Instrutor: Fernando UmbriaCurso: Gestão de Riscos no Setor Elétrico
Visão Geral do Setor Elétrico
Fernando Umbria
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Agenda
Características gerais e conceitos importantes
Matriz de energia elétrica
Planejamento setorial
Aspectos regulatórios
Modelo institucional
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Estrutura básica do sistema elétrico
CONSUMIDOR
LIVRE
Mais de 4.600 usinasCapacidade: 149 GW
Rede Básica ≥ 230 kV133 mil km em linhas8 empresas = 80% da RB
Rede ≤ 138 kV64 distribuidoras130 cooperativas de eletrificação rural80 milhões de UC (consumidor cativo)
Mais de 3.200 Consumidores livres
185comercializadoras
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Lei Nº 9.648/98 ASMAE e ONS –Contratos iniciais e Reestruturação
1988 ...
Implantação da ANEEL
1999 2000 2001 2002
Lei nº 10.433/02MAE
Lei Nº 9.427/96 ANEEL
Constituição Federal(art. 175)
Lei Nº 9.478/97 – CNPE e Políticas de Energia (Petróleo)
Lei Nº8.631/93 Início da competição
Lei nº 9.609/95 c/c 10.192/01
Plano Real
Lei nº 9.986/00 RH - Agências
Lei Nº 9.074/95 Reestruturação da Eneriga Elétrica –PIE e CLivres
1993
Lei nº8.987/95 Incremento da competição
Lei nº 7.990/89 – 8.001/90 –9.984/00 e 9.993/00
Compensação Financeira
2000 2003 2004
Lei nº 9.784/99 Proced. na Adm. Pública
Lei nº 9.991/00 Efic. Energ.
Lei nº 10.214/01Câmaras Comercialização
Lei nº 10.295/01Política Cons. e uso de Energia
Lei nº 10.310/01
Bônus da GCE
GCE MP nº 2.198/01ago/01 a mar/02
Lei nº 10.438/02Expansão da OfertaRTE e Leilões
Lei nº 10.604/02Empréstimos Baixa Renda e comercialização
Lei nº 10.762/03Programa Emergencial de Apoio e Leilões
Lei nº 10.833/03CCC isol. 2009
Lei nº 10.847/04EPE
Lei nº 10.848/04Novo Modelo
Lei nº 10.871/04RH - Agências
Lei nº 11.079/04PPPs
1995 1996 1997 1998...
Lei nº 11.488 Criação do REIDI
2007...
Lei nº 11.943/01Autoriza a União a participar do Fundo de Garantia a Empreendimentos de E.E.
2010 2013
Lei nº 12.783/13Renovação das concessões, redução dos encargos, desconto nas contas de energia
Lei nº 12.111/01Serviços de Energia nos Sistemas Isolados.
2009
Lei nº 12.212/10Tarifa Social de Energia Elétrica
......
Marco Legal do Setor Elétrico
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Instituições do setor elétrico
ANEELAgência Nacional de Energia ElétricaLei nO 9427/1996
CCEECâmara de
Comercialização de Energia
ElétricaDec. nO 5177/2004
EPEEmpresa de
Pesquisa Energética
Dec. nO 5184/2004
MMEMinistério de
Minas e Energia
ONSOperador Nacionaldo Sistema ElétricoDec. nO 5081/2004
CMSEComitê de Monitoramentodo Setor ElétricoDec. nO 5175/2004
CNPEConselho Nacional de Política EnergéticaDec. nO 3520/2000
CNPE
CMSE MME EPE
ANEEL
CCEEONS
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Mercado Regulado – ACR e Mercado Livre – ACL
Energia contratada
pelas distribuidoras
para o atendimento
da demanda dos
consumidores
cativos.
Consumidores acima
de 3 MW podem
negociar seus
contratos de energia
diretamente com
geradores e
comercializadoras no
ACL, respeitando a
regra de estar 100%
lastreado por contratos
de energia.
Contratos
resultantes de
leilões
Contratos
livremente
negociados
- Preço Fixo
- Preço Variável
- CCEAR* por disponibilidade
- CCEAR por Quantidade
CCEAR = Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado Fonte: CCEE
Mercado de energia
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Verdades Técnicas
Eletricidade não pode ser armazenada
Geração = Carga a cada instante
Os preços podem variar muito nos horários de pico
Eletricidade percorre o caminho de menor impedância
O consumidor não pode escolher qual o gerador que vai fornecer a sua energia
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Verdades Técnicas
Existem relações físicas complexas que garantem a transmissão da energia
Um curto circuito em Bauru pode provocar um blecaute no Brasil inteiro.
