Proposta de Aprimoramento Estrutural para o MRE. Reunião ABRAGE 29/11/2017

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1 Proposta de Aprimoramento Estrutural para o MRE Reunião ABRAGE 29/11/2017

2 Objetivos da Proposta Consequências esperadas do aprimoramento estrutural proposto: desjudicialização permanente do GSF; reequilíbrio da alocação de riscos no setor elétrico; percepção reduzida de riscos para novos empreendimentos; blindagem definitiva comercial das decisões de planejamento e operação; fim das discussões e possibilidade de revogação de regulamentos diversos, tais como: repactuação do risco hidrológico; GFOM e importação; resposta à demanda; energia de reserva, e outras.

3 MRE O Mecanismo de Realocação de Energia - MRE foi estabelecido pelo Decreto nº 2.655/98 e regulamentado pela Resolução ANEEL nº 249/98, com o objetivo de compartilhar entre as usinas hidráulicas os riscos hidrológicos. O MRE é um mecanismo financeiro de compartilhamento do risco hidrológico, associado à otimização do sistema hidrotérmico através de um despacho centralizado. À época do estabelecimento do MRE, a geração hidráulica correspondia a aproximadamente 90% da geração total do sistema. No RESEB tinha-se em mente a manutenção de investimentos em fontes hidráulicas, o que manteria sua predominância na matriz energética.

4 Participação das Hidráulicas na Matriz Ex: PDE /2017: redução da participação hidráulica prevista para 2015 de 79% para 68%.

5 Evolução do MRE 20 anos após sua concepção, as regras do MRE não acompanharam a mudança estrutural e de políticas operativas do setor, impondo assim riscos extraordinários ao gerador, em grande parte motivados por: políticas de expansão que reduziram a participação hidráulica na matriz; políticas operativas que escapam à capacidade de previsão e gerenciamento pelos geradores; interferências regulatórias GW capacidade GW capacidade Fonte: Thymos

6 Custo da Exposição Balanço de 2001 a 2017: - 80 bi R$ Secundária = 107,4% R$ 12 bi GSF = 91,1% R$ - 92 bi Apesar do equilíbrio energético no MRE de 2001 a 2017 o déficit acumulado é alto Balanço de 2013 a 2016: - 58 bi R$ Fonte: Thymos Secundária = 102,8% R$ 12 bi GSF = 87,6% R$ - 60 bi O desequilíbrio no MRE de 2013 a 2016 é muito acentuado e o déficit acumulado é alto

7 Tentativas Frustradas de Solução REN ANEEL 764/2017 GFOM Solução incompleta, pois não reconhece que a GFOM resulta em onerosidade líquida para o gerador hidrelétrico

8 Valor liquidado é direcionado prioritariamente para agentes com decisão judicial: (i) de preferência de recebimento; (ii) de loss-sharing. Liquidação do MCP julho/17

9 Necessidade de Uma Solução Estrutural Como se vê, a crise do GSF perdura há 4 anos, com soluções superficiais e parciais, sem enfrentar a essência do problema e incapaz, assim, de encaminhar uma solução estrutural. A se manter o quadro atual, novas crises se sucederão, prejudicando o funcionamento regular do mercado, e exigindo novas soluções emergenciais. A ABRAGE, com a inteligência e experiência acumulada de seus associados, em conjunto com a consultoria prestigiosa Thymos, formularam a proposta que será apresentada a seguir.

10 Premissas da Proposta A prática de falta de sincronia do sistema planejado com o sistema que está sendo operado e os desvios verificados na operação em tempo real afetam o principio da otimalidade contínua do sistema, que foi a base da definição da GF de todos os empreendimentos: A GF é concedida aos novos investidores de concessões com base na previsão de expansão do sistema (oferta e demanda) anos à frente, com sistema em condições de equilíbrio. A operação num sistema diferente daquele planejado no cálculo da GF não garante as premissas da construção da GF (risco < 5% e CMO=CME). A geração hidrelétrica não controla o uso de seus reservatórios, que devem ser otimizados pelo despacho central A obrigação formal do setor elétrico em garantir o equlíbrio estrutural é a única proteção do investidor prudente e criterioso contra impactos muito significativos na sua receita e no equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

