Encargo De Capacidade

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(Capacity Fee)

Apresentação Final

ao Comitê Executivo - COEX - MAE

19 de novembro de 1999

ENCARGO DE CAPACIDADE

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AGENDA

I - INTRODUÇÃO

II - PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO ASSUNTO ENCARGO DE CAPACIDADE (EC)

III - CONCEITOS BÁSICOS E RECOMENDAÇÕES FORMULADAS PARA O ENCARGO DE CAPACIDADE

IV - PRÓXIMOS PASSOS NA IMPLEMENTAÇÃO DO EC

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INTRODUÇÃO

O que é Encargo de Capacidade ?

Por que dispor de Encargo de Capacidade para o sistema elétrico no Brasil?

Por que acelerar a implementação do EC [bem como do conjunto] das Regras de Mercado?

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INTRODUÇÃO ... O QUE É O ENCARGO DE CAPACIDADE ?

O Encargo de Capacidade é um pagamento feito pelas cargas aos geradores com o objetivo de estimular a instalação de capacidade necessária para atender as demandas de pico e prover a reserva necessária à operação segura do sistema elétrico

Há, em princípio, duas formas de remunerar a capacidade posta à disposição pelos geradores:

Gerador recebendo o preço spot do MAE, o qual se torna extremamente elevado quanto da iminência de falta de capacidade (corte de carga)

EC em si - o MAE calcula a receita esperada equivalente, transformando-a em “suaves prestações mensais”, para reduzir a incerteza e volatilidade do fluxo de caixa do preço spot quando da proximidade de um corte de carga

– Pagando aos geradores– Cobrando da carga

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INTRODUÇÃO ...

O ASSUNTO É CONTROVERSO, MESMO A NÍVEL INTERNACIONAL

PROS

Sem EC, não haveria estímulo à reserva - não há forma de contratação bilateral

“Suaviza” a receita de G Maioria dos países o tem É necessário - confiabilidade

é um “bem comum” Há um problema econômico

a ser resolvido Geradores - gostam

CONTRAS

O preço spot remunera plenamente a reserva quando da ocorrência de corte de carga

Distorce sinal de preço spot Mas muitos não o tem É um resquício de

planejamento centralizado Problema é meramente

financeiro (fluxo de caixa) Distribuidores - têm dúvidas

INTRODUÇÃO ...

POR QUE DISPOR DE ENCARGO DE CAPACIDADE PARA O SISTEMA BRASILEIRO ?

PORQUE É PARTE INTEGRANTE DO ACORDO DE MERCADO, HOMOLOGADO PELA ANEEL E CORROBORADO PELO COEX

Documento para ser levado a sério, servir de âncora

Na sua falta, voltamos a 1996 - mas sem um “juiz” para arbitrar interesses entre G e D

Cabe aos propositores de mudança o ônus da prova de sua inadequação

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INTRODUÇÃO...

POR QUE DISPOR DE ENCARGO DE CAPACIDADE PARA O SISTEMA BRASILEIRO ?

ACORDO DE MERCADO

“Um Encargo de Capacidade (EC) será estabelecido, devendo incidir sobre toda a carga, contratada ou não, dos comercializadores e dos consumidores livres atuantes diretamente no MAE. O EC deverá incentivar os geradores a estarem disponíveis, quando solicitados pela operação do sistema, bem como incentivar a adequada expansão da potência instalada nos sistemas interligados e poderá constituir parcela do ESS”. (Encargo de Serviço de Sistema)

“Estudos deverão ser conduzidos, especialmente na fase de implementação do EC, para garantir que seus montantes e os valores dos custos de déficit, utilizados na determinação do preços do MAE, sejam fixados de forma consistente, isto é, que o efeito combinado de ambos atinja um nível adequado de pagamentos aos geradores, que não crie incentivos insuficientes ou excessivos”.

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INTRODUÇÃO...

POR QUE ACELERAR A IMPLEMENTAÇÃO DO EC [BEM COMO DO CONJUNTO] DAS REGRAS DE MERCADO?

