Sr. Jerson Kelman Diretor-Geral Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel SGAN Quadra 603 Módulo J 2º andar Brasília - DF

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1 De: Walfrido V. Avila Enviada em: sexta-feira, 7 de dezembro de :56 Para: ap047_2007 Assunto: Contribuição da Tradener Ltda. à AP 047/2007 CT 419/07 Curitiba, 07 dez. 07 Sr. Jerson Kelman Diretor-Geral Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel SGAN Quadra 603 Módulo J 2º andar Brasília - DF CONTRIBUIÇÃO DA TRADENER LTDA. À AP 047/2007 Em atenção à audiência pública AP 047/2007, promovida por essa Agência com a finalidade de obter subsídios e informações adicionais para atualização dos valores das Curvas de Aversão a Risco a serem utilizadas no biênio 2008/2009, cumpre-nos apresentar a seguinte contribuição, inclusive reiterando manifestações anteriores sobre o assunto perante essa Agência: I. DIFERENÇAS DE CRITÉRIOS NO CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA E A PRECIFICAÇÃO DURANTE A OPERAÇÃO REAL DO EMPREENDIMENTO FATORES QUE AFETAM O INVESTIDOR INCOMPATIBILIDADES A receita auferida pelos geradores de energia decorre da venda da energia produzida. A definição econômica de energia produzida, para fins da regulação setorial, é o conceito de energia assegurada. Esta, por sua vez, corresponde à ponderação, pelo valor econômico no tempo (correspondente ao custo marginal de operação mensal), da efetiva produção da usina, operando inserida no sistema interligado brasileiro, no atendimento a um mercado previsto criteriosamente pelos órgãos competentes. A energia assegurada de usinas hidráulicas, cuja definição está a cargo da ANEEL, é o parâmetro que baliza a viabilidade econômico-financeira do empreendimento e corresponde ao valor tal que a venda desse montante de energia via contratos bilaterais de longa duração conduz economicamente ao equilíbrio entre compras e vendas no âmbito da CCEE a preços correspondentes ao custo marginal de operação, conforme mostra a equação abaixo. Note-se que quando a parcela entre parênteses for positiva a usina estará vendendo o excedente na CCEE, e no caso contrário estará comprando o déficit na CCEE. Onde: : Geração efetiva da usina EA i : Energia Assegurada CMO t : Custo Marginal de Operação

2 Para assegurar a recuperação adequada dos investimentos realizados, é fundamental que as transações de energia na CCEE sejam precificadas sob as mesmas premissas que orientaram a determinação da energia assegurada. De fato, no sistema brasileiro, a CCEE é o órgão encarregado da precificação, através da mesma metodologia e programas computacionais dos quais se vale o planejamento da operação, a cargo do ONS, eliminando, entretanto, da etapa de determinação dos preços as restrições que não sejam de natureza energética ou de uso múltiplo da água. A partir do estado de racionamento decretado em 2001, os critérios e as metodologias utilizados no processo de planejamento da expansão da geração e da operação começaram ser alterados para atender os clamores da sociedade. A crise de credibilidade que se configurou para o setor elétrico levou paulatinamente à assunção de medidas empíricas externas à metodologia, com o fito de se evitar repetição de situação tão grave. Entretanto, por falhas regulamentares, algumas das medidas empíricas julgadas necessárias para o bem da segurança elétrica ou restrições de natureza ambiental e operacionais da usina passaram a ser incorporadas à precificação da energia secundária ou excedente transacionada no âmbito da CCEE. Desde seus primórdios, o setor elétrico brasileiro passou por dois critérios fundamentais de planejamento. Tratou-se o primeiro de critério que buscava a garantia integral de atendimento à demanda mesmo na ocorrência da pior seqüência de afluências históricas. Não obstante, o risco implícito de déficit não era nulo, já que as afluências energéticas ao sistema são processo estocástico do qual o histórico é apenas uma realização. Passou-se, com a interligação das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste, à utilização de ferramentas de otimização e de simulação mais sofisticadas, passando-se, nessa fase, à utilização de modelos probabilísticos. Adotou-se como aceitável, por diversas razões, risco de déficit de 5%. Em 2001, a crise energética enfrentada pelo Brasil gerou tentativas precipitadas de regulamentação, e medidas supostamente destinadas ao incremento