El sistema de las Subastas en el Brasil - simsee.org · 4 Licitación: Subastas “Una subasta es...

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

2

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

9

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


�A-1

Fuentes alternativas


�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

12

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


� Fuentes Alternativas


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

14

� 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


� A-5: plazo de construcción máximo cinco años


� 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)

15

� 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

18

� 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

19

� 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

20

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

21

� 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

∑∑

∑∑

= =

= =

=

−=

=

−=

23

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


• Visión general: Subastas y Contratos• Visión general:

El Sistema de Subastas• Ejemplos de subastas

– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010


24

25

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

26

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

27

� 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

28

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

31

Resultados: Subastas de Energía Nueva

32

Resultado: Subastas de Energía de Reserva

33




• Ejemplos de Subastas– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010 – 10ª Subasta de Ajuste

34

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


sobra vendedor

ECa

90%ECa

No hay resarcimiento cuatrienal


Sobra

vendedor

ECa

90%ECa

No hay resarcimiento cuatrienal


• 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


• 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




• 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


• 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


• 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




• Ejemplos de Subastas– Subasta de Fuentes Alternativas (A-3)– Subasta A-5 2010


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


• 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


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

El sistema de las Subastas en el Brasil - simsee.org · 4 Licitación: Subastas “Una subasta es...

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