Eletricidade trafega na velocidade da luz
O controle deve ser feito em tempo real
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Empreendimentos em operação
(13/11/2016)
TipoNº de usinas
Potência inst.(MW)
%Potência
média (MW)
Usina Hidrelétrica – UHE 219 91.114 61,0% 416
Pequena Central Hidrelétrica – PCH 442 4.899 3,3% 11
Central Geradora Hidrelétrica – CGH 567 454 0,3% 0,8
Total hidrelétricas 1.228 96.467 64,6% 79
Gás 152 12.998 8,7% 86
Biomassa 531 14.123 9,5% 27
Petróleo 2.226 10.143 6,8% 5
Carvão Mineral 23 3.613 2,4% 157
Outros 1 147 0,1% 147
Total termelétricas 2.933 41.024 27,5% 14
Usina Termonuclear – UTN 2 1.990 1,3% 995
Usina Eólica – EOL 397 9.760 6,5% 25
Usina Fotovoltaica – UFV 42 23 0,02% 0,5
TOTAL 4.602 149.264 100,0% 32 Fonte: BIG - ANEEL
Como oferta de energia elétrica, há, ainda, as importações que totalizam 8.170 MW:
Paraguai (5.650 MW), Argentina (2.250 MW), Venezuela (200 MW) e Uruguai (70 MW)
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Empreendimentos em operação
(13/11/2016)
Fonte: BIG - ANEEL
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Matriz Brasileira x Matriz Mundo
Térmica convencional;
20,69%
Térmica nuclear; 2,63%
Hidrelétrica; 68,57%
Eólica; 14,22%
Biomassa; 85,78%
Outras; 8,11%
Geração por fonte - Brasil 2013
Térmica convencional;
67,40%
Térmicanuclear; 10,60%
Hidrelétrica; 16,30%
Geotermal; 6,09%
Solar; 12,03%
Marés e ondas; 0,15%
Eólica; 50,08%
Biomassa e lixo; 31,65%
Outras; 5,70%
Geração por fonte - Mundo 2013
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Evolução da capacidade instalada no
Brasil
Fonte: EPE, Aneel*até 13/nov
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Total 110.444 116.383 117.135 121.104 126.743 133.913 140.858 149.264
Usinas Hidrelétricas 76.781 78.610 78.371 79.753 81.092 84.095 86.367 91.114
Usinas Termelétricas 27.481 30.784 31.244 32.908 36.528 37.827 39.563 41.024
PCH 3.400 3.868 3.870 4.302 4.656 4.790 4.886 4.899
CGH 173 185 216 240 270 308 398 454
Usinas Nucleares 2.007 2.007 2.007 2.007 1.990 1.990 1.990 1.990
Usinas Eólicas 602 928 1.426 1.893 2.202 4.888 7.633 9.760
Solar 0 1 1 2 5 15 21 23
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Produção de energia elétrica no Brasil
Fonte: EPE
13,0% 17,6% 23,3% 27,1%26,3%
6,3%
80,6%
5,9%0,5%
75,2%
7,0% 7,6%0,9%
8,2%
1,2% 3,7%2,1%
68,5% 63,2%61,9%
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Produção de energia elétrica no Brasil
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Produção de energia elétrica no Brasil
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Fonte: ANEEL, 2015 (somente mercado cativo) Fonte: EPE, 2015
2015 (MC)Número de UC’s ≈ 79 milhõesConsumo total: 342.347 GWh (73,8%)Consumo mensal médio ACR: 361 kWhFaturamento: R$ 133,6 bilhões (+40%)Consumo mensal médio ACR + ACL: 491 kWhRedução do MC: 0,8%
2015 (ML)Número de UC’s ≈ 1.900
Consumo total: 122.335 GWh (26,3%) Consumo mensal médio ACL: 5.380 MWhFaturamento: R$ 41,0 bilhões (estimado)
Relação consumo médio: ACL/ACR = 14.900 xRedução do ML = 6%
Mercado final de energia elétrica
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Consumo de energia elétrica no Brasil
– por classes
Fonte: MME e EPE
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Estoque de água no SIN
A capacidade de estocar água nos reservatórios tem crescido em velocidade menor que o crescimento da carga (impossibilidade de se implantar usinas com grandes reservatórios).
