Desenhos de mercados de energia com alta participação de renováveis Rio 07/07/11 Nivalde José de Castro Roberto Brandão Simona Marcu

Desenhos de mercados de energia com alta participação de renováveis

Rio 07/07/11

Nivalde José de CastroRoberto Brandão

Simona Marcu

GESEL – Grupo de Estudos do Setor Elétrico – IE/UFRJ

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Sumário

• Comportamento dos preços spot com o aumento da participação de renováveis.

• Comercialização de energia baseada em mercados de dia seguinte.

• Microeconomia de indústrias com custos marginais muito baixos.

• O Mercado Ibérico.• Modelo brasileiro: mercado liberalizado

sem um mercado de dia seguinte.


3

Aumento da participação de renováveis no mercado ibérico

• No ano de 2010, os preços spot da energia foram baixos e voláteis.

• A maior participação de renováveis é em parte responsável pelos baixos preços spot.

• O perfil das renováveis ibéricas (eólica e presença de hídricas a fio d’água) aumentam a volatilidade dos preços.

• Uma maior participação renováveis tornará os preços spot cada vez mais problemáticos.


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Preços no Omel(média diária na Espanha)

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

2008 2009 2010 2011

Pre

ço m

édio

diá

rio

em €

/MW

h


5

Alta participação de renováveis está associada a baixos preços

Fontes: Omel, REE.

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

2009 2010

Pre

ço m

édio

men

sal em

€/M

Wh

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

Ger

ação

com

bai

xos

cust

os m

argi

nai

s co

mo

% d

a ge

raçã

o to

tal

Preço médio mensal Geração com custos marginais baixos


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Preços no Omel(média diária na Espanha)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

fev/ 2010 mar/ 2010 abr/ 2010

Pre

ço m

édio

diá

rio

em €

/MW

h


7

Participação da geração com baixos custos marginais no total

50%

52%

54%

56%

58%

60%

62%

64%

66%

68%

70%

72%

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Ger

ação

com

bai

xos

cust

os m

argi

nai

sco

mo

% d

a ge

raçã

o to

tal


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Preços de combustíveis e preços no mercado diário

0

50

100

150

200

250

Jul.200

7 = 1

00

Pr.ES Pr.PTPetróleo (Brent) Gás natural (Zeebrugge)Carvão (API2)


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Comercialização da energia baseada em mercado de dia seguinte

• Preço spot deve dar sinal econômico para:• Investimentos em novos projetos de geração:

geradores mais eficientes auferem lucros extraordinários e isto leva a investimentos em plantas eficientes;

• Desinvestimentos: centrais menos eficientes operam com prejuízo e são levadas a fechar;

• Intercâmbios de energia, inclusive internacionais;

• Contratos bilaterais.


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• O modelo de comercialização centrado em um mercado spot de dia seguinte pode funcionar bem em sistemas térmicos movidos a combustíveis fósseis.

• Nestes sistemas os preços são fortemente correlacionados ao valor de mercado dos combustíveis fósseis.


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• Problema: mercado spot não dá sinal econômico claro para investimentos em projetos que não utilizem combustíveis fósseis:• Hidroelétricas• Usinas nucleares• Eólicas e outras renováveis.


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• Solução ibérica: divisão da comercialização de energia em dois regimes.• Regime ordinário: térmicas e hídricas com

despacho e remuneração determinados no mercado de dia seguinte.

• Regimes especiais: novos projetos renováveis, e contratos antigos têm remuneração por contrato de longo prazo, com condições diferenciadas.

• Regulação aloca custos aos consumidores.


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Mais renováveis levam a menores preços de mercado


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Microeconomia: mercados com custos marginais muito baixos

• Um mercado competitivo não tem como funcionar adequadamente em indústrias capital intensivas, com custos marginais muito baixos e que incluam custos afundados.

• As firmas sempre estarão dispostas a vender seus produtos a qualquer preço, o que leva a preços demasiado baixos.

• Com preços muito baixos as firmas sempre operam com prejuízo.


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Concorrência perfeita:Curva de oferta

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Quantidade

Unid

ades

Mon

etár

ias

Custo total médio Oferta com prejuízoCusto variável médio Oferta com lucro

Lucro extraordinárioPrejuízo


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Concorrência perfeita:Preço de equilíbrio

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Quantidade

Unid

ades

Mon

etár

ias

Custo total médio Oferta com prejuízoCusto variável médio Oferta com lucro

Preço de equilíbrio


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Firmas com custo marginal baixo:Curva de oferta

0

200

400

600

800

1000

1200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Quantidade

Unid

ades

Mon

etár

ias

Custo total médio Curva de oferta (custo marginal)


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• Tome-se, por exemplo, um sistema 100% geotérmico (geração termoelétrica utilizando o calor do interior da terra), operando com um mercado de dia seguinte:• Custos variáveis e marginais irrisórios.• Preço spot igual ao custo marginal (quase zero); • Geradores operam sempre com prejuízo: nunca

conseguem remunerar o capital investido nem sequer recuperar os custos fixos.


