SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

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1 SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GEC 8 14 a 17 Outubro de 27 Rio de Janeiro - RJ GRUPO VI GRUPO DE ESTUDO DE COMERCIALIZAÇÃO, ECONOMIA E REGULAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA IMPACTOS DA EVOLUÇÃO DOS CONTRATOS POR DISPONIBILIDADE DAS USINAS TERMOELÉTRICAS SOBRE AS GERADORAS HIDROELÉTRICAS Fabrício Araújo Pinheiro COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO - CHESF RESUMO O novo ambiente regulatório para o mercado de energia elétrica busca a eficiência econômica e a garantia de suprimento para o setor. No segmento de geração verifica-se à competição pelo mercado via leilões de compra e venda de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes e de concessão para ativos novos, esses últimos, subsidiados pelas diretrizes fixadas pelo Ministério das Minas e Energia MME, indicando o montante de geração termelétrica que deverá ser contratado em complementação às fontes hidráulicas. Neste trabalho, investigam-se os impactos sobre os geradores hidrelétricos com base na evolução dos contratos por disponibilidade, enfocando as exposições financeiras associadas. PALAVRAS-CHAVE PLD, Contratos de Disponibilidade, Exposição Financeira, Mecanismo de Realocação de Energia MRE 1. - INTRODUÇÃO O novo marco regulatório para o mercado de energia elétrica instituiu dois ambientes de contratação: o Ambiente de Contratação Livre (ACL) que compreende a contratação de energia para o atendimento aos consumidores livres, e o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), que compreende a contratação de energia para o atendimento aos consumidores com tarifa regulada (consumo dos distribuidores). A contratação no ACR possui duas modalidades de contrato: por Quantidade de Energia Elétrica e por Disponibilidade de Energia Elétrica. Os Contratos por Quantidade de Energia Elétrica estabelecem que o ponto de entrega da energia é o centro de gravidade do submercado do empreendimento de geração, sendo os riscos hidrológicos assumidos pelo agente de geração e que os custos decorrentes dos riscos de exposição de preços entre os submercados devem ser arcados pelos agentes compradores. Os Contratos por Disponibilidade de Energia Elétrica, destinados exclusivamente aos empreendimentos termoelétricos, são uma nova modalidade de contrato de energia elétrica onde os vendedores são remunerados mediante o recebimento de uma receita fixa por disponibilizar os ativos de geração ao ACR e os custos decorrentes dos riscos hidrológicos e eventuais exposições financeiras no mercado de curto prazo na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, positivas ou negativas, serão assumidas pelos agentes de distribuição, garantido o repasse ao consumidor final. Considerando que, as térmicas com contratos de disponibilidade são despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema ONS visando à otimização operacional de mínimo custo do sistema e, a operação ótima busca a complementaridade de despacho dos geradores térmicos e hidros, ou seja, nos períodos hídricos favoráveis, em tese com PLD s mais baixos, os despachos para os geradores hidroelétricos tendem a ser maiores, enquanto para os térmicos os despachos tendem a ser menores, de modo que os contratos de disponibilidade são supridos via mercado de curto prazo (spot) ao preço do PLD e nos períodos hídricos desfavoráveis, em princípio com PLD s mais altos, os despachos das hidrelétricas tendem a ser menores e os das térmicas, maiores. Portanto, os geradores hidrelétricos vendem a sua energia em períodos de tendência de preço faraujo@chesf.gov.br - Tel.: (81)

