du até MS + 15du Período de Aporte MS + 12du até MS + 15du Período de Aporte MS + 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 27 26 MS + 27du Crédito MS + 27du Crédito Disponibilizado no site Disponibilizado no site Disponibilizado no site Disponibilizado no site DRI - Sumário DRI - Sumário

Cronograma da Liquidação Financeira - MCP

(25)

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

(26)

Jul/18 _Ago/18 _Set/18 _Out/18

LCmcp = MS+27du

Pagamento de Penalidades

Referência Maio/17

Cronograma das Liquidações

MS+11du (Z) Liquidação Financeira de Angra I e Angra II MS+26 / MS+27du Débito / 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 04/06 Liquidação Financeira do MCSD de Energia Nova

Referência: Agosto/18

(27)

(28)

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 de

cálculo 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

(29)

Sazonalização e Modulação da Garantia Física

Garantia Física Anual

Ja n Fe v M ar A b r M ai Ju n Ju l A go _Set O u t N o v D ez M W h

Sazonalização da GF

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 M W h Horas

Modulação da GF

Modulação da GF:

Automática para as usinas do MRE Não existe para as usinas FORA do MRE.

(30)

Sazonalização

Lastro

Sazonalização

MRE

Nov Dez Mai Jun

Jan Fev Mar Abr Jul Ago Set Out

Sazonalização de Garantia Física para usinas participantes do MRE

Usinas participantes do MRE podem sazonalizar a

Garantia Física para duas finalidades:

(31)

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)

(32)

Sazonalização do

Conjunto de Usinas

do MRE

Sazonalização das

Usinas que seguem

o perfil do MRE

Itaipu

CCGF

(Lei nº 12.783)

Motorização

Fim de Concessão no

ano de referência

Nov Dez Mai Jun

Jan Fev Mar Abr Jul Ago Set Out

Sazonalização de garantia física para fins de alocação do MRE

Para os casos onde a Garantia física não pode ser sazonalizada pelo Agente, a

sazonalização para fins de MRE seguirá o perfil do conjunto de usinas que a fizeram.

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Nov Dez Mai Jun

Jan Fev Mar Abr Jul Ago Set Out

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.

(34)

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

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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

(36)

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 regulatório

Componente 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/18 Geração (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/18

Com Garantia Física 488 490 490 490 498 499

(37)

(38)

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.

(39)

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

(40)

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 Mês Referência Garantia Física 100 MWh/mês 105 110 100 120 100 110 105 ₁₀₀ ₈₀ 105 80 100 Mar/18 Fev/18 Mar/17 = 1215 MWh = 1200 MWh

...

M-1 O mês em contabilização NÃO é considerado no cálculo da penalidade M-2 M-3 M-4 M-5 M-6 M-7 M-8 M-9 M-10 M-11 M-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

(41)

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 30 N 22 MS + 22du Apuração da Penalidade MS + 22du Apuração da Penalidade N O Agente recebe o TN N O 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.

(42)

:: 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

(43)

(44)

MRE

Garantia

Física

X

Geração

MRE

(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.

(45)

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

Participação no MRE

Usinas NÃO

despachadas

centralizadamente

Essa classificação independe da

forma de comercialização da usina

(46)

Sazonalização e Modulação da Garantia Física

Garantia Física Anual

Ja n Fe v M ar A b r M ai Ju n Ju l A go _Set _Out N o v D ez M W h Quantidade Sazonalizada para o mês de Julho 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 M W h Horas

Sazonalização

Modulação

Modulação GF:

Usinas do MRE – de Forma Automática

(47)

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

(48)

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

(49)

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 %

(50)

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

(51)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U1

20 MWh

(52)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U1

20 MWh Deficit = 20 MWh Sobra = 20 MWh Sobra = 10 MWh Deficit = 10 MWh

(53)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

70 MWh

20 MWh

90 MWh

U1

20 MWh 10 MWh 10 MWh

(54)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

80 MWh

U1

(55)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh 20 MWh

80 MWh

U1

20 MWh

Deficit

10 MWh

Sobra = 10 MWh

(56)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh

U1

20 MWh

(57)

Exemplos de Alocação de Energia do MRE

S1

S2

U1 = 40 MWh

U2

U2 = 60 MWh

U3

U3 = 30 MWh

U4 = 70 MWh

U4

Garantia Física do Sistema = 200 MWh

20 MWh 20 MWh

U1

20 MWh

U1’

10 MWh

(58)

Exemplos de Alocação de Energia do 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

U4

20 MWh 20 MWh

U1

20 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

(59)

Exemplo de Cálculo de TEO para o mês MM

Energia cedida ao MRE (MWh) TEO 2018 (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

(60)

Exemplos de Alocação de Energia do 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

U4

20 MWh 20 MWh

U1

20 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

(61)

Realizado GSF x Repactuação do Risco Hidrológico

(62)

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%

A JUSTE_MRE

(63)

