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Como Superar os Desafios de Formação de Preços e Validar a Estratégia de Competitividade do Mercado Atacadista de Energia

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Iir 31 Mai 00

  1. 1. 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
  2. 2. AGENDA <ul><li>I - O processo de formação de preços spot do MAE previsto nas Regras Definitivas de Mercado </li></ul><ul><li>II - Custo Marginal de Operação e o Encargo de Capacidade como bases para o preço spot </li></ul><ul><li>III - A discussão sobre “tight” versus “loose” pool </li></ul><ul><li>IV - Os modelos atuais e previstos para formação de preços </li></ul><ul><li>V - Preocupações atuais quanto ao processo de formação de preço e a Resolução 222 </li></ul><ul><li>VI - Tendências esperadas </li></ul>
  3. 3. I - O PROCESSO DE FORMAÇÃO DE PREÇOS SPOT DO MAE <ul><li>DE QUE EXATAMENTE ESTAREMOS FALANDO? </li></ul><ul><li>* Custo Marginal de Operação </li></ul><ul><li>* Custo Econômico da Água </li></ul><ul><li>* Valor Normativo </li></ul><ul><li>* Encargo de Capacidade </li></ul><ul><li>* TMO </li></ul><ul><li>* Royalties </li></ul><ul><li>* “Bidding” de preço das Térmicas </li></ul><ul><li>* Custo do Racionamento </li></ul><ul><li>* Custo de Interrupção </li></ul><ul><li>* Ofertas de preço dos DSB (Demand Side Bidders) </li></ul><ul><li>* Preços dos Contratos Iniciais </li></ul><ul><li>* Preços dos novos PPAs </li></ul><ul><li>* Encargo de Serviços do Sistema </li></ul><ul><li>* Outros? </li></ul>
  4. 4. II - O CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E O ENCARGO DE CAPACIDADE COMO BASES PARA O PREÇO SPOT <ul><li>Estaremos abordando o preço spot da energia (MWh) a ser praticado no MAE. Simplificadamente falando: </li></ul><ul><li>PREÇO SPOT = CMO + EC </li></ul><ul><li>Com as seguintes considerações: </li></ul><ul><li>* Um preço único que se aplica a agentes (G, D ou C) que precisem comprar ou vender energia no MAE </li></ul><ul><li>* Compras são “líquidas” das posições contratuais, dos contratos registrados e liquidados pelo MAE </li></ul><ul><li>* Pleno funcionamento das regras do MAE em 2001 </li></ul><ul><li>* Não está sendo considerado o ESS (Encargo de Serviços de Sistema) - “taxa” paga pelos comercializadores e rateada entre todos MWh </li></ul>
  5. 5. <ul><li>O PREÇO SPOT TEM UM PAPEL FUNDAMENTAL PARA O BOM FUNCIONAMENTO DO MERCADO - DÁ OS SINAIS ECONÔMICOS PARA DECISÕES RACIONAIS SOBRE: </li></ul><ul><li>* Grau de contratação dos agentes </li></ul><ul><li>- Expectativas futuras </li></ul><ul><li>- Volatilidade esperada </li></ul><ul><li>* Expansão da geração </li></ul><ul><li>- Preços de referência para PPAs de longo prazo </li></ul><ul><li>- Atuação como plantas “merchant” </li></ul><ul><li>- Provedores de capacidade (ponta ou reserva) </li></ul><ul><li>* Demand Side Bidding </li></ul><ul><li>- Ofertas voluntárias dos grandes clientes junto ao MAE para reduzir/deslocar cargas </li></ul><ul><li>- Gerenciamento de carga, principalmente para clientes livres com contratos TOP </li></ul>
  6. 6. III - A DISCUSSÃO SOBRE “TIGHT” VS. “LOOSE” POOL <ul><li>PARA SE ENTENDER O PROCESSO DE FORMAÇÃO DE PREÇOS É PRECISO DISCUTIR O FUNCIONAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO </li></ul><ul><li>“ Super-tight-pool” </li></ul><ul><li>- Decisões de despacho centralizadas no ONS </li></ul><ul><li>- “Justificável” pela dominância hídrica e efeito cascata </li></ul><ul><li>O preço spot (ou CMO, neste caso) é determinado a partir de um modelo de programação, usado para otimizar o sistema </li></ul><ul><li>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) </li></ul><ul><li>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) </li></ul><ul><li>A despeito do apelido “caixa preta”, há uma lógica econômica por trás da metodologia e do cálculo do custo marginal da água </li></ul>
