Ampliação do Mercado Livre de Energia Elétrica
Ampliação do Mercado Livre de Energia Elétrica
Relatório Final
Preparado para
1
► A PSR foi contratada pela Abraceel para a realização de uma análise mais profunda sobre alguns temas cruciais para a ampliação do Mercado Livre, no âmbito da CP MME 21/2016
► Principais temas a serem abordados: (i) tratamento dos contratos legados e (ii) expansão da oferta
► A PSR oferecerá o seu apoio em temas de desenho de mecanismo e simulações quantitativas do impacto de diferentes medidas referentes aos dois temas centrais
► Este relatório apresenta os resultados deste estudo
► Há uma série de questões jurídicas e regulatórias que precisam ser solucionadas em conjunto para viabilizar a abertura do mercado:
Desafio | Proposta |
Facilitar intercâmbio de contratos entre ACR e ACL | Leilão de repasse |
Ajustar incentivos às distribuidoras para gestão de portfólio | Separação do fio e regulamentação de atividade comercialização |
Reequilíbrio dos incentivos dos contratos legados ao ACR e ACL | Encargo (positivo ou negativo) aplicado a todos os consumidores |
Incentivo à geração renovável: reserva de mercado e desconto na tarifa fio | Novos instrumentos de políticas públicas; eliminar reserva do mercado incentivado |
Incentivo à expansão | Separação lastro-energia |
Incentivos para geradores existentes pela adequabilidade | Tratamento de contratos legados de lastro-energia em conjunto |
▪ Embora caminhos de solução tenham sido indicados em linhas gerais, ainda há um trabalho de regulamentação a ser efetuado
► O principal objetivo deste trabalho é indicar que a liberalização é
possível e apresentar alguns resultados quantitativos preliminares
► Entretanto, este trabalho não atacou alguns temas importantes que são pré-requisitos para a implementação do mercado, tais como:
▪ Eficiência do mercado de curto prazo e formação de preços
▪ Financiabilidade dos projetos com menor participação do BNDES
▪ Mecanismos facilitadores para a negociação do produto energia
▪ A distribuidora-comercializadora como provedor de última instância
▪ Regulamentação do comercializador varejista
▪ Credibilidade, transparência e robustez das regras – com atenção especial para o enforcement e evitar a judicialização do setor
► Ainda existe um caminho a percorrer em termos de desenho de mercado e regulamentação antes da reforma
► Para que estas reformas sejam viáveis, entretanto, é necessário que o setor atenda a certos pré-requisitos, tais como:
▪ Estabilidade regulatória e transparência do governo
▪ Credibilidade da formação de preços spot
▪ Clareza das regras e capacidade de enforcement – em particular, evitando a judicialização do setor
► Embora ainda exista um caminho a percorrer antes da liberalização do mercado a todos os consumidores, o principal objetivo deste trabalho é indicar que tal reforma é possível e apresentar alguns resultados quantitativos preliminares
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
► Metodologia para determinação de um cronograma de abertura do mercado:
1. Construção de um cenário base de evolução da demanda e do
portfólio de contratos das distribuidoras
Demanda
Demanda
Demanda
Demanda
Demanda
Demanda
Demanda
Demanda
Contratos
Contratos
Contratos
Contratos
Crescimento da carga
Novas contratações
► Metodologia para determinação de um cronograma de abertura do mercado:
Contratos não renovados e não repostos
Redução do montante contratado (EE)
Contratos
Contratos Inflexíveis
2. Estimativa da flexibilidade contratual máxima das distribuidoras
► Metodologia para determinação de um cronograma de abertura do mercado:
3. Em função do limite mínimo para consumidores livres, determinar a fração da demanda da distribuidora passível de migração
Limite mínimo ACL
Premissa de migração
Demanda
Potencialmente Livre
Cativa
Parcela da demanda da distribuidora que migra para o mercado livre
► Metodologia para determinação de um cronograma de abertura do mercado:
Limite mínimo de migração
Demanda / Contratos
4. O cronograma ótimo de abertura deve equilibrar a flexibilidade contratual da distribuidora e a demanda passível de migração
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
► Usando dados disponíveis para a demanda passível de migração:
1. Apuração da demanda existente
▪ Fonte de dados: Aneel (planilhas SPARTA dos reajustes tarifários das distribuidoras)
▪ Com essas planilhas é possível apurar o consumo total e o consumo dos atuais consumidores livres (especiais ou convencionais) que estão na área de concessão da distribuidora, por nível de tensão e classe de consumo (industrial, comercial, etc). Por diferença, obtem-se o mercado cativo.
