perspectivas de oferta e preço da energia para o mercado...
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Perspectivas de Oferta e Preço da Energia para o Mercado Livre
Roberto CastroConselheiro de Administração
23/08/2016
Workshop de Energia da FIESP “Mercado Livre de Energia”
Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
2
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
3
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
Consumo de energia elétrica (média anual)
Em 2016, o consumo de energia no Brasil registrou ligeiro aumento (+0,3%)
Consumo total por ano (MW médio)
2016
61.537
2015
61.343
2014
61.693
2013
60.299
4
0,6%
2015 x 2014
2,3%
2014 x 2013
0,3%
2016 x 2015
Consumo de Energia – Janeiro a Julho* (centro de gravidade)
MW
méd
io
0,5%
2017 x 2016
Consumo total
Consumo no ACR
5,5%
MW
méd
ioConsumo no ACL
MW
méd
io
19%
62.182
2017
61.867
2016
44.119
2017
46.689
2016
18.013
2017
15.133
2016
1,0% 1,2%
Com impacto da migração
Excluindo a migração
5
* Dados prévios
Fonte: InfoMercado Semanal e InfoMercado Dados Gerais
Consumo no ACL por setor industrial (Julho)
Metalurgia e Produtos de Metal 4.768 4.888 2,5% 4,1%
Químicos 2.093 2.088 0,2% 3,3%Minerais não metálicos 1.695 1.641 3,3% 8,5%
Alimentícios 1.483 992 49,5% 2,5%Manufaturados Diversos 1.328 964 37,8% 0,3%
Extração de Minerais metálicos 1.324 1.339 1,1% 3,3%Madeira, Papel e Celulose 1.200 1.043 15,1% 4,9%
Serviços 49,9% 1,6%
Comércio 88,2% 3,3%
Veículos 25,3% 3,1%
980 654
656 349
667 533
Transporte 1,9% 7,9%
Saneamento 53,4% 4,6%Bebidas 12,6% 11,2%
Telecomunicações 70,4% 3,1%
185 189
197 129
162 144
165 97
Têxteis 18,8% 2,6%595 501
Ramo de atividade Jul/17 Jul/16 Variação
Variação excluindo migração
TOTAL 10,0% 6,8%17.493 15.897
Fonte: InfoMercado Semanal Dinâmico
6
Principais premissas – 2017 a 2021
75.769
72.995
70.347
67.908
65.618
Crescimento do PIB (2% a.a) e PIB per capita (-0,2% a.a.)
Destaques na indústria: Siderurgia (redução da ociosidade em função do reaquecimento da demanda interna) Alumínio (retomada gradual da operação das plantas) Cimento (retomada da construção civil a partir de 2018) Celulose (expectativa de ampliação de novos projetos com saída para exportação)
Expansão da base de consumidores 1,5 milhões de novos consumidores residenciais por ano (2,1% ao ano)
Crescimento do consumo médio residencial de 159 kWh/mês para 170 kWh/mês em 2021 (crescimento médio anual de 1,3%)
7
(+1,6%)
(+3,5%)
(+3,6%)
(+3,8%)
(+3,8%)
Projeção de carga
8Fonte: EPE
120.000
105.000
90.000
75.000
60.000
45.000
30.000
15.000
0
DEM
AN
DA
(M
W)
CA
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MW
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s)
120.000
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20
26
Carga de Energia Demanda máxima
Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
9
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
Projeção da ENA do SIN
Premissas: Considera a 2ª revisão quadrimestral da carga e redução da defluênciamínima do rio São Francisco para 600 m3/s a partir de setembro de 2017
10
ENA 2017 – 76% MLT ENA 2018 – 70% MLT
Previsão de afluências
próximas a média no SE em set e
redução do preço
Projeção do PLD – SE/CO
Premissas: Considera a 2ª revisão quadrimestral da carga e redução da defluênciamínima do rio São Francisco para 600 m3/s a partir de setembro de 2017
• Foram considerados:- 2017: PLDMAX = R$ 533,82/MWh, PLDMIN = R$ 33,68/MWh- 2018: PLDMAX = R$ 504,81/MWh (CVU reajustado da UTE Mário Lago), PLDMIN = R$ 33,68/MWh
* Média 2018: Média dos meses de janeiro a setembro de 201811
Principais fatores que influenciam a variação do PLD
Hidrologia49%
12%
Carga 11%
Disponibilidade 8%
Expansão
Intercâmbio1% Outros
12%
Armazenamento
7%
12
Levantamento para analisar os principais fatores que influenciam o PLD (2014 a 2017):
49% das variações verificadas no PLD são ocasionadas pelas diferenças entre as afluênciasprevistas e as verificadas. Ou seja, o desvio entre as ENAs previstas e verificadas é aprincipal causa da variação do preço.
