CONTRIBUIÇÕES AUDIÊNCIA PÚBLICA 032/2015. Discusssão conceitual do Generation Scaling Factor (GSF) ELEKTRO ELETRICIDADE E SERVIÇOS S/A

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1 CONRIBUIÇÕES AUDIÊNCIA PÚBLICA 032/2015 Discusssão conceitual do Generation Scaling Factor (GSF) ELEKRO ELERICIDADE E SERVIÇOS S/A 1. Introdução Inicialmente, cumpre ressaltar a qualidade do material disponibilizado pela ANEEL para a presente Audiência Pública que se faz muito oportuna, dada a relevância do assunto evidenciada pelos pronunciamentos, análises, relatórios e propostas que vêm circulando na imprensa, em eventos setoriais e entre os profissionais do setor de energia elétrica. Se num primeiro momento a crise hídrica que estamos vivenciando afetou gravemente os fluxos de caixa das concessionárias de distribuição, seja pelo aumento dos custos com geração térmica, seja pela exposição ao mercado de curto prazo com PLD muito elevado, a partir de 2014, passou a ganhar destaque, também, o efeito financeiro sobre os geradores hidrelétricos, por sua exposição ao mercado de curto prazo decorrente da redução da sua produção, em resposta aos baixos armazenamentos e vazões afluentes. Nossa contribuição irá focar em uma parte da primeira pergunta formulada no voto do Diretor Relator: na discussão dos possíveis meios de limitar a exposição dos geradores hidrelétricos decorrente da diferença entre sua produção e o respectivo lastro físico que, em alguns cenários, poderia representar risco econômico-financeiro relevante para estes agentes. Assim, a Elektro irá apresentar suas propostas de aperfeiçoamento dos mecanismos de contratação de energia no ACR, com vistas a mitigar os efeitos do deslocamento sobre os agentes de geração hidrelétrica, de forma a não prejudicar a atratividade dos Leilões de Energia Nova, nem tampouco comprometer a modicidade tarifária.

2 2. O Deslocamento da Geração idrelétrica A legislação setorial implantada no país a partir de 2004, ao obrigar concessionárias de distribuição e consumidores livres a lastrear 100% de sua carga com contratos e, por outro lado, limitando o montante contratado dos vendedores ao seu lastro físico, buscou assegurar que o lastro físico total do sistema seja sempre igual ou maior que a carga (incluso perdas). A rigor, os mecanismos de contratação implantados e as penalidades associadas a seu descumprimento, induzem que prevaleça no SIN uma ligeira sobra de lastro físico. A autorização de repasse de até 5% (antes 3%) de sobrecontratação às tarifas das distribuidoras é um importante mecanismo de indução a sobras permanentes de lastro físico. Ilustramos esse entendimento na Figura 1. Sobras de lastro CARGA LASRO Figura 1: Diagrama esquemático da relação entre carga e lastro no SIN, evidenciando a sobra de lastro. Como há sempre um equilíbrio entre a produção (ou geração) de energia e seu consumo, podemos afirmar que uma fração (pequena) do lastro físico não estará comprometida com o atendimento ao consumo. Dessa fração uma

3 parcela pode não ter sido comercializada e o restante, comprometida com contratos no ACR e/ou ACL, será liquidada a PLD contra os Geradores. Entretanto, a produção de cada usina individualmente pode se afastar muito de seu lastro físico, em função do despacho promovido pelo ONS e, em menor grau, por indisponibilidades forçadas ou programadas, podendo resultar em exposições importantes ao mercado de curto prazo, sendo este o fenômeno que se busca avaliar e mitigar na presente AP. Para as usinas hidrelétricas o MRE propicia um nivelamento da exposição para todos, motivo pelo qual podemos analisar o problema pelo parque hidráulico como um todo, e não por cada usina individualmente. Num eventual cenário de elevadas vazões e armazenamentos, o ONS emitirá instruções para as usinas termelétricas reduzirem sua geração até os seus níveis de inflexibilidade, substituindo-a por geração hidrelétrica aproveitando a abundância de água, conforme ilustrado na Figura 2. Sobras de lastro érmica substituída GERAÇÃO LASRO Figura 2: Esquemático da relação entre geração para atendimento da carga e lastro no SIN, exemplificando atendimento da carga em situações de elevadas vazões e armazenamentos. Como as térmicas que tiveram sua geração reduzida possuem custo variável (CVU) superior ao PLD reinante, essa condição lhes é favorável. As