  7. 7. IV - OS MODELOS ATUAIS E PREVISTOS PARA FORMAÇÃO DE PREÇOS <ul><li>HOJE E EM UM FUTURO BREVE </li></ul><ul><li>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) </li></ul><ul><li>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 </li></ul><ul><li>FUTURO - EM [12] MESES ? </li></ul><ul><li>Cadeia de modelos computacionais que calcula preço deverá estar concluída, permitindo a discretização do preço em intervalos semi-horários </li></ul><ul><li>Modelos mais importantes desenvolvidos pelo CEPEL - DESSEM, PREDESP </li></ul><ul><li>FUTURO REMOTO </li></ul><ul><li>Puro “bidding” de preços (para oferta e demanda) </li></ul><ul><li>Fim do EC </li></ul>
  8. 9. A MONTAGEM DAS CURVAS DE OFERTA E DEMANDA LEVA EM CONTA OS CUSTOS DE DEFICIT E INTERRUPÇÃO <ul><li>Custo de Deficit (Racionamento) - valor econômico máximo que a sociedade estaria disposta a pagar para não sofrer racionamento de energia; </li></ul><ul><li>- ocorre por falta de água nos reservatórios </li></ul><ul><li>- pode ser expresso como valor único ou patamares </li></ul><ul><li>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 </li></ul><ul><li>Ambos valores são fixados “administrativamente”, com base em cálculos macro-econômicos. São uma ‘intervenção soft”: </li></ul><ul><li>- Deficit - desnecessário em “loose pools” </li></ul><ul><li>- VLL - desnecessário onde não há EC e bidding </li></ul>
  9. 10. RECENTEMENTE FOI CONCORDADO NO MAE QUE O PREÇO SPOT CONTERIA UM COMPONENTE DE ENCARGO POR CAPACIDADE <ul><li>Finalidade é a de remunerar àqueles geradores que disponibilizam capacidade (reserva) ao sistema, mas que raramente operam (custo de operação elevado) </li></ul><ul><li>Sob o ponto de vista teórico, EC é desnecessário, pois estes geradores poderiam auferir o preço do MAE quando da existência de uma interrupção ... </li></ul><ul><li>Situação em que o preço do MAE “dispararia” a VLL (US$ 1540/MWh) </li></ul><ul><li>Entretanto, há receios de que isto não estimule a capacidade </li></ul><ul><ul><li>- Volatilidade de receita torna projetos menos financiáveis </li></ul></ul><ul><ul><li>- Cultura perversa de interferir/limitar preços justamente na hora em que o sinal se faz mais necessário </li></ul></ul><ul><li>O EC é pois uma suavização do fluxo de caixa financeiro, com efeito econômico equivalente ao recebimento do VLL durante as interrupções (probabilidade = LOLP) </li></ul>
  10. 11. PRINCIPAIS DELIBERAÇÕES SOBRE O ENCARGO DE CAPACIDADE <ul><li>Haverá um EC a partir de 2001 - quando regras definitivas estiverem em vigência </li></ul><ul><li>EC será calculado com base na confiabilidade esperada do sistema [LOLP x (VLL-CMO)] - Ver gráficos </li></ul><ul><li>É determinado anualmente, em [n] patamares válidos e firmes para o ano seguinte </li></ul><ul><li>2/3 do valor esperado das interrupções será pago via EC e o restante quando ocorrer a interrupção </li></ul><ul><li>ANEEL fixou preliminarmente valor de VLL = US$ 1540/MWh, e taxa cambial de 1 US$ = 1,14 R$ </li></ul><ul><li>Soma-se algebricamente ao CMO, normalizado em $/MWh </li></ul><ul><li>Por coerência, contratos (PPAs) futuros devem englobar os custos de provimento de energia e potência (como são hoje os CIs) </li></ul>
  11. 14. V - PREOCUPAÇÕES ATUAIS QUANTO AO PROCESSO DE FORMAÇÃO DE PREÇO E A RESOLUÇÃO 222 COMO ESTÁ FUNCIONANDO HOJE? <ul><li>Funcionamento do mercado e formação de preços suportados por ato regulatório - Resolução 222/99 da ANEEL </li></ul><ul><li>Existe cálculo mensal do CMO (TMO), em dois patamares de carga </li></ul><ul><li>Há dois preços sendo aplicados para liquidação das exposições contratuais - herança do passado, principalmente porque MRE ainda não implementado </li></ul><ul><li>Modelo de formação de preços = NEWAVE </li></ul><ul><li>Resultados do modelo (CMO e TMO) tem sido elevados, refletindo, em grande medida, custo da escassez (> R$ 200/MWh em janeiro/00) </li></ul><ul><li>Evolução = desde a publicação do ato regulatório, fixação do CMO não sofre interferência administrativa da ANEEL - rompimento de um processo de vários anos </li></ul>
