EDP Energias do Brasil

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1 EDP Energias do Brasil Contribuição à Audiência Pública ANEEL nº 54/2014: Definição dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação das Diferenças PLD Brasília, 10 de novembro de 2014.

2 Sumário Executivo O PLD apresenta uma volatilidade mensal que é 8,5 vezes superior ao ibovespa. Esta volatilidade traduz-se em riscos percebidos pelo Setor Elétrico que acabam por atuar de forma contrária à Modicidade Tarifária e aos investimentos. Para limitar o risco, a própria regulamentação (Decreto 5.163/2004) prevê o estabelecimento de valores Piso e Teto para o PLD, bem como delega à ANEEL a competência para estabelecer estes valores. A EDP realizou também uma pesquisa para relacionar a teoria econômica de Preços ao Setor Elétrico Brasileiro. Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da curva de oferta de energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos de seca tende a disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado de curto prazo, aferidos como Excedente do Produtor. Exemplos recentes dessa situação ocorreram em 2013 e 2014, onde o Excedente do Produtor custou aos consumidores valores bilionários e endividamento setorial, sem atrair oferta de energia ou reduzir o consumo. A oferta de energia é determinada pelos Leilões A-3 e A-5, os quais têm atraído oferta de Geradores de Longo Prazo (GLP), que se comprometem a vender energia por horizontes de 15 a 30 anos. Nestes leilões, o papel do PLD na receita do investidor é muito limitado. No entanto, sua volatilidade representa uma papel de risco crescente nos últimos anos. Nos Leilões de Energia Existente (A-1 e Ajuste), ou mesmo nos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits das distribuidoras (MCSDs), a oferta de energia simplesmente não ocorre quando há cenários de PLDs elevados. Os Geradores de Curto Prazo (GCP), aqueles com sobra de energia existente, sentem que vender energia nestes leilões é menos lucrativo e mais arriscado do que vender no mercado de curto prazo, por isso preterem a venda nesses leilões. A ANEEL propôs o PLD Teto de R$388/MWh e o PLD Piso de R$30/MWh. A EDP concorda e apóia a proposta da ANEEL, pois, de forma independente, a EDP desenvolveu uma metodologia para cálculo destes valores, chegando aos valores de R$399/MWh e R$39/MWh para os PLDs Teto e Piso, respectivamente. A metodologia desenvolvida pela EDP foi apresentada na Consulta Pública ANEEL nº 09 de 2014 e é reapresentada neste documento apenas a título de demonstrar a completude da sua proposta. As simulações realizadas pela EDP indicam que se o PLD Teto de 2014 fosse da ordem de R$400/MWh, a redução de custos para os consumidores seria da ordem de R$8 bilhões somente para o primeiro semestre do ano. Esta redução de custos envolve: Exposição Involuntária, Risco Hidrológico, Encargos de Serviços do Sistema, Contratos por Disponibilidade e Energia de Reserva. Para o ano de 2015, o PLD Teto em torno de R$400/MWh determina custo total mínimo para as distribuidoras, mesmo nos cenários em que a Exposição Involuntária é nula. Para os Geradores de Longo Prazo, reduzir o PLD Teto significa reduzir o risco percebido pelos agentes, com benefícios para a Modicidade Tarifária, para a Segurança Energética e para a Segurança Contratual.

3 Para os Geradores de Curto Prazo, reduzir o PLD Teto significa reduzir suas receitas esperadas no curto prazo (horizonte de até 6 meses, principalmente). Ainda assim reduzir o PLD Teto significa diminuir o risco percebido por estes agentes. A medida mitigadora para reduzir o impacto do PLD nos GCPs é a contratação de energia por prazos mais longos (48 meses ou mais). A ANEEL também propôs que os Encargos de Serviços do Sistema ESS decorrentes da operação das usinas despachadas por ordem de mérito, porém com custo variável superior ao PLD, sejam rateados entre os agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo. A EDP realizou inúmeras análises desta proposta e concluiu que ela não deve prosperar. Ratear o ESS pelos agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo significa acentuar a assimetria tarifária já existente entre as diversas distribuidoras. Esta assimetria determina efeitos indesejados para os consumidores, que verão reajustes tarifários muito diferentes entre as distribuidoras. Neste sentido, a EDP propõe que o ESS decorrente da operação das usinas despachadas por ordem de mérito seja rateado de forma igualitária entre todos os agentes de consumo.

4 1 Sumário 2 Introdução O Papel do Preço Princípios Microeconômicos Características do Investimento no Setor Elétrico Custo Marginal, Custo de Operação e Oferta de Energia no Curto Prazo O Mercado de Curto Prazo e o Modelo de Comercialização de Energia Liquidez da Oferta de Energia e PLD Leilões de Energia Nova Leilões de Energia Existente Limites de PLD e Rateio de ESS Proposta da Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL Fundamentos Legais dos Limites do PLD Dos Princípios da Subsidiariedade e da Proporcionalidade Do Princípio da Legalidade Do Princípio da Eficiência dos Atos Administrativos Do Princípio da Segurança Jurídica Propostas Apresentadas pela EDP na Consulta Pública 09/ Cálculo do PLD Teto Cálculo do PLD Piso Rateio do ESS Impactos sobre a Assimetria Tarifária Fundamentos Legais do Rateio doess Simulação de Impacto para as Distribuidoras Determinação do PLD* para o 1º Semestre de Determinação do PLD* para o ano de Simulação de Impacto para os Geradores Simulação de Impacto para os Geradores de Longo Prazo (GLPs) Simulação de Impacto para os Geradores de Curto Prazo (GCPs) Conclusões

5 Índice das Conclusões Relevantes Conclusão Relevante 1 PLD mensal é 8,5 vezes mais volátil que o ibovespa Conclusão Relevante 2 Volatilidade também é ocasionada pelos modelos Conclusão Relevante 3 Delegação para os limites de PLD é da ANEEL Conclusão Relevante 4 O PLD é importante para o mercado de contratos Conclusão Relevante 5 O PLD Teto limita o Excedente do Produtor Conclusão Relevante 6 Demanda e oferta são praticamente inelásticas Conclusão Relevante 7 Possibilidade de elevação do PLD reduz a oferta de energia existente nos Leilões Regulados Conclusão Relevante 8 Limitar o Excedente do Produtor em mercados inelásticos e com expansão de longo prazo de maturação é uma questão de sustentabilidade Conclusão Relevante 9 A análise microeconômica do Setor Elétrico Brasileiro precisa considerar a estrutura peculiar do setor Conclusão Relevante 10 O PLD Teto estabelece discriminação de preços Conclusão Relevante 11 PLD Teto menor em 2014 economizaria R$ 8 bilhões Conclusão Relevante 12 Nos Leilões de Energia Nova, PLD volátil representa risco Conclusão Relevante 13 A oferta nos Leilões de Energia Existente depende do PLD Conclusão Relevante 14 Teto e Piso do PLD devem ser revistos para reduzir risco Conclusão Relevante 15 Redução do PLD Teto direciona recursos para investimentos produtivos no Setor Elétrico Conclusão Relevante 16 Elevação do PLD Piso reduz o risco dos empreendedores Conclusão Relevante 17 Proposta da ANEEL atende aos princípios legais Conclusão Relevante 18 - As propostas desta Audiência Pública não trazem inovação às regras vigentes desde Conclusão Relevante 19 A proposta da Audiência Pública é proporcional e eficiente Conclusão Relevante 20 A proposta da ANEEL atende aos preceitos da Segurança Jurídica Conclusão Relevante 21 A EDP apóia a Proposta da ANEEL e ainda apresenta uma proposta para aprimoramentos futuros da metodologia atual Conclusão Relevante 22 Assimetrias nos portfólios de contratos de energia das distribuidoras precisam ser reduzidas Conclusão Relevante 23 O critério de rateio do ESS pela exposição ao Mercado de Curto acentua as assimetrias existentes entre as tarifas das distribuidoras

6 Conclusão Relevante 24 Rateio do ESS precisa ser igualitário Conclusão Relevante 25 Rateio do ESS deve ser classificado como multimercado Conclusão Relevante 26 PLD Teto menor beneficiaria a Modicidade Tarifária em Conclusão Relevante 27 PLD Teto menor beneficiará a Modicidade Tarifária no Longo Prazo Conclusão Relevante 28 Resultados da EDP são muito próximos aos apresentados pela CCEE. 51 Conclusão Relevante 29 PLD Teto menor reduz risco dos Geradores Conclusão Relevante 30 PLD Teto em torno de R$400/MWh não eleva propensão ao risco dos Agentes de Geração Conclusão Relevante 31 PLD Teto menor incentiva a venda de energia em contratos de Longo Prazo Conclusão Relevante 32 PLD Teto menor reduz a Receita Esperada dos Geradores de Curto Prazo. Mitigação se dá por venda em contratos mais longos

7 PLD Sudeste - R$/MWh 2 Introdução Houve nos últimos anos experiências setoriais capazes de medir de forma efetiva e inconteste a volatilidade do PLD. Conforme pode ser observado na Figura 1, houve períodos de elevação de PLD decorrentes de atrasos no período chuvoso (janeiro e fevereiro de 2008, por exemplo), bem como elevações de PLD em períodos secos mais severos (segundo semestre de 2013, por exemplo). Assim, o PLD estaria a princípio cumprindo o seu papel de refletir no curto prazo as condições de produção da energia elétrica, sobretudo relacionadas à falta ou a escassez de água para a produção hidroelétrica Figura 1 - Valores de PLD Mensal desde 2004 para Região Sudeste. As variações do PLD têm sido tão frequentes e tão intensas, que qualquer agente do Setor Elétrico afirma, com convicção, que o PLD é muito volátil. Tecnicamente, a volatilidade pode ser medida por meio de um cálculo relativamente simples, descrito em três passos: 1. Suponhamos que x t seja uma série de valores para t = 1, 2, 3,..., N. 2. A partir da série x t, constrói-se a série de variações de valores de x, vx t, t = 1, 2, 3,..., N-1, do seguinte modo: vx t = x t+1 x t 3. A volatilidade da série x t, v(x), é definida como o desvio padrão da série vx t : v(x) = N 1 t=1 (vx t vx ) 2 N 2 N 1 vx t vx = t=1 N 1 4

