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Como Superar os Desafios de Formação de Preços e Validar

a Estratégia de Competitividade do Mercado Atacadista de Energia

Seminário IIR

Luiz T. A. Maurer

31 de maio de 2000

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AGENDA

• I - O processo de formação de preços spot do MAE previsto nas Regras Definitivas de Mercado

• II - Custo Marginal de Operação e o Encargo de Capacidade como bases para o preço spot

• III - A discussão sobre “tight” versus “loose” pool

• IV - Os modelos atuais e previstos para formação de preços

• V - Preocupações atuais quanto ao processo de formação de preço e a Resolução 222

• VI - Tendências esperadas

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I - O PROCESSO DE FORMAÇÃO DE PREÇOS SPOT DO MAE

DE QUE EXATAMENTE ESTAREMOS FALANDO?

* Custo Marginal de Operação* Custo Econômico da Água* Valor Normativo* Encargo de Capacidade* TMO* Royalties* “Bidding” de preço das Térmicas* Custo do Racionamento* Custo de Interrupção* Ofertas de preço dos DSB (Demand Side Bidders)* Preços dos Contratos Iniciais* Preços dos novos PPAs* Encargo de Serviços do Sistema* Outros?

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II - O CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E O ENCARGO DE CAPACIDADE COMO BASES PARA O PREÇO SPOT

Estaremos abordando o preço spot da energia (MWh) a ser praticado no MAE. Simplificadamente falando:

PREÇO SPOT = CMO + EC

Com as seguintes considerações: * Um preço único que se aplica a agentes (G, D ou C) que precisem

comprar ou vender energia no MAE* Compras são “líquidas” das posições contratuais, dos contratos

registrados e liquidados pelo MAE* Pleno funcionamento das regras do MAE em 2001* Não está sendo considerado o ESS (Encargo de Serviços de

Sistema) - “taxa” paga pelos comercializadores e rateada entre todos MWh

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O PREÇO SPOT TEM UM PAPEL FUNDAMENTAL PARA O BOM FUNCIONAMENTO DO MERCADO - DÁ OS SINAIS ECONÔMICOS PARA DECISÕES RACIONAIS SOBRE:

* Grau de contratação dos agentes - Expectativas futuras- Volatilidade esperada

* Expansão da geração- Preços de referência para PPAs de longo prazo- Atuação como plantas “merchant”- Provedores de capacidade (ponta ou reserva)

* Demand Side Bidding- Ofertas voluntárias dos grandes clientes junto ao MAE para reduzir/deslocar cargas- Gerenciamento de carga, principalmente para clientes livres com contratos TOP

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III - A DISCUSSÃO SOBRE “TIGHT” VS. “LOOSE” POOL

PARA SE ENTENDER O PROCESSO DE FORMAÇÃO DE PREÇOS É PRECISO DISCUTIR O FUNCIONAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

“Super-tight-pool”- Decisões de despacho centralizadas no ONS- “Justificável” pela dominância hídrica e efeito cascata

O preço spot (ou CMO, neste caso) é determinado a partir de um modelo de programação, usado para otimizar o sistema

Este modelo simula as condições de afluência, nível de reservatório, projeções de carga e outros fatores - chegando assim ao “custo econômico da água” (ou custos)

Em consequência, a “curva de oferta” de energia não representa a expressão de vontade comercial dos geradores - o que seria o caso se houvessse um sistema de oferta (bidding)

A despeito do apelido “caixa preta”, há uma lógica econômica por trás da metodologia e do cálculo do custo marginal da água

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IV - OS MODELOS ATUAIS E PREVISTOS PARA FORMAÇÃO DE PREÇOSHOJE E EM UM FUTURO BREVE Atualmente, as projeções de CMO são calculadas mensalmente

e por sub-mercado, utilizando-se um modelo de simulação (NEWAVE), que define uma política ótima de operação (gráfico)

Encargo de Capacidade é calculado, por sub-mercado, em três patamares diários, com base na confiabilidade do sistema (LOLP), levando em conta perda de potência por deplecionamento

FUTURO - EM [12] MESES ? Cadeia de modelos computacionais que calcula preço deverá

estar concluída, permitindo a discretização do preço em intervalos semi-horários

Modelos mais importantes desenvolvidos pelo CEPEL - DESSEM, PREDESP

FUTURO REMOTO Puro “bidding” de preços (para oferta e demanda) Fim do EC

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R$/MWh

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A MONTAGEM DAS CURVAS DE OFERTA E DEMANDA LEVA EM CONTA OS CUSTOS DE DEFICIT E INTERRUPÇÃO

Custo de Deficit (Racionamento) - valor econômico máximo que a sociedade estaria disposta a pagar para não sofrer racionamento de energia; - ocorre por falta de água nos reservatórios- pode ser expresso como valor único ou patamares

Custo de Interrupção - VLL (Corte de Carga) - valor econômico médio que a sociedade estaria disposta a pagar para não sofrer um corte intempestivo de energia - ocorre quando potência disponível é inferior à demanda de pico

Ambos valores são fixados “administrativamente”, com base em cálculos macro-econômicos. São uma ‘intervenção soft”:- Deficit - desnecessário em “loose pools”- VLL - desnecessário onde não há EC e bidding

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RECENTEMENTE FOI CONCORDADO NO MAE QUE O PREÇO SPOT CONTERIA UM COMPONENTE DE ENCARGO POR CAPACIDADE

Finalidade é a de remunerar àqueles geradores que disponibilizam capacidade (reserva) ao sistema, mas que raramente operam (custo de operação elevado)

Sob o ponto de vista teórico, EC é desnecessário, pois estes geradores poderiam auferir o preço do MAE quando da existência de uma interrupção ...