Porque as Regras de Mercado estão no caminho crítico de implementação do MAE

Porque esta implementação está atrasada

Porque dado o caráter de monopólio concedido ao MAE, os agentes não tem opções

Gráfico que segue ilustra as sucessivas revisões nos prazos ocorridas em 1999

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INTRODUÇÃO …

MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA - MAE ATRASOS NO PROGRAMA

(*) Incluindo medição definitiva

Plano Inicial Endossadopelo COEX

Revisão do Orçamentodo MAE

(Fevereiro 99)

Absorção do GCOI pelo MAE Regras Provisórias

(Revogação da MP1819)

Atrasos adicionais paraacordo sobre as

Regras Definitivas de Mercado

Estimativas mais recentes

(Abril 99)

(Julho 99)

(Setembro 99)

(Janeiro 99)

1998 1999 2000

ASMAERegras do Mercado

Contabilidade + Sistemas de LiquidaçãoMedição Provisória

2001 2002

Fim da Resolução 222

Fase I

Fase I

Fase I.0 + Fase I.1

Fase II

Fase II

Fase II



(*)

Por osasião da

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Evolução das Regras de Mercado

Valor

Agregado

1996 1997 1998 1999 2000

100 %

75 %

50 %

25 % Início Trabalho Reestruturação

Set. 96

Relatório MME

Consolidado Jul. 97

Acordo de Mercado

Ago. 98

Regras FormatoAlgébrico - MME

Nov. 98

25 %25 %

60 %60 %

90 %90 %

95 %95 % 98 %98 % 99 %99 %

Regras Revisadas FormatoAlgébrico

ASMAENov. 99

INTRODUÇÃO…

ADEMAIS, O ASSUNTO JÁ ESTÁ TECNICAMENTE ESGOTADO, COMO A MAIORIA DAS REGRAS DO MAE

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PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO ASSUNTO EC...

OBJETIVOS DO TRABALHO

A Força Tarefa foi designada com o objetivo de propor uma metodologia de longo prazo integrante das Regras do MAE, bem como o de quantificar o Encargo de Capacidade (valores unitários e totais)

A Força tarefa não teve como objetivos : Sugerir mecanismos para licitação de capacidade emergencial de

potência Sugerir procedimentos para Demand Side Management, visando

aliviar crises esperadas de fornecimento em certas regiões do Brasil

Entretanto, é possível conciliar estes objetivos de curto e de mais longo prazo

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PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO EC...

MARCOS RELEVANTES

Assunto vem sendo discutido desde novembro de 1998 no âmbito do Comitê Técnico

COEX solicitou aprofundamento quantitativo em março de 1999

TOR preparado e Consultores contratados em maio - CEPEL e PSR, com o suporte de PWC

Recomendações preliminares apresentadas ao COEX em agosto; preocupações em termos de :

Percepção de pagamento em duplicidade Excessiva volatilidade do Encargo

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Evolução dos Trabalhos Encargo de Capacidade (MAE 1999)

Reuniões da Força Tarefa

Discussões no Comitê Técnico

Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Março 99COEX

corrobora EC e solicita

Aprofundamento Quantitativo

Relatório Preliminar

COEX demonstra

Preocupação com

Volatilidadee Duplo Pagamento

COEX Apresentação do Relatório

Final e Recomendações Consolidadas

Contra tação de

Consultores e Criação da Força Tarefa

PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO EC...

MARCOS RELEVANTES

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FORÇA TAREFA - ENCARGO DE CAPACIDADE

L. Maurer ENRON CoordenaçãoJ. Teles CHESF Sub-CoordenaçãoC.Suanno/A.Magno C. DOURADA Suporte de ModelosR. Volponi ASMAE SuporteA. Candido COPELA. Pimenta LIGHTA. Sorge CPFLCeotto/G. Miranda CERJF. Sampaio ELEKTROJ. Rosenblatt CCPE/SENL. Calabró ASMAEL. Fernando/Deharo CGTEEM. Negrini/C.Eduardo FURNASN. Xavier/G. Cecchin TIETÊO. Naomi/Miguel BANDEIRANTEP. Born/P. Morais METROPOLITANAR. Homrich CEEES. Contente COELBAW. Vilela ANEEL

F. Magalhães PSRJ. Mello CEPELJ. da Costa CEPELM. Pereira PSRP. Davis PWC

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CONCEITOS BÁSICOS E RECOMENDAÇÕES...