da garantia de suprimento foram incorporadas à precificação da liquidação de diferenças no âmbito da CCEE entre elas o Mecanismo de Aversão ao Risco. Esse mecanismo, ao ser embutido nos modelos utilizados para planejamento da expansão e operação, representou um retrocesso em relação a todo o processo evolutivo alcançado nas últimas décadas, na medida em que ressuscitava o conceito de energia firme, critério mais rigoroso, e mais caro para o país, que o critério de risco de 5%. Ainda torna-se muito mais rigoroso quando se considera a repetição da série anual mais crítica verificada no histórico por dois anos consecutivos (caso do horizonte bianual das CAR), pois estará admitindo um risco de déficit inferior a 0,02%. Mais importante ainda: mesmo com premissas extremamente conservadoras, não elimina o risco de déficit, pelo fato de que o sistema interligado brasileiro não é, e nem será, pela sua natureza eminentemente hídrica, dimensionado para oferecer garantia absoluta de atendimento. Não obstante, é evidente que a precificação a custo marginal de toda a energia transacionada é mais danosa ao consumidor final do que a cobrança via ESS do exato custo incorrido. Basta para isso avaliar as conseqüências financeiras do breve despacho das usinas emergenciais na Região Nordeste em janeiro de 2004.

3 A precificação inadequada contamina os preços de curto prazo com decisões de natureza não-energética, expondo o empreendimento de geração a flutuações de preço completamente diferentes daquelas com as quais sua energia assegurada foi determinada. Dessa forma, qualquer avaliação de viabilidade econômico-financeira de empreendimentos de geração está comprometida pela inexistência de regras fixadas a priori já que se permite que as regras oscilem ao sabor de contingências operacionais. Deve a energia assegurada atribuída aos aproveitamentos hidrelétricos atuais e futuros ser totalmente reavaliada? Deve-se adotar metodologia diversa, talvez a reservatórios individualizados, para o planejamento da expansão e operação no Brasil? Ou deve-se apenas retornar para o correto conceito de precificação de curto prazo levando-se em conta apenas restrições energéticas, de uso múltiplo da água e de transmissão intersubmercados? Se a proposta do governo é a de alterar o critério de planejamento da operação, o Ministério da Minas e Energia, a ANEEL e a EPE devem, de imediato, rever os valores de energia assegurada de todas as usinas hidráulicas em operação, para compatibiidade com o critério que está sendo adotado na definição do CAR. II. MECANISMOS DE SEGURANÇA A missão do ONS é de otimizar a operação eletroenergética do sistema interligado visando o menor custo de atendimento de energia elétrica para a sociedade e, sob autorização da Aneel, pode e deve atuar conservadoramente, tomando as decisões para atender a segurança operativa, como as que vêm sendo tomadas. Entretanto, essas medidas de segurança operativa visam unicamente à minimização do custo de cortes intempestivos de carga de todos os consumidores e, portanto, atende aos interesses públicos inerentes à prestação de serviço público de energia elétrica. Desta forma, não devem, de forma alguma, causar reflexos no mecanismo de formação de preços da CCEE. O ONS deve, sim, solucionar as questões operativas de sua responsabilidade, mas alocando os respectivos custos segundo o mecanismo legal (Encargos de Serviços de Sistema), sob pena de ocasionar aos agentes da CCEE lucros e prejuízos elevados e indevidos. O repasse dos custos de térmicas motivados por uma possível geração térmica máxima simultânea por conta da curva de aversão ao risco para o submercado Sudeste-Centro- Oeste, no período 2008/2009, recairão sobre os agentes, caso seja considerada a CAR prevista na NT 182/2007 do ONS a partir de 1 de janeiro de 2008 ou em qualquer mês do período úmido. Por conta da disponibilidade limitada de gás natural, a formação do Preço de Liquidação de Diferenças considerará térmicas de maiores custos variáveis. Não seria correto que as usinas térmicas despachadas recebam pelo custo variável declarado, em vez do PLDmax ou do custo da térmica mais cara? Além disso, basta que haja necessidade de despacho térmico por uma semana, quando o nível de armazenamento atinge a CAR, para que ocorram grandes prejuízos para os geradores do MRE expostos nesta ocasião, uma vez que a CAR aplicada em períodos úmidos, abre a possibilidade de vertimento.

