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Cartagena, 2011
El sistema de las Subastas
en el Brasil
Edvaldo Santana - ANEEL
Contenido
• Visión general: Subastas y Contratos
• Visión general: El Sistema de Subastas• Ejemplos de Subastas
– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010
– 10ª Subasta de Ajuste
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Presentación del Tema
• Visión general:Subastas y Contratos
• Visión general: El Sistema de Subastas
• Ejemplos de Subastas– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)
– Subasta A-5 2010 – 10ª Subasta de Ajuste
3
4
Licitación: Subastas
“Una subasta es una institución de mercado con un
conjunto de reglas explícitas determinando una
destinación de recursos y precios en base a las
ofertas de los participantes del mercado.”
(McAfee & McMillan 1987)
Subasta Vendedores Compradores
de demanda 1 m
de oferta n 1
duplo n m
5
Taxonomía de Subastas
Sobre cerrado primer precio*
Vickrey
holandés inglés Call market CDA
1°pr
ecio 2°
precio
cerrad
o
abierto
ascendente
desc
ende
nte
sim
ple
doble
abierto
cerrad
o
(Wurman et al. 2001)
CDA: Continuous Double Auction
* FPSB: first price sealed bid
6
Subastas del Sector Eléctrico Brasileño
• Subastas de Líneas de Transmisión
• Subastas organizadas pelo MAE– Subastas de Certificados (2001-2002)
– Subasta de Venda de Energía (2002)
– Subasta de Excedentes (2003)
– Subastas de Compra de Energía (2003-2004)
• Subastas CCEE/ANEEL– Subastas de Energía Existente (9 Subastas desde 2004) – Subastas de Ajuste (10 Subastas desde 2005)– Subastas de Energía Nova (11 Subastas desde 2005)– Subastas de Fuentes Alternativas (2 Subastas 2007/2010)– Subastas de Energía de Reserva (3 Subastas desde 2008)
• Subastas organizadas por agentes– Subastas (reversas) de Compra de Energía
– Subastas de Venda de Energía
– Subastas de Contratos de Corto Plazo (BMF)
Generador
Consumidores no libres
Consumidores no libres
Consumidores libres y especiales
Consumidores libres
Generador GeneradorGenerador
incentivado
Distribuidor Distribuidor Comercializadores
Subastas Reguladas
Modelo de Comprador Único
Precios de mercadoTarifa Regulada
Mercado libre
Modelo del Sector Eléctrico Brasileño
8
Comercialización en el ACR (Ambiente de
Contratación Regulada) con Subasta
� Distribuidoras: deben garantizar 100% de contratación por medio de subastas realizadas por la ANEEL – Conforme definido en Ley de 2004
� Pero, la obligación de subastas ya existía desde 2002
� La ANEEL hace subastas desde 2002
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Comercialización en el ACR sin subasta
• Sin necesidad de subasta:– Generación distribuida (GD)
• Energía proveniente de agentes conectados directamente al sistema de distribución del comprador, excepto:
– UHE > 30 MW– UTE con eficiencia < 75%
» Excepto biomasa y residuo de proceso• Llamada pública• Montante total ≤ 10% de la carga• Atraso: comprador compra en el spot
– 1ª etapa del PROINFA– Itaipu
10
Subastas de ajuste
Contratos (Q): hasta 2 años
Nuevos emprendimientos
Contratos (Q/D): 15 a 30 años
�A-5 �A-3
Subastas de Energía
Emprendimientos existentes
Contratos (Q/D): 3 a 15 años
�A-1
Fuentes alternativas
Contratos (Q/D): 10 a 30 años
�A
Año de inicio
de la disponibilidad
Q: CCEAR por cantidad
D: CCEAR por disponibilidad
11
Subastas en el ACR
Subastas en el ACR
(inclusive importación y fuentes alternativas)
� Emprendimientos Nuevos
� Sin acto de otorga