Experiência internacional em assegurar níveis de reserva

Metodologia de cálculo do Encargo de Capacidade

Quem paga e quem recebe o EC ? E como ? Exemplos ilustrativos e numéricos Comparação entre proposição anterior e atual

Valores de EC simulados para próximos anos

Questões regulatórias pendentes

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CONCEITOS -- EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL...

O OBJETIVO DE LOGRAR UM NÍVEL ADEQUADO DE RESERVA PODE SER OBTIDO DE MÚLTIPLAS FORMAS

Deixar o mercado decidir (e.g. Califórnia) Definição de um percentual mínimo de reserva a ser

contratado de forma mandatória pela carga, em caráter bilateral (e.g. Pool PJM)

Operador (ONS) definindo um nível desejado de reserva e realizando licitações competitivas

Fixar um sinal de preço de capacidade e induzir os agentes a instalarem níveis adequados; várias alternativas possíveis: Valor calculado para remunerar capacidade no longo prazo, para

uma certa tecnologia de referência Valor calculado em função das condições de confiabilidade do

sistema - quanto menos confiável, maior o preço da reserva

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CONCEITOS -- METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE...

OPÇÃO PELA METODOLOGIA LOLP x VLL

Do leque de opções existentes, optou-se por calcular o EC com base na confiabilidade do sistema elétrico, por ser a alternativa mais aderente aos objetivos propostos Menos confiável - maior o EC Mais confiável - menor o EC

Desta forma, procura-se dar os sinais adequados de mercado Para os agentes expandirem o sistema Para os agentes manterem suas plantas disponíveis nas horas em que são

mais necessárias O cálculo do Encargo em si está calcado em dois parâmetros

básicos Probabilidade de perda de carga (que a demanda exceda a capacidade de

geração) - expressa como LOLP (Loss of Load Probability) Disposição em pagar dos consumidores para evitar o corte - expressa como

VLL, ou Value of Lost Load O EC, a cada período, será o produto VLL x (LOLP - CMO) x Capacidade

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CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE ...

SIMULAÇÕES E MODELOS ESTATÍSTICOS

A probabilidade de perda de carga é calculada através de simulações estatísticas para inúmeros cenários de oferta e demanda

É determinada por sub-mercado, por usina e para cada período de apuração; são assim deteminados valores “firmes” válidos para o próximo ano

Utiliza-se do mesmo “pacote” de modelos computacionais, desenvolvidos pelo CEPEL, e hoje usados para operar o sistema elétrico brasileiro e calcular o preço do MAE

Leva em conta uma série de sofisticações metodológicas as quais foram discutidas em detalhe no Comitê Técnico

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CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE...

PREMISSAS QUANTO AO CUSTO DE INTERRRUPÇÃO

O Custo de Interrupção, ou VLL, é um parâmetro que procura refletir a disposição em pagar dos clientes para evitar um corte de energia

Este é um valor médio, subjetivo, arbitrado e válido para um conjunto de premissas ; assumimos um VLL = US$ 1.540/MWh

Este valor está embasado em estudo desenvolvido pela Eletrobrás em 1991 e está balizado pela experiência internacional

A ANEEL está revisando este valor; estudos deverão estar concluídos em um ano.

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Perda por deplecionamento nos reservatórios afeta a potencia disponível

Este fator é levado em consideração no cálculo da LOLP com a simulação de cenários hidrológicos

O impacto em algumas usinas pode atingir até 25% de sua capacidade nominal

Solução: Incorporar este aspecto não só no cálculo da LOLP, mas também na remuneração dos geradores afetados pela redução de capacidade

prática

Adotar um “altura de referência” para cálculo da potência disponível nas usinas com reservatório

baseado nas simulações para cálculo do EC

CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE...