O preço da 1ª semana de junho de 2017 reduziu de 471,16 R$/MWh para 118,77R$/MWh (redução de 282,39 R$/MWh)
A principal causa desta variação no PLD foi a alteração das afluências (redução de 243 R$/MWh),tanto no NEWAVE (redução de 128 R$/MWh), quanto no DECOMP (redução de 115 R$/MWh)
Volatilidade do PLD
Histórico de volatilidade noBrasil e em outros mercados(2013 a 2017)
CCEE coordena um grupo de volatilidade do PLD na CPAMP
De julho a novembro de 2017
Motivo para criação ObjetivoDesenvolver estudo para avaliar o nível da volatilidade do CMO e do PLD, identificando suas causas e indicando possíveis aprimoramentos metodológicos Cronograma de trabalho
Embora a volatilidade do mercado brasileiro não seja alta em relação aosdemais, o objetivo é aprimorar os modelos para que ela seja cada vez menor
13
As significativas variações do PLD em curto espaço de tempo, sem grandes variações de armazenamento
País/MercadoVolatilidade
média
Canadá - Alberta 493%
PJM 236%
Califórnia (Independent System Operator) 167%
Colômbia 198%
Nova Zelândia (Benmore) 354%
Nova Zelândia (Otahuhu) 342%
Nova Zelândia (Haywards) 341%
Nordpool (Estônia) 75%
Chile (P. Azucar) 397%
Brasil 103%
Preços por oferta
Preços por modelo
Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
14
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Aproximar o cálculo do preço à realidade operativa do sistema
Aprimorando a transparência, reprodutibilidade e rastreabilidade dos dados e representações nos modelos computacionais
Proposta para implementação do preço
horário em 2020
Grupo de trabalho para discussões acerca da
volatilidade do PLD
15
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
R$/
MW
h
PLD médio - SE/CO
Histórico das Evoluções Metodológicas
Set/13: Adoção do
CVaR (50,25)
Jan/16: Consideração
de 9 REE
Mar/17: Consideração da FCF em 1 patamar
Mai/17: Recalibração dos parâmetros do CVaR (50,40)
Jan/18:- Perdas nas interligações
- 12 REE
Jan/20: Preço horário
• Resultados da CPAMP (MME, ANEEL, EPE, ONS e CCEE)Sempre buscando aproximar o Preço à realidade operativa do sistema
Jan/19:VminOp ; SAR
16
Melhorias para tornar o processo mais robustoResumo das contribuições da CCEE à AP ANEEL 25/2017 – Republicação do PLD
Implementação de plataforma virtual sob responsabilidade da CCEE,com participação do ONS e demais agentes interessados
Reavaliação dos procedimentos para obtenção dos dados de entrada:análise da adequação das informações recebidas dos diferentesfornecedores e identificação de eventuais aprimoramentos no processoe no tratamento dos dados
Reavaliação das metodologias para obtenção dos dados projetados:análise da adequação das informações históricas, premissas erepresentações utilizadas
Ajustes nos procedimentos e prazos para obtenção e divulgação dosdados utilizados no processo de cálculo:
Envio dos dados declarados pelos agentes simultaneamente para ONS e CCEE Antecipação da divulgação das informações Reuniões semanais do InfoPLD Consolidação conjunta pela CCEE e ONS e antecipação da divulgação dos decks
17
Preço horário
Objetivo
Benefícios Esperados:
Melhor representação da Curva de Carga
Mais adequado para representar a variabilidade das fontes intermitentes (com participação crescente)
Permite uma representação explícita e mais detalhada das restrições operativas associadas a oferta hidráulica e térmica
Redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS)
Aumento da importância da comercialização horária (modulação dos contratos)
Possibilita a separação de lastro e energia ao preparar o mercado para precificação mais explícita
Novas oportunidades de negócio: Favorece a resposta da demanda Armazenamento de Energia (Banco de baterias, carros elétricos, etc.) Bombeamento, usinas reversíveis, etc.
