Contribuições da AES Brasil para a Consulta Pública 009/2014

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1 Contribuições da AES Brasil para a Consulta Pública 009/2014 Metodologia de cálculo dos valores máximo e mínimo do Preço de Liquidação das Diferenças PLD Primeiramente, a AES Brasil gostaria de externar sua posição quanto à necessidade de uma revisão mais ampla em vários pilares das regras setoriais a fim de se evitar a implementação de novas regras em função da conjuntura de mercado. Podemos citar a necessidade de se reavaliar o MRE como mecanismo de compartilhamento de risco hidrológico para que os geradores hidroelétricos tenham maior proteção quanto à sua exposição ao mercado que seja não gerenciável, por exemplo, quando há decisão de despacho térmico fora da ordem de mérito, que não forma preço e reduz o despacho dos geradores hidrolelétricos, expondo-os ao mercado de curto prazo a preços elevados. A seguir apresentamos as contribuições da AES Brasil sobre a metodologia de cálculo dos valores máximo e mínimo do PLD. 1. PLD mínimo A Nota Técnica nº 086/2014-SEM/ANEEL (Nota Técnica), de , a respeito do PLD, considera que o limite inferior deve corresponder ao valor da tarifa média final aplicável à energia das usinas sob regime de cotas, incluindo os tributos e encargos setoriais, entre eles a CFURH. Concordamos que tal valor é o que melhor reflete a previsão constante do artigo 57, 3º do Decreto 5.163/2004, pelo qual o PLD mínimo deve observar os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties. 2. PLD máximo 2.1. Preço e custo marginal Conforme o item 27 da Nota Técnica, a noção de preço como custo marginal tem sua origem no mercado em concorrência perfeita. Nesse mercado ideal, o preço dos produtos seriam impostos pelo mercado, sendo nenhum produtor capaz de interferir na formação do preço. Dessa forma, o produtor busca maximizar seu lucro, que é uma função de q: L(q) = R(q) C(q) Sendo: q = quantidade do produto produzido L(q)= Lucro em função de q R(q) = Receita em função de q

2 C(q) = custo em função de q Para encontrar o máximo da função L, deriva-se L em função de q, igualando-a a zero. No ponto de máximo a receita marginal é igual a custo marginal. Como a expressão da receita é dada por P*q (preço multiplicado pela quantidade vendida), a receita marginal é igual ao preço e é dessa forma que se chega à igualdade entre preço e custo marginal. É importante lembrar que em um mercado de concorrência perfeita: o Numerosos produtores e consumidores, negligenciáveis em termos individuais; o Os produtos das diferentes empresas são substitutos perfeitos; o Há simetria de informação; o Todas as empresas da indústria, tal como as que ponderam entrar na indústria, têm igual acesso à tecnologia e aos fatores de produção; o Não existem barreiras à entrada ou saída do mercado. No setor elétrico Brasileiro, a produção é planejada pelo operador do sistema que busca uma minimização de custo da operação no período de planejamento do sistema, considerando um nível de segurança de suprimento. Não é o mercado, mas o valor da água derivado do planejamento do operador do sistema que define o despacho térmico ótimo e o custo marginal de operação do sistema. O preço de liquidação das diferenças pode ser tratado como outro problema A resposta da demanda ao PLD O CMO é um pilar muito importante do setor elétrico brasileiro. Sua importância é fundamental no planejamento da operação e da expansão do sistema. O PLD por sua vez é fundamental para a operação comercial e financeira dos agentes do setor no âmbito da CCEE, onde as medições físicas de produção e consumo são contabilizadas e convertidas em receitas e despesas. Conforme o próprio item 33 da Nota Técnica, quando o PLD se eleva, a resposta do mercado não é generalizada e nem imediata. Apenas uma parte dos 25% do consumo, que está no mercado livre, responde rapidamente a uma grande elevação do PLD. Normalmente, esses são agentes que conseguem interromper sua produção, sem comprometer seus negócios A importância de se limitar o PLD máx