8 De forma geral, para um determinado intervalo de tempo t, se o valor de x t para o intervalo t+1 tiver baixa variação em relação ao intervalo t, a série vx t terá valores relativamente uniformes e um baixo desvio padrão, ou seja, sua volatilidade será baixa. Por outro valor, se as variações x t forem frequentes, isso faz com que a série vx t tenha valores dispersos e seu desvio padrão acaba por ser elevado, ou seja, sua volatilidade será alta. Na Figura 2 são apresentadas três séries de valores, x 1, x 2 e x 3, e as séries contendo suas respectivas variações: vx 1, vx 2 e vx ,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, (a 1 ) Série de valores x 1 (b 1 ) Variações dos valores de x ,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, (a 2 ) Série de valores x 2 (b 2 ) Variações dos valores de x ,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, (a 3 ) Série de valores x 3 (b 3 ) Variações dos valores de x 3 Figura 2 Exemplos de cálculo de volatilidade. 5

9 A primeira série, x 1, apresenta valores que variam entre 50 e 150. Como as variações de um intervalo de tempo para outro são muito frequentes, a série de variações de x 1, vx 1, apresenta valores dispersos entre 0,5 e 2,5. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor de v(x 1 ) = 53%. A segunda série, x 2, apresenta valores que variam entre 100 e 300. Como as variações de um intervalo de tempo para o outro são relativamente comportadas, a série de variações de x 2, vx 2, apresenta valores pouco dispersos, oscilando entre 0,8 e 1,2. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor v(x 2 ) = 10%. Finalmente, a terceira série, x 3, apresenta valores que variam também entre 100 e 300. Embora sempre crescente, as variações de um intervalo de tempo para o outro são muito bem comportadas, fazendo com que a série de variações de x 3, vx 3, apresente valores praticamente constantes, entre 1,05 e 1,10. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor de v(x 3 ) = 3%. Os exemplos servem para mostrar que uma série pouco volátil não é necessariamente uma série de valores constantes, mas sim uma série cujas variações são bem comportadas. Assim, a volatilidade normalmente significa imprevisibilidade, ou grande dificuldade de previsão, pois as variações ocorrem de forma intensa e dispersa. Retornando à análise dos valores do PLD Sudeste, se fizermos com que x t seja o PLD médio mês t, para t variando de janeiro de 2004 a dezembro de 2013, a série vx t terá a forma indicada na Figura 3. Ou seja, as variações do PLD médio de um mês para outro podem ser de até 3,8 vezes. Aplicando as equações indicadas acima, concluímos que a volatilidade do PLD Mensal do Submercado Sudeste para o período de janeiro de 2004 a dezembro de 2013 é 55%. A pergunta que naturalmente se apresenta é: este valor é elevado, ou se trata de algo a ser considerado normal? Esta pergunta não pode ser respondida de forma direta. Assim, para dar referência à volatilidade apresentada, realizamos o mesmo procedimento considerando os valores do índice Bovespa. A série de valores e a série de variações do índice Bovespa são apresentadas na Figura 4. Pode-se observar que a máxima variação mensal do índice Bovespa foi 1,16 vezes, ou seja, muito inferior às variações do PLD, e que procedendo aos cálculos, podemos ainda concluir que a volatilidade do índice Bovespa é 6,5%, ou seja, muito inferior ao PLD. Conclusão Relevante 1 PLD mensal é 8,5 vezes mais volátil que o ibovespa. Conclui-se, portanto, que tecnicamente a volatilidade do PLD mensal do submercado sudeste é cerca de 8,5 vezes superior à volatilidade do índice Bovespa. Logo, realizar operações de compra e venda de energia de forma descasada, com volumes de energia expostos ao PLD, é um negócio de elevadíssimo risco, mesmo para aqueles acostumados a operar no mercado de capitais. 6

10 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 jan/14 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 jan/14 Variação do PLD Sudeste 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Figura 3 Série de variações do PLD Mensal do Sudeste ,0 3,0 2,0 1,0 0,0 (a) Série de valores do ibovespa. (b) Série de variações do ibovespa. Figura 4 Série de valores e de variações do Índice Bovespa. A princípio, poder-se-ia concluir que a alta volatilidade pode ser explicada de forma natural: um sistema hidrotérmico com predominância hidroelétrica realmente depende muito do regime de chuvas voláteis por natureza e, por conta disso, os preços do mercado de curto prazo também são voláteis. Que siga a vida... No entanto, não se pode desconsiderar que o PLD é calculado a partir de modelos computacionais. Assim, além do risco hidrológico, temos todo o risco associado aos modelos, incluindo suas metodologias, procedimentos para montagem da base de dados, dos dados que modelam as diversas usinas, etc. Há muito mais risco associado ao processo de formação de preço, do que justamente a intensidade de chuvas e das vazões nos rios. Para demonstrarmos estes riscos de forma inconteste, apresentamos na Tabela 1 um levantamento de várias mudanças realizadas no modelo computacional nos últimos anos, as quais 7

11 alteraram de forma significativa os valores de PLD ou mesmo amplificaram ou atenuaram de forma imprevisível as suas oscilações. Versão Despacho Data Versão 12 DSP /10/2004 Versão 13 DSP /09/2007 Versão 14 DSP /07/2008 Versão 15 DSP /06/2009 Versão 16 DSP /09/2010 Tabela 1 - Mudanças no Modelo de Formação do PLD. Breve Descrição das Mudanças 1. Correção no cálculo das vazões incrementais de usinas a fio d'água. Este problema pode surgir quando há dois rios com reservatórios que se encontram a montante de mais de duas usinas a fio d água em cascata. 2. Incorporação da aversão ao risco: penalidade variável e penalidade fixa. 3. Ajuste no cálculo da derivada que gera o corte de Benders relacionado à parcela da meta de desvio de água controlável. 4. Alteração na indexação do vetor de configuração da parábola de geração hidráulica máxima. 5. Utilização de ruídos diferentes por subsistema para a geração dos cenários de afluências na simulação backward. 6. Inclusão da possibilidade de seleção dos ruídos que serão adotados na geração dos cenários de afluência da simulação forward para o cálculo da função de custo futuro (escolha através de uma chave no arquivo de dados gerais). Neste caso, os ruídos são selecionados a partir do conjunto de ruídos utilizados na geração dos cenários da simulação backward, de forma a garantir que os ruídos adotados no passo backward sejam utilizados pelo menos uma vez no passo forward. 7. Aprimoramento do processo de reamostragem (Bootstrap). 8. Tratamento de usinas hidrelétricas do tipo NE durante o cálculo de energia de desvio de água. Sua vazão passa a ser considerada na usina de jusante. 1. Aprimoramento no uso da tendência hidrológica informada por posto: é permitida a funcionalidade de ir direto para a simulação final utilizando uma política de operação previamente calculada. 2. Consideração de variável de folga para a restrição de atendimento à meta de energia de vazão mínima. Essa variável é penalizada na função objetivo e o valor dessa penalidade é informado pelo usuário através do arquivo de penalidades (e.g. PENALID.DAT). 1. Inclusão da possibilidade de representação de restrições de intercâmbio com agrupamento livre. 2. Inclusão da possibilidade de representação da energia de submotorização como função das energias afluentes médias históricas. 3. Inclusão da derivada da função de perdas a fio d'água no cálculo dos cortes de Benders que representam a função de custo futuro. 1. Modelagem da função de perdas por engolimento máximo de usinas a fio d água usando MARS (Multivariate Adaptive Regression Splines). 2. Aperfeiçoamento da modelagem de subsistemas com vínculo hidráulico considerando somente cascatas pertencentes aos subsistemas hidraulicamente acoplados. 3. Inclusão de todos os desenvolvimentos relativos à Amostragem Seletiva. 4. Implantação de um critério conjunto de parada do processo iterativo do cálculo da política ótima de operação. Versão 16.1: Implantação da modelagem de despacho antecipado de usinas térmicas a gás natural liquefeito (GNL). Versão 16.2: Desconsideração do critério de mínimo ZSUP na iteração corrente quando o critério de parada for composto apenas pelo critério estatístico de convergência. Versão 16.3: Inclusão de procedimento em que a Amostragem Aleatória Simples substitua a Amostragem Seletiva quando o número de cenários hidrológicos utilizados nas simulações 8

12 Versão Despacho Data Versão 17 DSP /12/2012 Breve Descrição das Mudanças forward e/ou backward do cálculo da política ótima de operação for menor do que um valor mínimo (5 cenários). Versão 17: 1. Aplicação de alocação dinâmica de memória em trechos do programa. 2. Inclusão de procedimento para resolver PLs que apresentaram inviabilidades muito pequenas (da ordem de 10-6). 3. Seleção dos cortes de Benders da função de custo futuro a serem utilizados no algoritmo de PDDE em cada problema de despacho de geração. 4. Mecanismo de Aversão a Risco: SAR. 5. Mecanismo de Aversão a Risco: CVaR. Versão : 1. Reestruturação de procedimentos utilizados no processamento paralelo, o que possibilitou uma redução significativa do tempo computacional em qualquer uma das opções de mecanismos de aversão a risco (MAR), e também no caso de não adoção de MAR. Em particular, houve uma sensível redução na opção SAR. Conclusão Relevante 2 Volatilidade também é ocasionada pelos modelos. Além da volatilidade associada à produção de energia sobretudo às vazões afluentes aos reservatórios, a incerteza do valor do PLD é acentuada pela dependência de modelos matemáticos que são revistos com frequência relativamente alta. Ainda assim, mesmo sabendo que o PLD é altamente volátil e que muitas interferências no próprio modelo contribuem de forma imprevisível para esta volatilidade, poder-se-ia simplesmente concluir que isso é bom, pois assim os agentes devem se manter contratados e evitar exposições ao PLD. Exposição ao PLD é muito perigoso! Viva a volatilidade... Ocorre que a volatilidade se traduz em incerteza, caracterizando risco e possuindo impactos diretos sobre a liquidez do mercado de energia e sobre os preços da energia elétrica praticados de forma ampla e irrestrita, com desdobramentos para todos os consumidores de energia do país. De forma geral, quanto maior o risco percebido, maior o preço praticado pelos agentes de produção e, assim, maior a tarifa do consumidor final. Em casos extremos, se o risco percebido é muito alto, as negociações contratuais acabam por não ocorrer, pois os agentes de produção entendem que fazer a venda pode lhes custar muito caro. Deste modo, para dar liquidez ao mercado, assegurar a continuidade da prestação de serviço e contribuir para Modicidade Tarifária, é do interesse público que a volatilidade do PLD seja limitada. Tanto isso é verdade, que a própria regulação setorial de forma prudente prevê a existência de valores de piso e de teto ao PLD. Trata-se de uma forma de limitar o poder e os impactos que oscilações do PLD podem trazer ao equilíbrio econômico-financeiro das empresas que atuam no Setor Elétrico Brasileiro, prevista pelo poder executivo no art. 57 do Decreto 5.163/2004: 9