2. Liberalização gradual do mercado em função do nível de tensão
▪ Como as planilhas SPARTA não fornecem a informação da demanda contratada dos consumidores cativos, não podemos usar o critério análogo ao atual (função da demanda contratada: 3 MW)
▪ Assumimos que os grupos por nível de tensão representam bem o conjunto dos consumidores potencialmente livres para abertura sequencial do mercado
3. Estimativa da migração
▪ Estimação da “demanda residual” que resiste à migração
▪ Tempo de migração a partir da data de liberalização do mercado
• Ex: assumindo que o A4 atual cresce com mesma taxa da carga total da distribuidora, a velocidade da migração será tal que x% do consumo A4 migra até um determinado ano
► Projeção de demanda do ACR por nível de tensão:
80,000
70,000
60,000
MW médios
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
A1 A2
A3 + A3a A4
AS BT
‐
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
► Geração distribuída: subtraída da demanda da distribuidora
► Premissa de GD solar feita sob a ótica do consumidor (seu custo de oportunidade), levando-se em conta fatores como:
▪ Tarifas de fornecimento cativas
▪ Preços de instalação e manutenção de painéis fotovoltaicos
▪ Insolação
► O passo seguinte é realizar levantamento do portfólio corrente de contratos das distribuidoras
► Premissas:
▪ Não considera renovação dos contratos de energia existente (leilões A-1);
▪ Não considera contratação de energia nova (leilões A-3 e A-5);
▪ Cotas de Itaipu a partir de 2024 e novas cotas de garantia física direcionadas para o ACL
► Contratos legados das distribuidoras
▪ Não considera Itaipu a partir de 2024 ou cotas de garantia física adicionais
MW médios
51,868
52,016
53,255
53,546
52,561
52,771
52,662
51,783
43,158
40,277
39,452
37,723
36,213
36,070
36,135
34,699
33,442
32,701
31,802
31,787
30,857
30,344
28,988
27,500
26,573
26,001
23,577
13,874
11,112
3,783
3,191
2,784
1,910
1,886
1,685
1,568
Fontes Alternativas Energia Nova Energia Existente Contratos Bilaterais Quota Angra I e II Quota Itaipu
Quota Proinfa
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
2051
Cotas de garantia física
Fim dos contratos dos leilões de Energia Existente
Término dos contratos do Proinfa
Fim dos contratos dos leilões de Fontes Alternativas
Fim dos contratos dos leilões de Energia Nova
Término do tratado de Itaipu
Término dos contratos bilaterais
Término dos contratos das Cotas de Garantia Física
► Mantivemos as cotas das usinas de Angra 1 e Angra 2 com o mercado cativo
► Mesmo com a abertura do mercado, uma parcela dos consumidores pode não ter interesse pela migração
▪ Exemplo: experiência dos Estados Unidos com consumidores residenciais
Fonte: EIA / Christensen Associates Energy Consulting (2014)
► Entre os consumidores de maior demanda, poucos optam por se manter no mercado regulado
▪ Apenas 11% do consumo do nível de tensão A2 é cativo no Brasil atualmente
– contra 66% dos consumidores residenciais nos EUA (slide anterior)
▪ Quase todos os países oferecem flexibilidade maior que o Brasil para a migração de grandes consumidores pra o mercado livre
► Como um cenário de estresse, consideramos que uma parcela maior do mercado residencial migraria – residual de 33%
Fonte: ABRACEEL
► Demanda residual: consideramos uma hipótese mais conservadora de migração
Percentuais referenciados à demanda total (ACR e ACL) em cada subgrupo
Demanda | residual | cativa | A1 e A2 | A3 e A3a | A4 e As | BT |
Sul | 0% | 15% | 25% | 66% | ||
Sudeste | 0% | 15% | 25% | 66% | ||
Norte | 0% | 15% | 25% | 66% | ||
Nordeste | 0%* | 15% | 25% | 66% | ||
* Assume-se que os consumidores com contratos com a Chesf permanecem “cativos”
Demanda residual cativa [ MW médios ] | A1 | A2 | A3 | A3a | A4 e AS | BT |
Sul | 0 | 0 | 68 | 48 | 752 | 3.094 |
Sudeste | 0 | 0 | 34 | 67 | 1.936 | 9.742 |
Norte | 0 | 0 | 33 | 7 | 161 | 1.284 |
Nordeste | 69 | 17 | 147 | 17 | 448 | 2.834 |
total | 69 | 17 | 282 | 138 | 3.297 | 16.960 |
► É possível testar um grande número de sensibilidades razoáveis sobre este conjunto base de premissas:
▪ Exemplos: taxa de crescimento da demanda, velocidade de penetração de geração distribuída, descotização dos contratos de hidrelétricas, mercado residual diferenciado por submercado
► No lugar de propor múltiplos cronogramas ótimos de migração, entretanto, este estudo focou em avaliar como uma realização diferente da prevista impacta o cronograma de migração ótimo
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
► O cronograma ótimo de migração deve minimizar os riscos de sub e sobrecontratação das distribuidoras – construído de modo a garantir um equilíbrio exato entre o ACR e os contratos legados
Contratos Legados Demanda ACR
GW médio
Liberalização gradual do mercado + taxa de migração = curvas coincidentes
X0 X0 X0
X0 ano
► Subcontratação: Erro tipo I. Significa que a abertura do mercado livre poderia ter sido mais rápida. Pode ser solucionada com um leilão de energia existente para recompor o portfólio da distribuidora
▪ Crescimento da demanda acima do esperado ou menor disseminação de GD
▪ Migração mais lenta do que o esperado ou demanda residual superior à esperada
▪ Redução nos contratos legados – descotização, leilão de repasse, MCSD, etc.
► Sobrecontratação: Erro tipo II. Seria melhor ter adiado a abertura do mercado livre: “arrependimento”. Pode ser solucionada com um leilão de repasse (mecanismo a ser desenvolvido a seguir).
▪ Crescimento da demanda abaixo do esperado ou maior penetração de GD
▪ Migração mais rápida do que o esperado ou demanda residual inferior à esperada
▪ Aumento nos contratos legados – realização de novos leilões, cotização de Itaipu, etc
► Nota-se que o erro tipo I é menos grave que o erro tipo II
▪ O “status quo” atual seria afetado pela introdução do cronograma de migração, e o erro tipo II implica arrependimento na introdução dessa mudança – risco de má impressão para a opinião pública
▪ Leilões de energia existente têm histórico mais robusto que os leilões de repasse
► Consequentemente, optamos por ser mais conservadores nesta análise preliminar do cronograma ótimo de migração
▪ Taxa de migração representada relativamente alta
▪ Demanda residual relativamente baixa
▪ Taxa de migração insensível à atratividade de preços no mercado livre (ao menos em um primeiro momento)
► Contratos legados VS demanda no ACR:
► Ignorando o efeito da taxa de migração, observamos que a data ótima para a migração total dos subgrupos (exceto demanda residual) para o mercado livre são as seguintes:
▪ Subgrupos A1, A2 e A3: migração finalizada em 2021
▪ Subgrupos A4 e AS: migração finalizada em 2024
▪ Subgrupo BT: migração finalizada em 2028