O crescimento da carga após o racionamento 2001/2002 foi de 81%.
Já o crescimento da capacidade máxima de armazenamento foi de apenas 22% no mesmo período.
A evolução do consumo seguiu sua tendência histórica. Apenas se verifica uma acentuação das variações sazonais.
LPS
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Aumento da amplitude de uso dos
reservatórios
• A redução da capacidade de armazenamento tem provocado um uso mais intenso dos reservatórios.
• Além disso, há sinais de que pode estar havendo um uso mais acentuado dos usos consuntivos (abastecimento e irrigação) em importantes bacias do país e de que a operação hidrelétrica está menos eficiente.
A ocorrência de hidrologia adversa (mesmo em períodos mais curtos) passa a ter efeitos muito mais severos no futuro.
Mas porque não geramos mais a partir das termelétricas?
LPS
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Geração termelétrica
• Em 2014 e 2015, o ONS despachou todas as térmicas disponíveis em algumas situações, porém, o parque termelétrico no Brasil não é adequado para geração por longos períodos
Resultado: Forte impacto sobre o Custo Marginal de Operação
Ordem de grandeza do custo da geração térmicaInflexibilidade: 2011 ~ 5.000 MW; 2015 ~ 7.000 MW
R$ 6 bi
R$ 13 bi
R$ 23 bi
R$ 37 bi
Máx. CMO: 2013: 555 R$/MWh2014: 1.778 R$/MWh2015: 2.159 R$/MWh
LPS
R$ 34 bi
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Importância do planejamento
A carga elétrica cresce com o tempo
Se em uma situação a carga elétrica for maior que a possibilidade de geração o sistema entra em colapso
É preciso prever a carga futura para ter capacidade de atendimento
É indispensável o PLANEJAMENTO da expansão do SE
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Importância do planejamento
A implantação de uma nova usina é demorada (cinco anos)
Necessidade intensiva de capital
Necessidade de avaliar quais serão as fontes primárias de energia
Reforçando: é indispensável o PLANEJAMENTO da expansão do SE
23
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Objetivos do planejamento
Objetivo do planejamento da expansão
Alocação temporal (quando) e espacial (onde) das capacidades de geração e transmissão necessárias para atender ao crescimento da demanda ao longo do horizonte de planejamento (curto, médio e longo prazos), de modo a assegurar o atendimento do mercado, dentro de padrões pré-estabelecidos de qualidade (risco de déficit), a mínimo custo
Objetivo do planejamento da operação
Determinação de uma estratégia de operação em cada usina que minimize o valor esperado dos custos operativos (combustível/déficit de energia) no período de planejamento
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Longo Prazo(> 20 anos)
Médio Prazo(10 anos)
Planejamento da Operação
(5 anos)
Programação da Operação
(Mensal/Semanal/Diária)
Supervisão e Controle(Horária)
Avaliação dos
Intercâmbios(Pós-operação)
PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO(Estratégico)
EPE
PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO(Tático)
ONS
Processo de planejamento
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Principais desafios do planejamento
LPS
Mitigação vs. adaptação (mudanças climáticas)
Redução da capacidade relativa de armazenamento e as restrições à construção de hidrelétricas com reservatórios
Entrada em operação de usinas hidrelétricas com grande variabilidade sazonal de vazões
Entrada em grande escala de fontes intermitentes, especialmente geração solar e seus efeitos sobre a rampa de carga
Limitações à expansão de geração térmica a gás
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Regulação
Conjunto de ações e intervenções que o Estado realiza na atividades econômicas públicas e privadas, ora para controlar e orientar o mercado, ora para proteger o interesse público.
A REGULAÇÃO no Brasil é exercida pelas Agências Reguladoras, que têm o poder normativo e não regulamentar. Engloba outras funções, como assegurar a aplicação da regra e impor sanções.
O poder normativo é a competência para editar normas, respeitando a lei e os regulamentos (decretos) assinados pelo Chefe do Poder Executivo.
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Por que regular o setor elétrico?
Concorrência perfeita – ocorre em ambientes com informação completa, racionalidade dos agentes, ausência de custos de transação etc Os mercados competitivos determinam a forma mais eficiente de alocação de recursos na economia, maximizando o bem-estar social.