� Ampliación (aumento de capacidad)
� Autorizados
� que no hayan entrado en operación comercial
� Concesiones (oriundas del Sistema Aislado)
� que no hayan entrado en operación comercial
� Emprendimientos Existentes
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Modalidades y Duración de los Contratos
� Contrato por cantidad
�Riesgo hidrológico es asumido por los generadores (vendedores)
� Contrato por disponibilidad
�Riesgo hidrológico es asumido por las distribuidoras (compradores)
�El riesgo es transferido a la tarifa de los consumidores finales
� Emprendimientos Existentes
�Entrega en el año subsecuente
�Duración: de 3 a 15 años
� Emprendimientos Nuevos
�Entrega en el 3º o en el 5º año
�Duración: de 15 a 30 años
� Fuentes Alternativas
�Duración: de 10 a 30 años
13
� Usinas en operación, comercializadores, importadores
� Subasta de Energía Existente: A-1
� realizada en el último día útil de noviembre (Portaría MME nº 305/2006)
� entrega de la energía a partir de enero del año subsecuente
(ej. A-1 realizado en 2010 → entrega a partir de 01/01/2011)
� A-1/2010: Pliego aprobado por ANEEL en 03/11/2010
� CCEARs por cantidad y por disponibilidad (3 años)
� Subasta de Ajuste: una o más Subastas por año
� Ajustar los contratos al mercado en realización
� Contratación limitada a 1% del mercado
�Resolución Normativa nº 411, de 28/09/2010
Subastas de Energía: A-1 y Ajuste
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� Energía Nueva (Dec. 5.163/2004)
� Otorga de nuevos emprendimientos:
� nuevas usinas, ampliaciones, importación, autorizados, concesiones SI
� A-3: plazo de construcción máximo tres años
(ej. A-3 realizado en 2009 → entrega a partir de 01/01/2012)
� A-5: plazo de construcción máximo cinco años
(ej. A-5 realizado en 2010 → entrega a partir de 01/01/2015)
� A-3/A-5: Estratégicos (CNPE): Complejo Madeira / Belo Monte
� Fuentes Alternativas (A-1 a A-5): PCH, biomasa, eólica
� emprendimientos nuevos o existentes (Dec. 6.048/2007)
� Energía de Reserva (Dec. 6.353/2008)
� nuevas usinas, ampliaciones, aumento de energía
Subastas de Energía Nueva y de Reserva
Año A: año de inicio del servicio (entrega simbólica de la energía)
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� Vencedores de las Subastas de Energía Nueva A-5, A-3 e LFA
� Otorga para construir una usina y operarla por 35 años (PIE: productor independiente de energía)
� Contratos de Comercialización de Energía en el Ambiente Regulado (CCEAR) con las distribuidoras
“matriz” de vendedores X compradores: mitiga riesgos
� Energía proveniente de hidroeléctricas (UHE, PCH)
� CCEAR de 30 años por cantidad
� Energía proveniente de eólicas y termoeléctricas (combustibles fósiles o biomasa)
� CCEAR de 15/20 años por disponibilidad
Vencedores de las Subastas
16
Resultado A-5/2010 (3 Vendedores X 27 Compradores)
Vendedor
Comprador Ferreira Gomes Colider Garibaldi %
AMAZONAS ENERGIA 1.156.695,144 1.377.018,012 638.936,364 4,2%
BANDEIRANTE 842.221,034 1.002.644,092 465.226,848 3,0%
CAIUA 106.763,734 127.099,674 58.974,246 0,4%
CEAL 711.797,336 847.377,782 393.183,278 2,6%
CEB D 1.049.911,834 1.249.895,048 579.951,310 3,8%
CELESC DIST 825.122,384 982.288,568 455.781,892 3,0%
CELPA 889.756,456 1.059.233,904 491.484,518 3,2%
CELPE 1.459.202,164 1.737.145,436 806.035,476 5,3%
CEMIG D 3.950.531,988 4.703.014,248 2.182.198,614 14,3%
CEPISA 355.898,672 423.688,880 196.591,628 1,3%
CNEE 195.743,294 233.027,720 108.124,866 0,7%