11 Premissas da Proposta A GF de qualquer usina hidrelétrica é calculada com riscos implícitos de atendimento à demanda pelos mesmos modelos computacionais utilizados na operação do SIN. Os modelos simulam uma política de operação hidrotérmica com determinados critérios (risco < 5% e CMO = CME); GF repercute a condição de operação otimizada ao investidor como volume seguro de comercialização de sua energia no longo prazo; Procura-se impedir que o comprador compre energia que não existe ; O oposto também ocorre, nos piores cenários de hidrologia o lastro será reduzido em função da segurança do SIN até o corte de carga racionamento Por outro lado, a redução da GF no dia-a-dia está muito associada aos níveis de armazenamento, à segurança do SIN. Até onde se considerou no cálculo da GF esta redução sem que fosse feito o corte de carga? A operação utiliza o critério de risco ZERO e a GF planejada utiliza uma configuração de um sistema estático e em equilíbrio (CMO = CME e risco < 5%) até onde é responsabilidade do investidor esta falta de sincronia?

12 Proposta - GSF implícito A proposta consiste, então, no respeito aos limites (superior e inferior) de riscos suportados pelos geradores hidrelétricos nas simulações estruturais de definição de garantias físicas GSF implícito. Os GSFs implícitos formam os limites de referência nas Regras de Comercialização. O conceito é justo na medida em que a GF é concedida pelo poder concedente e se torna o lastro para a comercialização dos agentes hidrelétricos os riscos da GF devem ser definidos junto com seu cálculo. Tais limites são revistos com periodicidade quinquenal, nas revisões das garantias físicas.

13 Cálculo dos limites Proposta: limitação do GSF na faixa compreendida entre -5% e 8% Secundária Média: 8% P7 Simulação com modelos da revisão ordinária das garantias físicas de abril/2017 Fonte: Thymos

14 Desdobramentos O modelo setorial logrou blindar, de certa forma, os ambientes de operação e comercialização ONS / CMSE possuem liberdade para tomada de decisões. A proposta busca estender o conceito anterior, blindando os riscos dos geradores relativos a eventos não gerenciáveis e às decisões de planejamento e operação (ortodoxas ou heterodoxas). energia de reserva; GFOM; importação sem garantia física; atraso de obras de transmissão etc. Discussões administrativas e judiciais relativas aos eventos e decisões referidos anteriormente cessariam. Com a proposta, Operador e Planejador seguiriam envidando seus melhores esforços frente à realidade e evolução do sistema, porém sem alocar riscos excessivos, não previsíveis e não gerenciáveis aos geradores hidrelétricos.

15 Desdobramentos Repactuação A adesão à nova modelagem deve ser condicionada: à desistência das ações judiciais sobre risco hidrológico em curso; à renúncia a novas ações judiciais sobre risco hidrológico; à desistência do acordo de repactuação do risco hidrológico (relativamente à parcela repactuada da GF). A ANEEL pode, paralelamente, instituir novas modalidades de repactuação do risco hidrológico, considerando limitação nas faixas superior e inferior dos riscos implícitos, com prêmios redefinidos.

16 Desdobramentos Encargo Diferenças no MCP devido à faixa implícita do GSF pagas por encargo recolhido junto aos consumidores. Consumidores se constituem nos beneficiários das políticas e decisões de planejamento e operação do sistema que diferem das premissas adotadas quando da definição das garantias físicas dos geradores hidrelétricos. Planejamento: mais usinas renováveis com CVU nulo, energia de reserva etc. Operação: aversão máxima a risco (GFOM, importação etc). Formas de pagamento: À vista: Melhor sinalização econômica; Maior volatilidade. No(s) ano(s) seguinte(s): Sinalização econômica menos adequada; Maior previsibilidade. Forma mista parte à vista e parte no(s) ano(s) seguinte(s).

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