3 Com a evolução da matriz energética brasileira houve a perda da capacidade de regularização dos reservatórios. Em uma situação de hidrologia desfavorável, associada à perda de regularização, as consequências na operação do sistema serão: o As térmicas serão despachadas de maneira intensa e prolongada o que pode levar a eventual dificuldade das usinas em gerar a energia despachada; o Atraso do cronograma de manutenção das máquinas; o Aumento do PLD. A situação hidrológica desfavorável e consequentemente o elevado valor do PLD impactam os agentes que estão expostos ao mercado de curto prazo, dentre eles podemos citar: o As distribuidoras que estão descobertas devido às frustrações dos leilões, renovação das concessões e postergação da entrada em operação das usinas que venderam em leilão; o Os geradores hidroelétricos que não possuem recursos (água) suficientes para atender a demanda; o Os geradores que, em virtude da postergação da manutenção, podem ter o rendimento de suas usinas prejudicado ou mesmo parar de gerar por problema em seus equipamentos. Sendo assim, o PLD elevado pode gerar uma pressão financeira para as distribuidoras, clientes livres e geradores, podendo tornar seu negócio insustentável e levar determinadas empresas à falência. Na regulação da Austrália apresenta um preço chamado de preço teto administrado (APC Administered price Cap), item 38 da Nota Técnica, nota-se que sua função é exatamente controlar estresses financeiros substanciais devido à recorrência de preços elevados. Abaixo segue a citação e a fonte sobre a regulação australiana. The administered price provisions of the National Electricity Rules form an important component of the market safety net which operates to protect and sustain electricity trading during periods of sustained high prices. If market prices in a region rise to levels which are likely to cause substantial financial stress, then those prices are capped until they return to lower levels. This paper describes the operation of such administered price periods. AEMO Australian Energy Market Operator - Operation of the Administered Price Provisions in the National Electricity Market Prepared by: Electricity Market PerformanceO documento Nesse mesmo sentido, o trabalho de Nivalde de Castro e Roberto Brandão indica a importância de se evitar um estresse extremo no mercado de curto prazo quando os preços no MCP permanecem elevados por um período relevante. Abaixo segue a citação e a fonte do trabalho de Castro e Brandão.

4 O desenho legal e regulatório da comercialização da energia não permite uma alocação transparente e eficiente dos riscos financeiros associados a um eventual uso intenso do bloco de centrais termoelétricas. E os riscos financeiros relacionados à contratação de novos empreendimentos de geração não são devidamente medidos, permitindo a contratação de novos empreendimentos que introduzem novos riscos financeiros. [...] Para mitigar o risco financeiro do MCP é preciso encontrar soluções estruturais capazes de conter o volume de liquidações financeiras em situações de PLD muito alto. Há várias alternativas de alterações nas regras de comercialização de energia que podem ser sugeridas: i. Uma redução substancial no teto para o PLD é a forma mais simples de reduzir o volume financeiro transacionado no MCP em situação de stress hidrológico. [...] O Risco Financeiro de um Período Seco Prolongado para o Setor Elétrico Brasileiro Nivalde J. de Castro e Roberto Brandão 2.4. Os impactos de uma redução do PLD máximo na expansão do SIN Atualmente, no Brasil, o principal mecanismo de expansão são os leilões de energia no ACR, onde a lógica concorrencial se baseia na eficiência dos projetos. Tanto para os contratos de quantidade como de disponibilidade, a contratação de longo prazo em leilões é o principal apoio viabilizador dos projetos. Receitas remanescentes vinculadas com o mercado de curto prazo têm importância reduzida e não devem impactar a expansão de forma relevante. Aproveitamos a oportunidade para comentar que além da formação do PLD, outros mecanismos precisariam ser desenvolvidos para incentivar os consumidores livres a participarem mais ativamente da expansão do SIN, como por exemplo, a obrigatoriedade de comprovação de lastro mínimo obtido através de contratos de prazo superior a um ano. Outro ponto positivo da redução do PLD máximo para a expansão diz respeito à preparação e planejamento dos agentes do setor para um caso de estresse. Atualmente é difícil imaginar que investidores elaborem análises de teste de estresse relacionadas a atrasos nas obras admitindo PLD máximo por um período considerável. A baixa probabilidade desse cenário faz com que ele não seja considerado pelos investidores e agentes do setor. Com um PLD máximo menor, em torno de 400 R$/MWh por exemplo, um cenário de estresse parece mais provável e factível, e isso pode induzir investidores e agentes a simularem e se prepararem para um evento dessa proporção.

5 2.5. Custo para a sociedade e pagamentos na liquidação na CCEE No item 83 da Nota Técnica o custo de déficit é colocado como o preço mais elevado que a sociedade está disposta a pagar com custos de energia. O custo de déficit pode ser entendido no âmbito da decisão de corte de carga ou despacho de usinas térmicas. Não deve existir necessariamente uma relação do custo de déficit com o PLD máximo, contabilização e liquidação na CCEE. Em uma das propostas da ANEEL, o PLD máximo deveria assumir o valor do custo de déficit. O custo de disposição a pagar seria calculado com a ótica da sociedade, mas quem sofreria os efeitos do PLD máximo são os que estariam expostos ao MCP. Nesse caso, o custo que a sociedade estaria disposta a pagar seria arcado por um subgrupo da sociedade. Esse resultado pode gerar efeitos desproporcionais e não compatíveis com a própria metodologia de cálculo do custo de déficit. Os valores de liquidação ao PLD máximo igual ao custo de déficit seriam proibitivos, as amplitudes das transações na CCEE seriam ainda maiores do que temos hoje e certamente ameaçariam a estabilidade financeira do setor. Além disso, é importante lembrar que as distribuidoras também estiveram expostas negativamente ao PLD em 2014, principalmente no primeiro semestre. A diminuição do PLD máximo poderia aumentar o ESS, em contrapartida amenizaria as exposições negativas das distribuidoras. Esse pagamento mais alto de ESS funcionaria como um pagamento que a carga faz para evitar estresses e problemas financeiros sistêmicos refletidos na CCEE, e para se proteger de uma exposição negativa ao PLD ou um risco hidrológico elevado nas cotas (MP579). Para os consumidores livres, o aumento do ESS também funciona como uma proteção contra exposições extremas a PLD elevado. É importante lembrar também que com a nova metodologia de garantia financeira, um corte de contrato pode significar uma exposição relevante para os consumidores no ACL. O custo referente ao ESS foi abordado na Resolução n 3 de 6 de março de 2013 do Conselho Nacional de Política Energética que estabelece que: Art 2 Por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE, extraordinariamente e com o objetivo de garantir o suprimento energético, o ONS poderá, adicionalmente ao indicado pelos programas computacionais, despachar recursos energéticos ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados. Parágrafo 1 A decisão do CMSE deverá ser respaldada em estudo do ONS, cosolidado em Nota Técnica específica Além de autorizar apenas o CMSE a despachar térmicas por Segurança Energética, respaldado por uma Nota Técnica do ONS (tal documento nunca foi apresentado aos agentes), esta

