Integração no Mercosul

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Apresentação realizada por Antonio Carlos Fraga Machado, conselheiro da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, no Seminário Internacional de Integração Elétrica da América do Sul.

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Integração no Mercosul

  1. 1. Painel 3 - INTEGRAÇÃO NO MERCOSULSeminário Internacional de Integração Elétrica da América do Sul 7 de agosto de 2012 Antônio Carlos Fraga Machado Conselheiro de Administração - CCEE
  2. 2. Sistema Interligado Nacional – Principais Bacias Sistemas Isolados 3% do mercadoPredominância: Termelétricas Pedominância: Sistema Interligado 97% do mercadoPedominância: HidrelétricasPredominância: Hidrelétricas
  3. 3. Estrutura de gestão do Setor Elétrico Brasileiro CNPE: Define a política energética do país, com o objetivo de assegurar a estabilidade do suprimento energético MME: Responsável pelo planejamento, gestão e desenvolvimento da legislação do setor, bem como pela supervisão e controle da execução das políticas direcionadas ao desenvolvimento energético do país EPE: Realiza o planejamento da expansão da geração e transmissão, a serviço do MME, e dá suporte técnico para a realização de leilões CMSE: Supervisiona a continuidade e a confiabilidade do suprimento elétrico ANEEL: Regula e fiscaliza a geração, transmissão, distribuição e comercialização de eletricidade. Define as tarifas de transporte e consumo, e assegura o equilíbrio econômico-financeiro das concessões ONS: Controla a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) de modo a assegurar a otimização dos recursos energéticos CCEE: Administra as transações do mercado de energia e realiza os leilões oficiais
  4. 4. Funcionamento do Sistema FísicoPagamento pelo uso dosistema de transmissão Pagamento pelo uso do sistema de distribuição
  5. 5. Comercialização de Energia no Brasil• Aspectos Gerais  Os contratos registrados na CCEE são puramente financeiros, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) se responsabiliza pela entrega física  Consumidores  Exigência de contratação de 100% da demanda  Vendedores  Exigência de comprovação de lastro de venda/ potência  Agentes estão sujeitos à penalidade por falta de lastro e insuficiência de contratação apurados ao longo de 12 meses (média móvel) 5
  6. 6. Comercialização de Energia no Brasil• A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE foi autorizada pela Lei nº 10.848, de 15/03/2004, e instituída pelo Decreto nº 5.177, de 12/08/2004, como pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL sem fins lucrativos.
  7. 7. Agentes na CCEE 2100 1950 1800 1650 1500 1350 1200 1050 900 750 600 450 300 150 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Importador 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0Gerador Autoprodutor 0 3 8 11 11 14 15 21 24 28 34 41 42Gerador a Título de Serviço Público 15 19 19 20 20 22 27 30 29 28 28 31 32Distribuidor 35 39 41 42 42 43 43 43 43 45 45 46 46Comercializador 5 18 31 35 41 47 44 48 55 70 93 113 141Gerador Produtor Independente 2 15 26 37 45 65 83 88 130 169 262 312 412Consumidor Especial 0 0 0 0 0 0 0 0 194 221 455 587 836Consumidor Livre 0 0 0 0 34 470 613 684 459 445 485 514 573 Total 58 95 126 146 194 662 826 915 935 1.007 1.403 1.645 2.082
  8. 8. Responsabilidades da CCEE - Evolução 28) RRV usinas em atraso 29) Gestão contratos leilões de ajuste 25) Nova garantia financeira 26) Gestão energia de reserva 27) Geração dos CCGs 20) Matriz de desconto 21) RRV 22) Leilões de reserva 23) Liquidação de penalidades 24) Penalidade de medição 16) MRA PCHs 17) Liquidação MCSD 18) Leilões de fontes alternativas 19) Encargo de Segurança Energética 12) Sobrecontratação (103%) 13) PROINFA 14) Penalidade de potência 15) MCSD ex-post 8) MCSD 9) Leilões de ajuste 10) Leilões de energia nova 11) Alocação de geração própria 5) Leilões de energia existente 6) Gestão dos CCEARs e CCGs 7) Exportação de energia 4) Penalidade por lastro de venda e consumo1) Cálculo PLD2) Contabilização3) Liquidação MCP2000/ 8 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102002