CÁLCULO DO EC LEVA EM CONTA UMA SÉRIE DE REFINAMENTOS METODOLÓGICOS, COMO POR EXEMPLO, PERDA DE POTÊNCIA POR DEPLECIONAMENTO

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Encargo de Capacidade - Conceito Básico

(*) Esta probabilidade é média - Na operação real, a LOLP aumenta nas horas de ponta e é praticamente nula fora destes períodos.

Custo de Interrupção = VLLUS$ 1.540 /MWh

(Disposição em pagar dos consumidores)

Duração Esperada das Interrupções

= 2 h / mês = 24 h/ano

LOLP = Probabilidade de ocorrer a Interrupção

24 h = 0,27 %

8760 hs

Disposição de Pagamentoa Geradores de Reserva

US$ 1540 x 24 h =US$ 37.000 / MW.ano

A Carga estará disposta a pagar por Mwh consumido

(se FC = 0,65)US$ 37.000

= US$ 6,5 MWh8.760 x 0,65

(*)

Enfoque do Gerador

Enfoque da

Carga

CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE…

CONCEITO ILUSTRATIVO

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QUEM PAGA E QUEM RECEBE O ENCARGO DE

CAPACIDADE - E COMO ?

Em princípio, a capacidade posta à disposição do sistema, contratada ou não, faz jus ao Encargo de Capacidade

E toda a carga, contratada ou não, deve pagar pelo Encargo de Capacidade

Há porém várias formas de realizar estes pagamentos / recebimentos

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QUEM PAGA E QUEM RECEBE O ENCARGO DE CAPACIDADE - E COMO ?

Nossa recomendação é que o Encargo de Capacidade seja adicionado ao preço do MAE, em cada período de liqüidação (ao invés de ser pago o valor de US$ 1540 durante um corte de carga)

Cargas e geradores, ao contratarem energia, adicionariam um valor correspondente ao Encargo de Capacidade previsto (encargo “embutido”), tal como ocorre com os Contratos Iniciais

Carga e geração não contratadas (ou diferenças) estariam expostas ao preço do MAE (energia e EC)

A reserva do sistema seria remunerada via EC e cobrada de toda a carga

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Recebimento do Encargo de Capacidade via MAE(Visão da Geração)

(*)

(*) Em todas as situações, assume um pagamento de EC nos Contratos Bilaterais.

Situação 5

ContratoRecebe

Recebe

Contrato

Recebe

Situação 1 Situação 2 Situação 3

Nem paga nem

recebePaga Paga

Situação 4 Situação 6

Potência

Disponibi-lidade

Potência e Disponi-bilidade

Contrato = ø

Disponibili-dade

Potência

Potência

Disponi-bilidade e Contrato

Potência

Contrato

Disponi-bilidade

Potência

Contrato

Disponibilidade

QUEM PAGA E QUEM RECEBE…

EXEMPLOS ILUSTRATIVOS

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Pagamento do Encargo de Capacidade via MAE(Visão da Carga)

Contratoe Consumo

Nem paga nem

recebe

RecebeContrato

Consumo

Consumo

Contrato

Paga

Situação 1 Situação 2 Situação 3



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Pagamento pela potência de pico (embutida nos Contratos Bilaterais - exclui reserva)

Curva de Carga I Curva de carga II



A

Potência = 100 MW

Preço Energia = $ 40,0 MWhEnergia Diária = 100 X 24 = 2400 MWh

100 MWh

Potência = 150 MW

BPreço Energia = $ 40,0 / MWhCusto Potencia Adicional (*) = $ 1,7 / MWhPreço contrato = $ 41,7/ MWh

(*) ($ 200 x 50.000 x 0,15) / (365 x2400) ÁREA A = ÁREA B

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Como exatamente funciona esta metodologia para geração contratada ou não, despachada ou não, e para cargas contratadas ou não ?