Obter uma sinalização de preço horário que seja ainda mais aderente à operação real do sistema, utilizando uma representação mais detalhada do sistema
18
400
405
410
415
420
425
430
435
440
445
4500
:00
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0
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0
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0
5:0
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:00
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:00
R$
/MW
h
DECOMP DESSEM - Preço horário
PLD SE/CO (R$/MWh)DECOMP (RV0 de abril/17) vs DESSEM (03/04/2017)
Preço horário (Avaliação Qualitativa)
Aumento do descolamento de preços entre as horas do dia
19
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100
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500
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0
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:00
R$
/MW
h
DECOMP DESSEM - Preço horário
PLD NE (R$/MWh)DECOMP (RV0 de abril/17) vs DESSEM (03/04/2017)
Preço horário (Avaliação Qualitativa)
Aumento do descolamento de preços entre as horas do dia
20
Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
21
Liquidação Financeira do MCP (junho/17)
GSF Não Repactuado(sob liminar)
R$ 2,10 bi(66%) 1
¹ do Contabilizado junho/17 ² do MCP junho/17
Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3
62 liminares 56 liminares 42 liminares
Limitação do Ajuste MRE: 100% ou 95% de proteção
Exclusão do rateio do GSF no MRE
Loss sharing: Pagamento integral ou o valor existente dos créditos do MCP
Liminares GSF
160 vigentes na
última liquidação
22
Projeção do GSF para 2017
291R$/MWh
PLD médio (SE/CO) Fator GSF
82 % 30
Impacto Financeiro
bilhões
ACR
ACL
20bilhões
10bilhões
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.
*
23
34
% 37
%3
9%
39
% 41
%4
1%
41
%3
8%
33
%2
8%
24
%2
2%
24
% 28
% 33
%3
9% 42
%4
8%
48
% 51
%5
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%4
2%
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%3
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%5
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70
%7
9% 8
5% 87
%8
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9%
73
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9%
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%6
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%8
3% 8
8% 9
2%
93
%9
3%
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%8
4%
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%7
2%
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% 72
%7
8%
85
% 89
% 93
%9
4%
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%8
9%
82
%7
5%
69
%6
6% 70
%
0%
10%
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30%
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50%
60%
70%
80%
90%
100%ja
n/1
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17
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1
Ener
gia
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azen
ada
(% d
a En
ergi
a A
rmaz
enáv
el M
áxim
a)
Energia Armazenada do SIN - Média dos 2000 cenários
EARM realizado EARM projeção EARM média 2000 cenários
Energia Armazenada média – 2017 a 2021
• Período de reenchimento dos reservatórios até abril/19• Condição normal de operação a partir de maio/19
24
1.686 1.806 2.185 2.128 2.529 2.391 2.468 2.492 2.621 3.015 3.099 3.230 3.266
44.78092%
45.86087%
48.53190%
47.19384%
44.17577%
41.74571%
40.37270%
43.14574%
42.48872%
43.74873%
47.40676%
49.51776%
51.92876%
3.2385.608
4.290 7.297 10.957 13.90013.628 9.541 10.188 8.830
6.1556.000
6.535
766
1.1861.221
1.4751.946 2.346
2.5862.727 2.661 3.206 3.223
3.225
3.247
127
239304
558738 1.370 2.437 3.696 4.424
5.3856.441
6.687
6.741
255479
500
500
50.597
54.69956.531
58.65160.345 61.752 61.490 61.601 62.383
64.43966.803
69.16072.217
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
MW
me
dBalanço Operativo do SIN
PCH GH GT Biomassa Eólica UFV Total
Balanço Operativo (Geração x Carga)Anterior e Posterior ao Período de Escassez Hídrica de 2013 a 2018
• Redução da participação da Geração Hidráulica: de 92% em 2009 para 76% de 2019 a 2021• Mesmo com a entrada de oferta Eólica, o crescimento da carga associado a normalização
hidrológica possibilita um aumento da geração hidrelétrica
25
1.250 1.400 1.777 1.701 2.066 1.944 1.749 1.561 1.879 2.799 2.877 3.000 3.033
44.780 45.86048.531 47.193 44.175
41.745 40.37243.145 42.488
43.74847.406
49.51751.928
GSF: 82%GF: 54.134
GSF: 98,1%GF: 56.007
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
MW
me
dMRE
PCH Geração Hidráulica
Fator de Ajuste do MREConsidera a Revisão Ordinária de GF a partir de 2018
Aumento da geração hidrelétrica possibilita a normalização do MRE
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Agenda
Previsão de carga e demanda (2017 a 2021)
Aprimoramentos na metodologia de cálculo do PLD
Considerações Finais
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
GSF
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Considerações Finais
Os aprimoramentos na metodologia de cálculo visam dar mais transparência, reprodutibilidade e previsibilidade
A metodologia de cálculo do PLD deve aproximar ao máximo o preço da operação do sistema
O PLD deverá ficar mais elevado no segundo semestre, voltando a reduzir para cerca de 250 R$/MWh em 2018
A CCEE tem promovido discussões na CPAMP sobre a implementação do preço horário e volatilidade do PLD
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Obrigado
ccee.org.br
linkedin.com/company/298493 slideshare.net/cceeoficial vimeo.com/ccee
Roberto CastroConselheiro de Administração
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