  9. 9. Principais Responsabilidades da CCEE• Apuração do Preço de Liquidação das • Realização de Leilões de Energia Elétrica, Diferenças (PLD), utilizado para liquidação sob delegação da Aneel da energia comercializada no curto prazo • Implantação e divulgação das Regras de• Administração do Ambiente de Comercialização e dos Procedimentos de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente Comercialização de Contratação Livre (ACL) • Apuração das infrações e cálculo de• Manter o registro dos dados de energia penalidades por variações de contratação gerada e consumida pelos agentes da de energia CCEE • Monitoramento das condutas e ações• Registro dos contratos firmados entre os empreendidas pelos agentes da CCEE agentes da CCEE • Efetuar a liquidação financeira dos• Contabilização e liquidação financeira das montantes contratados nos Leilões de transações realizadas no mercado de Energia de Reserva curto prazo 9
  10. 10. Processo de Contabilização e Liquidação na CCEEMedição LiquidaçãoContratos Contabilização Pré-Fatura Financeira PLD Regras de Procedimentos de SINERCOM SCDE Comercialização Comercialização 10
  11. 11. VISÃO GERAL DO MERCADOComercialização de energia elétrica
  12. 12. Comercialização de energia elétrica Vendedores Geradores de Serviço Público, Produtores Independentes, Comercializadores e Autoprodutores Ambiente de Contratação Ambiente de Contratação Regulada Livre (ACR) (ACL) Distribuidores Consumidores Livres, (Consumidores Cativos) Comercializadores Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociadosVendedores estabelecem contratos com todas Distribuidoras participantes 12
  13. 13. Comercialização de energia elétrica Participação dos agentes nos ambientes de contratação Vendedores: Vendedores: Geradores de Serviço Público, Produtores Independentes, Produtores Independentes Comercializadores e AutoprodutoresContratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados Contratos resultantes de leilõesACR - Ambiente de ACL- Ambiente de ER – Energia de RESERVAContratação REGULADA Contratação LIVRE CCEE (DistribuidorasDistribuidoras Consumidores Livres Consumidores Livres(Consumidores Cativos) Consumidores Especiais) Consumidores Especiais outros Vendedores 13
  14. 14. Número de Contratos registrados na CCEE Maio 2012 Número de Contratos Registrados em Maio 2012 = 15.020 Bilateral ACR 140 1% CCEAR QTDE ACR 3.888 26% Bilateral ACL CCEAR 6.042 DISP 40% 2.499 19%ACL PROINFA 2.251 Ressarcimento 15% 179 Itaipu Leilão1% 29 11 0% 0% ACL/ACR 14
  15. 15. Volume dos Contratos registrados na CCEE (MW médios) Maio 2012Volume de Contratos Registrados em Maio 2012 = 79.053 MW médios Bilateral ACR 7.148 9% Bilateral ACL ACR 35.509 CCEAR 45% QTDE 20.672 26%ACL Itaipu 7.238 9% CCEAR DISP PROINFA 2.499 1.191 Leilão Ressarcimento 19% 51 1.770 2% 0% 2% ACL/ACR 15
  16. 16. Carga do ACR e ACL no SIN – Maio 2012 Centro de Gravidade Carga TOTAL SIN* Maio: 57.007 MW médio Perdas RB de Geração Consumidor Especial 1.127 1.371 1,9% 2,4% Autoprodutor 3.574 ACR ACL 6,2%41.590 15.417 Gerador71,6% 26,5% Consumidor Livre 934 9.465 1,6% 16,3% Imp/Exp 33 0,1% Carga TOTAL SIN* (12 meses): 58.424 MW médio Perdas RB de Geração Consumidor Especial 1.187 1.183 2,0% 2,0% Autoprodutor 3.496 ACR ACL 6,0%42.025 15.212 Gerador71,9% 26,0% 968 Consumidor Livre 1,7% 9.263 15,9% Impo/Exp 302 0,5% 16
  17. 17. Duração dos Contratos de Compra ACL* (em MWmed)Volume de Contratos Registrados em Maio 2012 = 35.751 MW médios 2 a 5 meses 1 mês 4,6% 18,3% 6 meses a 1 ano acima de 4 anos 23,5% 40,1% acima de 1 até 2 anos acima de 2 até 4 5,1% anos 8,5%*Compra bilateral e Proinfa realizada por autoprodutores, produtoresindependentes, geradores, comercializadores e consumidores livres e especiais 17