4 Como se não bastasse isso, já ocorreu que as térmicas ordenadas para despacho geraram, por falta de gás, acima do valor da energia assegurada, sendo remuneradas ao PLD, sob uma alta probabilidade de vertimento. Ora, a missão institucional do ONS é otimizar a operação eletroenergética do sistema interligado visando o menor custo de atendimento de energia elétrica para a sociedade e, sob autorização da Aneel, pode e deve atuar conservadoramente, tomando as decisões para atender a segurança operativa, como as que vêm sendo tomadas. Em consonância com a Lei 9.648, de 27/5/1998, regulamentada pelo Decreto de 2/7/1998 e pela Resolução ANEEL nº 351 de 11/11/1998, o ONS está autorizado a efetivar o despacho de usinas térmicas ou importação fora de mérito, nos casos necessários para manutenção da confiabilidade e segurança do sistema elétrico. Os custos envolvidos nesses procedimentos são recuperados através do Encargo de Serviços de Sistema ESS, contabilizado mensalmente pela CCEE e imputados aos agentes apontados por lei. Medidas desse tipo, aliás, são tomadas com freqüência pelo ONS e explicitamente desconsideradas na formação de preços de liquidação de diferenças por razões de segurança eletroenergética. O Mecanismo de Aversão ao Risco embute a perspectiva de medidas muito semelhantes às citadas acima, como: antecipação de geração térmica no Sul para evitar perda de potência dos reservatórios do Iguaçu abaixo do admissível eletricamente, antecipação de geração térmica na Região Sudeste para manter níveis altos tais que tornem indiferente a intensidade do período seco ou o atraso do período chuvoso porque a capacidade de recebimento da Região Sudeste, por razões elétricas, não permitiria que esta receba auxílio suficiente das outras regiões. As regras da CCEE, homologadas pela ANEEL através da Resolução Normativa n , de 11/2/2005, estabelecem que medidas operativas visando o atendimento aos requisitos elétricos internos a cada subsistema não devem ser consideradas no processo de formação do Preço de Liquidação de Diferenças Vale lembrar que cerca de 30% da geração térmica na região correspondem à parcela de inflexibilidade térmica, ou seja, estão permanentemente despachados. A parcela restante estaria, pela proposta, totalmente despachada quando a região Sudeste atingir 61% de armazenamento, e, o que é importante notar, sem considerar expectativas de hidraulicidade futura! Isso, numa região que em média apresenta armazenamento equivalente entre 60 e 70% de sua capacidade máxima! Teria a Aneel atentado para as conseqüências econômicas da violação da CAR proposta, com a elevação do PLD ao nível do custo de déficit, e, uma vez que o Sudeste seria quase certamente formador de preços em tal circunstância, em todas as regiões? Nada temos contra critérios de minimização de riscos sistêmicos, muito pelo contrário. Mas a introdução dos mecanismos de aversão a risco nos modelos de precificação tem sido no mínimo temerária. De fato, tem sido combatida veementemente por todas as categorias de agentes desde sua proposição inicial, via a antiga Câmara de Gestão da Crise Energética. Os protestos, diga-se, carrearam todos os argumentos técnicos, econômicos e comerciais possíveis, sem que a Aneel tenha se sensibilizado até o momento. Recordemos os argumentos principais:

5 - ampliação do risco regulatório, com possibilidade de picos elevadíssimos de preços de liquidação de diferenças. - quer-se elevar artificialmente o nível de garantia da oferta, que está estabelecido em 5% quando se trata de dimensionar tanto a segurança energética quanto a energia assegurada dos empreendimentos. - a elevação do nível de garantia, além disso, confere uma falsa sensação de segurança, já que a CAR tem como único efeito a antecipação do despacho térmico, mas não agrega um único MWh ao sistema. - com os picos de PLD, lucros e prejuízos são aleatoriamente distribuídos entre os agentes, conforme sua exposição no momento: lembremos sempre que consumidores livres e pequenos geradores só podem gerenciar sua exposição, que é inevitável, através de medidas de médio prazo portanto, incorrerão em prejuízos aberrantes cuja única conseqüência será imputar à energia elétrica uma margem adicional de risco. - existe todo um conjunto de premissas utilizadas na fixação das CAR que absolutamente não dizem respeito às restrições sistêmicas, mas, ao contrário, procuram acomodar as mais diversas necessidades operativas do sistema as quais não são consideradas quando se determina a energia assegurada dos empreendimentos, expondo o empreendedor a toda sorte de imprevistos, que a ninguém beneficiam. - a metodologia atual para fixação da CAR parece tentar elevar o nível de segurança de atendimento a tal ponto que um determinado submercado ficaria praticamente livre de racionamento, mesmo que ocorra uma hidrologia menos favorável do que o pior cenário verificado no histórico missão impossível, esta, já que o aporte de energia ao sistema é rigorosamente nulo. Ou será que esquecemos que não há como dimensionar o sistema brasileiro para garantia total de atendimento? III. DESEMBOLSO GLOBAL MUITO MAIOR QUANDO A CAR FORMA PLD DO QUE QUANDO HÁ ANTECIPAÇÃO DA GERAÇÃO TÉRMICA PAGA PELO CUSTO INCORRIDO A seguir, mostram-se os dados obtidos do modelo Decomp numa simulação da operação para o mês de janeiro de 2008, a partir de dois resultados diferentes do modelo Newave: considerando e não considerando a CAR proposta pelo ONS e submetida à AP 47/2007. Com os dados, pretende-se: 1 comparar o total de geração térmica apontado pelo modelo Decomp como geração por mérito econômico, nos dois casos; 2 considerando-se o caso com CAR, cotejar o PLD indicado com o custo médio ponderado de desembolso com geração térmica. No primeiro caso, pode-se constatar que a CAR, influenciando os níveis de CMO, acarreta despacho térmico de MW médios, contra MW médios do caso sem CAR (o CMO é mais elevado no caso com CAR porque traz para o presente as consequências econômicas futuras de violação da CAR, ainda que no mês em questão não haja violação). A diferença compõe a energia turbinável que, com probabilidade

6 mensurável, será vertida no decorrer do período úmido. Com grande chance, não houve agregação de segurança. Com o segundo caso, pode-se analisar o caso hipotético de um consumidor livre exposto em 10 MW médios aos preços de curto prazo. Precificada ao PLD, sua exposição seria de R$ ,00. Caso, ao contrário, adquira diretamente seu déficit ao preço médio incorrido, seu desembolso seria de R$ ,00. Supondo-se que os geradores térmicos envolvidos tenham já contratado bilateralmente toda a sua garantia física, a quem beneficiou o aporte monetário complementar? Ao excedente financeiro, cujas finalidades nada têm a ver com o consumidor em questão, ou com os geradores térmicos. Fica evidente que a metodologia da CAR impacta negativamente a estratégia ótima de operação, aumentando-se como conseqüência o custo da energia elétrica para o consumidor final: economiza-se água no presente, gerando térmicas, desperdiçando-a no futuro via vertimentos não turbináveis. IV. SOLUÇÕES PROPOSTAS. ALGUMAS SOLUÇÕES POSSÍVEIS PARA O IMPASSE METODOLÓGICO A filosofia de planejamento da operação, no Brasil, está suficientemente consolidada. Entretanto, na medida em que sucessivas violações vêm sendo impostas a esta metodologia, para atender restrições estranhas à natureza eminentemente econômica dos estudos energéticos, vê-se desfigurada a espinha dorsal da filosofia dominante. Caso os responsáveis pela operação julguem que realmente esta filosofia induz a erros severos na operação do sistema, em detrimento da segurança eletroenergética e da confiabilidade, é possível: - rever a metodologia, adotando-se modelos a usinas individualizadas, com