6 Resolução determina a internalização de aversão a risco nos modelos computacionais de otimização da operação e de formação de preço, reduzindo a ocorrência de despachos de usinas termelétricas fora dos modelos e sinalizando uma melhor formação de preço. As medidas citadas acima indicam que com a melhora da afluência e recuperação do nível dos reservatórios, há a tendência de se reduzir drasticamente o despacho fora da ordem de mérito e consequentemente reduzir os custos associados a Segurança Energética. Uma das preocupações de alguns Agentes é que a redução do teto do PLD poderá acarretar um aumento do ESS gerado pelas usinas que estão despachadas por ordem de mérito (resultado da otimização dos modelos computacionais), porém que possuem CVU superior ao PLD Teto. Entretanto, fazendo uma análise do histórico do PLD do Sudeste, conforme mostrado abaixo, demonstra que há probabilidade menor do que 10% do PLD atingir valores superiores ao proposto nesta contribuição, em torno de R$ 400/MWh. No período em que o PLD foi superior a R$ 400/MWh o sistema elétrico já estava passando por período hidrológico bastante adverso. 800 Histórico de PLD Sudeste (R$/MWh) mai/01 out/01 mar/02 ago/02 jan/03 jun/03 nov/03 abr/04 set/04 fev/05 jul/05 dez/05 mai/06 out/06 mar/07 ago/07 jan/08 jun/08 nov/08 abr/09 set/09 fev/10 jul/10 dez/10 mai/11 out/11 mar/12 ago/12 jan/13 jun/13 nov/13 abr/14 set/14 Histórico de PLD Mensal Proposta - Limitar PLD Teto Histórico de PLD Anual 2.6. Proposta da AES Neste sentido, a proposta da AES para a alteração da metodologia para a definição do PLD máximo foi feita com base no custo médio do despacho térmico máximo. Acreditamos ser coerente considerar no cálculo do limite máximo do PLD o custo médio do despacho térmico máximo dado pela energia flexível, ou seja, energia despachada pelo ONS de forma a

7 complementar a geração hidráulica (modular). Seu cálculo é resultado da diferença entre a máxima disponibilidade energética e a energia inflexível das usinas térmicas. Na proposta, o PLD máximo seria calculado uma vez por ano, sendo resultado de uma média ponderada da energia flexível de cada usina térmica com o seu respectivo CVU de acordo com a seguinte fórmula: NT CVU i i= 1 j= 1 12 j= 1 12 ( Disp maxute ( Disp maxute InflexUTE InflexUTE ) Nhoras ) Nhoras j j Onde: NT: número total de térmicas modeladas individualmente no Newave CVU i : CVU da UTE i em R$/MWh DispmaxUTE : Disponibilidade máxima da UTE i no mês j DispmaxUTE : Disponibilidade máxima da UTE i no mês j Nhoras: Número de horas do mês j Considerando a aplicação da fórmula acima com dados das usinas térmicas do deck do Newave do PMO de setembro, nota-se que há baixa participação das térmicas com CVU elevado no critério de energia flexível. Assim, o custo calculado pela média ponderada do despacho máximo de energia flexível seria próximo a R$400/MWh Conclusão Com relação ao tema desta Consulta Pública, há que se considerar que preços teto elevados, que não representem o equilíbrio, podem aumentar a pressão financeira no setor ao considerar exposições, penalidades e recomposições de lastro em valores muito elevados criando uma situação insustentável e aumentando a probabilidade de um risco sistêmico. A AES Brasil propõe a alteração do PLD máximo, sendo calculado pela média do custo do despacho máximo da energia flexível. Entendemos que tal proposta trará os seguintes benefícios: o Redução da volatilidade do PLD; o Melhora na previsibilidade do PLD; o Facilidade do empreendedor em avaliar o Risco/Retorno de seu investimento; o Maior segurança para o fluxo de caixa do gerador e distribuidoras.

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