► Calibramos as taxas de migração de modo a manter o equilíbrio exato entre o ACR e o portfólio de contratos da distribuidora em todo o horizonte
▪ Migração para o ACL ano a ano, por nível de tensão:
► Embora esta taxa de migração resulte no cronograma ótimo para a distribuidora (sem sobrecontratação ou subcontratação), este equilíbrio é tênue e sujeito a erros de previsão
► Resultado da evolução da demanda da distribuidora com as taxas de migração apresentadas:
► As datas de liberalização por nível de tensão são antecipadas:
▪ Xxxxxxxxx X0, X0 x X0 x X0x: liberalização em 2020, migração até 2022
▪ Subgrupos A4 e AS: liberalização em 2022, migração até 2024
▪ Subgrupo BT: liberalização em 2024, migração até 2028
► Algumas características da evolução do portfólio de contratos da distribuidora dão alguma robustez aos resultados de cronograma ótimo:
▪ As distribuidoras permanecem sobrecontratadas até 2020, mesmo após a descontratação de energia existente: novos mecanismos (como os leilões de repasse) são necessários para liberalizar o mercado antes dessa data
▪ A saída do contrato de Itaipu do portfólio das distribuidoras, prevista para 2024, é uma oportunidade importante para viabilizar a migração sem aumentar a sobrecontratação das distribuidoras
► O principal objetivo desta análise é obter uma trajetória de referência para a migração e entender suas implicações
▪ No lugar de construir um número maior de cenários de cronograma de migração ótima, concentraremos esforços em avaliar como um cronograma de migração pré-definido é afetado por uma realização diferente do esperado
Crescimento da carga
► Um crescimento consistente mais forte da carga desequilibra contratualmente as distribuidoras
▪ Crescimento anual da carga 1% maior
▪ Resultado: distribuidoras, em média, 11% subcontratadas entre 2020-2030
subcontratação
► Subcontratação pode ser solucionada com um leilão de energia existente
Atraso na decisão e contratação de energia nova
► A demora na definição de um cronograma de abertura do mercado pode deixar espaço para que haja mais contratação de energia nova, aumentando o montante e o prazo de término dos contratos legados
▪ Resultado: distribuidoras, em média, 8% sobrecontratadas entre 2023-2030
sobrecontratação
LEN 2018 vendendo 3.000 MW médios em contratos
► Sobrecontratação pode ser solucionada com um leilão de repasse
Migração mais lenta que o esperado
► Postergação da migração: abertura do A4 em 2023
▪ Premissa de tempo para migração total: 6 anos
subcontratação
► Cronograma simulado:
▪ Xxxxxxxxx X0, X0, X0 x X0x: migração de 2020 a 2022
▪ Subgrupos A4 e AS: migração de 2023 a 2028
► Resultado: distribuidoras, em média, 12% subcontratadas em 2023-2024
Migração mais rápida que o esperado
► Antecipação da migração: abertura do A4 em 2020
▪ Premissa de tempo para migração total: 6 anos
sobrecontratação
► Cronograma simulado:
▪ Xxxxxxxxx X0, X0, X0 x X0x: migração de 2020 a 2022
▪ Subgrupos A4 e AS: migração de 2020 a 2025
► Resultado: distribuidoras, em média, 6,5% sobrecontratadas entre 2020 e 2023
Cronograma de migração: conclusões
► A elegibilidade do fornecedor de energia a partir de um determinando ano impõe riscos para o balanço de contratos das distribuidoras
► Cronograma ótimo de abertura com base nas premissas apresentadas:
▪ Subgrupos A3 e A3a: migração de 2020 a 2024
▪ Subgrupos A4 e AS: migração de 2020 a 2024
▪ Subgrupo BT: migração a partir de 2024
► O cronograma de abertura do mercado livre é bastante dependente da premissa de taxa de migração
▪ Caso a velocidade de migração antecipada não se materialize, será necessário usar leilões de energia existente e/ou leilões de repasse para ajustar a posição contratual das distribuidoras ex post
► Atualmente, o consumidor de energia que individualmente, ou em conjunto* com outras unidades consumidoras, tenha demanda contratada 0,5 MW ≤ D ≤ 3 MW só pode migrar para o ACL na condição de consumidor incentivado, o que impõe a aquisição de energia de fontes renováveis (eólica, solar, biomassa e PCHs).
▪ Esses geradores e consumidores, hoje, têm acesso a um subsídio de pelo menos 50% da TUSD Demanda (ou TUST, quando aplicável).
► Em um contexto de abertura do mercado, a manutenção desses requisitos e subsídios na migração de consumidores desse porte, tem o potencial de agravar algumas distorções relacionadas ao:
1. Custo do subsídio concedido aos consumidores; e
2. Expansão da oferta do sistema.
*Desde que o conjunto seja formado por unidades consumidoras em comunhão de interesses de fato ou de direito.
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► Custo do subsídio concedido aos consumidores:
▪ A migração em massa desse tipo de consumidor aumentará significativamente o custo do subsídio que é concedido aos consumidores incentivados na forma de desconto na tarifa fio
▪ Esse subsídio, pago através da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), impacta todos os consumidores finais de energia, inclusive eventuais consumidores que optassem por permanecer regulados (demanda residual)
► Expansão da oferta do sistema
▪ A mera “transferência” dos contratos de fontes incentivadas que estejam no ACR para o ACL, poderia ser insuficiente para atender a necessidade de oferta incentivada no ACL dada a migração massiva desse consumidor
▪ Ou seja, seria necessária também a construção de nova oferta para atender um tipo específico de consumidor, mesmo que eventualmente o sistema, como um todo, estivesse com o balanço oferta vs demanda em equilíbrio. Nesse caso, haveria potenciais incentivos para uma expansão ineficiente da oferta
► Devido à falta de granularidade dos dados das distribuidoras, não foi possível contemplar o mercado incentivado na montagem do cronograma de migração ótimo
▪ Consequentemente, nosso foco principal foi no limite de elegibilidade para o mercado livre como um todo, sem distinguir entre convencional e incentivado
▪ Caso houvesse mais informação disponível, seria possível definir um cronograma para a redução do limite mínimo do incentivado também
► Uma liberalização total do mercado, entretanto, deve eliminar a distinção entre consumidor convencional e incentivado
▪ Mesmo sem a reserva de mercado para pequenos consumidores, as renováveis poderiam vender livremente no ACL
▪ Outros mecanismos de políticas públicas podem ser usados para dar incentivo à geração renovável
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
► O marco legal que permite o repasse de contratos da distribuidora para o ACL já foi sancionado com a Lei 13.360
▪ Resta a criação do marco regulatório – governo jásinalizou preferência por um modelo de leilão que permita a participação de todos os agentes do ACL