EXEMPLO FICTÍCIO

Custo marginal de operação (CMO): 15 R$/MWh

Encargo de capacidade unitário da geração despachada (ECD): 10 R$/MWh

Preço do MAE (PMAE): 25 R$/MWh

Encargo de capacidade unitário da geração não despachada (ECND): 10 R$/MWh

QUEM PAGA E QUEM RECEBE ... EXEMPLOS NUMÉRICOS

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QUEM PAGA E QUEM RECEBE ...

EXEMPLOS NUMÉRICOS (CONT.)

D: contratada em 1000 MWh, consumo 1100 MWh pagará (1100-1000)PMAE, isto é, R$ 2500 pelo seu excesso de consumo

D: contratada em 1000 MWh, consumo 900 MWh receberá (1000-900)PMAE, isto é, receberá R$ 2500 pela venda de seu excesso de contrato

G: disponibilidade de 1000 MW, contrato 900 MWh e despachado em 900 MWh, receberá (1000-900)ECND, isto é, R$ 1000, pelo seu excesso de disponibilidade em relação a seu despacho

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G: disponibilidade 1000 MW, contrato 900 MWh e despachado em 1000 MWh, receberá (1000-900)PMAE, isto é, R$ 2500, por seu excesso de geração

G: disponibilidade de 1000 MW, contrato 1000 MWh e despachado em 900 MWh; receberá (1000-900)ECND, isto é, R$ 1000, pelo seu excesso de disponibilidade em relação ao seu despacho; pagará (1000-900)PMAE, isto é, R$ 2500, pela sua deficiência de geração em relação ao seu contrato; seu pagamento líqüido é portanto de R$ 1500, o que corresponde a 100CMO

Este resultado mostra que um gerador contratado, desde que mantenha sua disponibilidade, e mesmo que não despachado, estará exposto somente ao CMO e não ao PMAE

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G: disponibilidade de 900 MW, contrato 1000 MWh, despachado em 900 MWh, pagará (1000-900)PMAE, pela sua deficiência de geração em relação ao seu contrato; nesta situação, o gerador está exposto ao preço do MAE por queda na disponibilidade

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QUEM PAGA E QUEM RECEBE ... COMPARAÇÃO ENTRE PROPOSIÇÃO

ANTERIOR E ATUAL

A última reunião do COEX trouxe à tona algumas preocupações:

Percepção dos distribuidores que estariam pagando duas vezes pelo EC, principalmente após os Cis; ademais, de que o pagamento não necessariamente teria como contrapartida o incremento de capacidade

Incerteza no fluxo de caixa dos geradores, em função da alta volatilidade da LOLP - comprometendo a “financiabilidade” do projeto

Elevados valores envolvidos da conta EC = US$ 1,2 bilhão/ano

As mudanças propostas tiveram como objetivo endereçar estas três preocupações principais

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QUEM PAGA E QUEM RECEBE ... COMPARAÇÃO ENTRE PROPOSIÇÃO

ANTERIOR E ATUAL A fórmula de cálculo do EC é idêntica à anterior; a única mudança

se refere à forma de pagamento - parte do Encargo será paga via os Contratos Bilaterais que serão negociados entre as partes

Ao contratar energia para atender seu mercado, as Distribuidoras pagarão pela parcela de energia e pela capacidade implícita para atender sua curva de carga

Para os montantes contratados (incluindo Contratos Iniciais), não caberá à distribuidora o pagamento de EC via o MAE - desaparecendo a percepção de pagamento em duplicidade

Os geradores, por sua vez, disporão de um mecanismo eficiente de “hedge” financeiro para atenuar a volatilidade da LOLP e do Encargo

Por consistência, na nova proposta, será adicionado ao preço do MAE ($/MWh), em cada período de liqüidação, uma parte correspondente ao EC (também em $/MWh)

Esta variante metodológica está coerente com o Acordo de Mercado

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VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS

Não existe um valor “correto” de EC. Como “cheque de sanidade”, o EC de longo prazo deveria ser capaz recuperar custos de capital e de O&M fixos de um “gerador de ponta”, representando os seguintes valores indicativos

Mínimo - US$ 200/kW*12% p.a. = US$ 24/kW.ano Máximo - US$ 300/kW*15% p.a. = US$ 45/kW.ano

Isto equivaleria a uma faixa de US$ 4-8/MWh a ser paga pela carga - seja via MAE ou através de Contratos Bilaterais

34Nota: Uma LOLP de 12 hs/mês corresponde a um Encargo de Capacidade de US$

40/MWh

VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS ...