representação o mais extensa possível de todo tipo de restrição; - ou, alternativamente, impor as medidas que julgarem necessárias à manutenção da segurança e confiabilidade, mas não imputando as conseqüências ao preço de curto prazo, sob pena de impossibilitar qualquer estudo de viabilidade econômica de empreendimentos de geração, e, pior, podendo-se ter na realidade montantes reais de energia assegurada totalmente diferentes daqueles calculados pela Aneel. Entendemos que não se pode alterar o processo de formação de preços da CCEE por interferências externas aos modelos aprovados para o setor elétrico, motivadas por razões não energéticas, mas elétricas, ao contrário do que preconiza a Resolução GCE 109/2002. Assiste ao ONS pleno direito às decisões de segurança eletro-energética do sistema interligado, mas a consideração de quaisquer discricionariedades nesse sentido como formadoras de preço de curto prazo abala, em muito, a credibilidade do setor, aumentando as incertezas dos investidores. Entendemos ainda que a solução preconizada na regulamentação vigente, ou seja, lançar mão de geração ou importação adicional remuneradas via ENCARGO ESPECÍFICO, é a mais adequada, por não requerer desfiguração da metodologia ora vigente.

7 RECOMENDAÇÕES Todas as externalidades, casuísmos, pressupostos conservadores e que tais não introduzem no sistema nenhuma energia adicional. Quando muito, poder-se-ia conceder que complementam fracamente algumas deficiências de representação de bacias individualizadas no modelo a sistemas equivalentes. O efeito global das CAR parece ser tão somente a elevação do nível dos preços de curto prazo! Com qual finalidade? Recorde-se que o atual nível mínimo de contratação obrigatória pelas distribuidoras e consumidores finais torna o mercado de energia secundária restrito à substituição térmica, mecanismo econômico de redução do custo global de operação, na medida em que o gasto médio com combustíveis é reduzido com existência de excedente hidráulico na maioria do tempo. O investidor em geração aufere receita da venda de sua energia assegurada, e não da venda de energia secundária. Pelo contrário, a elevação dos preços de curto prazo vem elevar o chamado risco do MRE, pelo qual geradores têm risco de não restabelecer, via intercâmbios de otimização, sua energia assegurada, em determinados períodos. O agente de distribuição, por sua vez, está autorizado a subcontratar uma parcela muito pequena de seu mercado, para fazer frente a erros técnicos de previsão de carga. Ora, esses ajustes são mais caros com mecanismos de aversão ao risco embutidos no preço! Haverá garantia de repasse às tarifas finais? Com base no exposto, posicionamo-nos enfaticamente contrários a que o mecanismo de aversão a riscos afete o processo de formação de preços da CCEE por interferências externas aos modelos aprovados para o setor elétrico, motivadas pelas razões elétricas e não energéticas. Entendemos ainda que a solução estabelecida na regulamentação vigente, ou seja, lançar mão de geração ou importação adicional remuneradas via ESS, é a mais adequada, sempre que violadas as Curvas de Aversão ao Risco, no horizonte de planejamento de operação no ONS sem que haja contaminação dos dados enviados à CCEE para precificação. Todos sabemos que preços de liquidação de diferenças, no Brasil, não são sinal econômico para elevar a geração ou reduzir o consumo no curto prazo e sua elevação absurda não tem nenhum efeito na segurança do sistema. O custo da segurança correspondente na prática à antecipação de geração térmica pode e deve ser pago por todos, mas da forma apropriada. Na expectativa de estarmos prestando a contribuição a nosso alcance para o aperfeiçoamento institucional do setor elétrico brasileiro, Atenciosamente, WALFRIDO VICTORINO AVILA Presidente Tradener Ltda.

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