  18. 18. Duração dos Contratos de Compra no ACL* Número de Contratos Registrados em Maio 2012 = 8.194 1 mês 25,5% 2 a 5 meses 6,8% acima de 4 anos 6 meses a 1 ano 41,1% 12,6% acima de 2 até 4 anos 8,5% acima de 1 até 2 anos 5,5%*Compra bilateral e Proinfa realizada por autoprodutores, produtoresindependentes, geradores, comercializadores e consumidores livres e especiais 18
  19. 19. DESAFIOS PARA O MERCADO Equilíbrio ideal ACR x ACL
  20. 20. Ampliação do ACL - Potencial Demanda Mínima Consumidor Fonte Tensão Mínima Contratada 69 kV Antes (08/1995) • Convencional e Livre • Alternativa (Desconto TUSD/TUST) 3 MW Nenhuma após (08/1995) • Convencional (30 a 50 MW) eACR Especial • Alternativa (Desconto TUSD/TUST) 500 kW - 3 MW 2,3 kV73% Situação POTENCIAL Atual ESPECIAIS 14% POTENCIAL LIVRES - 5% Potencial Atual C. ESPECIAIS 2% Máximo ACL C. (46%)ACL Livre, APE, Eletrointen27% sivo, Exp/I mp 25% Adaptação CCEE – Estudo Andrade & Canellas 20 Dados maio 2011
  21. 21. Ampliação do ACL – Outros Mercados A abertura dos mercados de energia elétrica, de forma abrangente a todos os consumidores, já é uma realidade em vários países. Exemplos (limite de demanda para elegibilidade):  Colômbia: Acima de 100kW  Peru: a) Acima de 200kW b) Acima de 2,5 MW: compulsoriamente livre  Chile: a) Acima de 500kW b) Acima de 2,0 MW: compulsoriamente livre  Argentina: Acima de 30 kW 21
  22. 22. FORMAÇÃO DO PREÇO DE CURTO PRAZO NO BRASIL Visão geral
  23. 23. Formação do Preço de Curto Prazo no Brasil Dados do Planejamento de Longo Prazo 5 Séries de Afluências NEWAVE Previsão de Carga de Longo Prazoanos Função de Custo Futuro Previsões Mensais e Semanais de Vazões Disponibilidade de DECOMP Geração Térmica Custos de Operação 2 Previsão de Cargameses • Sem restrições internas aos submercados • Preço Mínimo • Preço Máximo CMO PLD
  24. 24. Formação do Preço de Curto Prazo no Brasil Usar OK Hidrelétrica Déficit de EnergiaDecisão? (corte de carga) OK Usar Termelétrica Vertimento (desperdício)
  25. 25. VISÃO GERAL DO MERCADOLeilões de energia elétrica e Energia de Reserva
  26. 26. Resultado dos Leilões de Energia (2004-2012) Montante Financeiro, Volume, Preço Médio e Contratos Preço Médio Número de Leilão R$ Bilhões* MW Médios (R$/MWh) ContratosLeilões de Energia Existente (LEE) 133,5 19.987 93,2 1.612 Leilões de Energia Nova (LEN) 593,7 22.478 126,9 6.728Leilões de Fonte Alternativa (LFA) 25,1 900 151,8 1.146 Leilões de Energia de Reserva 43,7 2.189 149,3 176 CER** (LER) TOTAL GERAL 796 45.553,6 121,3 9.662*Valores atualizados pelo IPCA – junho/12 26** Não inclui 1.398 Conuer – contratos de adesão com os compradores da energia de reserva
  27. 27. Montantes negociados e preços médios dos leilões – LEN, LEE, FA e LER Montantes negociados e preços médios resultantes dos leilões (LEN, LEE, FA e LER) 70000 153 R$/MWh 60000 121,3 122,8 122,8 122,8 122,8 133 119,1 119,4 107,4 113 50000 89,0 84,3 93MWmédio 80,5 40000 74,2 66,7 32.045 73 61,7 63,2 57,5 28.607 27.984 30000 26.177 26.012 26.141 26.141 26.141 24.127 24.756 25.255 22.547 53 19.271 20000 15.938 17.314 33 9.054 10000 13 0 -7 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 UHE Santo Antônio (MWmédio) UHE Belo Monte (MWmédio) UHE Jirau (MWmédio) Energia de Reserva (MWmédio) Fontes Alternativas (MWmédio) Energia Existente (MWmédio) Energia Nova Hidráulica (MWmédio) Energia Nova Outras Fontes(MWmédio) Preço Médio 27
  28. 28. Leilões de energia - ACR Preço Médio de Venda por fonte (R$/MWh) 200 185,88 183,74 180,70 178,60 175,05 174,73 180 174,38 169,68 160 149,93 149,26 140 131,75 120 119,76 106,39 100 80 60 40 20 0 Óleo Diesel Gás de Biomassa de Biogás Óleo GNL PCH Carvão Eólica Gás Natural Bagaço de Cavaco de Hidro Processo Criadouro Combustível Mineral Cana Madeira Avícola 28Fonte: CCEE. Elaboração própria. Foram considerados osLeilões até dez/2011: LFA, LEN, LER e Estruturantes. Atualização pelo IPCA: junho/12.