AS ANÁLISES INDICAM VALORES DE LOLP ELEVADOS PARA OS PRIMEIROS ANOS

DE PLANEJAMENTO - CAINDO A PARTIR DE 2002 ...

LOLP média (horas/mês)

1.91

0.660.12 0.03

12.11

2.74

0.12 0.060.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

2000 2001 2002 2003

SUDESTE

SUL

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... O QUE REFLETE A CRITICIDADE DO SISTEMA - E POR CONSEGUINTE SUA SENSIBILIDADE A ATRASOS NO PLANO DE OBRAS

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ESTA VOLATILIDADE DA LOLP REQUER UM TRATAMENTO DE SUAVIZAÇÃO, VIA RAMPA

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

2000 2001 2002 2003

Média Rampa (20%)

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RESULTANDO EM ENCARGOS MENOS VOLÁTEIS, MAIS QUE AINDA TRANSMITEM UM SINAL ECONÔMICO PARA EXPANSÃO NA REGIÃO S/SE...

Região Sul/Sudeste (US$/MWh)

encargo ($/MWh)

10.3

8.2

6.6

5.3

0

2

4

6

8

10

12

2000 2001 2002 2003

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... BEM COMO NA REGIÃO NORTE-NORDESTE, ONDE O ENCARGO PROJETADO É DE MENOR EXPRESSÃO

Região Norte-Nordeste (US$/MWh)encargo ($/MWh)

0.55

0.7

0.5

0.4

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

2000 2001 2002 2003

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HÁ QUESTÕES REGULATÓRIAS QUE DEVEM SER LEVADAS E DISCUTIDAS COM A ANEEL TÃO LOGO EXISTA UMA DECISÃO POR PARTE DO COEX QUANTO À PROPOSTA DE EC

Relação entre EC e Valor Normativo - o que está (ou não) contido no VN

Em decorrência, que “curva de carga” está implícita no cálculo de VN e qual o tratamento para curvas de carga diferentes da premissa original

Encargos de D ou T pagos pela Geração de pico

Validação do Custo de Interrupção (US$ 1540/MWh)

Definição da parcela do Custo de Interrupção que será paga antecipadamente versus durante uma interrupção

QUESTÕES REGULATÓRIAS PENDENTES

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QUESTÕES REGULATÓRIAS PENDENTES

ANALOGAMENTE, HÁ NECESSIDADE DE DISCUTIR ALGUNS ASPECTOS REFERENTES À PROGRAMAÇÃO DE MANUTENÇÃO COM O ONS

Geradores estarão interessadas em estar disponíveis quanto o EC é mais elevado

Em princípio, este é também o interesse do ONS; mas podem existir situações particulares, localizadas em que, por questões de estabilidade do sistema, os interesses do ONS e do investidor podem ser ligeiramente divergentes

Deve haver um diálogo constante entre as partes para evitar perdas financeiras para os investidores

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PRÓXIMOS PASSOS NA IMPLEMENTAÇÃO DO ENCARGO DE CAPACIDADE

COEX deve concordar com os conceitos aqui formulados

Diálogo com ANEEL e ONS em relação às questões regulatórias pendentes

Determinação dos pré-requisitos para implementação (por exemplo, outras regras de mercado que devem ser concordadas)

Necessidade de procedimentos temporários para pagamento e cobrança do EC (se houver)

Cálculo detalhado dos valores a vigorar a partir de 2000

Submissão do tema ao COEX para aprovação final da metodologia, premissas e plano de implementação

Technology

Encargo De Capacidade