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

RG

A (

MW

mé

dio

s)

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

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17

20

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20

20

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20

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20

25

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

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445

4500

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1:0

0

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0

3:0

0

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0

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0

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:00

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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

0

100

200

300

400

500

6000

:00

1:0

0

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0

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0

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0

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0

6:0

0

7:0

0

8:0

0

9:0

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.

*

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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

1%

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%4

2%

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%3

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46

%5

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70

%7

9% 8

5% 87

%8

7%

84

%7

9%

73

%6

9%

67

%6

9%

75

%8

3% 8

8% 9

2%

93

%9

3%

90

%8

4%

77

%7

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% 72

%7

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85

% 89

% 93

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4%

93

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9%

82

%7

5%

69

%6

6% 70

%

0%

10%

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50%

60%

70%

80%

90%

100%ja

n/1

7

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/17

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jul/

17

set/

17

no

v/1

7

jan

/18

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/18

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/18

jul/

18

set/

18

no

v/1

8

jan

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19

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19

no

v/1

9

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mar

/20

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/20

jul/

20

set/

20

no

v/2

0

jan

/21

mar

/21

mai

/21

jul/

21

set/

21

no

v/2

1

Ener

gia

Arm

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

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Roberto CastroConselheiro de Administração

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