13 2o O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado (grifo nosso). 3o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties (grifo nosso). Conclusão Relevante 3 Delegação para os limites de PLD é da ANEEL. A ANEEL foi delegada para estabelecer o valor mínimo e o valor máximo do PLD. O conceito que prevaleceu, em 2003, para determinação do PLD máximo, foi o porte da usina termoelétrica, tal como pode se observar no trecho abaixo, da Nota Técnica 41/2003- SEM/SRG/SRC/ANEEL, de 25 de junho de 2003: O PMAE_Max foi inicialmente definido considerando o preço declarado dentre as UTE s de porte significativo do conjunto de dados de entrada dos modelos de otimização energética. A ideia básica era que o PMAE_Max deveria ser tal que remunerasse aquela térmica. À época, a UTE mais cara era a de Camaçari, com declaração de preços da ordem de R$319,00/MWh. Considerando uma pequena margem de segurança para, por exemplo, prever a possibilidade de pequenas variações do custo de combustível, foi adotado para o PMAE_Max o valor de R$350/MWh, conforme par. 2º, do art. 6º da Resolução CGE nº 109, de Este mesmo conceito de porte da usina termoelétrica e de seu significado para o sistema persistiu na Audiência Pública ANEEL nº 046/2003, que resultou na Resolução ANEEL º 682/2003, determinando que o limite do PLD seja atualizado anualmente, para ser adotado entre a primeira e a última semana operativa de preços de cada ano, considerando o menor valor entre: i) A declaração de preço estrutural da usina termoelétrica mais cara, com capacidade instalada maior que 65MW, na determinação do Programa Mensal de Operação (PMO) do mês de janeiro do ano correspondente; e ii) Atualização do valor máximo daquele ano (R$452,00/MWh) pela variação do IGP-DI entre os meses de novembro de um ano e novembro do ano consecutivo. É importante observar que o porte da usina, no caso os 65MW, representa ou tenta representar o porte de uma usina considerada relevante para o sistema. Conclui-se, portanto, que a partir de certo ponto há um descolamento entre operação e preço de contratos, pois o conceito que está a nortear o estabelecimento do PLD está associado à operação do sistema, embora o PLD em si não tenha impacto direto sobre a operação. 10

14 Na realidade, o Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS determina o quanto cada usina deve gerar a cada momento, sem olhar para o PLD. Os preceitos para a operação do sistema são o custo de operação, as restrições relacionadas aos usos múltiplos da água e a segurança energética. Tanto isso é verdade que em situações em que há previsão de secas ou do atingimento de níveis relativamente baixos dos reservatórios, o ONS despacha usinas termoelétricas, ainda que não pagas pelo PLD (custo variável superior ao PLD), de modo a preservar os estoques de água das hidroelétricas e assim reduzir o risco de ocorrência de cortes de carga ou mesmo de racionamento de consumo. Seguindo este raciocínio, os valores de piso e teto do PLD passam a influenciar muito mais as negociações do mercado de contratos de energia de curto prazo, do que as condições efetivas de produção da energia. Há de se considerar ainda os impactos nos contratos de mais longo prazo, pois os limites de PLD influenciam também o risco percebido pelos empreendedores que realizam ofertas nos Leilões de Energia Nova. Conclusão Relevante 4 O PLD é importante para o mercado de contratos. O PLD determina a liquidez do Mercado de contratos, mas não a oferta física de energia, pois o despacho das usinas é determinado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. Para que haja um aprofundamento do papel do PLD como sinal de preço no Setor Elétrico, são apresentados na sequência os princípios macroeconômicos do preço de forma geral e as características de operação e de expansão do Setor Elétrico. O objetivo é avaliar até que ponto o PLD exerce realmente um papel de sinalizador de preço na construção de novas usinas e no comportamento eficiente dos consumidores. 11

15 3 O Papel do Preço 3.1 Princípios Microeconômicos Em um mercado, o preço tem a função de regular a relação entre a Oferta e a Demanda: Do lado da Oferta, sendo o preço o principal indicador da atratividade da indústria, as firmas serão atraídas ao setor quando o preço for alto e serão desestimuladas a permanecer no setor quando o preço for baixo. Do lado da Demanda, os consumidores irão consumir menos quando o preço estiver alto e mais quando o preço estiver baixo. Esses comportamentos são representados graficamente na Figura 5. Figura 5 - Mercado em Equilíbrio. A Oferta é dada pelo Custo Marginal. Enquanto o Custo Marginal de se produzir uma unidade adicional for inferior ao preço de mercado, as empresas terão incentivo a produzir esta unidade. Em um mercado competitivo, as firmas não auferem nem lucros extraordinários e nem lucros insatisfatórios. No primeiro caso, de lucros extraordinários, novos competidores entrariam no mercado e aumentariam a oferta de produtos, reduzindo consequentemente o preço. No segundo caso, de lucros insatisfatórios, as firmas sairiam do mercado e reduziriam a oferta de produtos, aumentando consequentemente o preço. Portanto, em um mercado competitivo, a maioria das firmas se encontraria em uma situação de lucros normais, dado o risco do negócio. Nesse caso, o custo médio (que inclui o lucro econômico) é igual ao preço de mercado, tal como representado na Figura 6. 12

16 Figura 6 - Equilíbrio de Custos em um mercado competitivo. Conforme demonstrado na Figura 7, dentre as unidade produzidas, algumas possuem um custo que é inferior ao preço ao qual são vendidas no Mercado. Nesse caso, há um excedente do produtor: caso o preço fosse diferenciado para cada unidade produzida, algumas unidades poderiam ser comercializadas a preços mais baratos que outras, por possuírem um custo menor. A diferença entre o preço vendido e o custo de produção é chamada de Excedente do Produtor. De forma análoga, alguns consumidores estariam dispostos a pagar mais pelo bem do que o preço de equilíbrio do mercado. A diferença entre o que esses consumidores estariam dispostos a pagar e o preço do bem é chamada de Excedente do Consumidor. A soma do Excedente do Consumidor com o Excedente do Produtor é chamada de Bem-estar Social. Figura 7 - Excedente do Consumidor e do Produtor. É possível haver situações nas quais é permitido diferenciar preços entre consumidores ou produtores. Ao invés de todo o mercado trabalhar com um único preço, existem múltiplos preços 13

17 individuais. Caso ocorra essa discriminação de preços entre os produtores, por exemplo, todo o Bem-estar social será capturado pelos consumidores, tal como indicado na Figura 8. Conclusão Relevante 5 O PLD Teto limita o Excedente do Produtor. O estabelecimento do PLD Teto pode ser entendido como o estabelecimento de limites para os quais o excedente do produtor passa a ser limitado, de modo que as usinas mais caras passam a receber somente seus custos de produção e não mais o custo marginal do sistema. Figura 8 - Excedente do Consumidor em uma situação de discriminação de preços entre os ofertantes. Podem existir situações nas quais o mercado não se encontra em equilíbrio. Um caso típico seria quando o Preço de Mercado se encontra acima do Custo Médio de produção de um determinado bem. Essa situação permitiria às empresas auferirem lucros extraordinários, tal como ilustrado na Figura 9. Situações como esta podem ocorrer quando o custo de um novo ofertante passar a atuar no mercado é muito alto, ou mesmo quando o tempo para a entrada deste novo ofertante é relativamente longo. Ou ainda, este desequilíbrio pode ocorrer quando há a expectativa de que a situação é temporária, de modo que os novos ofertantes avaliam a entrada no mercado como um investimento de alto risco. Todas estas situações refletem, de certo modo, o comportamento do custo marginal de operação de um sistema elétrico, em que investir em uma nova fonte de produção demanda muitos recursos e precisa de prazos relativamente longos de construção. 14

18 *P Lucro *Q Figura 9 - Mercado desequilibrado: o preço de mercado é superior ao Custo Médio de Produção. 3.2 Características do Investimento no Setor Elétrico A matriz energética brasileira é predominantemente hidrotérmica. Atualmente, cerca de 2/3 da potência instalada do setor é hidrelétrica. O restante da capacidade se refere basicamente a usinas termelétricas, tal como ilustrado na Figura 10. Figura 10 Matriz Energética Brasileira. Essa matriz revela uma grande dependência das vazões afluentes aos reservatórios. A Figura 11 (Oferta e Demanda em uma situação de alta afluência) revela três aspectos econômicos decorrentes dessa matriz energética: Grande parte da oferta é atendida pela geração hidrelétrica. A demanda é altamente inelástica, pois energia elétrica é um bem essencial. A falta de resposta da Demanda é ampliada especialmente pela Lei do Plano Real. Essa lei restringe a 15