4 hidrelétricas tampouco reclamam, pois a receita (a PLD) advinda dessa geração excedente ao seu lastro contribui para sua remuneração. No caso brasileiro, no qual a maior parte da geração térmica está contratada no ACR, pelas concessionárias de distribuição, na modalidade por disponibilidade, a redução de custos de compra de energia pela substituição do CVU pelo PLD (nesse caso mais barato), converte-se em modicidade tarifária. Na conjuntura oposta, como a agora vivenciada, com baixas vazões e armazenamentos, o ONS determina o despacho na base de todas as térmicas, pois o CMO reinante é superior ao seu CVU. Em algumas ocasiões, mesmo com o CMO abaixo do CVU de algumas térmicas, o CMSE determina o seu despacho fora da ordem de mérito, com o propósito de minimizar o risco de desabastecimento. Dado que o parque térmico tem capacidade bastante superior a seu lastro físico, logicamente ocorre a redução da geração do parque hidrelétrico (caracterizando um GSF menor que 1), que passa a gerar menos que seu lastro físico, num cenário de PLD muito elevado. al situação é ilustrada na Figura 3. Sobras de lastro Deslocamento idrelétrico GERAÇÃO LASRO Figura 3: Esquemático da relação entre geração para atendimento da carga e lastro no SIN, exemplificando atendimento da carga em situações de baixas vazões e armazenamentos.

5 Nessas circunstâncias, os geradores que comprometeram a totalidade (ou grande parte) de seu lastro físico em contratos, na modalidade por quantidade de energia, ficam expostos ao mercado de curto prazo a PLD muito alto, muitas vezes no teto. Por sua vez, os geradores termelétricos despachados acima de seu lastro físico terão receita adicional por essa energia valorada a diferença entre o PLD e o CVU (no caso de geradores despachados fora da ordem de mérito ou com CVU acima do PLD teto, o sobrecusto será reembolsado via ESS). Como a maioria do parque térmico está contratada por disponibilidade pelas concessionárias de distribuição, essa receita acaba por contribuir para a modicidade tarifária. O despacho das térmicas na base implica no aumento expressivo dos custos impostos às concessionárias de distribuição, sejam os relativos ao CVU dessas usinas, sejam os relativos ao ESS (CVU maior que PLD e despacho fora do mérito). Entretanto, a introdução feita das bandeiras tarifárias, constitui-se num importante e eficiente mecanismo de mitigar os efeitos sobre o fluxo de carga dessas concessionárias. Essa conjuntura, de GSF menor que 1, pode ter longa duração, podendo, em alguns casos, representar custos expressivos, constituindo-se em um risco importante para a geração hidráulica. Esse risco é particularmente importante para a Energia Nova, que tem contratos de 30 anos de duração feitos com antecedência de até 5 anos, com incertezas sobre a conjuntura que será enfrentada por ocasião da entrada em operação do empreendimento. No caso de novos empreendimentos cujo início do período de suprimento coincidiu com a atual crise hídrica, esses custos podem comprometer significativamente o fluxo de caixa necessário para a amortização do financiamento projeto e frustrar a taxa de retorno esperada pelos empreendedores. A presente crise e seus efeitos sobre o GSF e, consequentemente, nos custos impostos aos geradores hidrelétricos devem, provavelmente, aumentar a percepção do risco associado ao GSF entre os geradores, com repercussões sobre os futuros Leilões de Energia Nova.

6 Caso nada seja feito, nos futuros leilões corre-se de desistência de participação de muitos empreendedores e de aumento dos preços ofertados pela incorporação de um prêmio de risco exacerbado. 3. Racionamento No caso da eventual decretação de um racionamento, as repercussões financeiras sobre os geradores hidrelétricos é ainda mais grave, apesar da cláusula de redução dos volumes contratados via CCEAR, pois a redução imposta à carga irá, integralmente, provocar um deslocamento adicional na geração hidrelétrica, correspondendo a maior exposição ao mercado de curto prazo e perda de receita de contratos (CCEAR), como demostramos no exemplo a seguir. Seja o caso de equilíbrio entre carga e lastro físico, com 70% do lastro de hidrelétricas, 25% de térmicas e 5% outras. Na fase imediatamente anterior ao racionamento, as térmicas despachadas na base estão gerando 35% do consumo e outras geram exatamente seu lastro (5%). Ou seja, o parque hidráulico seria deslocado em cerca de 10% da carga, gerando apenas 60% da carga. Nesse caso, o GSF seria de, ou seja, se o parque hidrelétrico estiver inteiramente contratado, sua exposição ao MCP será de 14% de seu lastro físico. No momento da decretação de 10% de racionamento, essa redução da carga será integralmente assumida pelo parque hidráulico (afinal, este é o propósito do racionamento), passando a produzir apenas 50% da carga sem racionamento, e os CCEAR das hidrelétricas seriam também reduzidos 1 em 1 Lei n o , de 15 de março de 2004: Art. 22. Ocorrendo a decretação de racionamento de energia elétrica pelo Poder Concedente em uma região, todos os contratos por quantidade de energia do ambiente de contratação regulada, registrados na CCEE, cujos compradores estejam localizados nessa região, deverão ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo verificado.