Falhas de mercado – ocorre em ambientes com externalidades, mercados não competitivos, bens públicos, assimetria de informação, incerteza, custos de transação etc Requer algum mecanismo que internalize o impacto dessas imperfeições na tomada de decisões dos agentes (intervenção estatal, distribuição de direitos de propriedade, impostos, regulação econômica, dentre outros).
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Incentivos e comportamentos
PCHs de 30 MW
Parques Eólicos
Geração a diesel na ponta
Proinfa e eólicas
CCC e perdas
MP 579 e sinal de preço
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Criação de novos agentes/consumidores:
PIE – Produtor Independente de Energia Elétrica
Comercializador de energia elétrica
Consumidor livre
Privatizações – o segmento da distribuição foi o que concentrou a maior parte das privatizações, totalizando 16 empresas. Na geração foi privatizada a Gerasul, parte da CESP e Cachoeira Dourada. Na transmissão não houve privatizações.
Abertura de mercado e privatizações
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Abertura de mercado e privatizações
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Segmentos do Setor Elétrico Brasileiro
G
C
D
CL
CC
Competição Competição
Monopólio
natural
Monopólio
natural
Geração
(ou produção)
Comercialização
Transmissão
(ou transporte)
Distribuição
Mercado das
distribuidoras
Consumidores
Cativos
Consumidores
Livres
Mercado livre
Muito regulado
Menos regulado
Recentes mudanças na regulação do setor criaram a figura
do gerador cotista
G
GT
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T
C
D
CL
CC
Geração
Competição,
exceto para
concessões
renovadas
Geração
(ou produção)
Hidrelétrica
Termelétrica
(UTE)
Eólica
(EOL)
Solar
(SOL)
•gás natural ou de processo
•carvão mineral
•óleo diesel ou combustível
•biomassa: bagaço de cana, licor negro,
madeira, biogás, casca arroz
•termonuclear (UTN) / nucleoelétrica
•usina hidrelétrica (UHE): >30MW
•pequena central hidr.(PCH):1~30MW
•central geradora hidr.(CGH): ≤1MW
•‘onshore’
•‘offshore’: aqui ainda ‘no papel’
•fotovoltaica (painéis)
•termossolar
G
G
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Geração
Geração (ou produção) é medida em Wh (watt-hora): a geração anual brasileira está em torno de 580 TWh
Potências de 10 que multiplicam grandezas:k kilo 103 1.000 x
M Mega 106 1.000.000 xG Giga 109 1.000.000.000 xT Tera 1012 1.000.000.000.000 x
Capacidade instalada (ou parque gerador) é medida em W (watt) a capacidade própria instalada está hoje em 149,3 GW há mais 8,2 GW de outros países – Paraguai (Itaipu, 5,65 GW), Argentina
(2,25 GW), Uruguai (0,07 GW) e Venezuela (0,20 GW) – cuja produção pode ser importada via ‘interligações’ (Fonte: ANEEL, BIG, 2016)
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Geração
A competição se dá nas seguinte formas:1) ‘vendedores’ ofertam ao ‘pool’ (monopsônio) de
distribuidoras em leilões no ACR; critério menor tarifa(preço R$/MWh); vencedores firmam CCEAR;
2) agentes geradores, comercializadores, consumidores livres, importadores e exportadores negociam livremente no ACL e firmam contratos bilaterais.
Concessões antigas foram renovadas (inicialmente por opção e atualmente por leilão) e a energia gerada passou a ser regulada, com preços estabelecidos pela Aneel (tarifas) e alocação ao ACR por meio de cotas.
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G
C
D
CL
CC
Transmissão (≥ 230 kV)
T
Monopólio
natural
Transmissão
(ou transporte)
• Extensão total de 133,3 mil km• Tensão ≥ 230 kV• Não inclui as demais instalações da transmissão listadas na Lei 9.074/95, art.17
Fonte: MME, Set/2016
8 transmissoras somam 80% da RB, em km: Cemig, CTEEP, CHESF, COPEL, Eletronorte, Furnas, CEEE-GT e Eletrosul.