19 alteração de tarifas administradas a prazos não inferiores a 1 ano. Dessa forma, o mercado regulado, que representa mais de 70% do total de consumo, não é sequer afetado pelos preços de curto prazo até o próximo aniversário contratual de reajuste tarifário. A oferta também é altamente inelástica no trecho em que as termelétricas passam a ser despachadas. São necessários grandes aumentos de preços para pequenos acréscimos de oferta no sistema. Paga-se muito por pouco! Conclusão Relevante 6 Demanda e oferta são praticamente inelásticas. Demanda e oferta praticamente inelásticas fazem com que grandes variações de preço determinem pouca ou nenhuma variação de consumo, bem como pouca variação de oferta. O preço varia; as condições de atendimento ao consumo não! Figura 11 - Equilíbrio entre Oferta e Demanda de Curto Prazo no Setor Elétrico em uma situação de alta Afluência. Com essas características exploradas na Figura 11 alta inelasticidade tanto da demanda quanto da oferta é de se esperar grandes variações de preços com poucas variações de quantidades de oferta de energia, por exemplo. De fato, em 2014, o consumo cativo não respondeu ao sinal de preço, tal como pode ser observado na Figura 12. As barras verdes correspondem às variações do PIB e as linhas azul e vermelha correspondem, respectivamente, às variações dos consumos totais dos mercados regulados (ACR) e livre (ACL). Os meses de janeiro e fevereiro de 2014 apresentaram alto crescimento da carga, devido principalmente às altas temperaturas, sem observar uma correlação negativa com o preço do mercado de curto prazo. Até abril/2014 o crescimento do Mercado Regulado se manteve dentro do crescimento normal, em torno de 5%. 16

20 Variação em relação ao ano anterior - % Variação em relação ao ano anterior - % 15% 10% PIB ACR ACL 5% % -5% -10% jan fev mar abr mai jun jul ago set Figura 12 PIB e consumos totais no ACR e no ACL em A princípio, em uma análise superficial, poder-se-ia afirmar que o Mercado Livre responde a preço e o Mercado Regulado não. No entanto, tal como pode ser observado na Figura 13, a redução de consumo ocorreu tanto para clientes livres quanto para clientes cativos. Trata-se na realidade de um problema econômico estrutural, associado ao esgotamento da capacidade de endividamento e consumo da população, com impactos diretos na venda de automóveis e na construção civil, tal como apresentado na Figura 14. Portanto, não se pode afirmar que o alto valor do PLD causou a queda de consumo de energia do mercado livre do período, uma vez que ao mesmo tempo a atividade econômica se arrefecia, e esta pode ter sido a principal indutora do comportamento do consumo de energia. De fato, tal como apresentado, mesmo o consumo industrial do mercado cativo também apresentou queda no segundo trimestre, ainda que não estivesse sujeito aos preços do mercado de curto prazo. 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% -8% -10% -12% Indústria ACR Indústria ACL jan fev mar abr mai jun jul ago set Figura 13 Variação de consume da indústria no ACR e no ACL em 2014, na área de Concessão da Bandeirante Energia. 17

21 Variação em relação ao ano anterior - % 10% % -10% -20% -30% -40% Automobilistica Construcao civil jan fev mar abr mai jun jul ago set Figura 14 Crescimento da indústria no Brasil em Não bastasse a característica de inelasticidade, a energia elétrica é um bem não armazenável. O que se pode armazenar é a energia potencial em reservatórios de hidrelétricas ou o combustível em termelétricas. No entanto, devido ao esgotamento de potenciais hidrelétricos e às restrições ambientais, os reservatórios brasileiros têm cada vez menor capacidade de armazenamento frente à carga total do sistema. Com isso, a principal fonte de energia elétrica tem limitada capacidade de regularização de produção energética, insuficiente para a estabilização de preços não depender da afluência do período 1. Figura 15 - Capacidade de Armazenamento versus meses de carga. Consequência na relação de preços presentes e futuros As alterações da afluência de anos chuvosos para anos secos possui um grande impacto no custo marginal do sistema, tal como indicado na Figura 16. Com essas características no setor elétrico, em anos mais secos, esse equilíbrio se desloca, provocando grandes alterações no preço de mercado. 1 Isso quer dizer que a relação de preços presentes e futuros é muito fraca. Essa característica causa grande volatilidade de custos ao setor, pois não há estabilidade de preços no médio e longo prazo. 18

22 Figura 16 - Deslocamento da curva de Oferta em um ano de seca e Excedente do Produtor resultante. Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da curva de oferta de energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos de seca tende a disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado de curto prazo, aferido na Figura 16 pela área do Excedente do Produtor, capturada pelos geradores de energia existentes no período. Exemplos recentes dessa situação ocorreram em 2013 e 2014, onde o Excedente do Produtor custou aos consumidores cativos R$ 1,9 bilhões em 2013 e R$ 13 bilhões até agosto de Esse lucro extraordinário é concentrado principalmente pelas geradoras com baixo custo de operação (como as hidrelétricas) e que não possuem contratos de venda. Essas geradoras possuem grande diferença entre o custo de produção do MWh e o preço de mercado. Essa característica do setor elétrico brasileiro o difere de um mercado teórico de concorrência perfeita, onde a curva de custos marginais de produção é similar entre as empresas. Conclusão Relevante 7 Possibilidade de elevação do PLD reduz a oferta de energia existente nos Leilões Regulados. A possibilidade de lucros extraordinários em situações de desequilíbrio faz com a oferta nos Leilões de Energia Existente não ocorra, determinando assim a exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo justamente nos períodos de escassez. Ainda que a teoria econômica preconize que setores que oferecem lucros extraordinários atrairão novos competidores no longo prazo, isso não é o que ocorre no setor elétrico. Devido à mencionada característica que o preço futuro é diferente do preço presente, os investidores não são estimulados a construir novas usinas para aproveitar a situação de escassez de curto prazo. Maiores afluências futuras derrubariam o preço muito antes de novas usinas entrarem em operação. 2 Valores referentes apenas a parcela de exposição ao mercado de curto prazo atendido pela CDE ou Conta- ACR. 19

23 Os preços elevados em momentos de escassez de energia tampouco servem para reduzir o consumo de energia elétrica. Conforme mencionado, todo o mercado cativo não é afetado instantaneamente pelo aumento de preços, pois os reajustes tarifários são anuais 3. A própria inelasticidade da demanda de energia elétrica torna a resposta da demanda menos relevante do que a variação da afluência. Conclusão Relevante 8 Limitar o Excedente do Produtor em mercados inelásticos e com expansão de longo prazo de maturação é uma questão de sustentabilidade. Como não há mecanismos pré-definidos para limitar o consumo em períodos secos (regras de racionamento, por exemplo), e como a oferta de energia elétrica depende de longos prazos para construção dos empreendimentos, uma forma eficaz de evitar Excedentes do Produtor elevados é estabelecer limites de preço. Evitam-se assim também os impactos contrários à Modicidade Tarifária e ao equilíbrio do fluxo de pagamentos do Setor Elétrico. Trata-se de uma questão de sustentabilidade estrutural do suprimento de energia elétrica. 3.3 Custo Marginal, Custo de Operação e Oferta de Energia no Curto Prazo No Brasil, adota-se um modelo de despacho da operação das usinas que é compulsório e centralizado, em o que o quanto cada usina vai produzir a cada momento é determinado por um operador independente, no caso o Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. O processo de despacho como um todo acaba sendo realizado com o objetivo de minimizar os custos de operação globais, atentando para limites máximos permitidos de risco de falta de energia. Esse modelo de despacho compulsório contrasta com o modelo de mercados livres concorrenciais, onde a quantidade ofertada de produtos é uma escolha do produtor. Conclusão Relevante 9 A análise microeconômica do Setor Elétrico Brasileiro precisa considerar a estrutura peculiar do setor. O operador centralizado muda completamente a análise microeconômica do setor elétrico brasileiro. Devido ao despacho ser compulsório, o preço de mercado não mais regula a quantidade de energia ofertada no curto prazo, que é garantida pelo despacho do ONS. Outro mecanismo existente no setor elétrico brasileiro é o Encargo de Serviços do Sistema ESS. O ESS garante ao gerador despachado compulsoriamente e com custo superior ao preço do mercado de curto prazo a receita adicional para equilibrar seu custo de produção. 3 Mesmo as Bandeiras Tarifárias cobrem custos de R$ 350 / MWh, não custos de exposição involuntária de R$ 800 / MWh. 20

24 Figura 17 Captura do Excedente do Produtor pelo Consumidor através de discriminação de preços de primeiro grau. Esses dois mecanismos possibilitam a captura do Excedente do Produtor para o Consumidor, garantindo o equilíbrio de custos dos produtores e o abastecimento do mercado. Por meio do Despacho centralizado, garantiu-se o atendimento à demanda no curto prazo. Por meio do ESS, garantiu-se que cada produtor auferisse exatamente a receita no curto prazo para balancear o seu custo de produção. Portanto, cada produtor aufere um preço diferente do outro, a depender de seu custo de produção. Como resultado, o consumidor tem maximizado o seu excedente. Conclusão Relevante 10 O PLD Teto estabelece discriminação de preços. O Despacho Compulsório e o ESS permitem ao Setor Elétrico Brasileiro buscar maior modicidade tarifária ao consumidor, através justamente de um mecanismo de discriminação de preços de primeiro grau. É claro que para se obter a discriminação perfeita de todas as usinas do setor, seria necessário que o PLD teto fosse no limite de R$ 0 / MWh, e que toda a receita para cobrir os custos do produtor fosse fornecida pelo ESS diferenciado para cada usina. Essa não é a proposta da EDP ora apresentada. A proposta da EDP converge com a proposta da ANEEL, de um PLD teto de R$ 388 / MWh. A discriminação de preços ocorreria para as usinas acima desse teto, que traria benefícios estimados de R$ 8 bilhões apenas no 1º semestre de O PLD teto de R$ 388 / MWh forneceria incentivo suficiente para que consumidores não fossem estimulados a contratar energia de curto prazo. Conclusão Relevante 11 PLD Teto menor em 2014 economizaria R$ 8 bilhões. O PLD teto de R$388/MWh durante o primeiro semestre de 2014 teria evitado o primeiro aditivo ao contrato da Conta ACR. 21