Situação em que o preço do MAE “dispararia” a VLL (US$ 1540/MWh)

Entretanto, há receios de que isto não estimule a capacidade- Volatilidade de receita torna projetos menos financiáveis- Cultura perversa de interferir/limitar preços justamente

na hora em que o sinal se faz mais necessário O EC é pois uma suavização do fluxo de caixa financeiro,

com efeito econômico equivalente ao recebimento do VLL durante as interrupções (probabilidade = LOLP)

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PRINCIPAIS DELIBERAÇÕES SOBRE O ENCARGO DE CAPACIDADE

Haverá um EC a partir de 2001 - quando regras definitivas estiverem em vigência

EC será calculado com base na confiabilidade esperada do sistema [LOLP x (VLL-CMO)] - Ver gráficos

É determinado anualmente, em [n] patamares válidos e firmes para o ano seguinte

2/3 do valor esperado das interrupções será pago via EC e o restante quando ocorrer a interrupção

ANEEL fixou preliminarmente valor de VLL = US$ 1540/MWh, e taxa cambial de 1 US$ = 1,14 R$

Soma-se algebricamente ao CMO, normalizado em $/MWh

Por coerência, contratos (PPAs) futuros devem englobar os custos de provimento de energia e potência (como são hoje os CIs)

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V - PREOCUPAÇÕES ATUAIS QUANTO AO PROCESSO DE FORMAÇÃO DE PREÇO E A RESOLUÇÃO 222 COMO ESTÁ FUNCIONANDO HOJE?

Funcionamento do mercado e formação de preços suportados por ato regulatório - Resolução 222/99 da ANEEL

Existe cálculo mensal do CMO (TMO), em dois patamares de carga

Há dois preços sendo aplicados para liquidação das exposições contratuais - herança do passado, principalmente porque MRE ainda não implementado

Modelo de formação de preços = NEWAVE Resultados do modelo (CMO e TMO) tem sido elevados,

refletindo, em grande medida, custo da escassez (> R$ 200/MWh em janeiro/00)

Evolução = desde a publicação do ato regulatório, fixação do CMO não sofre interferência administrativa da ANEEL - rompimento de um processo de vários anos

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ESTÁ FUNCIONANDO BEM?

Queixas de que o CMO, calculado pelo NEWAVE, está gerando muita volatilidade (natural ou espúria?)

Suspeita de que a liquidação em dois preços está gerando oportunidades de arbitragem

Muitos agentes foram pegos de “calça na mão”, quando da publicação da Resolução 222, sem possibilidade de ajustar suas exposições aos elevados preços spot do MAE- Falta de experiência em mercado/contratação- Mercado com baixíssima liquidez (física e financeira)

Procedimentos da Resolução 222 nunca detalhados- Natural, considerando sua transitoriedade- Mas gerou dúvidas interpretativas - e.g. Angra II

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VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS As dificuldades atuais de precificação e liquidação dos contratos serão superadas - em parte vivemos um processo de aprendizagem- Procedimentos mínimos para eficácia da Res 222- Possivelmente nova Resolução endereçando aspectos chave apontados pelo COEX

Revisão do cálculo do preço spot sob a égide da Res 222- Fixar ou não um “cap” para preço spot?- Transparência do modelo NEWAVE - premissas e resultados

Implementação [gradual] das regras de mercado definitivas - na hipótese otimista ...- AP 02/00 da ANEEL - Finalizar em meados de julho + 1 mês- Setembro 00 - maioria das regras em operação, incluindo preço- Janeiro 01 - inclusão do EC- 2002 [?] - finalização de DESSEM e PREDESP

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VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS (Continuação)

Licitação para “compra” de capacidade (MW)

- Preocupação com altos níveis de LOLP e descrença nas forças de mercado (ou cultura de interferência nos preços)- ONS definindo potência em caráter emergencial (MW) para ser licitada em 2001, 2002 e 2003- Licitação e contratação via MAE- Recuperação de custos via ESS (D/Cs pagam a conta)- “Aliviando” elevados valores de EC mostrados anteriormente

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VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS (Continuação)

HAVERÁ COMPETITIVIDADE NO MAE? PREÇO SPOT REFLETIRÁ CUSTOS MARGINAIS?

Primeira pergunta é mais abrangente que o tema desta apresentação - Hoje VN serve como balizador de preços de contratos (PPAs)- O fim dos CIs deveria criar concorrência hidro-hidro se houver pulverização da geração (momento é na privatização) - A abertura do mercado e clientes livres como compradores vai reduzir a importância relativa do VN (AP 10/99)- Concorrência por contratos deve se tornar mais intensa

Preços refletindo custos marginais - pode ocorrer no médio prazo- Aprimoramento do processo e modelos computacionais- Liberdade para “bidding” de novas térmicas e DSB- Definição de custos de racionamento e interrupção

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VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS (Continuação)

HAVERÁ COMPETITIVIDADE NO MAE? PREÇO SPOT REFLETIRÁ CUSTOS MARGINAIS?

E a mais longo prazo? - Mudança para um sistema de pool menos rígido- Substituição do MRE por um mecanismo de uso de água- Ampliação de flexibilidade para bidding de hidros e térmicas- Fim da energia assegurada - contratação livre sem “lastro-

físico”- Do lado da carga, comercializadores construindo a curva de

demanda (via bidding)- Mercado de futuros e derivativos de energia- Preços de fato refletindo oferta e demanda- Ponto de chegada: Nordpool

EM QUALQUER HORIZONTE, É PRECISO FREIOS NA TENTAÇÃO DE CONTROLE DE PREÇOS - CAPS, FLOORS, BANDAS, RAMPAS E OUTROS MECANISMOS PERVERSOS DE INTERFERÊNCIA