  29. 29. INTEGRAÇÃO DO MERCADO Modelos e conceitos
  30. 30. Questões associadas à Integração EnergéticaHarmonização Uniformização de regras, procedimentos, algoritmos e legislação para facilitar a Integração EnergéticaGerenciamento do Congestionamento O que fazer quando existe uma capacidade limitada de intercâmbio  Definição da alocação do direito de uso da capacidade da interconexão  Definição da alocação do custo da interconexão  Definição da alocação da renda gerada pelo congestionamento (normalmente é alocada para quem paga pela interconexão) 30
  31. 31. Alocação da Capacidade da Interconexão • Os produtos “energia elétrica” e “direto a usar a capacidade” não são coordenados em uma única atividade • Os participantes do mercado compram a capacidade deAlocação Explícita transmissão entre duas regiões, independentemente da compra ou venda da energia elétrica • Na prática: O fluxo da interconexão é definido pelo volume contratado bilateralmente • Coordenam a negociação do produto “energia elétrica” e “direto de usar a capacidade de transmissão” em uma única operação • As curvas de demanda e de ordem de mérito de cada região sãoAlocação Implícita agregadas, considerando as capacidades de transmissão • Na prática: O fluxo da interconexão é definido a cada período de programação em função das disponibilidade de recursos de cada região 31
  32. 32. Formas de Integração Energética Alocação Implícita da CapacidadeAlocação Explícita da Capacidade Separação do Acoplamento de Mercados MercadoFluxo Baseado Acoplamento por Acoplamento por Submercadoem Contratação Volume Preço(-) Grau de Harmonização da Regulamentação (+) 32
  33. 33. Formas de Integração Energética Separação do Mercado• Um único operador atua nas duas regiões• O intercâmbio é definido de forma a otimizar o uso dos recursos energéticos no curto prazo• Se o intercâmbio atingir o limite, há desacoplamento dos preços de curto prazo• A geração e o consumo são contabilizados ao preço de curto prazo de cada região Operador Único Intercâmbio Região A Região B 33
  34. 34. Formas de Integração Energética Acoplamento de Mercados (1/3)• Um único operador atua em cada região. Há necessidade de coordenação central• O intercâmbio é definido de forma a otimizar o uso dos recursos energéticos no curto prazo• Se o intercâmbio não atingir o limite, há acoplamento dos preços de curto prazo• A geração e o consumo são contabilizados ao preço de curto prazo de cada região Coordenador Central Operador A Operador B Intercâmbio Região A Região B 34
  35. 35. Formas de Integração Energética Acoplamento de Mercados (2/3)• O coordenador central utiliza as curvas de demanda e ordem de mérito de cada região • Se o coordenador central define o intercâmbio e os preços de curto prazo de cada região, denomina-se Acoplamento por Preço Coordenador Central D D O O Operador A Operador B Região A Região B Preço e Intercâmbio 35
  36. 36. Formas de Integração Energética Acoplamento de Mercados (3/3)• O coordenador central utiliza as curvas de demanda e ordem de mérito de cada região • Se o coordenador central define somente intercâmbio, denomina-se Acoplamento por Volume. Cada operador internaliza o intercâmbio e define o preços de curto prazo de sua região Coordenador Central D D O O Operador A Operador B Região A Região B Intercâmbio 36
  37. 37. Formas de Integração Energética Fluxo Baseado na Contratação• Um único operador atua em cada região. Não há necessidade de coordenação central• Não há otimização do uso dos recursos energéticos no curto prazo• O intercâmbio é definido pela contratação bilateral entre agentes das duas regiões• Para fins de contabilização, o contrato é tratado como uma carga na região exportadora e como uma injeção de potência da região importadora Operador A Operador B Intercâmbio Região A Região B Contrato 37
  38. 38. Obrigado Antônio Carlos Fraga MachadoConselheiro de Administração - CCEE www.ccee.org.br

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