25 3.4 O Mercado de Curto Prazo e o Modelo de Comercialização de Energia Conceitualmente, o Mercado de Curto Prazo transacionaria os excedentes e déficits de energia entre os agentes do setor. Mesmo supondo que toda a carga esteja devidamente contratada, ainda haveria transações no mercado de curto prazo entre os geradores. Devido à matriz energética hidrotérmica, e a volatilidade das afluências, há uma transação constante entre geradores hidrelétricos e termelétricos, dependendo do momento de chuva ou seca. Figura 18 - Transações no Curto Prazo em momentos de afluência abundante, afetando principalmente os agentes de geração. No entanto, nem sempre a carga está totalmente contratada. No Brasil, existem dois ambientes de contratação de energia: o de contratação livre (ACL) e o de contratação regulada (ACR). O ACL possui condições livremente negociadas entre as partes. Já o ACR possui restrições na contratação de energia. As distribuidoras participam do ACR, enquanto os consumidores livres do ACL. Figura 19 - Transações no Curto Prazo em momentos de seca. 22

26 No ACL, não é raro as negociações de contratos para a expansão ocorrerem no ano do fim da vigência do mesmo. Sempre que há o vencimento de um contrato, o comercializador de energia tem a opção de vender a energia para consumidores ou liquidar a energia no mercado de curto prazo. Essa escolha é guiada pelo preço de curto prazo (PLD) esperado. No ACR, a recontratação de montantes de energia de contratos vencidos é feita compulsoriamente 4 em leilões A-1. Esses leilões historicamente ocorrem em dezembro, a alguns dias do início de suprimento, em janeiro do ano seguinte. Nesse momento, os geradores possuem menor grau de incerteza do preço do mercado de curto prazo para o ano seguinte. Nos anos em que o preço no mercado de curto prazo disparou (como 2008, 2013 e 2014), os leilões de energia existente foram total ou parcialmente frustrados. Isso indica um comportamento dos geradores de energia elétrica de preferirem liquidar a energia no mercado de curto prazo ao invés de vendê-la no Leilão A-1. Com esse comportamento, a quantidade de energia transacionada no mercado de curto prazo, que teoricamente poderia se restringir aos geradores hidro e termelétricos, é aumentada substancialmente. Esse aumento de energia transacionada no curto prazo a preços elevados embute um elevado ônus à sociedade, sobretudo aos clientes cativos das distribuidoras que possuem pouca flexibilidade para a contratação de energia. Na sequência apresentamos os resultados dos Leilões Regulados, em que podemos constatar que a expansão de longo prazo é garantida pelas distribuidoras nos Leilões de Energia Nova, em que há liquidez; por outro lado, no curto prazo as distribuidoras encontram-se short porque a expectativa de um lucro extraordinário com o PLD elevado limitam a oferta nos Leilões de Energia Existente. Figura 20 - Aumento da energia transacionada no mercado de curto prazo em anos de seca (preço elevado). 4 Existem penalidades no repasse de energia nova no caso de recontratações de montantes abaixo de um piso mínimo regulamentar. Art. 40, Decreto

27 4 Liquidez da Oferta de Energia e PLD 4.1 Leilões de Energia Nova Desde 2005, ocorreram até 19 Leilões de Energia Nova, incluindo somente os Leilões A-3 e A-5, conforme apresentado na Tabela 2. Observa-se que dois Leilões foram cancelados por falta de necessidade das distribuidoras, e todos os demais sempre apresentaram contratação de energia. Apesar de individualmente alguns Leilões não terem conseguido atender a toda a demanda das distribuidoras, de forma global há um superávit contratual de 1%, ou seja, há liquidez para o mercado de Energia Nova. Esta constatação é importante, pois indica que a necessidade futura de energia está sempre a ser contratada, tendo como direcionadores de preço as receitas e os recursos necessários para construir os empreendimentos, operá-los e mantê-los. Há, na grande maioria dos casos de empreendimentos novos, muita pouca relação entre os Leilões e o PLD. Conclusão Relevante 12 Nos Leilões de Energia Nova, PLD volátil representa risco. A oferta de energia nova é realizada por meio dos Leilões Regulados. As variações de PLD correspondem a riscos para os empreendedores e não a estímulos para o investimento. Em termos econômicos, podemos dizer que há um mercado futuro de energia que apresenta liquidez, com as necessidades de energia declaradas com 3 ou 5 anos de antecedência sendo plenamente atendidas. Logo, o próximo passo é avaliar o impacto do PLD nos contratos de mais curto prazo, negociados nos Leilões de Energia Existente. 4.2 Leilões de Energia Existente Desde 2004, ocorreram 13 Leilões de Energia Existente de mais longo prazo, sem considerar os Leilões de Ajuste, conforme apresentado na Tabela 3. Observa-se que os primeiros leilões realizados em 2004, num cenário de sobra conjuntural e estrutural de energia, atenderam à integralidade da demanda das distribuidoras. Porém, um comportamento de Frustração de Demanda começou a ser recorrente à medida que o PLD foi se elevando, sobretudo em 2013 e Para os Leilões de Ajuste, apresentados na Tabela 4, como os prazos se suprimento são menores, a influência do PLD se mostra ainda de forma mais severa. Dos 17 Leilões de Ajuste realizados, em 7 não houve negociações. Ainda assim, somente 30% da demanda solicitada pelas distribuidoras foi atendida nos Leilões em que houve oferta. Constata-se que a oferta de energia existente pelos geradores às distribuidoras em situações de expectativas de PLD elevado acaba por não ser realizada. O agente de geração sente, a princípio e de forma simplificada, que alocar parte da garantia física das suas usinas às distribuidoras, ainda 24

28 que por contratos de venda de energia elétrica, reduz a remuneração e eleva demasiadamente o seu próprio risco. Se o PLD se verificar alto e a energia alocada se reduzir, o gerador que vendeu energia se verá exposto ao PLD elevado. Logo, melhor segurar consigo a garantia física que possui, para vende-la no curto prazo e mitigar seu risco, do que ofertá-la em contratos. Conclusão Relevante 13 A oferta nos Leilões de Energia Existente depende do PLD. A oferta de energia existente para o Ambiente Regulado é altamente dependente do PLD. Sempre que há a expectativa de elevação do PLD, a oferta não se concretiza e as distribuidoras experimentam exposições de elevado custo ao mercado de curto prazo, que são posteriormente repassadas aos consumidores finais de energia. Tabela 2 Leilões de Energia Nova e Resultados Alcançados. Leilão Demanda Demanda Atendimento Data Início Solicitada Atendida realização suprimento MWm MWm % 1º LEN (A-5) 16/12/2005 jan ,0 632,0-41% 1º LEN (A-5) 16/12/2005 jan ,0 901,0-53% 1º LEN (A-5) 16/12/2005 jan , ,0 5% 2º LEN (A-3) 29/06/2006 jan , ,0 4% 3º LEN (A-5) 10/10/2006 jan , ,0-11% 4º LEN (A-3) 26/07/2007 jan , ,0 2% 5º LEN (A-5) 16/10/2007 jan , ,0 10% 6º LEN (A-3) 17/09/2008 jan , ,0 11% 7º LEN (A-5) 30/09/2008 jan , ,0 5% 8º LEN (A-3) 27/08/2009 jan ,0 11,0-91% 9º LEN (A-5) 21/12/2009 jan-14 CANCELADO 10º LEN (A-5) 30/07/2010 jan , ,0 11º LEN (A-5) 17/12/2010 jan ,0-13% 12º LEN (A-3) 17/08/2011 mar , ,0 20% 13º LEN (A-5) 20/12/2011 jan ,0 555,0 3% 14º LEN (A-3) 12/12/2012 jan-15 CANCELADO 15º LEN (A-5) 14/12/2012 jan ,0 302,0 6% 16º LEN (A-5) 29/08/2013 jan , ,0 18º LEN (A-5) 13/12/2013 mai ,3 0% 17º LEN (A-3) 18/11/2013 jan ,5 332,5 0% 19º LEN (A-3) 06/06/2014 jan ,3 395,2-31% TOTAL , ,6 1% 25

29 Leilão Tabela 3 Leilões de Energia Existente e Resultados Alcançados. Data realização Início suprimento Demanda solicitada Demanda atendida Frustração MWm MWm % 1º LEE 07/12/2004 jan , ,0-1% 1º LEE 07/12/2004 jan , ,0-8% 1º LEE 07/12/2004 jan , ,0 0% 2º LEE 02/04/2005 jan , ,0-58% 2º LEE 02/04/2005 jan-09 SEM NEGOCIAÇÃO 3º LEE 11/10/2005 jan ,0 102,0-1% 4º LEE 11/10/2005 jan , ,0-41% 5º LEE 14/12/2006 jan ,0 204,0-60% 6º LEE 06/12/2007 jan-08 SEM NEGOCIAÇÃO 7º LEE 28/11/2008 jan-09 CANCELADO 8º LEE 30/11/2009 jan-10 98,0 84,0-14% 9º LEE 10/12/2010 jan ,0 98,0-78% 10º LEE 30/11/2011 jan ,8 194,8 0% 11º LEE 24/06/2013 jul-13 SEM NEGOCIAÇÃO 12º LEE (A-1) 17/12/2013 jan-14 12º LEE (A-1) 17/12/2013 jan , ,0-41% 12º LEE (A-1) 17/12/2013 jan-14 13º LEE (A-0) 30/04/2014 mai , ,0-43% TOTAL , ,8-20% Constata-se assim que o PLD Teto apresenta um papel importante na liquidez do mercado de contratos de energia existente, determinando em última instância sua liquidez. Uma baixa liquidez no mercado de contratos de energia existente acaba por determinar que as distribuidoras de energia elétrica se apresentem recorrentemente subcontratadas toda vez que o PLD se apresenta elevado, ou ainda melhor, que a haja expectativa de PLD de curto prazo elevado. A falta de oferta decorrente de PLDs altos ou potencialmente altos, se associada a cenários em que volumes significativos de contratos de energia existente estão a vencer de forma simultânea, acaba por criar tempestades perfeitas, com distribuidoras subcontratadas e preços exorbitantes, determinando déficits tarifários impagáveis com os recursos tarifários normais. Estas tempestades ocorreram em 2013 e continuam a ocorrer em A célula amarela da Tabela 3 ilustra a baixa liquidez do último Leilão de Energia Existente, apesar o preço teto ter sido relativamente alto, de R$271/MWh. 26