2 2 baixo, para atendimento dos contratos de disponibilidade das termelétricas, e compra em períodos com viés de alta de preço para atendimento aos seus contratos. Neste sentido, a exclusividade de contratos de disponibilidade para as termoelétricas poderá acarretar prejuízos financeiros para os geradores hidroelétricos A COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO A comercialização de energia no sistema brasileiro efetiva-se entre os Agentes participantes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE sendo regidas predominantemente por contratos de compra e venda de energia, e todos os contratos celebrados entre os Agentes no âmbito do Sistema Interligado Nacional devem ser registrados na CCEE. Esse registro inclui apenas as partes envolvidas, os montantes de energia e o período de vigência; os preços de energia dos contratos não são registrados na CCEE, sendo utilizados especificamente pelas partes envolvidas em suas liquidações bilaterais. A CCEE contabiliza as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o que foi contratado. As diferenças positivas ou negativas são liquidadas no Mercado de Curto Prazo e valorado ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, determinado semanalmente para cada patamar de carga e para cada submercado. O Decreto nº de 3 de julho de 24 estabelece que os agentes vendedores devem garantir lastro para a venda de energia de 1% de seus contratos, sendo tal lastro constituído por garantia física proporcionada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros, nesse caso mediante contratos de energia ou potência. As obrigações de comprovação de lastro que trata o Decreto serão aferidas mensalmente pela CCEE e, no caso de seu descumprimento (exposição), os agentes ficam sujeitos à aplicação de penalidades, conforme previsto nas regras de comercialização. 2.1 Energia assegurada A Energia Assegurada de uma usina corresponde à fração a ela alocada da Energia Assegurada do Sistema. A determinação da Energia Assegurada independe da sua geração real e está associada às condições no Longo Prazo que cada usina pode fornecer ao sistema, assumindo um critério específico de risco do não atendimento do mercado (déficit), considerando a variabilidade hidrológica à qual está submetida. A Energia Assegurada do Sistema corresponde à máxima carga que pode ser suprida a um risco pré-fixado (5%) de não atendimento da mesma, obtida por meio de simulações da operação com o modelo NEWAVE e MSUI, utilizando séries sintéticas e históricas, respectivamente, de energia afluente, conforme metodologia aprovada pela ANEEL. Este parâmetro estabelece os montantes contratuais alocados aos empreendimentos de geração e serve para lastrear os contratos de energia no celebrados no ACR e ACL Mecanismo de realocação de energia - MRE As gerações das usinas hidrelétricas e térmicas estão sujeitas ao despacho centralizado efetuado pelo ONS, considerando as disponibilidades das usinas que estão em condições de geração. Estas usinas são despachadas de modo a se obter minimização dos custos operativos e o menor custo marginal, em vista das afluências hidrológicas e armazenamento de água dos reservatórios, dos preços ofertados pelas usinas térmicas e as restrições operativas. Dessa forma, os perfis de geração dos agentes sujeitos ao despacho centralizado, independente de seus compromissos de venda de energia baseados em seus certificados de Energia Assegurada, ou seja, os agentes não têm controle sobre seu nível de geração. Dadas as grandes dimensões territoriais do Brasil, existem também diferenças hidrológicas significativas entre as regiões, ou seja, períodos secos e úmidos não coincidentes, fazendo com que existam transferências de energia entre regiões. Uma região em período seco deve armazenar água, produzindo abaixo da média, enquanto que uma região úmida produz acima da média. Outro fator que levou à concepção do MRE é a existência de várias usinas em cascata, em que o ótimo individual não necessariamente corresponde ao ótimo conjunto. Como o despacho é centralizado, ou seja, a água é de todos e o seu uso não é decidido pelo proprietário da usina, o MRE minimiza e compartilha entre os perfis de geração dos agentes os riscos hidrológicos que impactam nos contratos de venda de energia no longo prazo. Diante do exposto, o MRE assegura que todas as usinas participantes recebam seus níveis de Energia Assegurada independentemente de seus níveis reais de produção de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do total da Energia Assegurada do Sistema. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas Energias Asseguradas para aqueles que geraram abaixo.