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• Indústrias capital intensivas, com custos afundados e custos marginais muito baixos só são viáveis se:1. Se a indústria for oligopolizada (firmas

têm poder de mercado);2. Se o mercado for regulado, seja com

redução da competição ou com fixação de preços.

3. As firmas tiverem fontes alternativas de receita além da venda de produtos no mercado;


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Mercado ibérico:Resultado do crescimento das renováveis

• Aumento da participação de renováveis na geração dos países ibéricos deve levar a preços de energia muito baixos, sem relação com custos de produção.


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• Conseqüências:1. Usinas do regime ordinário têm

dificuldade crescente para cobrir os custos (preços sinalizam erradamente para a desativação de plantas térmicas).

2. Preços de mercado não conseguem prover sinais econômicos para novos investimentos.

3. Sinais econômicos para exportações e importações perdem relação com custos.


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• Haverá necessidade crescente de intervenções do regulador para corrigir distorções nos sinais dos preços, criando mecanismos extra-mercado para pelo menos:• Proporcionar sinais econômicos para

investimentos;• Garantir remuneração do capital e dos

custos fixos dos geradores.


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Brasil: liberalização sem mercado do dia seguinte

• Geração é basicamente hidroelétrica (custos marginais muito baixos).

• Mercado de energia é de contratos financeiros (não há mercado do dia seguinte).

• Contratos de longo prazo (1 mês a 30 anos).• Receitas dos geradores não estão vinculadas

à produção física de energia: é um modelo comercial baseado em receitas fixas para uma indústria baseada em custos fixos.


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Brasil: capacidade por tipo de planta

Type MW %

Hidroelétricas* 82.189 83,2Térmicas convencionais 13.945 14,1Nuclear 2.007 2,0Eólicas 358 0,4

Outras 196,5 0,2

Total 98.727 100,0

* Inclui toda a capacidade de Itaipu

Dados referentes ao SIN em 31/12/2009


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Brasil: Participação da geração hídrica na produção total de eletricidade

Ano % Total2000 94,11 2001 89,65 2002 90,97 2003 92,14 2004 88,63 2005 92,45 2006 91,81 2007 92,78 2008 88,61 2009 93,27

Fonte: Site do ONS: Histórico da operação.


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Brasil: Preço de Liquidação de Diferenças SE-CO (média semanal €/MWh)

020406080

100120140160180200220240260280300

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

€ M

w/h


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Brasil: Preço de Liquidação de Diferenças SE-CO (média semanal €/MWh)

Faixa de preços* (€/MWh)

Semanas % Total

< 10 57 17,9%10 a 20 76 23,8%20 a 30 39 12,2%30 a 40 33 10,3%40 a 50 32 10,0%50 a 70 52 16,3%> 70 30 9,4%Total 319 100,0%

Elaboração: Gesel-IE-UFRJ a partir de dados da CCEE (www.ccee.org.br).


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Modelo Brasileiro:Características do modelo

• Despacho é uma otimização de custos, sem oferta de preços.

• Competição na geração gira em torno de contratos financeiros de “garantia física”.

• Geradores vendem garantia física e não energia.

• Mercado de Curto Prazo (balancing market) é restrito à liquidação de diferenças.


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• Competição ocorre sobretudo em leilões organizados pelo Estado em nome das distribuidoras.

• Preços de contratos financeiros de prazos maiores não estão relacionados ao custo marginal de operação.

• Promoção da eficiência e da modicidade de preços depende das regras dos leilões.


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• Energia nova. Leilões geram competição entre empreendedores, com bom potencial para promover eficiência econômica.

• Energia velha. Formato atual dos leilões não garante a eficiência. Mecanismos não induzem preços iguais aos custos da energia: há apenas um teto, o VR, mas não há como fazer convergir preços e custos marginais.


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Conclusões

• Estrutura de custos dos sistemas de geração são cruciais para desenho de mercados de energia.

• Modelo ibérico é adequado para sistemas puramente térmicos.

• Sistemas com grande participação de renováveis não se adaptam ao modelo ibérico: necessitam de mecanismos que forneçam receitas fixas para geradores e que promovam eficiência.

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