▪ Embora este mecanismo tenha sido idealizado principalmente para lidar com a sobrecontratação no curto prazo, se bem desenhado ele pode ser um instrumento muito útil para a liberalização
► Funções dos leilões de repasse para a liberalização:
▪ Permitir a liberalização do mercado anterior a 2020 sem que a sobrecontratação das distribuidoras aumente significativamente
▪ Viabilizar a transferência de contratos do mercado regulado para o mercado livre, evitando “crises de papel” e permitindo melhor alocação de risco
▪ Permitir que o portfólio de contratos do mercado regulado seja ajustado dinamicamente em resposta a choques de mercado ou migração
Mercado spot
Δ$
ΔQ
Δ$
ΔQ
$
$
Consumidores
Geradores (CCEAR)
Distribuidora
Q
Q
► O leilão de repasse é chamado quando há um desequilíbrio entre o nível de contratação da distribuidora e a demanda cativa a ser atendida – implicando elevada exposição ao mercado spot
Mercado spot
Δ$
ΔQ
Δ$
ΔQ
$
$
Consumidores
Geradores (CCEAR)
Distribuidora
Q
Q
$
Q
Comercia- lizadora
► Introduz-se a possibilidade que a distribuidora reduza sua exposição ao preço spot repassando alguns contratos ao mercado livre, a um preço marcado a mercado por meio de um leilão
► Recomendações:
▪ A proposta é que a distribuidora permanece como interveniente dos contratos já firmados com os geradores, evitando eventuais dificuldades dos geradores com agentes financiadores (mudança nos riscos de contraparte)
▪ Não é necessário que os contratos oferecidos ao ACL tenham a mesma estrutura que aqueles que compõem o portfólio da distribuidora: em particular, o repasse de contratos de duração mais curta e/ou produtos com diferentes níveis de risco pode ser atraente
▪ Principais parâmetros a serem definidos pelo regulador: (i) quantidade máxima de contratos a serem repassados (por exemplo, limitada ao nível atual de sobrecontratação da distribuidora) e (ii) preço de reserva da energia
▪ Desde que o montante de renováveis no portfólio da distribuidora permita, é desejável repassar contratos com o “selo” de energia incentivada, equilibrando o mercado dos consumidores especiais
► É importante lembrar que a distribuidora não tem os incentivos corretos
para tomar as decisões de contratação em nome do consumidor regulado
▪ A decisão tomada pela distribuidora visa minimizar o risco de sobre e subcontratação, o que em geral não está alinhado com o objetivo do consumidor de minimizar o custo e a volatilidade das tarifas
▪ Especialmente dada a elevada participação dos contratos de cotas e por disponibilidade no portfólio de contratos legados e sua correlação com o PLD
► No curto prazo, a forma mais direta de solucionar este problema é
minimizar o poder de agência das distribuidoras no leilão de repasse
▪ O regulador define os parâmetros para a quantidade a ser ofertada no leilão e preços de reserva – a distribuidora é apenas observadora e não pode assumir riscos adicionais
► No longo prazo, alocar a responsabilidade de gestão do portfólio à distribuidora seria uma solução mais robusta
▪ Desde que a distribuidora tenha os incentivos corretos para agir em prol do consumidor, ela pode tomar as decisões de gestão do portfólio
► Estabelecimento de nova regulamentação para o papel da distribuidora-comercializadora
▪ Alinhamento dos incentivos e remuneração condizente com os riscos da atividade: exige o estabelecimento de novas regras de remuneração e repasse
▪ A responsabilidade da distribuidora é gerenciar um portfólio de
contratos de energia – independentes dos contratos de lastro
► A nova regra de repasse deve estabelecer uma remuneração base e uma relação risco-retorno coerente para as distribuidoras
▪ O PLD, resultados de leilões de repasse ou de energia existente, e o custo de portfólio de outras distribuidoras podem ser usados para definir a remuneração base
“Risco mínimo”: custo real
Valor máximo a ser repassado
à tarifa
totalmente repassado ao consumidor
“Risco intermediário”: custos e benefícios repartidos entre consumidor e distribuidora
Remuneração base
“Risco máximo”: remuneração da distribuidora não depende do custo real
Custo real do portfólio da distribuidora
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
► Nossa primeira análise do efeito do cenário de elevada migração sobre o mercado regulado envolve o cálculo da tarifa do ACR
▪ A metodologia desenvolvida pela PSR para isto envolve uma simulação detalhada do custo dos contratos, liquidações no mercado spot, componentes financeiras, bandeira tarifária, e outros elementos
▪ Em particular, é importante ressaltar o efeito da conta ACR (repasse de custos legados) na tarifa de 2017-2018: com o desaparecimento desta componente, uma queda significativa na tarifa é esperada para 2019
► Como linha de base para comparação do cenário de tarifas, apresentamos um cenário de continuidade em que a repartição entre ACR e ACL e a estratégia de contratação de energia nova permanecem as mesmas
▪ O cenário com elevada migração corresponde ao cenário do cronograma ótimo (o mercado atendido pela distribuidora é igual ao portfólio de contratos)
► Com isto, observou-se uma redução significativa das tarifas em média no cenário de elevada migração para o ACL
Cenário de continuidade
Efeito da conta ACR
Elevada migração para o ACL
► Apesar deste ganho em média, a maior participação de contratos de cotas e por disponibilidade implica em maior volatilidade no caso migração
Base
Ampliação ACL
Tarifa mais volátil devido à grande participação de contratos por disponibilidade e cotas de garantia física
Cenário de continuidade
Elevada migração para o ACL
260
240
220
200
R$/MWh
180
160
140
120
100
2017 2018 2019 2020 2021 2022 0000 0000 0000 2026 2027 2028 2029 2030
► A principal componente de custo da tarifa no longo prazo é o preço médio do portfólio de contratos da distribuidora (Pmix):
“Gap”: ~25 R$/MWh
► A análise do Pmix excluindo contratos de cotas mostra que eles representam grande parte da diferença entre os casos:
“Gap”: ~10 R$/MWh
► Os contratos de energia existente e de energia nova no portfólio do Caso Base explicam a diferença restante:
Contratação de energia existente (mais barata que Pmix)
Contratação de energia nova
(mais cara que Pmix)
► Outro tema importante a ser avaliado é se os sinais de preços ao consumidor sustentam a premissa de migração
► Observa-se que, caso o preço do ACL seja mais alto que o preço no ACR, o cenário migração não será sustentável
▪ Os consumidores que tiverem o direito de escolha preferirão permanecer na distribuidora
▪ O valor esperado do PLD pode ser usado como primeira estimativa para os preços do ACL – mas há elevada incerteza na estimação desta grandeza
► Há atualmente um equilíbrio tênue entre o mercado regulado e o mercado livre