7 10%. Ou seja, os CCEAR são reduzidos de 70% da carga sem racionamento, para 63% e o GSF passará a ser. Nessa situação, a exposição das geradoras ao MCP corresponderia à diferença entre os novos volumes dos CCEAR (90% dos volumes iniciais) e sua energia alocada (71,5%), ou seja, exposição de 18,5% de seu lastro físico (4,5% adicionais à situação pré-racionamento). Adicionalmente, essas geradoras perderiam a receita correspondente a 10% do volume dos CCEAR reduzidos. Conclui-se, portanto, que a alegação de alguns geradores, de que a decretação do racionamento seria a solução de seus problemas de GSF, não encontra amparo algum na realidade. 4. Mitigação do Risco idrológico A quantificação do risco hidrológico associado a contratação de energia na modalidade por quantidade não é trivial, seja pelas incertezas relativas aos cenários de vazões, da evolução futura da configuração do parque gerador, seja pelas condições de equilíbrio lastro físico/carga. Adicionalmente, especula-se quanto a uma mudança climática, em curso, associada ao fenômeno do aquecimento global, com repercussões ainda mais severas quanto ao regime de vazões. O longo prazo de suprimento para os Leilões de Energia Nova (30 anos) faz com que o custo de arrependimento no caso de subavaliação do risco hidrológico possa ser muito elevado, afugentando potenciais investidores. Nesse contexto, os leilões podem resultar vazios ou com preços muito elevados. Mantidas as sistemáticas atuais de Leilões de Energia Nova para geração hidrelétrica, os geradores teriam 2 possíveis mecanismos para mitigação do risco hidrológico (ou uma combinação destes): Contemplar um prêmio de risco hidrológico no preço ofertado no leilão;

8 Deixar parcela do lastro físico da usina (por exemplo: 10%) livre de contratos de longo prazo para fazer face a períodos hidrológicos desfavoráveis. Em ambos os casos, tais medidas tendem a aumentar os preços dos CCCEAR resultantes dos leilões, principalmente nesse momento em que a percepção de risco dos agentes pode estar exacerbada. 5. A Complementariedade idrelétrica - ermelétrica Como exposto na secção 2, o deslocamento da geração hidrelétrica é causado, principalmente, pelo despacho térmico na base e, em menor escala, por eventuais sobras de lastro não contratado e energia de reserva. Não é de se esperar que ocorram situações de crise (PLD muito elevado por longo tempo) quando existem sobras significativas de lastro físico e energia de reserva, pois estas contribuiriam para a preservação dos níveis dos reservatórios. Assim, agentes detentores tanto de geração hidrelétrica quanto termelétrica, na proporção correta, não teriam exposições significativas ao PLD durante cenários hidrológicos desfavoráveis, restringindo o impacto financeiro ao valor da CVU das térmicas. No entanto, os mecanismos de leilão até hoje adotados, dificultam a adoção de tal estratégia por empreendedores, pois os empreendimentos são leiloados separadamente e as térmicas sempre na modalidade por disponibilidade. Ora, como as distribuidoras já têm contratada em CCEAR a quase totalidade do parque térmico instalado, elas já estão protegidas do risco associado à exposição ao PLD no MCP. Restaria o custo financeiro relativo ao CVU das termelétricas contratadas, cujo mecanismo de financiamento já está implantado: as bandeiras tarifárias.

9 Mesmo para a parcela de deslocamento das hidrelétricas causado pela energia de reserva, a distribuição dos valores acumulados na CONER é mais uma medida de proteção da exposição dos concessionários de distribuição. Com base no exposto, concluímos que a contratação de energia elétrica de empreendimentos hidrelétricos na modalidade por disponibilidade (que equivale, para a distribuidora, ao regime de cotas) proporcionaria a vantagem de eliminar o risco hidrológico para a empresa de geração, promovendo a redução dos preços nos leilões e, portanto, a modicidade tarifária. Os riscos referentes à performance (entrada em operação, disponibilidade etc.) devem ser alocados ao empreendedor, pois estes estão sob sua gestão. 6. Proposta de mitigação do risco hidrológico Em resposta a primeira questão proposta pela ANEEL pela Audiência Pública nº 32, de 2015, propomos que os leilões regulados para contratação de Energia Nova de empreendimentos hidrelétricos sejam feitos na modalidade por disponibilidade, eliminando o isco hidrológico para o empreendedor. Adicionalmente, cabe ressaltar que, embora no agregado de todas as distribuidoras, o excedente de geração térmica seja aproximadamente igual ao deslocamento da geração hidrelétrica, a falta de homogeneidade na distribuição dos CCEAR de geração termelétrica entre as distribuidoras pode redundar algumas com sobras e outras com déficits. Isso se deve principalmente à realocação de CCEAR efetuada em fev de 2013, em cumprimento de dispositivos da Lei nº , e, em menor escala, pelas diferenças de volumes contratados nos leilões. Por essa razão, propomos que sejam previstos, também, mecanismos de redistribuição dessas sobras e déficits de excedente de geração termelétrica em relação ao lastro físico, de forma a não criar desequilíbrio entre as distribuidoras.