30 Leilão Data realização Tabela 4 Leilões de Ajuste e Resultados Alcançados. Início suprimento Fim suprimento Demanda Solicitada Demanda Atendida Atendimento MWm MWm % CANCELADO 1º LA 31/08/2005 2º LA 01/06/ ,5 3º LA 29/09/ ,0 4º LA 29/03/2007 abr-07 jul ,0 4º LA 29/03/2007 abr-07 dez-07 81,0 5º LA 28/06/2007 jul-07 dez-07 SEM NEGOCIAÇÃO 5º LA 28/06/2007 out-07 dez-07 SEM NEGOCIAÇÃO 6º LA 27/09/2007 out-07 dez ,5 6,0 6º LA 27/09/2007 out-08 dez ,5 163,5 7º LA 19/06/2008 jul-08 set ,0 48,0 7º LA 19/06/2008 out-08 dez ,0 60,5 7º LA 19/06/2008 jul-08 dez ,0 0,5 8º LA 23/09/2008 out-08 dez ,0 231,0 8º LA 23/09/2008 jan-09 dez ,5 1,0 9º LA 20/02/2009 mar-09 jun ,0 534,0 9º LA 20/02/2009 jun-09 dez ,0 116,0 9º LA 20/02/2009 mar-09 dez ,0 887,0 10º LA 17/02/2011 mar-11 jun ,5 10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11 28,0 10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11 7,0 10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11-10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 88,5 10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 42,0 10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 14,5 10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 13,0 11º LA 30/09/2011 out-11 dez ,5 11º LA 30/09/2011 out-11 dez-11 39,5 11º LA 30/09/2011 jan-12 dez-12 0,5 11º LA 30/09/2011 jan-12 dez-12 37,0 12º LA 29/03/2012 abr-12 jun-12 12º LA 29/03/2012 jul-12 dez-12 12º LA 29/03/2012 abr-12 dez-12 13,5 13º LA 14/06/2012 jul-12 set-12 1,0 13º LA 14/06/2012 jul-12 set-12 60,5 13º LA 14/06/2012 jul-12 dez-12 13,0 13º LA 14/06/2012 jul-12 dez-12 29,0 14º LA 27/09/2012 out-12 dez-12 46,5 14º LA 27/09/2012 out-12 dez-12 17,5 14º LA 27/09/2012 jan-13 dez-13-15º LA 27/03/2013 abr-13 jun-13 15º LA 27/03/2013 jul-13 dez-13 15º LA 27/03/2013 abr-13 dez-13 16º LA 09/05/ º LA 08/08/2013 out-13 dez-13 17º LA 08/08/2013 jan-14 dez-14 TOTAL SEM NEGOCIAÇÃO SEM NEGOCIAÇÃO SEM NEGOCIAÇÃO CANCELADO SEM NEGOCIAÇÃO SEM NEGOCIAÇÃO , ,0-71% 27

31 A conjunção de PLD elevado e falta de oferta de energia existente mostra o importante papel dos geradores hidroelétricos que ofertam energia em contratos de longo prazo: um gerador hidroelétrico que vende sua garantia física na forma de contratos de longo prazo contribui para a Modicidade Tarifária ao reduzir a subcontratação das distribuidoras. No entanto, se vê altamente exposto a PLD, com custos também impagáveis, nos momentos de elevado despacho termoelétrico. Um gerador termoelétrico típico, que vendeu contratos de energia na modalidade disponibilidade, é praticamente indiferente ao PLD, pois os resultados de curto prazo até o limite de sua disponibilidade são das distribuidoras. No entanto, com PLDs elevados as paradas para manutenção tornam-se muito caras, podendo inclusive comprometer o fluxo financeiro dos projetos e suas viabilidades econômicas. Conclusão Relevante 14 Teto e Piso do PLD devem ser revistos para reduzir risco. A EDP entende que o Teto do PLD e o Piso do PLD devem ser revistos de modo a mitigar os riscos de exposição ao mercado de curto prazo das distribuidoras, das hidroelétricas e das termoelétricas comprometidas com o atendimento ao consumo de forma estrutural. Na sequência são avaliados os critérios para o estabelecimento dos valores de PLD Teto e PLD Piso. 28

32 5 Limites de PLD e Rateio de ESS 5.1 Proposta da Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL Na Nota Técnica que subsidiou a abertura da Audiência Pública nº 54/2014, a ANEEL avalia três opções para o estabelecimento do PLD Teto: i) Manter a regra atual, sem revisitar o conceito de térmica relevante, ou seja, atualizar o preço vigente pelo IGP-DI; ii) Manter a regra atual, mas revisitando o conceito de térmica relevante; iii) Adotar o primeiro patamar de déficit. Dentre as alternativas avaliadas, há a proposta colocada em Audiência Pública de rever a térmica relevante. Para realizar tal revisão, a ANEEL recorreu aos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP, em que para atingir o nível meta dos reservatórios ao final de novembro de cada ano, o ONS deveria seguir um regramento na política de operação do SIN. A EDP entende que se trata de uma modelagem de base econômica para definir as termoelétricas que devem formar preço, pois são despachadas de forma estrutural, e as termoelétricas que funcionam como uma reserva para situações mais críticas. Como a própria ANEEL descreve, tal regramento buscava um equilíbrio entre o custo de acionamento das UTEs e o alcance do nível meta ao final de novembro. Primeiro era verificado se apenas com a política de operação resultante do PMO era possível chegar à meta. Caso positivo, nenhum procedimento adicional era necessário. Caso negativo, primeiro o ONS deveria acionar o que se denominava GT1A, que era o rótulo dado ao grupo de UTEs que funcionam utilizando gás natural ou carvão mineral. Não fazia parte do GT1A as UTEs que utilizavam óleo combustível ou diesel. Caso, com o acionamento do GT1A fosse possível atingir o nível meta, as UTEs integrantes deste grupo eram acionadas. Caso contrário, o ONS avaliava se pedia ao CMSE autorização para acionar as UTEs que utilizavam óleo combustível e diesel. A UTE com CVU mais elevado participante do grupo GT1A era a UTE Mário Lago, com capacidade instalada de 922,62 MW e CVU de R$ 388,04/MWh. Trata-se de UTE de elevado porte, uma das maiores do SIN em termos de capacidade instalada, e cujo custo era aceitável como sendo o marginal para fechar o grupo GT1A. A partir desse custo, à época de vigência do POCP, o ONS obrigatoriamente teria de solicitar prévia autorização ao CMSE para eventual acionamento de UTEs. A partir desta constatação, a ANEEL propõe que a UTE Mário Lago seja utilizada como UTE Relevante para a determinação do PLD Teto. Esta termoelétrica teria os seguintes requisitos favoráveis para ocupar esta posição: i) Possui garantia física publicada; 29

33 ii) iii) Possui energia elétrica negociada em leilões no Ambiente de Contratação Regulada, leilão de energia nova. Por isto, seu CVU possui regramento próprio de atualização, definido em Portaria do Ministério de Minas e Energia. Do ponto de vista operativo, é uma UTE de grande porte, histórico adequado de operação e com alto grau de flexibilidade operativa (possui muitas unidades geradoras de partida rápida e por isto é muito utilizada para atendimento da demanda máxima). A EDP entende que o PLD Teto proposto pela Agência deve prosperar, sendo implantado a partir de janeiro de De acordo com os conceitos que já foram apresentados, a redução do PLD Teto reduzirá os Excedentes do Produtor que estão caracterizando transferências bilionárias de renda no Setor Elétrico sem contribuir para a expansão da capacidade de geração, transmissão ou distribuição. De fato, o alto custo do risco hidrológico e das exposições das distribuidoras está invertendo o fluxo de caixa das empresas, obrigando-as a se endividar para pagar energia sobrevalorizada, reduzindo sensivelmente os recursos destinados ao investimento e à expansão da oferta e da rede. Esta situação tem que cessar antes que cadeia de pagamentos do Setor Elétrico torne-se inoperante. Observamos ainda que entendemos que se trata de uma medida estrutural. A situação vivida em 2014 permitiu uma análise de impacto regulatório online, em que o limite elevado de PLD Teto comprometeu a operacionalização de estruturas fundamentais do setor, tais como os Leilões de Ajuste, os Leilões A-1, os mecanismos de troca de contratos (MCSDs), e os regramentos para compra de lastro em caso de atrasos de obras. Além disso, obras atrasadas se tornaram praticamente inviáveis, manutenções de termoelétricas se mostraram impagáveis, e as usinas hidroelétricas se mostraram insustentáveis por causa dos elevados custos de risco hidrológico. Conclusão Relevante 15 Redução do PLD Teto direciona recursos para investimentos produtivos no Setor Elétrico. O PLD Teto de R$388/MWh traz equilíbrio estrutural ao Setor Elétrico, uma vez que limita as transferências de renda e permite os recursos do Excedente do Produtor sejam direcionados para o investimento em capacidade de produção, transmissão e distribuição de energia elétrica. A EDP é favorável à proposta da ANEEL. Ainda que o PLD Teto de R$388/MWh seja uma medida benéfica para o interesse público e para a modicidade tarifária, resta ainda uma análise sobre os aspectos legais da Audiência Pública ANEEL nº 054/2014, a qual é realizada na próxima seção. 30