Rede Básica
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Transmissão (≥ 230 kV)
• Monopólio Natural • As novas linhas de transmissão são licitadas por meio de
Leilões Públicos, pela menor Receita Anual Permitida ofertada
• Regulação por Revenue Cap• A contratação do transporte é segregada dos contratos de
compra e venda de energia, e a tarifação segue o modelo locacional
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G T
C CL
Distribuição (≤ 138 kV)
D CC
Monopólio
natural
Distribuição
Mercado das
distribuidoras
Consumidores
Cativos
Rede de DistribuiçãoTensões nominais das Linhas de Distribuição:138 kV – às vezes chamada de “subtransmissão”69 kV; 34,5 kV13,8 kV – rede urbana primária380V, 220V, 127V – baixa tensão, tensão secundária, ‘rede do consumidor’
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• Monopólio Natural • Empresas totalmente desverticalizadas• Regulação por Price Cap• Os contratos de concessão determinam as regras de reajuste
e revisão das tarifas de forma a manter o equilíbrio econômico e financeiro da concessão
• As concessionárias atuam apenas no Ambiente de Contratação Regulado.
Distribuição (≤ 138 kV)
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G T
D CC
Comercialização e consumo livre
C CL
Competição
Comercialização Consumidores
Livres
Mercado livre Menos regulamentado
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Comercializadores: permitem ajuste dos portfólios de compra e venda Assumem o risco de crédito do consumidor e de performance do produtor
Qualidade da energia e segurança de oferta: não há diferenças entre CLs e CCs
CLs pagam às distribuidoras pelo acesso e uso das redes, em valores equivalentes aos CCsDiferença está na compra da energia
CC: distribuidora é o fornecedor compulsório
Tarifa regulada, isonômica para uma mesma classe
CL: energia livremente negociada
Obrigado a comprovar 100% de contratação, após a medição do montante consumido. O valor da energia é resultante de opção individual de compra: contratos de diferentes prazos, maior ou menor exposição ao preço de curto prazo (PLD: Preço de Liquidação de Diferenças, resp. CCEE)
A decisão de migrar para o mercado livre é prerrogativa do consumidor
Comercialização, Consumidor Cativo (CC)
e Consumidor Livre (CL)
Fonte: ABRACEEL
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Mercado regulado (ACR) Leilões de
energia
AA-1A-3A-5 Ajuste
Energia
Existente
151052 30
Min
Min
Máx
Máx
Máx
ANO INICIAL DE SUPRIMENTO DA ENERGIA
Energia Nova
Duração dos
Contratos a
partir do ano A
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Mercado regulado (ACR) Leilões de
energia
Energia Nova
A-5
Energia Nova
A-3
Energia Existente
A-1
Geração
Distribuída
Leilão de Ajustes
Objetivo expansão expansão carga existente carga existente ajuste de carga
Duração do contrato 15 a 30 15 a 30 5 a 15 não definido até 2 anos
Ambiente regulado regulado regulado livre livre
Restrição nenhuma2% da carga em
A-5
105% do valor
inicial
até 10% da carga até 1% da
demanda
contratrada em A
Entregacentro de gravidade
do vendedor
centro de
gravidade
do vendedor
centro de gravidadedo vendedor
centro de gravidadedo comprador
centro de gravidadedo comprador
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PROINFA: instituído para aumentar a participação da geração de energia elétrica provenientes de PCHs, eólicas e térmicas a biomassa. Não há contratos de fornecimento, pois o custo desta energia (bem como o lastro – na forma de quota ) é alocado na proporção da carga de cada agente de consumo no SIN (inclusive CLs)
Itaipu: sua energia é alocada compulsoriamente a todas as distribuidoras do S e SE/CO na forma de quotas de potência na proporção do mercado faturado das empresas
Leilão de energia de reserva: contratação das fontes biomassa, eólica e PCH, com montantes definidos pelo MME. Não há contratos de fornecimento, uma vez que essa energia é alocada ao MCP (não gera lastro) e seu custo é rateado como encargo na proporção da carga de cada agente de consumo no SIN (inclusive CLs)
Mercado regulado (ACR) Outras
contratações
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Geração distribuída: distribuidoras têm a prerrogativa de adquirir contratos de energia provenientes de empreendimentos conectados diretamente às suas redes por meio de chamada pública. O limite para este tipo de contratação é de 10% do mercado da distribuidora.
Contratos anteriores à Lei 10.848: contratos bilaterais formalizados em data anterior à promulgação da Lei 10.848 e aprovados pela Aneel até 16/03/2004 permanecem válidos até o término do período de suprimento.
MCSD – Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits: cessão de energia de CCEARs por quantidade entre distribuidoras antes da devolução de montantes contratados aos vendedores.