Mecanismo de Realocação de Energia

(64)

• 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

GFIS GFIS

Gerador optou por cobertura até 95%

(P95)

15% é repassado às distribuidoras

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

GSF

(65)

Mecanismo de Realocação de Energia – Para fins de Repactuação

(66)

1 - Considera a sazonalização da garantia física flat. 2 - Energia Secundária > 100% RESULTADO ACUMULADO ASSUMIDO PELOS DISTRIBUIDORES

(R$ 8,05 bi)

Realizado GSF x Repactuação do Risco Hidrológico

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

(67)

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

(68)

(69)

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

Contratos de compra

(70)

Norte - N Sudeste/Centro Oeste – SE/CO

MCP – Diferentes Submercados

Consumo Contrato de Compra PLD_Norte= R$ 90,00 Semana 1 Patamar Médio PLDSudeste/Centro Oeste = R$120,00 Semana 1 Patamar 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

1 2 0 M Wh 1 2 0 M Wh

(71)

MCP x PLD

(72)

MCP x Ajuste do MRE

(73)

(74)

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

(75)

Intercâmbio de Energia

Submercado B Submercado A Intercâmbio Preço A < Preço B

<

Geração Consumo Geração Consumo

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

>

Limite 30 MWh 30 MWh * R$ 80,00 = R$ 2.400,00 (VENDA

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

DIFERENÇA = R$ 1.200,00

(76)

Exposição Contratual

Submercado B Submercado A Preço A < Preço B

Geração Contrato Consumo

PLD = R$ 80,00

PLD = 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

(77)

Exposições Negativas Exposições Positivas Excedente Financeiro Excedente para Alocação Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Alívio do Encargo de Serviços do Sistema Exposições Positivas Excedente Financeiro Excedente para Alocação Exposições Negativas Exposição Residual Rateio entre os Geradores do MRE

(78)

Exposições Negativas Exposições Positivas Excedente Financeiro Excedente para Alocação Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Alívio do Encargo de Serviços do Sistema

Ilustração – Alívio Geradores – Jun/18

Fonte: CCEE/InfoMercado – Dados Gerais

Exposições Negativas R$ 30.021.864,15 R$ 67.714.401,87 R$ 97.736.266,02 R$ 12.696.269,16 R$ 0 Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior R$ 85.039.996,86

(79)

Histórico – Alívio Geradores

(80)

(81)

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:

(82)

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

(83)

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

(84)

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*

(85)

Custo do Deslocamento Hidráulico

REN 764/2017 – Regra 2018

Geração por

Segurança Energética

e Importação que dá origem ao DH*

*Deslocamento Hidráulico

Geração por Restrição Elétrica que dá origem ao DH* UHE 1 GF -100 MWm UHE 2 GF -200 MWm DH Energ. DH Energ. DH Elétrico DH Elétrico

(86)

Custo do Deslocamento Hidráulico

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

(87)

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 Exposições Negativas de meses anteriores ESS de meses anteriores Excedente Financeiro Exposições Positivas Exposição financeira total disponível Exposições Negativas Exposições Negativas (m-1) Alívio ESS Alívio Retroativo (m-12 ...) SOBRA SOBRA SOBRA

(88)

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

M

ilh

ar

es

(89)

Histórico – Alívio Retroativo

(90)

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

(91)

Garantias e Liquidação Financeiras

do MCP

(92)

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 Agentes credores Aporte de Garantias Aporte de Garantias Ordem de Débito Ordem de Débito Pagamento Pagamento Ordem de Crédito Ordem de Crédito Recebimento Recebimento

Liquidação Financeira do MCP

(93)

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 Garantia

Financeira

Consequências do

NÃO aporte da GFIN

Garantias Financeiras

(94)

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

(95)

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 ANEEL nº 1.403/2018** R$ 0,20 bi

(17%)3

(96)

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 Loss Sharing

x

_{Paralisação} Falta de recursos

(97)

Panorama Judicial GSF

Fonte: CCEE

Ago/2018

159

Liminares vigentes

sobre risco hidrológico

7

R$

bilhões

em aberto

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

(98)

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% credores

2% credores

1% credores

14%

75%

0%

Junho/2018

Média de recebimento Últimos 12 meses

(99)

Energia Incentivada

(100)

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

Desconto na TUSD/TUST

A aplicação de desconto para os geradores

está associada à Tarifa FIO.

(101)

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

(102)

Energia Incentivada e/ou Especial

Origem do desconto nas usinas Possuem 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 comercialização

sem restringir esse “looping”.

(103)

Especial ou Não Especial / Incentivada ou Convencional

(104)

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 tratar bilateralmente os percentuais de descontos negociados e não entregues.

1

Ultrapassagem do limite de potência injetada

Varia dependendo do tipo de fonte

Essa perda é repassada ao

comprador

Recursos Requisitos

2

(105)

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 =

(106)

(107)

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.

(108)