34 No que se refere ao PLD Piso, a ANEEL propôs a adoção da receita determinada para as usinas hidroelétricas que aderiram ao regime de cotas. Esse seria, portanto, um valor mínimo para disponibilização da energia, cobrindo os custos necessários para manter e operar os empreendimentos hidrelétricos, encargos e CFURH. Do somatório das receitas das usinas cotistas mais a expectativa de CFURH, dividido pela Garantia Física contratada em regime de cotas definese a relação de R$/MWh a ser utilizado como PLD mínimo. Da Resolução Homologatória 1.767/2014, extraiu-se o valor de R$30,26/MWh, que representaria o valor do PLD mínimo submetido para a audiência pública. Conclusão Relevante 16 Elevação do PLD Piso reduz o risco dos empreendedores. A EDP é favorável à proposta da ANEEL de PLD Piso de R$30,26/MWh. 5.2 Fundamentos Legais dos Limites do PLD No sistema brasileiro, os fundamentos, princípios e limites basilares da atividade regulatória encontram-se, como não poderia deixar de ser, na própria Constituição Federal, implícita ou explicitamente, nos artigos 1º, 5º, inciso II, 37, 170 e 174. Por essa razão, a opção de regular mais, ou menos, ou ainda, desregular dado setor da economia, deve estar embasada numa análise criteriosa do caso concreto, observando-se os preceitos constitucionais e legais, dentre eles os princípios da subsidiariedade, proporcionalidade, eficiência, legalidade e segurança jurídica, limitadores da atuação regulatória estatal. Enfatizando-se que, além dos princípios orientadores citados, o bem estar e o desenvolvimento figuram no preâmbulo da Constituição Federal como dois valores máximos a serem considerados. Dada a natureza infralegal dos atos de caráter normativo editáveis pelas agências reguladoras, os mesmos devem, indispensavelmente, guardar observância às normas e princípios constitucionais, como também às normas e princípios constantes da legislação complementar ou ordinária, ditados pelo Poder Legislativo. Em que pese sua submissão à Lei, imprescindível reconhecer a importância do modelo de regulação econômica, instrumentalizado pelas agências reguladoras, considerando-se estar o Poder Legislativo destituído de meios legiferantes dotados da indispensável celeridade para enfrentar a tempo, a hora e as complexidades da era contemporânea para fazer frente problemas e necessidade de rápida solução, inerentes ao estágio civilizatório em que vivemos Dos Princípios da Subsidiariedade e da Proporcionalidade Pelo princípio da subsidiariedade, pressupõe-se que a ação estatal somente é justificável na medida em que os organismos autônomos sejam incapazes de atender aos objetivos de interesse público. Já a proporcionalidade está ligada à adequação do meio ao fim, restando ao Estado a limitação de atuar proporcionalmente no estabelecimento de restrições aos indivíduos (pessoa jurídica ou física), para assegurar a prevalência do interesse público. 31

35 Conclusão Relevante 17 Proposta da ANEEL atende aos princípios legais. Verifica-se que a proposta de regulação do tema ANEEL, necessariamente, atende ao princípio da subsidiariedade, uma vez que os meios legislativos ordinários não conseguiriam garantir a prevalência do interesse público no tempo necessário para tanto, bem como o da proporcionalidade, em todos os seus elementos constitutivos (elemento adequação, elemento necessidade e proporcionalidade em sentido estrito), buscando-se assegurar o interesse público e sanar a falha de mercado identificada pela avaliação de impacto regulatório ao longo de Do Princípio da Legalidade O princípio da legalidade, previsto no art. 5º, II da Constituição Federal, aplica-se à Administração Pública de forma rigorosa, visto que o administrador público somente pode fazer o que está expressamente previsto em lei e/ou nas demais espécies normativas, inexistindo, pois, incidência de vontade subjetiva, como ocorre na esfera particular. O referido princípio coaduna-se com a própria função administrativa de executor do direito, que atua em respeito à finalidade imposta pelas normas, tendo em vista a necessidade de se preservar a ordem econômica. Considerando-se a natureza dos atos regulatórios criados pelas agências como de regulamentos administrativos, visto que são considerados manifestações da função administrativa do Estado, é inquestionável a necessidade de previsão legal ou regulamentar de todos os seus atos. Em relação ao tema, a Lei /2004, por meio do 5º, do art. 1º, dispõe que nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no MCP, serão consideradas escalas de preços previamente estabelecidos, que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica. A mesma Lei determina que sejam observados, para tanto, a otimização dos recursos eletroenergéticos no atendimento à demanda, ou seja, (i) as condições técnicas e econômicas para despacho das usinas, (ii) a necessidade de energia dos agentes, (iii) os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de déficit de energia, bem como as restrições de transmissão, e (iv) o custo do déficit e as interligações internacionais. Deve ainda ser observado o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico e os serviços ancilares de energia elétrica. O Decreto 5.163/2004, que regulamentou a comercialização de energia elétrica, por sua vez, definiu, detalhadamente o seguinte: Art. 57. A contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão realizadas com base no PLD. 32

36 1º O PLD, a ser publicado pela CCEE, será calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e terá como base o custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e máximo, e deverá observar o seguinte: I a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para o atendimento aos requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho das usinas; II as necessidades de energia elétrica dos agentes; III os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de déficit de energia; IV o custo do déficit de energia elétrica; V as restrições de transmissão entre submercados; VI as interligações internacionais; e VII os intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica; 2º O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado. Como é possível verificar, a ANEEL, por delegação legal expressa nos dispositivos acima transcritos, deverá observar, quando do cálculo do PLD, os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado. De fato, a proposta da ANEEL para a presente Audiência Pública, bem como a atual metodologia vigente desde 2003, utilizam o preço de um empreendimento termoelétrico dentre os disponíveis para despacho centralizado, excluindo aqueles que não acrescentam capacidade relevante ao sistema. Conclusão Relevante 18 - As propostas desta Audiência Pública não trazem inovação às regras vigentes desde É irrefutável que a subsunção do ato da ANEEL atende plenamente ao princípio da legalidade Do Princípio da Eficiência dos Atos Administrativos A proposta apresentada pela ANEEL também respeita outro princípio balizador do papel normativo da agência, o princípio de eficiência dos atos administrativos, inserido pela Emenda Constitucional nº 19/98, que possibilita uma reinterpretação do princípio da legalidade, em termos de uma legitimação finalística dos atos administrativos (art. 37 da CF), ou seja, os atos são legítimos, desde que alcancem os objetivos estabelecidos em lei de forma proporcional. 33

37 O princípio da eficiência tem por fim disciplinar a atividade administrativa nos seus resultados, tornando possível a legitimação dos atos administrativos por seu êxito em atingir os fins pretendidos por lei. A validação do ato pelo princípio de eficiência, tem estrutura finalística (validação pela obtenção do resultado pretendida por lei) e não condicional (validação pelo preenchimento das condições previstas em lei para realização do ato, independentemente de seu resultado). Ao adquirir essa estrutura finalística, pautada pelo êxito em implementar determinadas políticas públicas, a discricionariedade, que se tornou mais ampla, ganha também um sentido técnico, que representa uma importante limitação e a sujeita a controle (diz-se que a discricionariedade das agências é uma discricionariedade técnica). Se pela legalidade estrita bastava ao administrador cumprir os requisitos formais para que emitisse seu ato de escolha, oportuna e conveniente, dentre o leque de alternativas aberto pela lei, a legalidade finalística o vincula a uma otimização de sua solução para preenchimento dos conceitos e diretrizes legais. Logo, o princípio da eficiência cria para a Administração uma responsabilidade que não se reduz nem ao risco administrativo (responsabilidade pelo risco) nem à igualdade perante os encargos públicos (responsabilidade institucional), mas antes as incorpora em nome da obrigação imposta ao poder público, ao exercer funções reguladoras no mercado, de evitar as assimetrias de informação que funcionem como um incentivo para o comportamento oportunista dos agentes privados, levando o mercado a uma disfunção (responsabilidade pelo êxito). Conclusão Relevante 19 A proposta da Audiência Pública é proporcional e eficiente. A proposta trazida na Audiência Pública da ANEEL não fere questões fundamentais de ordem legal quanto regulatória, pois é considerada proporcional, portanto, eficiente, ao fim desejado e está embasada em previsão Do Princípio da Segurança Jurídica Por fim, o princípio da segurança jurídica permeia o direito positivo, condicionando toda sua dinâmica. À luz do princípio da segurança jurídica, espera-se que a Administração atue de forma planejada, transparente, contínua, previsível, sem avanços muito acelerados nem retornos bruscos, sempre objetivando salvaguardar o interesse público, o que é extensivo à Agência, que no caso concreto está agindo por delegação normativa. Considerando-se a atuação da Agência por delegação normativa, como já mencionado, fica claro que não há qualquer violação a esse princípio da segurança jurídica, pois justamente objetiva-se a estabilidade do Direito, de modo a assegurar as expectativas que os agentes depositam na ação da Agência Reguladora. Isto porque desde a definição do valor máximo do PLD, por meio da Resolução 682/2003, tem prevalecido o critério de atualização do limite máximo pelo IGP-DI e, 34

38 portanto, não existe mais a vinculação entre o limite e o Custo Variável CVU de uma térmica específica, conforme exposto na Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL. A decisão da Resolução 682/2003 foi fundamentada no CVU da Usina Termelétrica UTE Alegrete que já teve sua outorga revogada. Considerando-se que o PLD carrega consigo verdadeiro caráter público, na medida em que os valores a serem praticados são divulgados sistematicamente para fins de penalização por falta de lastro dos agentes, induzindo um comportamento de mercado que reflete no desenvolvimento energético do país, é premente a correção de seus pilares, com a alteração de seu limite máximo e mínimo. Tal alteração, inclusive reduzirá a volatilidade dos preços de curto prazo propiciando um ambiente de negócios no qual os riscos são mais bem precificados para o negócio jurídico futuro, ou seja, após a efetiva alteração. Conclusão Relevante 20 A proposta da ANEEL atende aos preceitos da Segurança Jurídica. A proposta trazida na Audiência Pública da ANEEL atende a todos os preceitos da segurança jurídica, uma vez que foi pautada de forma transparente, com ampla divulgação a toda a sociedade, sendo precedida de uma Consulta Pública e discutida em uma Audiência Pública, inclusive com sessão presencial. Se não bastassem estes mecanismos, a ANEEL ainda realizou reuniões convocadas pela própria Agência para discutir o tema com agentes e associações setoriais. 5.3 Propostas Apresentadas pela EDP na Consulta Pública 09/2014 Na Consulta Pública 09/2014, realizada previamente a esta Audiência Pública, a EDP propôs uma forma de cálculo do PLD Teto e do PLD Piso baseada no conceito de conjunto de usinas relevantes, observando algumas condições que são apresentadas a seguir. Embora a EDP concorde com o PLD Teto de R$388/MWh e com o PLD Piso de R$30/MWh apresentados pela ANEEL nesta Audiência Pública, nós mantemos nesta contribuição a metodologia que desenvolvemos como forma de registrar junto à ANEEL o trabalho realizado internamente e, eventualmente, poder ser útil em alguma discussão de aprimoramento do tema. Ressaltamos, no entanto, que a metodologia proposta pela EDP representa uma mudança em relação à prática atual de uso da termoelétrica relevante. Assim, nos parece que a estabilidade em termos de regra, de regulação, é muito mais robusta no caso da proposta da Audiência Pública. 35