  12. 15. ESTÁ FUNCIONANDO BEM? <ul><li>Queixas de que o CMO, calculado pelo NEWAVE, está gerando muita volatilidade (natural ou espúria?) </li></ul><ul><li>Suspeita de que a liquidação em dois preços está gerando oportunidades de arbitragem </li></ul><ul><li>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 </li></ul><ul><li>- Falta de experiência em mercado/contratação </li></ul><ul><li>- Mercado com baixíssima liquidez (física e financeira) </li></ul><ul><li>Procedimentos da Resolução 222 nunca detalhados </li></ul><ul><li>- Natural, considerando sua transitoriedade </li></ul><ul><li>- Mas gerou dúvidas interpretativas - e.g. Angra II </li></ul>
  13. 16. VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS <ul><li>As dificuldades atuais de precificação e liquidação dos contratos serão superadas - em parte vivemos um processo de aprendizagem </li></ul><ul><li>- Procedimentos mínimos para eficácia da Res 222 </li></ul><ul><li>- Possivelmente nova Resolução endereçando aspectos chave apontados pelo COEX </li></ul><ul><li>Revisão do cálculo do preço spot sob a égide da Res 222 </li></ul><ul><li>- Fixar ou não um “cap” para preço spot? </li></ul><ul><li>- Transparência do modelo NEWAVE - premissas e resultados </li></ul><ul><li>Implementação [gradual] das regras de mercado definitivas - na hipótese otimista ... </li></ul><ul><li>- AP 02/00 da ANEEL - Finalizar em meados de julho + 1 mês </li></ul><ul><li>- Setembro 00 - maioria das regras em operação, incluindo preço </li></ul><ul><li>- Janeiro 01 - inclusão do EC </li></ul><ul><li>- 2002 [?] - finalização de DESSEM e PREDESP </li></ul>
  14. 17. VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS (Continuação) <ul><li>Licitação para “compra” de capacidade (MW) </li></ul><ul><li>- Preocupação com altos níveis de LOLP e descrença nas forças de mercado (ou cultura de interferência nos preços) </li></ul><ul><li>- ONS definindo potência em caráter emergencial (MW) para ser licitada em 2001, 2002 e 2003 </li></ul><ul><li>- Licitação e contratação via MAE </li></ul><ul><li>- Recuperação de custos via ESS (D/Cs pagam a conta) </li></ul><ul><li>- “Aliviando” elevados valores de EC mostrados anteriormente </li></ul>
  15. 18. VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS (Continuação) HAVERÁ COMPETITIVIDADE NO MAE? PREÇO SPOT REFLETIRÁ CUSTOS MARGINAIS? <ul><li>Primeira pergunta é mais abrangente que o tema desta apresentação </li></ul><ul><li>- Hoje VN serve como balizador de preços de contratos (PPAs) </li></ul><ul><li>- O fim dos CIs deveria criar concorrência hidro-hidro se houver pulverização da geração (momento é na privatização) </li></ul><ul><li>- A abertura do mercado e clientes livres como compradores vai reduzir a importância relativa do VN (AP 10/99) </li></ul><ul><li>- Concorrência por contratos deve se tornar mais intensa </li></ul><ul><li>Preços refletindo custos marginais - pode ocorrer no médio prazo </li></ul><ul><li>- Aprimoramento do processo e modelos computacionais </li></ul><ul><li>- Liberdade para “bidding” de novas térmicas e DSB </li></ul><ul><li>- Definição de custos de racionamento e interrupção </li></ul>
  16. 19. VI - TENDÊNCIAS ESPERADAS (Continuação) HAVERÁ COMPETITIVIDADE NO MAE? PREÇO SPOT REFLETIRÁ CUSTOS MARGINAIS? <ul><li>E a mais longo prazo? </li></ul><ul><li>- Mudança para um sistema de pool menos rígido </li></ul><ul><li>- Substituição do MRE por um mecanismo de uso de água </li></ul><ul><li>- Ampliação de flexibilidade para bidding de hidros e térmicas </li></ul><ul><li>- Fim da energia assegurada - contratação livre sem “lastro- físico” </li></ul><ul><li>- Do lado da carga, comercializadores construindo a curva de demanda (via bidding) </li></ul><ul><li>- Mercado de futuros e derivativos de energia </li></ul><ul><li>- Preços de fato refletindo oferta e demanda </li></ul><ul><li>- Ponto de chegada: Nordpool </li></ul><ul><li>EM QUALQUER HORIZONTE, É PRECISO FREIOS NA TENTAÇÃO DE CONTROLE DE PREÇOS - CAPS, FLOORS, BANDAS, RAMPAS E OUTROS MECANISMOS PERVERSOS DE INTERFERÊNCIA </li></ul>

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