COELBA 3.825.964,504 4.554.719,656 2.113.389,926 13,9%
COELCE 1.423.614,240 1.694.778,846 786.377,394 5,2%
COSERN 302.507,028 360.127,410 167.099,112 1,1%
CPFL PAULISTA 1.719.442,394 2.046.955,218 949.787,230 6,2%
CPFL PIRATININGA 912.182,524 1.085.931,582 503.872,256 3,3%
CPFL STA CRUZ 119.573,006 142.348,846 66.049,866 0,4%
ELEKTRO 1.014.323,902 1.207.528,488 560.293,206 3,7%
ELETROACRE 1.277.658,788 1.521.022,318 705.754,370 4,6%
ELETROPAULO 2.954.011,798 3.516.680,736 1.631.739,842 10,7%
ENERGISA BO 53.391,666 63.561,508 29.492,538 0,2%
ENERGISA MG 71.175,818 84.733,114 39.316,164 0,3%
ENERGISA PB 320.310,748 381.322,334 176.933,568 1,2%
ENERGISA SE 284.722,854 338.955,766 157.275,486 1,0%
ESCELSA 555.245,790 661.006,886 306.707,212 2,0%
LIGHT SESA 1.022.843,864 1.217.671,268 564.999,468 3,7%
PARANAPANEMA D 213.547,036 254.222,660 117.959,322 0,8%
TOTAL 27.614.160,000 32.874.000,000 15.253.536,000
� Objeto: compra y venta de energía contratada con potencia asociada
� Modalidad: Cantidad o Disponibilidad
� Vigencia y Período de las entregas
� Obligaciones de las Partes
� Montantes Contratados
� Cesión y Reducción (MCSD):
� A-1 (Q), Madeira / Belo Monte, A-3 (GN)
� Precio y Recaudación de la Venta
� Forma de Pago / Mora
� Resolución (rescisión) / Indemnización
� Solución de Controversias: Convención Arbitral
� Caso Fortuito e Fuerza Mayor17
Estructura de los CCEAR
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� Vendedor es responsable por la producción de la energía garantizada de la usina, en general una UHE o una PCH
� Riesgos hidrológicos los asumen los generadores
MRE mitiga riesgos
� Al haber atraso de entrada en operación comercial el vendedor debe comprar contratos nuevos
“límite de transferencia” para los compradores (REN nº 165/2005)
� Vendedor entrega la energía en el mercado local de la usina
� Diferencia de precios entre mercados locales es asumida por el comprador
CCEAR por Cantidad
UHE: usina hidroeléctricaPCH: pequeña central hidroeléctrica (< 30 MW)MRE: Mecanismo de Redistribución de Energía
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� Vendedor es responsable por mantener una cierta capacidad disponible (generalmente de UTEs) remunerada por recaudación fija (RF)
� Riesgos hidrológicos los asumen los compradores
� Cuando PLD < CVU de la UTE
� el ONS no despacha la UTE, las distribuidoras compran energía contratada en el mercado spot (mercado de corto plazo)
� Cuando PLD ≥ CVU de la UTE
� el ONS despacha la UTE (potencia P > energía contratada EC)
� las distribuidoras pagan CVU y “venden” en el mercado spot
� diferencia (P-EC) * (PLD – CVU) revertida para modicidad tarifaria
� Funciona como “opción” al CVU de la usina contratada
CCEAR por Disponibilidad
UTE: Usina TermoeléctricaPLD: precio de liquidación de diferencias (spot)CVU: costo variable unitario
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CCEAR por disponibilidade
PLDmínPLDmáx
Custo de aquisição de
energia (R$/MWh)
RF + PLDmín
RF + CVU
CVU
PLD
Custo do CCEARdisp(R$/MWh)
PLD
(R$/MWh)
Costo de adquisición de energía CCEAR por disponibilidad*
* Fonte: Nota Técnica nº 074/2008-SEM/ANEEL
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� ICB sirve para la ordenación económica de UTEs
� criterio de contratación: CCEARs por disponibilidad
� O ICB (R$/MWh) se compara con los precios (ofertas) de las hidroeléctricas
ICB: Índice de Costo Beneficio
kKNhorasQL
RFICB
kNhorasGF
CECCOP
NhorasQL
RFICB
FísicaGarantía