3 3 Por fim, cada gerador deverá receber seu nível de Energia Assegurada, desde que os geradores participantes do MRE como um todo, gerem de maneira agregada, seus níveis de Energia Assegurada. Se o total da produção destinada ao MRE das usinas participantes for maior ou igual ao total das Energias Asseguradas (Energia Assegurada do Sistema), cada usina terá alocação igual à sua Energia Assegurada, mais uma parte do excedente, chamada de Energia Secundária, parâmetro este que não será considerado neste trabalho podendo ser adotado em análises futuras objetivando a mitigação das exposições financeiras dos geradores hidrelétricos. Usinas que têm produção destinada ao MRE abaixo de sua Energia Assegurada recebem do MRE a Energia Assegurada até o seu limite, e depois sua parte da Energia Secundária. Toda a Energia Secundária é alocada a todas as usinas, na proporção de suas Energias Asseguradas Fator de ajuste da energia assegurada - GSF Em virtude da otimização do despacho do Sistema Interligado Nacional SIN as gerações hidraulicas podem ser deficitárias, acarretando o ajuste da energia assegurada dos geradores participantes do MRE.Diante do exposto define-se o GSF com base na comparação entre a geração hidráulica total do SIN e a Energia Assegurada do sistema para cada período de comercialização. GSF = Geração Hidráulica SIN Energia Assegurada SIN A partir dos valores periódicos do GSF, determinam-se as respectivas energias asseguradas ajustadas, individualizada, conforme as expressões sintetizadas a seguir. I) Se GSF 1, então: Energia Assegurada Ajustada = Energia Assegurada 1 II) Se GSF 1, então: Energia Assegurada Ajustada = Energia Assegurada GSF 2.2 Preço de liquidação das diferenças - PLD O PLD é um valor determinado semanalmente para cada patamar de carga com base no Custo Marginal de Operação - CMO, limitado por um preço máximo e um mínimo vigente para cada Período de Apuração e para cada Submercado, pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo. O custo marginal de operação (CMO) é o custo incorrido pelo sistema gerador quando se aumenta a produção de energia para atender a um incremento de carga. Em situações hidrológicas favoráveis que acarretem sobra ou armazenamento de energia, o valor de CMO é baixo, pois a carga adicional poderá ser facilmente atendida com um aumento na geração de usinas hidrelétricas. Nas situações críticas, onde a expectativa de déficit de energia é iminente, o aumento de carga será atendido com a geração de usinas termelétricas, com a conseqüente queima adicional de combustível. O valor de CMO é elevado neste caso e pode atingir o custo do déficit, refletindo a escassez de energia e o "grande esforço" do sistema para atendimento a uma eventual adição de carga. O custo marginal de operação reflete as condições de atendimento da carga e, portanto, é utilizado como referência do preço da energia no mercado de contratos de curta duração e para o preço da energia na CCEE, onde são calculadas e liquidadas as diferenças contratuais. No caso do sistema brasileiro, o CMO guarda correlação direta com a energia afluente e a energia armazenada nos reservatórios das hidrelétricas e pode ser calculado a partir de simulações com metodologias baseadas em otimização com ferramentas computacionais que utilizam programação dinâmica estocástica. Neste trabalho utiliza-se o programa NEWAVE para determinar o CMO no horizonte do estudo, sistema computacional que efetua a otimização com base na programação dinâmica estocástica e que é utilizado pelo ONS para o planejamento da operação do sistema e pela CCEE na determinação do preço da energia no mercado de curto prazo, portanto, representa o método de cálculo adotado pelo setor elétrico brasileiro. Nos dados utilizados se excluem as restrições operativas aos submercados e as unidades geradoras térmicas em teste.