▪ Contratos caros (e.g. energia nova) equilibram contratos baratos (e.g. cotas) no portfólio da distribuidora
▪ Com a separação de energia e lastro, a diferença de preço entre a energia nova e existente seria repassada a todos os consumidores – importante para a análise da evolução futura desse equilíbrio
► Para que a liberalização do mercado seja robusta, é necessário que esse equilíbrio seja mantido mesmo que ocorram migrações entre o ACR e o ACL
▪ É importante evitar que os incentivos levem a um “colapso” de um dos mercados
► Uma possibilidade: socializar custos e benefícios de todo o bloco de contratos legados – análogo à descotização
▪ Exemplo: usar o preço do leilão de repasse como referência
▪ O encargo pode ser positivo ou negativo em função do preço do leilão de repasse e custo do portfólio de contratos legados
Plegados — Prepasse
Prepasse — Pnovos contratos
+
Componente de contratos legados: repassada a todos os consumidores, regulados e livres
Componente da estratégia de
comercialização: privada a cada agente comercializador atuando no ACL ou ACR
► É importante sinalizar ao mercado com antecedência a intenção de fazer este tipo de repasse, com regras claras
► Esta análise sugere um novo paradigma
▪ O custo (ou benefício) agregado dos contratos legados é tomado como um “custo afundado” e repartido entre todos os consumidores
▪ O primeiro passo necessário para uma liberalização completa do mercado é a distinção entre atividade de comercialização e fio
▪ O repasse dos contratos legados essencialmente permite que todas as comercializadoras (inclusive a da distribuidora) comecem a atuar no novo mercado em pé de igualdade
► Algumas questões regulatórias e alocativas ainda precisariam ser trabalhadas
▪ O mais importante é que as regras sejam definidas com antecedência para que os agentes possam adaptar suas estratégias
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
Conceito original
► A segurança de suprimento do SIN é baseada em dois princípios:
1. Todo consumo deve estar 100% respaldado por contratos
2. Todo contrato deve estar 100% respaldado por garantia física
► Eles misturam dois conceitos:
▪ Garantia de suprimento, que é um bem coletivo e
▪ Contratação de energia, que é um mecanismo de “hedge” financeiro estabelecido entre partes
Evolução do conceito
► Na realidade, devido à necessidade de garantir a expansão do sistema, os contratos de energia elétrica no Brasil possuem três componentes embutidas em um único preço:
▪ Pagamento pela energia
• Hedge financeiro para variabilidade do PLD
▪ Pagamento pela confiabilidade do suprimento de energia
• Garantia física ≥ demanda atual
▪ Pagamento pela adequabilidade (adequacy) de suprimento
• Garantia física ≥ demanda futura
► A adequabilidade (adequacy) de suprimento é definida como a garantia de existir investimentos em nova capacidade no médio e longo prazos.
► A adequabilidade deve garantir 3 aspectos desejáveis*:
1. Garantia de nível ótimo de capacidade no equilíbrio consistente com o critério de confiabilidade de suprimento do sistema
(demanda = carga crítica)
2. Garantia de tempo ótimo para construção de nova oferta para evitar flutuações de sobre/sub oferta
3. Garantia do mix ótimo de diferentes tecnologias para atender às características do sistema (perfil de carga diário/mensal, sinergia com hidro, exposição ao custo de combustível, intermitência eólica, etc)
► Para atender ao critério 1 (garantia de nível ótimo), considerando a modalidade de project finance, é necessário que o pagamento pela adequabilidade seja de longo prazo
► Atualmente, a adequabilidade do suprimento tem sido buscada através dos leilões de energia nova e dos leilões de energia de reserva
▪ CCEAR de EN + CER buscam atender ao critério 1
▪ Antecedência de 3 a 5 anos buscam atender ao critério 2
▪ Leilões separados por fonte buscam atender ao critério 3
► A preocupação com a abertura do mercado está na garantia de adequabilidade do sistema
► Separação dos produtos lastro e energia é uma alternativa...
▪ Exemplo de outra alternativa: obrigação de contratação de todos os consumidores 5 anos a frente
► ...mas, dependendo da implementação, não garante adequabilidade
▪ Devido à incerteza com relação aos preços de energia, a simples separação destes produtos não garante a expansão do sistema
► Tratamento contratos legados
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: princípios
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: premissas
▪ Cronograma ótimo de abertura do mercado livre: resultados
▪ Licitação de contratos legados com repasse de custos
▪ Análise tarifária
► Expansão da oferta
▪ Situação atual
▪ Proposta para garantir adequabilidade
► Conclusões
► O produto lastro é negociado anos à frente em um leilão centralizado que engloba tanto a componente de adequacy quanto de confiabilidade
▪ As ofertas dos agentes novos refletem a remuneração que eles esperam não recuperar no mercado de energia
► O produto energia pode ser negociado em mecanismos facilitadores, em paralelo com o produto lastro
▪ Bolsas de energia
▪ Contratação bilateral de longo prazo com regras específicas para participação de distribuidoras
▪ Contratos “por disponibilidade” de curto prazo para térmicas
► Leilão “padrão” – entrega A+5:
▪ Xxxxxxx novo faz ofertas por um contrato de lastro de 20 anos
▪ Gerador existente faz ofertas por um contrato de lastro de 1 ano
▪ Caso o gerador existente não vença o leilão, energia nova será contratada e o gerador poderá optar por ser descomissionado
► Primeiro leilão de lastro (transição):
▪ Sistema sobreofertado e impossibilidade de participação da energia nova na maioria dos anos
▪ Geradores existentes ofertam quantidade e preço de lastro para o A+2 até o A+5: contratos com duração de 1 a 4 anos
▪ Contrapartida do gerador: obrigação de permanecer no sistema pelo período do contrato de lastro (e.g. permanência do ano A até A+5)
► O produto lastro de energia representa a contribuição de cada equipamento para a segurança de suprimento energética, dado um critério de suprimento
► Entende-se como critério de suprimento:
▪ Conjunto de restrições de aversão ao risco (e.g. SAR, risco de déficit, etc) do problema de expansão ótima da geração; ou
▪ Conjunto de restrições de risco do problema de operação ótima utilizado no processo iterativo do cálculo da carga crítica do sistema e um critério de parada (e.g risco de déficit = 5%, E[CMO]=CME, etc).
► O critério atual de suprimento é E[CMO] = 193 R$/MWh, considerando operação com CVaR e risco de déficit ≤ 5%
Nota: há ainda o conceito de produto lastro de potência, que representa a contribuição de cada equipamento para o suprimento da demanda de ponta.