zoCortoEconómicoCostoEOperaciónCostoEFijosCostosICB
∆++=
∆++
+=
++=
*
**
)Pla()(
ICB: índice costo beneficio - R$/MWh
RF: Recaudación Fija - R$/ano
QL: cantidad de lotes (de 1 MW medio) negociados
COP: valor esperado del costo de operación (R$/ano)
CEC: valor esperado del costo económico de corto plazo (R$/ano)
∆k: solamente para UTEs a GNL (gas natural líquido)
GF: Garantía Física de la usina (MW medios)
Nhoras: 8.760 horas/ano
22
� Generación de UTEs
� Si CMO ≥ CVU
�Generación = Disponibilidad
� CMO < CVU
�Generación = Inflexibilidad
ICB: COP e CEC
COP: valor esperado del costo de
operación (R$/ano)
CEC: valor esperado del costo
económico de corto plazo (R$/ano)
CMO: costo marginal de operación,
limitado a PLD mínimo e máximo
CVU: costo variable unitario
GF: Garantía Física de la central
(MW medios)
nhoras: horas/mes
M: total de meses, ej. 86
C: total de escenarios, ej. 2000
TEIF, IP: indisponibilidad
Disponibilidad = Potencia * FCmax * (1-TEIF)*(1-IP)
12**
*)(*
12**
*)(*
1 1
,
,,,,
1 1
,
,,
CM
CEC
CEC
nhorasGeraGFCMOCEC
CM
COP
COP
nhorasInflexGeraCVUCOP
M
m
C
c
mc
mmcmcsmc
M
m
C
c
mc
mmmcmc
∑∑
∑∑
= =
= =
=
−=
=
−=
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Ejemplo: Cálculo COP/CEC
• PDEE aprobado– 2007-2016– Serie de CMOs*
– de 2009 a 2016 • M = 8 * 12 meses
– 2000 series• ICB (precio máximo)
– R$ 146,00 / MWh
Sub mercado: SE Usina A Usina B
Potencia (MW)
TEIF/IP (%)
212,6
2% / 4%
212,6
2% / 4%
Disponibilidad (MW) 200 200
Inflexibilidad (MW) 0 0
Garantía Física(MWmed)
97,8 123,8
Lotes (no CG) 95 120
CVU (R$/MWh) 250,62
(44% PLDmáx)
185,60
K (R$/MWh) 65,90 62,24
ICB – K (R$/MWh) 80,10 83,76
RF (R$/ano) 66.659.220 88.048.512*: limitados a PLD min/máx
Presentación del Tema
• Visión general: Subastas y Contratos• Visión general:
El Sistema de Subastas• Ejemplos de subastas
– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010
– 10ª Subasta de Ajuste
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Subastas de Energía Nueva: Publicación del Pliego
• MME define realización de la subasta
– Directrices (duración y modalidades de contratos)
– Procedimientos de la subasta
• Audiencia Pública
– mínimo 2 meses antes de la subasta
– Pliego y CCEAR
• Al menos 30 días antes de la realización de la subasta, publicado el PLIEGO conteniendo:
– UHEs > 50 MW (solamente para A-5)
– Precios de los productos
– Minutas de los contratos (concesión, CCEAR, CCG)
– Conjuntos de 10 TUSTs
• tarifas de uso del sistema de transmisión
• para usinas con acceso a la Red Básica >230kV
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Etapas previas a la subasta: Compradores
– Subasta simples (versus subasta doble)
– Demanda: “pasiva”
– previsión de demanda até 1º agosto • art. 17 Dec. 5.163/2004
– atendimiento a la totalidad de la carga (art. 18 Dec. 5.163/2004)
– Declaración de necesidad al MME
• Limites de transferencia para la tarifa
– Inscripción “tácita” y aporte de garantía financiera
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� Subasta comienza con el Pmax de cada producto (simultáneos)
� Vendedores definen sus ofertas de cantidades (Ql), en lotes (ej. 1 MW medio)
� Si ∑ Ql > D0,p
� Entonces P1 = Pmax - ∆1 (decremento), en R$/MWh
� Vendedores deciden si aceptan o no el precio nuevo, manteniendo o reduciendo sus ofertas (cantidades)
� Si el nuevo ∑ Ql > D0,p
� Entonces P2 = P1 - ∆2
� Y así sucesivamente, hasta que ∑ Ql ≤ D0,p
� Entonces, se solicitan nuevas propuestas de precio a cada vendedor (en R$/MWh o R$/ano convertido en R$/MWh)