4 4 As restrições operativas aos submercados são retiradas dos dados para que, na determinação do CMO, a energia comercializada seja tratada como igualmente disponível em todos os seus pontos de consumo. Essa situação de igual disponibilidade é necessária para que o CMO seja o mesmo em todos os pontos do submercado. Dessa forma, o modelo fornece para este sistema sem restrições, níveis de produção para todas as usinas e o CMO correspondente. Como na prática a disponibilidade de energia varia nos pontos do submercado, a diferença de custo entre o despacho sem restrições e o despacho real é capturada nos Encargos de Serviços do Sistema - ESS, os quais não serão aplicados nas análises objeto deste trabalho. Com base na resolução ANEEL Nº 267, de 19 de Dezembro de 25, que homologou os limites mínimo e máximo do PLD em 16,92 R$/MWh e 515,8 R$/MWh respectivamente, serão efetuadas as análises deste trabalho. A partir dos valores periódicos do CMO, determinam-se os respectivos PLD s, individualizado por submercado, conforme as expressões sintetizadas a seguir. I) Se CMO < 16,92, então: PLD = 16,92 R$/MWh II) Se CMO 515,8, então: PLD = 515,8 R$/MWh III) Caso contrário, então: PLD = CMO 2.3 Exposição financeira do agente de geração hidrelétrica A exposição financeira de um gerador hidrelétrico participante do MRE resulta do nível de contratação de sua garantia física ou energia assegurada, dos valores dos PLD s gerados a partir dos custos marginais de operação, e da geração hidráulica total do SIN. Quando o nível de contratação do agente está acima da energia alocada e esta não é suficiente para cobrir os contratos, acarretando a busca pela negociação de energia, no mercado spot, com agentes superavitários ESTUDO DE CASO 3.1 Metodologia aplicada A metodologia utilizada é baseada no método de fluxo de caixa descontado em que são quantificadas as evoluções dos Valores Presentes Líquido VPL s, associados aos custos de aquisição de energia no mercado spot, para cumprimento da garantia física contratada dos geradores hidrelétricos, ocasionados pela redução na capacidade de geração hidráulica desses agentes no SIN, quantificado pelo PLD. 3.2 Formulação do estudo Para formular esse trabalho variou-se o nível de flexibilidade do parque térmico existente e previsto na expansão de referência estabelecida pela EPE no plano decenal do setor elétrico, onde estão consolidadas as diretrizes fixadas pelo Ministério das Minas e Energia - MME e os montantes de geração hidro térmica a serem leiloados. 3.3 Avaliação dos riscos associados Dentre os processos de avaliação utilizados para subsidiar a tomada de decisão, destaca-se o Value-at_Risk [VaR]. Através deste método traduz-se o efeito de todas as variáveis de risco do mercado em um único parâmetro, capaz de sinalizar a exposição global dos geradores hidrelétricos. Formalmente, o "Valor em Risco" (VaR) define o mínimo de ganho, ou o máximo de perda (exposição), que se espera ter em uma carteira, com uma dada probabilidade. Assim, se "tudo der errado" durante um período de tempo t, o VaR é a máxima perda ou exposição que se espera da carteira, com a probabilidade definida pelo gestor da mesma. Nos casos práticos utiliza-se normalmente a probabilidade de 95%.

5 5 3.4 Resultados obtidos Neste item são analisadas as exposições financeiras, associadas ao segmento hidrelétrico, obtidas a partir das simulações com o modelo NEWAVE, a partir da base de dados do caso de referência do PDEE 26/215, disponibilizado no sítio da EPE Exposições no sistema interligado nacional A Figura 1 sintetiza os montantes globais associados as exposições financeiras dos geradores hidrelétricos decorrentes da evolução dos contratos por disponibilidade no Sistema Interligado Nacional, considerando o VAR de 95%. 35 SIN Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 1 Exposições Financeira dos geradores hidrelétricos participantes do MRE Analisando a Figura 1 conclui-se que os montantes associados as exposições do parque hidrelétrico podem atingir 33 bilhões de reais no horizonte estudado Exposições regionais As Figuras 2 a 5 sintetizam os montantes regionais associados as exposições financeiras dos geradores hidrelétricos localizados na região Sudeste, Sul, Nordeste e Norte, decorrentes da evolução dos contratos por disponibilidade no Sistema Interligado Nacional, considerando o VAR de 95%. SUDESTE Risco Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 2 Exposições Financeira dos geradores hidrelétricos da região Sudeste

6 6 SUL Risco Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 3 Exposições Financeira dos geradores hidrelétricos da região Sul 5 NORDESTE Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 4 Exposições Financeira dos geradores hidrelétricos da região Nordeste 45 NORTE Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 5 Exposições Financeira dos geradores hidrelétricos da região Norte