► A princípio não é necessário atribuir um valor em MWmed para o produto lastro de energia de cada equipamento. Basta selecionar os projetos que farão parte da expansão através da solução do problema de otimização da expansão da geração
▪ O próprio problema de expansão selecionará os projetos vencedores, considerando a contribuição energética de cada um
► No entanto, como será visto a seguir, há atrativos para se definir uma quantidade para o produto lastro de energia
▪ Neste caso, propõe-se utilizar a metodologia atual de cálculo da garantia física
► Geradores com lastro contratado possuem como compromisso seus parâmetros declarados antes do leilão
▪ TEIF, IP, potência instalada, eficiência, curva cota-volume, etc
► Estes parâmetros são inseridos no Plano Mensal de Operação, fazendo parte da formação de preços e do despacho do sistema.
► A princípio a verificação dos parâmetros técnicos poderia ser realizada através da mesma lógica do processo de apuração de garantia física:
▪ Cada tecnologia possui mecanismos diferentes (produção física para eólicas, média móvel de 60 meses da disponibilidade para UTE...)
▪ Caso um agente seja penalizado por revisão de garantia física, seu pagamento por lastro é reduzido proporcionalmente
► No entanto, é necessário aprimoramento para incentivar a disponibilidade da usina nos momentos onde sistema precisa da energia
▪ Mecanismos atuais suavizam o efeito da indisponibilidade e não incentivam o gerador a estar disponível no momento correto
► No caso de aferição de lastro para termelétrica, pode ser utilizado um mecanismo similar ao dos contratos por disponibilidade, onde o gerador é obrigado a entregar a potência disponível física ou financeiramente quando é despachado
► No caso da apuração do lastro, seria aplicada uma penalidade pela potência disponível não entregue quando o equipamento não é despachado
► Para incentivar o gerador a aumentar a sua disponibilidade para o sistema, é eficiente pagar para o gerador quando ele gerar acima de sua potência disponível
▪ Se a indisponibilidade real for igual à taxa declarada, esta receita extra será equivalente ao pagamento da penalidade, e o gerador terá apenas a receita do lastro e da energia
▪ Se a indisponibilidade real for menor, o gerador receberá uma receita adicional
► O valor do produto lastro é resultado de um leilão
► Na alternativa de solução do leilão através de um problema de expansão da geração que considera todos os detalhes da operação (necessidade de reserva, intermitência eólica, etc), bastaria os geradores ofertarem o preço do lastro em R$
► No caso de leilões simplificados, como os atualmente feitos no Brasil, é necessário que a oferta de cada gerador seja subtraída do valor total dos seus atributos para o sistema
▪ Por exemplo, se o valor da despachabilidade de uma termelétrica é 60 R$/MWh e de uma eólica é 0 R$/MWh, o gerador termelétrico que ofertar 80 R$/MWh deslocará a renovável que oferta 21 R$/MWh
► A lógica dos atributos permite separar o preço do lastro, que é único para todas as fontes, da valoração dos atributos
► Esta separação é importante para alocar o pagamento do produto lastro entre os agentes durante o período de transição para um sistema de separação total entre lastro e energia
► Como a segurança de suprimento é um bem comum, o custo do produto lastro deveria ser pago por todos consumidores
► A dificuldade da alocação está no período de transição, onde haverá simultaneamente contratos antigos com lastro e energia e contratos apenas de lastro
► Isso ocorre porque:
i. consumidores com contratos antigos já estão pagando pelo lastro;
ii. geradores com contratos antigos já estão recebendo pelo lastro e
iii. comercializadoras com contratos antigos estão comprando ou vendendo lastro
► Uma maneira de resolver esta questão é atribuir uma quantidade para o produto lastro de cada usina e um preço único pelo lastro
► Cada usina recebe no leilão o seu preço individual de lastro
pL+pA que inclui a remuneração pelos seus atributos
► Em função dos preços individuais pL+pA, calcula-se o preço de liquidação de lastro pL para ajuste das posições contratuais dos consumidores
► Propõe-se que a quantidade do produto lastro seja a própria garantia física, como definida hoje
Liquidação
► As posições contratuais de contratos legados de lastro são liquidadas ao pL:
1. Consumidor paga pL pelo montante consumido não respaldado por
contratos antigos (ou recebe pL se estiver sobrecontratado)
2. Comercializadora short paga pL
3. Comercializadora long recebe pL
4. Xxxxxxx recebe pL+pA pelo lastro vendido no leilão – mas não pode comprometer no leilão a parcela da sua garantia física já comprometida em contratos legados
Encargo
► A parcela resultante destas liquidações é recuperada dos agentes por meio de um encargo similar à energia de reserva
▪ O custo adicional correspondente ao prêmio por atributos pA é rateado entre todos os consumidores em proporção à sua demanda observada – independente da sua posição em contratos legados
▪ Esta metodologia reconhece, por exemplo, que consumidores 100% contratados com fontes renováveis devem pagar pela necessidade de lastro adicional para aumentar a segurança de suprimento e pelos atributos das novas termelétricas da expansão do sistema
Lastro Contrato Novo 10 MWmed
Lastro Total 90 MWmed
Contrato de Lastro Novo = 10 * (PL + PA) Gerador Contratado = (90 – 90) * PL = 0 Comercializadora = (25 – 25) * PL= 0
Demanda = (90 – 100) * PL – 10 * PA= -10 * (PL + PA)
65 MWmed
Demanda 100 MWmed
Lastro Contrato Novo 10 MWmed
Lastro Total 90 MWmed
Contrato de Lastro Novo = 10 * (PL + PA) Gerador Contratado = (90 – 90) * PL = 0 Comercializadora = (25 – 20) * PL= 5* PL
Demanda = (85 – 100) * PL – 10 * PA= -15PL - 10PA
65 MWmed
Demanda 100 MWmed
Lastro Contrato Novo 10 MWmed
Lastro Total 90 MWmed
Contrato de Lastro Novo = 10 * (PL + PA) Gerador Contratado = (90 – 95) * PL = -5 PL Comercializadora = (20 – 20) * PL= 0
Demanda = (95 – 100) * PL – 10 * PA= -5PL - 10PA
75 MWmed
Demanda 100 MWmed
Lastro Contrato Novo 15 MWmed
Lastro Total 90 MWmed
Contrato de Lastro Novo = 15 * (PL + PA) Gerador Contratado = (90 – 90) * PL = 0 Comercializadora = (25 – 25) * PL= 0
Demanda = (90 – 105) * PL – 15 * PA= -15PL - 15PA
65 MWmed
Demanda 100 MWmed
Lastro Contrato Novo 15 MWmed
Lastro Total 90 MWmed
Contrato de Lastro Novo = 15 * (PL + PA) Gerador Contratado = (90 – 90) * PL = 0 Comercializadora = (25 – 25) * PL= 0
Demanda = (90 – 105) * PL – 15 * PA= -15PL - 15PA
65 MWmed
Demanda 100 MWmed
Definição
• Contribuição energética para segurança de suprimento
• Equivalente à garantia física
Obrigações
• Manutenção dos parâmetros técnicos das usinas
• Mecanismo de apuração equivalente à metodologia de revisão de garantia física
Precificação
• Preço do lastro PL é resultado de leilão
• Necessário calcular o valor dos atributos de cada fonte PA
Pagamento
• Agentes long de contratos antigos recebem PL e agentes short pagam PL
• Todos consumidores pagam PA e o excesso de lastro no sistema para aumento da segurança.