� Ofertas son ordenadas, para cada producto, del menor para el mayor precio, hasta atender completamente a la demanda del producto
� Los precios de los contratos serán los precios de las ofertas vencedoras
� Rateo de la energía (proporcional a la demanda de cada comprador)
Procedimientos de Subastas de Energía
producto p: hidro u otras fuentes
vueltas uniformes
vueltadiscriminatoria
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Procedimientos de Subastas de Energía:Vueltas Uniformes
Precio (R$/MWh)
Cantidad (MW medios)
p1=pmax
p2
p3
p4
p5
p6
p7
p8
p9
Subastas de energía:Subasta reversa (subastador es comprador)
Vueltas uniformes:Subasta clock holandés(precio decreciente)
D SD
D: Demanda
SD: Sobre Demanda
29
Procedimiento de Subastas de Energía:Vuelta Discriminatória
Preço (R$/MWh)
Quantidade (MW médios)
p8
Vuelta discriminatoria:Subasta de sobre cerradoa precio discriminatorio
D SD
D: Demanda
SD: SobreDemanda
30
Etapas “post subasta” (Energía Nueva)
� Habilitación de los Vencedores por ANEEL
� Homologación y Adjudicación
�Directorio de ANEEL
� Aportar la Garantía de Fiel Cumplimiento (10% de la inversión)
� puede ser ejecutada en caso de atraso del cronograma
� Emisión de Otorga de la usina (MME)
� Firma CCEAR� compradores y vendedores
� firma biométrica CCEE
� garantía financiera es ejecutada si CCEAR no es firmado
� Homologación del CCEAR por ANEEL
Resultados: Subastas de Energía Existente
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Resultados: Subastas de Energía Nueva
32
Resultado: Subastas de Energía de Reserva
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Presentación del Tema
• Visión general: Subastas y Contratos
• Visión general: El Sistema de Subastas
• Ejemplos de Subastas– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010 – 10ª Subasta de Ajuste
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Incentivos Incentivos tariftarifááriosrios
Leilões Leilões especespecííficosficos
CriaCriaçção de ão de ICGsICGs
OperaOperaçção do ão do mercadomercado
ReduReduçção dos ão dos riscosriscos
Capacidade Capacidade empresarialempresarial
ExpansãoExpansão
Fontes Alternativas: VariFontes Alternativas: Variááveis relevantesveis relevantes
�� Os Consumidores Incentivados Os Consumidores Incentivados –– ““EspeciaisEspeciais”” -- 20032003
�� Compram energia de fontes renovCompram energia de fontes renovááveisveis
�� Quais são as fontes renovQuais são as fontes renovááveis?veis?
�� PCHs, Biomassa e EPCHs, Biomassa e Eóólicalica
�� Energia injetada na Rede Energia injetada na Rede ≤≤ 30 MW30 MW
�� Quais são os consumidores?Quais são os consumidores?
�� Carga acima de 500 kWCarga acima de 500 kW
�� Devem pertencer ao sistema interligadoDevem pertencer ao sistema interligado
�� São tratados como consumidores livresSão tratados como consumidores livres
�� A comercializaA comercializaçção pode ser para grupos de consumidoresão pode ser para grupos de consumidores
�� Quais são os benefQuais são os benefíícios?cios?
�� Usina tem desconto de 50% nos custos do uso da RedeUsina tem desconto de 50% nos custos do uso da Rede
�� Consumidor tem desconto de 50% nos custos do uso da RedeConsumidor tem desconto de 50% nos custos do uso da Rede
�� Incentivo muito relevante, dadas as respostasIncentivo muito relevante, dadas as respostas
Incentivo criado em 2003Incentivo criado em 2003
�� Quem paga o subsQuem paga o subsíídio?dio?