Eventuais diferenças remanescentes entre carga e o montante contratado são liquidadas no MCP pela CCEE ao PLD.
Mercado regulado (ACR) Outras
contratações
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Mercado regulado (ACR)
Contrato por quantidade
Contratos em que o vendedor se compromete a entregar uma determinada quantidade de energia durante um determinado período a um preço pré-especificado
Qualquer desvio deve ser compensado pelo vendedor no MCP
Risco hidrológico é assumido pelo gerador, assim como qualquer variação no custo variável de geração da usina
Modalidade de contratação adequada para empreendimentos de geração que apresentam custo variável nulo ou próximo de zero, pois esses empreendimentos podem computar o seu custo unitário sob a premissa que toda a sua energia será aproveitada (comercializada)
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Mercado regulado (ACR)
Contrato por disponibilidade
Contrato em que o gerador recebe um valor fixo para disponibilizar uma determinada capacidade de geração de sua usina e um valor adicional para cada megawatt efetivamente gerado
Assim, os CCEARs por disponibilidade são compostos de dois componentes de remuneração: a Receita Fixa pela disponibilização de uma determinada capacidade de
geração, não superior a Garantia Física atribuída a usina; e
um pagamento variável, equivalente ao Custo Variável Unitário da usina, por cada megawatt-hora gerado
Essa modalidade é mais apropriada para usinas que apresentam custos variáveis significativos, como as termelétricas. Isto porque a definição de seu custo unitário depende de uma taxa de utilização (fator de carga) que, por sua vez, depende de como o sistema é operado (função do custo de combustível)
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Mercado regulado (ACR)
Modalidades de contrato
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Mercado regulado (ACR)
Resultado consolidado leilões
Total negociado: 32.132,6 MWm
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Mercado livre (ACL)
Histórico no Brasil
O mercado livre foi estabelecido pela Lei 9.648/98 no contexto de reestruturação do setor elétrico. Na ocasião, o mercado livre era caracterizado como um mercado atacadista, no qual os grandes blocos de energia podiam ser comercializados livremente. Apenas grandes consumidores podiam participar (> 10 MW).
O primeiro contrato no mercado livre foi formalizado em 1999 entre a Copel (Paraná) e a Carbocloro (São Paulo), com intermediação comercial da Tradener (1ª Comercializadora autorizada pela Aneel, em operação até hoje).
A Lei 10.848, de 2004, alterou o mercado livre, que passou a se chamar ACL, ambiente onde consumidores livres, comercializadores e geradores podem transacionar energia livremente.
Instrutor: Fernando UmbriaCurso: Gestão de Riscos no Setor Elétrico
• O mercado livre de energia nasceu com o objetivo principal de fomentar e incitar a competição entre os geradores de energia e induzir os grandes consumidores a buscar os melhores preços no mercado. A formação do mercado livre se iniciou com as grandes cargas industriais em busca de maior competitividade através da redução do preço da energia.
• Os contratos bilaterais entre grandes consumidores e geradores de energia foi se tornando a prática do ambiente livre de contratação.
• O avanço do mercado livre possibilitou uma série de produtos para o setor industrial: contratos de curto, médio e longo prazo; fontes incentivadas com desconto no fio; estruturas societárias sofisticadas, dentre outros.
Mercado livre (ACL)
Histórico no Brasil
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Mercado livre (ACL)
Perfil
Fonte: Comerc
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Mercado livre (ACL)
Perfil
Fonte: CCEE
Consumidores livres: 760 (+22%)Consumidores especiais: 2.468 (+105%)Referência: setembro/2016 – crescimento no ano
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Mercado livre (ACL)
Consumidores
ACL ACR
Atuação Ativa Passiva
Gestão do risco Própria Não
Preço Negociado Regulado
Prazo Negociado 1 ano (mínimo)
Fornecedor Diversificado* Único
Migração 5 anos** 180 dias
Mercado de curto prazo Sim Não
Reajuste da energia Alta previsibilidade
Baixa previsibilidade
*possibilidade de vários fornecedores**prerrogativa da distribuidora reduzir o prazo
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Consumo ACR e ACL
Fonte: CCEE
Média: 75,5%
Média: 24,5%
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E o Futuro?
Revisão do modelo
Viés de mercado
Investimento privado
Instrutor: Fernando UmbriaCurso: Gestão de Riscos no Setor Elétrico
OBRIGADOFernando Umbria
61 98463-3137