► Há uma série de questões jurídicas e regulatórias que precisam ser solucionadas em conjunto para viabilizar a abertura do mercado:
Desafio | Proposta |
Facilitar intercâmbio de contratos entre ACR e ACL | Leilão de repasse |
Ajustar incentivos às distribuidoras para gestão de portfólio | Separação do fio e regulamentação de atividade comercialização |
Reequilíbrio dos incentivos dos contratos legados ao ACR e ACL | Encargo (positivo ou negativo) aplicado a todos os consumidores |
Incentivo à geração renovável: reserva de mercado e desconto na tarifa fio | Novos instrumentos de políticas públicas; eliminar reserva do mercado incentivado |
Incentivo à expansão | Separação lastro-energia |
Incentivos para geradores existentes pela adequabilidade | Tratamento de contratos legados de lastro-energia em conjunto |
▪ Embora caminhos de solução tenham sido indicados em linhas gerais, ainda há um trabalho de regulamentação a ser efetuado
► Nossas simulações indicam que, sem ajustar o portfólio da distribuidora, a liberalização pode ocorrer a partir de 2022 para o grupo A4
▪ 2020 para grupos A1, A2, A3 e 2025 para consumidores em baixa tensão
▪ A realização de leilões de repasse pode antecipar esta migração
► O mecanismo de leilão de repasse depende de um realinhamento de incentivos para a distribuidora-comercializadora
▪ Enquanto isso, o regulador (e não a distribuidora) deve tomar as decisões em prol do consumidor
▪ Para o longo prazo, a regulamentação das atividades de comercialização e fio é crucial
► Outro aspecto importante discutido é a questão do impacto tarifário: a liberalização do mercado deve evitar onerar demais o ACR ou o ACL
▪ Os contratos legados são uma componente de custo importante alocada exclusivamente ao ACR – foram feitas simulações do que ocorreria se esta componente fosse socializada
► Foi apresentada uma proposta de contratação centralizada de lastro para garantir a adequabilidade, baseada na diferença entre a projeção de demanda e carga crítica do sistema
► O pagamento de lastro diferenciado por tecnologia deve ser justificado pelo valor dos atributos para o sistema
▪ Foram apresentadas análises numéricas preliminares do ponto de vista do gerador hidrelétrico (com reservatório) e termelétrico (gás natural flexível).
► Adicionalmente, o mecanismo de remuneração pelo lastro deve levar em conta compromissos prévios dos contratos legados (energia+lastro)
▪ Caso contrário, haveria dupla remuneração dos agentes existentes
► Mecanismos como os leilões facilitadores para o produto energia, que afetam a alocação de risco de mercado aos geradores, também devem ser estudados mais a fundo
Conclusões
► O principal objetivo deste trabalho é indicar que a liberalização é
possível e apresentar alguns resultados quantitativos preliminares
► Entretanto, este trabalho não atacou alguns temas importantes que são pré-requisitos para a implementação do mercado, tais como:
▪ Eficiência do mercado de curto prazo e formação de preços
▪ Financiabilidade dos projetos com menor participação do BNDES
▪ Mecanismos facilitadores para a negociação do produto energia
▪ A distribuidora-comercializadora como provedor de última instância
▪ Regulamentação do comercializador varejista
▪ Credibilidade, transparência e robustez das regras – com atenção especial para o enforcement e evitar a judicialização do setor
► Ainda existe um caminho a percorrer em termos de desenho de mercado e regulamentação antes da reforma
Obrigado!