�� (1) Depende da (1) Depende da áárea de concessão e do ponto de conexão da usinarea de concessão e do ponto de conexão da usina
�� Se a Usina Se a Usina éé conectada na Rede Bconectada na Rede Báásica (sica (≥≥ 230 kV), pagam todos 230 kV), pagam todos usuusuáários da Rederios da Rede
�� Se a Usina Se a Usina éé conectada na rede de distribuiconectada na rede de distribuiçção (< 230 kV) pagam os ão (< 230 kV) pagam os consumidores da distribuidoraconsumidores da distribuidora
�� As conexões são, em grande maioria, em redes de distribuiAs conexões são, em grande maioria, em redes de distribuiççãoão
�� HHáá uma concentrauma concentraçção em poucas distribuidorasão em poucas distribuidoras
�� (2) Depende da (2) Depende da áárea de concessão e do ponto de conexão da cargarea de concessão e do ponto de conexão da carga
�� Toda a carga estToda a carga estáá na rede de distribuina rede de distribuiççãoão
�� Quase 60% da carga Quase 60% da carga ““especialespecial”” estão em São Pauloestão em São Paulo
�� Alguns consumidores (que subsidiam) possuem custos bem Alguns consumidores (que subsidiam) possuem custos bem maiores maiores
Incentivo criado em 2003Incentivo criado em 2003
BIO_CANA(2008) X MLT (SE)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%JA
N
FE
V
MA
R
AB
R
MA
I
JU
N
JU
L
AG
O
SE
T
OU
T
NO
V
DE
Z
mês
%_m
édia
MLT_SE/CO
BIO_CANA_SE(2008)
Complementação com Hidráulica
ConsequênciaConsequência
Capacidade Instalada Capacidade Instalada 20092009 20032003
PCH 3.300 MW 1.1PCH 3.300 MW 1.184 MW 84 MW 179%179%
Biomassa Biomassa 5.150 MW 5.150 MW 2.170 MW 2.170 MW 137%137%
EOL 480 MW EOL 480 MW 24 MW 1900%24 MW 1900%
Total 8.930 MW 3Total 8.930 MW 3.378 MW.378 MW
AtAtéé 2013 2013
Potência Potência 20102010 2011 2011 20122012 20132013
PCH 3.950 MW 4.350 MW 4.600 MW 5.PCH 3.950 MW 4.350 MW 4.600 MW 5.100 MW100 MW
Biomassa Biomassa 7.300 MW 7.300 MW 8.620 MW 9.100 MW 8.620 MW 9.100 MW 9.500 MW9.500 MW
EOL 840 MW 1.100 MW 2.600 MW EOL 840 MW 1.100 MW 2.600 MW 3.800 MW3.800 MW
Total 12.090 MW 14.070 MW 16.300 MW 18.2Total 12.090 MW 14.070 MW 16.300 MW 18.200 MW00 MW
Em dezembro de 2010 havia uma carga Em dezembro de 2010 havia uma carga ““especialespecial”” de de 1.500 MW1.500 MW
Em 2003 essa carga era praticamente nula Em 2003 essa carga era praticamente nula
Montante Outorgado
ΣΣΣΣ = 165.439 MW
TOTAL OUTORGADO (MW, inclusive as que não iniciaram construção)
(ANEEL, 05/2011)
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
mCH UEE PCH BIO
Em Operação 691 1.006 3.580 6.583
Obra Iniciada 1 928 691 1.929
Obra não Iniciada 44 3.537 2.076 1.916
(ANEEL, 05/2011)
E mais:
2 usinas fotoelétricas: de 20 kW em operação (RO), e de 5 MW outorgada (CE)
1 usina undi-elétrica de 50 kW outorgada (CE)
Total: 7.573
Total: 3.549
Total: 11.860
Total: 6.347
Total: 10.428
Total: 736
Total: 5.471
Situação das outorgas para fontes alternativas
Montante Outorgado
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Lic. Neg.