7 7 Analisando as Figuras apresentadas inferiu-se que: Os montantes associados às exposições do parque hidrelétrico da região Sudeste podem atingir 13 bilhões de reais no horizonte estudado, representando 4% do total do SIN; Os montantes associados às exposições dos geradores hidrelétricos da região Sul podem atingir 4,7 bilhões de reais no horizonte estudado, representando 14% do total do SIN; Os montantes associados às exposições dos geradores hidrelétricos da região Nordeste podem atingir 4,4 bilhões de reais no horizonte estudado, representando 13% do total do SIN; Os montantes associados às exposições dos geradores hidrelétricos da região Norte podem atingir 3,9 bilhões de reais no horizonte estudado, representando 12% do total do SIN; Por fim, os geradores Itaipu, Belo Monte e Complexo Madeira representam 21% da totalidade do SIN, indicando um montante de 7, bilhões de reais no horizonte decenal Custo total de operação A Figura 6 representa o custo total de operação no horizonte decenal com a evolução dos contratos por disponibilidade. Este parâmetro representa o esforço financeiro, atualizado a uma taxa de desconto de 12% a.a. conforme adotado no setor elétrico, pelo ONS, na simulação da operação otimizada do parque hidro térmico nacional SIN Custo total de operação em Milhões Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 6 Custo Total de Operação com a evolução dos contratos por disponibilidade A Figura 7 representa a unificação das Figuras 1 e 6. Milhões Custo total de operação SIN Exposições financeiras das UHE's Flexibilidade 25% Flexibilidade 5% Flexibilidade 75% Flexibilidade 1% FIGURA 7 Custo Total de Operação e Exposições Financeiras dos geradores hidrelétricos com a evolução dos contratos por disponibilidade

8 8 Analisando a Figura 7, conclui-se que: A evolução dos contratos por disponibilidade, do parque térmico, possibilita um ganho para o SIN representado pela redução do custo total de operação, da ordem de 47,7 bilhões de reais ao longo do horizonte decenal, representando uma economia com gastos de combustíveis fosseis face a complementaridade de geração hídrica; As exposições financeiras dos geradores hidrelétricos decorrentes da evolução dos contratos por disponibilidade poderão equiparar-se ao ganho sistêmico (flexibilidade 1%), acarretando a estes agentes desembolsos para atendimento dos contratos por quantidade no ACR, fato que elevará os preços praticados nos futuros leilões de compra e venda de energia. 4. CONCLUSÕES As principais contribuições deste trabalho podem ser resumidas nos pontos a seguir. A evolução dos contratos por disponibilidade, do parque térmico, possibilita um ganho para o SIN representado pela redução do custo total de operação; As exposições financeiras dos geradores hidrelétricos decorrentes da evolução dos contratos por disponibilidade poderão equiparar-se ao ganho sistêmico, ou seja, os geradores hidrelétricos serão penalizados através dos desembolsos para atendimento dos contratos por quantidade no ACR. As exposições do parque hidrelétrico nacional podem atingir 33 bilhões de reais no horizonte estudado. Este montante terá maior participação dos geradores da região Sudeste, com 4% de representatividade ou 13 bilhões de reais, seguido por Itaipu, Sul, Nordeste, Norte, Complexo Madeira e Belo Monte, com as seguintes representatividades 17,5%, 14%,13%, 12%,3% e,5%, respectivamente REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) CCEE - "Regras de Mercado". Online no site da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE: setembro de 26. (2) Ministério das Minas e Energia (MME) - "Proposta de modelo institucional do setor elétrico" - julho de 23. (3) Cepel - "Programação Dinâmica Dual Estocástica aplicada ao Planejamento da Operação Energética de Sistemas Hidrotérmicos com Representação do Processo Estocástico de Afluências po Modelos Auto-regressivos Periódicos". Relatório técnico 237/ (4) EPE - "Plano Decenal de Expansão PDEE 26/215. Online no site da Empresa de Pesquisa Energética - EPE: agosto de 26. (5) ONS - "Procedimentos de rede ". Online no site do Operador Nacional do Sistema - ONS: - setembro de 26. (6) SILVA, Edson Luiz da. Formação de Preços em Mercados de Energia Elétrica. Editora Sagra Luzzatto, DADOS BIOGRÁFICOS Fabrício Araújo Pinheiro Natural de Campina Grande, PB. Graduação (1994) em Engenharia Elétrica / Eletrotécnica: UFPB Universidade Federal da Paraíba Empresa: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF, desde 23 Engenheiro do Departamento de Estudos para Comercialização de Energia Elétrica