87
ANEXO 1
Experiência internacional
Sistema | Capacidade (GW) | Participação hidro | CAGR 2001-11 (% a.a.) | Balanço oferta- demanda * | |||||
1 | Brasil | ◕ | 135 | ● | 70% | ◕ | 5.1% p.a. | ◔ | Apertado – crises no passado |
2 | Colômbia | ◔ | 15.5 | ● | 65% | ◑ | 3.4% p.a. | ◕ | Xxxxxxxxxxxxx |
0 | Xxxxx | ◔ | 18.0 | ◕ | 40% | ◑ | 4.2% p.a. | ◔ | Apertado – crises no passado |
4 | Turquia | ◑ | 53.9 | ◕ | 30% | ◕ | 6.5% p.a. | ◕ | Sobreofertado |
5 | Reino Unido | ◕ | 93.2 | ◔ | 2% | ○ | -0.6% p.a. | ◑ | Relativamente balanceado |
6 | PJM (EUA) | ● | 184.4 | ◔ | 5% | ◔ | 1.2% p.a. | ◑ | Relativamente balanceado |
7 | Irlanda | ◔ | 10.0 | ◔ | 3% | ◔ | 1.3% p.a. | ◑ | Relativamente balanceado |
8 | Western Australia | ○ | 6.0 | ○ | ~0% | ◔ | 1.3% p.a. | ◕ | Xxxxxxxxxxxxx |
0 | Xxxxxx | ◑ | 63 | ◔ | 11% | ◑ | 3.0% p.a. | ◑ | Relativamente balanceado |
(*) Balanço oferta-demanda na época da aplicação do mecanismo de capacidade
Sistema | Duração do mecanismo | Leilões realizados | Produto ofertado | ||||
1 | Brasil | ● | A partir de 2004 | ● | 29 leilões 65 GW nova cap. | ● | Longo prazo: PPA: 20- 30 a., 3-5 a. lead time |
2 | Colômbia | ◕ | A partir de 2006 | ◑ | 4 leilões 4.4 GW nova cap. | ◑ | Opção de confiab.: 20 a., 4-8 a. lead time |
3 | Chile | ● | A partir de 2005 | ◕ | 10 leilões 36.8 TWh energia | ◕ | Longo prazo: PPA: 10- 15 a., 1-3 a. lead time |
4 | Turquia | ○ | A ser possivelmente implementado | ○ | N/A | ◕ | Longo prazo: PPA |
5 | Reino Unido | ◔ | A partir de 2014 | ◔ | 1 leilão, 2.6 GW nova cap. Firme | ◑ | Opção de confiab.: 15 a., 4 a. lead time |
6 | PJM (EUA) | ◕ | A partir de 2008 | ◕ | 11 leilões, 22 GW nova cap. Firme | ◔ | Capacidade firme: 1-3 anos, 3 a. lead time |
7 | Irlanda | ○ | A ser implementado (2017) | ○ | N/A | ◑ | Opção de confiab. |
8 | Western Australia | ◕ | A partir de 2006 | ○ | Leilões nunca foram necessários | ◑ | Capacidade firme |
9 | México | ◔ | A partir de 2016 | ◔ | 2 leilões 1.1 GW nova cap. | ◑ | Capacidade firme: contratos de 15 anos |
► O sistema colombiano:
▪ Capacidade instalada: 15,5 GW (predominância hidrelétrica)
▪ Consumo: 60,9 TWh
▪ Demanda de ponta: 9,4 GW
Fonte: UPME
► Energia hidrelétrica desempenha um papel central no setor elétrico
Hidrelétrica
Gás natural Carvão
Comb. líquidos Gás - líquidos
Eólica Biomassa
▪ 120 GW de potencial hidro, segundo maior da América Latina, depois do Brasil – embora as preocupações ambientais podem limitar o seu desenvolvimento completo
▪ Vulnerabilidade a clima eventos (El Niño); grande participação de combustíveis líquidos como geração emergencial
▪ Baixa penetração das energias renováveis não convencionais
► Formação de preço horário por oferta
▪ Semelhantes ao mercado europeu; diferente de outros países da América Latina
▪ Leilão para a formação do preço day ahead com mecanismo de envelope fechado e precificação marginal
▪ Geradores hidrelétricos também ofertam preço, com o governo podendo intervir em situações de seca extrema
▪ Consumidores com demanda superior a 0.1 MW ou 55 MWh/mês podem participar do mercado livre
$/MWh
D
Ó
P
D MWh
► O mecanismo de confiabilidade colombiano envolve obrigação de contratação por parte da demanda
▪ A contratação é centralizada – ou seja, o governo (em vez de distribuidoras) é responsável por estimar a capacidade firme futura que o sistema precisa
▪ Consumidores livres e regulados são obrigados a contratar a capacidade firme
► Capacidade firme dos agentes (ENFICC) é determinada de acordo com metodologia determinada pelo regulador
▪ ENFICC tende a ser mais elevadas para unidades a óleo diesel e menor para unidades intermitentes – maior peso a cenários adversos
► O produto associado à confiabilidade do sistema na Colômbia funciona como uma opção de compra (reliability call option)
▪ Geradores de recebem um prémio fixo (a) que representa o preço da opção. Em troca, sempre que o preço spot (b) vai além do preço de referência, o gerador deverá pagar a diferença (c)
► O preço de referência é muito alto, refletindo um evento de escassez
▪ Este preço de escassez é de ~100 US$ /MWh (sujeito a flutuações de preços de óleo)
▪ Como os eventos em que o preço spot supera o preço de escassez são raros, a compra de opções se assemelha a um pagamento de capacidade – mas seu preço é definido pelo mercado (esquema baseado em quantidade)
COP/MWh
Preço de escassez
Preço de escassez
► Estas reliability call options têm vários pontos positivos:
▪ Pela ótica do gerador, a opção reduz a rentabilidade nos cenários de preço elevado e aumenta nos demais cenários (uma boa troca para agentes avessos ao risco)
▪ Como a opção implica em obrigação sempre que os preços forem elevados, os geradores possuem incentivos para não superestimar sua ENFICC
▪ Em caso do evento de escassez se materializar, o preço da energia pago pelo consumidor será limitado pelo preço da escassez
▪ A renda do gerador com venda da energia no mercado spot não é afetada, o que minimiza as distorções no mercado bilateral de contratos
► Procedimento para os leilões de confiabilidade colombianos:
1. Anualmente, o regulador verifica se a capacidade firme existente no sistema é suficiente para atender a demanda projetada 4 anos à frente.
2. Geradores existentes fazem ofertas de envelope fechado (que não podem ser alteradas mais tarde). Estas ofertas são incorporadas à curva de oferta na etapa (3)
3. Geradores novos participar de leilão de preço descendente (similar aos leilões de energia nova do Brasil) até que um equilíbrio é encontrado
4. Logo depois, um leilão de "especial" adicional ocorre, em que usinas que entrarão em operação após 5 anos fazem oferta de envelope fechado cujo preço tem que ser menor que o do leilão anterior
► Energia nova e existente são tratadas de maneira diferente
▪ Energia existente faz oferta antecipadamente enquanto energia nova participa do leilão com preço descendente
▪ Contrato de energia nova com duração de 20 anos e energia existente com duração de 1 ano*
▪ Geradores existente possuem um preço teto menor que o preço de abertura da energia nova
*A duração de um ano é automaticamente estendida se leilões de capacidade não forem necessários nos anos seguintes.
Fonte: Systep, CDEC, 2013
► Formação de preço baseada em minimização de custos
► Grande participação de combustíveis líquidos
▪ Preços fortemente afetados pela tecnologia marginal (e.g. gás argentino 🡪
óleo 🡪 GNL)
Pricemaker: óleo
Pricemaker: mais barato
Argentino gás
Pricemaker: GNL
► Consumidores com demanda a partir de 0,5 MW podem ser livres (acima de 2 MW mandatoriamente livres)
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