Arroz(Casca)
Cana(Bagaço
)
Madeira(Res)
Biogás
Carvão
Vegetal
Capim
Elefante
Total
Em Operação 1.193 31 4.986 303 45 25 0 6.583
Obra Iniciada 0 4 1.802 73 20 0 30 1.929
Obra não Iniciada 0 14 1.797 93 10 2 0 1.916
(ANEEL, 05/2011)
1.193
47
8.585
46975 27 30
Situação das outorgas para biomassa
Montante Outorgado
10.428
2ª Subasta de Fuentes Alternativas
Emprendimiento Modalidad del CCEAR
Inicio de disponibilidad
Plazo de duración
PCH Cantidad 01/01/2013 30 años
Biomasa y Eólica
Disponibilidad 01/01/2013 20 años
solamente Eólica:
resarcimiento de la Recaudación Fija al comprador se:
a) generación media anual inferior a 90% de lo contratado;b) generación media cuatrienal inferior a los valores contratados
Resarcimiento Anual
Resarcimiento anual
CCEAR disponibilidad: exposición en el MCP del comprador
Venta MCPCompra MCP
ECa
Resarcimiento cuatrienal
ress_q
ECa
90% ECa
Resarcimiento cuatrienal
sobra vendedor
ECa
90%ECa
No hay resarcimiento cuatrienal
Resarcimiento cuatrienal
Sobra
vendedor
ECa
90%ECa
No hay resarcimiento cuatrienal
2ª Subasta de Fuentes Alternativas
• Realizada en 2010, entrega: 2013 (A-3)
• Sistema vía internet
• 2 productos simultáneos:
– CCEAR cantidad: PCHs
• Oferta precio R$/MWh
– CCEAR disponibilidad: EOL e BIO
• competición entre dos fuentes
• Oferta recaudación fija R$/año → PEQ R$/MWh
– Destinación de la demanda
• Proporcional a la oferta de la 1ª vuelta uniforme 50
2ª Subasta de Fuentes Alternativas
• Subasta simultánea– Vueltas uniformes (precio decreciente c/ clock)
– Competición entre productos por la demanda
• PCH versus EOL / BIO (1ª vuelta uniforme)
– Competición directa entre fuentes del mismo producto
• BIO y EOL
• Vuelta discriminatoria sincronizada al término de las vueltas uniformes de los dos productos
– “Sobre cerrado” precio discriminatorio
• Rateo de la energía proporcional a la demanda51
∝
2ª Subasta de Fuentes Alternativas: Resultado
52
Fuente PCH BIO EOL Total
Usinas 5 1 50 56
Potencia (MW) 101 65 1.519,6 1.685,6
Garantía Física (Mwmed)
62,4 36,5 658,5 757,4
Energía Contratada (MWmed)
48,1 22,3 643,9 714,3
Precio (R$/MWh)* 152,19 142,80 138,85 145,23
Precio (US$/MWh)** 91,13 85,51 83,14 86,97
Inversión (106 R$) 588,2 98,3 6.474,0 7.160,5
* Precio reajustado por el índice de inflación
** 1 US$ = R$ 1,67
2ª Subasta de Fuentes Alternativas: Resultado
53
Contratación de Eólicas en Subastas
54
Fuente Total
Usinas 141
Potencia (MW) 1.685,6
Garantía Física (Mwmed)
757,4
Energía Contratada (MWmed)
714,3
Precio (R$/MWh)* 145,23
Precio (US$/MWh)** 86,97
Inversión (106 R$) 7.160,5
Presentación del Tema
• Visión general: Subastas y Contratos
• Visión general: El Sistema de Subastas
• Ejemplos de Subastas– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)
– Subasta A-5 2010 – 10ª Subasta de Ajuste
55
Subastas A-5 de 2010
• Realizadas 2 Subastas “A-5” em 2010
– CCEAR cantidad 30 años
– Inicio de la disponibilidad en 01/01/2015
– Sistema vía internet
– 30/07/2010: 3 UHEs
• Ferreira Gomes, Colíder e Garibaldi
– 17/12/2010: 4 UHEs
• Teles Pires, Estreito, Cachoeira,
Santo Antônio do Jari*
• 2 UHEs sin licencia ambiental: Sinop, Ribeiro Gonçalves
56
* UHE con contrato de concesión
Subastas A-5 de 2010: 1ª Fase
• Cada UHE es disputada en la 1ª fase
• UHEs son licitadas secuencialmente
– Orden desconocida a priori y definida por el MME
• Participan emprendedores que se inscribieron (formación del consorcio) y aportaran garantía de participación (1% de la inversión)
• Un precio inicial (techo) para cada UHE
– Definido por MME/EPE y público (PLIEGO)
• Participantes presentan oferta limitada al precio inicial (“Sobre cerrado”)
57
Subastas A-5 de 2010: 1ª Fase
• Caso diferencia entre la menor oferta (precio) y las demás sea superior a 5%, vencedor es el emprendedor que ofreció el menor precio
• Caso haya otras ofertas de precio dentro del intervalo de 5% en relación al menor precio, emprendedores que presentaron esas ofertas disputan la UHE en etapa continua
• Ofrecimiento continuo de ofertas desde que atiendan el decrecimiento mínimo
• Pasado un lapso definido (ej. 5 minutos) sin presentación de ofertas, vencedora es la última oferta
58
Subastas A-5 de 2010: Definición Energía Destinada al ACR
• Al terminar la 1ª Fase, el vencedor de cada UHE (derecho de participación) define la parcela de la energía destinada al ACR (distribuidoras)
• Debe ser respetado porcentual mínimo público (PLIEGO), ej. 70%
• Esa definición establece el montante de energía que será comercializado con los compradores y el número de lotes (de 1 MW medio) para la 2ª Fase
59
Subastas A-5 de 2010: 2ª Fase
• Disputan la 2ª Fase:
– Vencedores de la 1ª Fase
– PCH e UHE con contrato de concesión (caso 2)
• Una única rodada discriminatoria– sobre cerrado a precio discriminatorio
• Cada vencedor de la 1ª Fase ofrece un precio asociado a la cantidad ya definida, limitado al precio con el cual se le declaró vencedor
• Cada proponente (PCH/UHE caso 2) presenta una oferta (cantidad, precio), precio limitado a un precio tope
• Ofertas ordenadas por precio hasta atender demanda60
Subastas A-5 de 2010: Resultados
61
A-5 jul/2010 PCH UHE Total
Usinas 4 3 7
Potência (MW) 79 729,9 808,9
Energia Contratada (MWmed)
39 288 327
Preço (R$/MWh)* 159,72 95,36 103,04
Preço (US$/MWh)** 95,64 57,10 61,70
* Preço reajustado pelo índice de inflação
** 1 US$ = R$ 1,67
A-5 dez/2010 UHE Total
Usinas 2 2
Potência (MW) 2.120 2.120
Energia Contratada (MWmed)
968 968
Preço (R$/MWh)* 67,87 67,87
Preço (US$/MWh)** 40,64 40,64
Presentación del Tema
• Visión general: Subastas y Contratos
• Visión general: El Sistema de Subastas
• Ejemplos de Subastas– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010
– 10ª Subasta de Ajuste
62
10ª Subasta de Ajuste
• Demanda limitada a 1% del mercado de las distribuidoras
• Demanda agregada en los 4 mercados:
N, NE, SE/CO, S
• Subasta simultánea para los 8 productos
– Producto 4 meses X 4 mercados
– Producto 10 meses X 4 mercados
• Subasta ascendente
• Precio inicial: PLD mínimo = R$ 12,08/MWh
• Precio máximo: VR=R$151,20/MWh ($90,54/MWh)
– VR: Valor de Referencia: precio medio energía nueva63
10ª Subasta de Ajuste
• Mientras oferta en cada producto es inferior a la demanda, nuevas vueltas uniformes con aumento de precio
• Ofertas de cantidad presentadas e aceptadas a un determinado precio son firmes
• Caso la oferta sea superior a la demanda, hay una vuelta discriminatoria para aquel producto
– Demás productos “suspendidos”
– Ofertas limitadas al precio de la última vuelta
– Ofertas ordenadas por precio hasta atender demanda
– Oferta no aceptada de un producto libera oferta64
10ª Subasta de Ajuste
Resultado
• 17 distribuidoras
– 10 meses: 4 mercados regionales
– 4 meses: 3 mercados regionales
• 12 vendedores
• 183,43 MW medios
• Precio medio: R$ 109,84/MWh
(descuento -27,4%)
– US$ 65,77 / MWh
65
10ª Subasta de Ajuste: Vendedores
66
SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J”
Brasília – DF – 70830-030
TEL. 55 (61) 2192 8600
Ouvidoria: 144
www.aneel.gov.br