39 Conclusão Relevante 21 A EDP apóia a Proposta da ANEEL e ainda apresenta uma proposta para aprimoramentos futuros da metodologia atual. A EDP apóia os valores de PLD Teto e PLD Piso propostos pela ANEEL nesta Audiência Pública. A EDP registra nesta Audiência sua proposta metodológica apresentada na Consulta Pública 09/2014 apenas para constar do processo como uma possibilidade de estudo futuro para aprimoramento da metodologia atual Cálculo do PLD Teto O cálculo do PLD Teto está atualmente associado com o conceito de usina termoelétrica relevante para o Sistema Elétrico. Com base neste conceito, foi definida uma usina termoelétrica de 65MW. O fundamento de associar o PLD Teto a uma usina termoelétrica relevante a princípio faz sentido, pois associa o custo marginal a uma usina significante para o sistema. No entanto, entendemos que somente avaliar a capacidade da usina diz pouco a respeito de sua relevância para o Sistema Elétrico Brasileiro. Em casos extremos, poderíamos ter uma usina termoelétrica de 2.000MW, com custo variável de R$1.200/MWh, que poderia ser considerada irrelevante, dada sua característica de pouco despacho. Por outro lado, usinas de 400MW a 500MW poderiam ser consideradas relevantes, pois se possuírem custos variáveis baixos, serão despachadas com frequência e assim serão altamente relevantes no sentido energético do termo. De forma geral, a EDP entende que o conceito de usina relevante ou conjunto de usinas relevantes deve ser empregado para calcular o teto de PLD. No entanto, algumas condições devem ser observadas: 1. O PLD Teto tem que ser calculado entre as usinas termoelétricas mais caras do sistema, representando assim a expectativa de PLD elevado associado a uma condição de operação do sistema físico em que há pouca oferta de energia barata (hidroelétrica, sobretudo). 2. Uma usina termoelétrica, para ser considerada relevante para o cálculo do PLD Teto, precisa ter uma baixa expectativa estrutural de despacho, podendo, portanto, ser remunerada por encargo de serviços do sistema, uma vez que isso somente ocorrerá em casos excepcionais. As usinas com expectativa de operação alta devem ser remuneradas pelas condições normais de operação, ou seja, pelo próprio PLD. 3. As condições de despacho para avaliação do item anterior têm que ser estruturais, de modo que o despacho reflita condições equilibradas de operação. 4. A avaliação estrutural tem que ser realizada de acordo com estudos regulares e públicos do Setor Elétrico Brasileiro, de modo a dar transparência e segurança ao processo de cálculo do PLD Teto. De modo a atender a todos os requisitos indicados acima, foi proposto o cálculo do PLD Teto a partir das informações de despacho das usinas termoelétricas oriundas dos Decks de referência do 36

40 Modelo NEWAVE utilizados nos cálculos de Garantia Física das usinas que participam dos Leilões de Energia Nova. Trata-se de um conjunto de dados público, atualizado anualmente pela Empresa de Pesquisa Energética EPE ( e que é convergido para a situação estrutural em que o Custo Marginal de Operação (CMO) do período de análise converge para o Custo Marginal de Expansão (CME). Tecnicamente, tem-se CMO = CME. Estas questões conceituais são transformadas em uma metodologia de cálculo que pode ser compreendida a partir dos seguintes passos: 1. Obtêm-se as informações de Custo Marginal de Operação do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE. 2. Obtêm-se as informações das usinas do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE. 3. Para cada usina i, calcula-se, seu Despacho nas condições estruturais, DSP i, como a relação entre a produção média da usina durante o período de 5 anos estruturais e a disponibilidade máxima da usina. 4. A partir do Despacho da usina i, determina-se seu grau de relevância para o cálculo do PLD Teto, utilizando a função apresentada na Figura 21. Esta função indica que se o Despacho da usina é inferior a 40%, com certeza esta usina é considerada relevante para o cálculo do PLD Teto (grau de relevância igual a 1); por outro lado, se o Despacho da usina é superior a 60%, com certeza a usina é considerada irrelevante (ou não relevante) para o cálculo do PLD Teto. Finalmente, para despachos entre 40% e 60%, procede-se a uma interpolação linear. 5. Calcula-se o PLD Teto considerando o Grau de Relevância, a Capacidade da Usina e o respectivo Custo Variável utilizando-se a seguinte expressão: PLD Teto = NU i=1 GRT i CAP i CVU i NU GRT i CAP i Sendo: - GRT i : Grau de Relevância da usina i para cálculo do PLD Teto, função do seu Despacho. - CAP i : Capacidade Instalada da Usina i, em MW. - CVU i : Custo Variável Unitário da Usina i, em R$/MWh. Calculado desta forma, o PLD Teto passa a expressar o CVU das usinas termoelétricas mais caras, mas não de qualquer usina termoelétrica cara: ela precisa ser pouco despachada e precisa ter capacidade instalada de porte considerável. i=1 37

41 Figura 21 Função Grau de Relevância para o cálculo do PLD Teto. Aplicando esta metodologia ao Deck Estrutural disponibilizado pela EPE para o ano de 2014, obtém-se o PLD Teto de R$399/MWh. O PLD Teto proposto possui fundamento econômico, pois usinas termoelétricas pequenas, ainda que com CVUs altos, terão baixo custo quando despachadas, se comparadas a usinas termoelétricas de menor CVU, porém de maior porte. Logo, parece fazer mais sentido econômico pagar as usinas termoelétricas caras e pequenas por meio de Encargos de Serviços do Sistema, a pagá-las pelo PLD, pois isso contaminaria todas as operações do mercado e encareceria de forma expressiva o custo da energia elétrica Cálculo do PLD Piso O cálculo do PLD Piso está atualmente associado ao custo variável da usina hidroelétrica de Itaipu. Por analogia ao cálculo do PLD Teto, poder-se-ia utilizar o mesmo conceito de usina relevante para o cálculo do PLD Piso, porém os princípios listados anteriormente teriam que ser adequados à relevância para o cálculo do limite inferior de PLD. As condições a serem observadas seriam: 1. O PLD Piso tem que ser calculado entre as usinas termoelétricas mais baratas do sistema, representando assim a expectativa de PLD baixo associado a uma condição de operação do sistema físico em que há sobra de energia. 2. Uma usina termoelétrica, para ser considerada relevante para o cálculo do PLD Piso, precisa ter uma alta expectativa estrutural de despacho, devendo, portanto, ser remunerada por PLD, uma vez que isso ocorrerá de forma frequente. 3. As condições de despacho para avaliação do item anterior têm que ser estruturais, de modo que o despacho reflita condições equilibradas de operação. 4. A avaliação estrutural tem que ser realizada de acordo com estudos regulares e públicos do Setor Elétrico Brasileiro, de modo a dar transparência e segurança ao processo de cálculo do PLD Piso. 38

42 De modo a atender a todos os requisitos indicados acima, pode-se propor que o PLD Piso também seja calculado a partir das informações de despacho das usinas termoelétricas oriundas dos Decks de referência do Modelo NEWAVE utilizados nos cálculos de Garantia Física das usinas que participam dos Leilões de Energia Nova. Estas questões conceituais são transformadas em uma metodologia de cálculo que pode ser compreendida a partir dos seguintes passos: 1. Obtêm-se as informações de Custo Marginal de Operação do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE. 2. Obtêm-se as informações das usinas do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE. 3. Para cada usina i, calcula-se, seu Despacho nas condições estruturais, DSP i, como a relação entre a produção média da usina durante o período de 5 anos estruturais e a disponibilidade máxima da usina. 4. A partir do Despacho da usina i, determina-se seu grau de relevância para o cálculo do PLD Piso, utilizando a função apresentada na Figura 22. Esta função indica que se o Despacho da usina é superior a 60%, com certeza esta usina é considerada relevante para o cálculo do PLD Piso (grau de relevância igual a 1); por outro lado, se o Despacho da usina é inferior a 40%, com certeza a usina é considerada irrelevante (ou não relevante) para o cálculo do PLD Piso. Finalmente, para despachos entre 40% e 60%, procede-se a uma interpolação linear. 5. Calcula-se o PLD Piso considerando o Grau de Relevância, a Capacidade da Usina e o respectivo Custo Variável utilizando-se a seguinte expressão: PLD Piso = NU i=1 GRP i CAP i CVU i NU GRP i CAP i Sendo: - GRP i : Grau de Relevância da usina i para cálculo do PLD Piso, função do seu Despacho. - CAP i : Capacidade Instalada da Usina i, em MW. - CVU i : Custo Variável Unitário da Usina i, em R$/MWh. Calculado desta forma, o PLD Piso passa a expressar o CVU das usinas termoelétricas mais baratas, mas não de qualquer usina termoelétrica cara: ela precisa ser muito despachada e precisa ter capacidade instalada de porte considerável. i=1 39

43 Figura 22 Função Grau de Relevância para o cálculo do PLD Piso. Aplicando esta metodologia ao Deck Estrutural disponibilizado pela EPE para o ano de 2014, obtém-se o PLD Piso de R$39/MWh. Trata-se de um valor relativamente elevado em relação ao praticado atualmente, de R$15/MWh. A princípio, o PLD Piso proposto possui também um fundamento econômico, pois reflete o custo variável das usinas termoelétricas de porte e que são despachadas praticamente na base, devendo, portanto, serem pagas pelo PLD. No entanto, a metodologia proposta apesar de complementar e consistente com a metodologia proposta do PLD Teto não parece estar aderente à regulamentação, pois o PLD Piso deveria ser estabelecido com base no custo de operação das hidroelétricas e não das termoelétricas, tal como preconiza o Decreto 5.163/2004: 3o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties (grifo nosso). Desta forma, entendemos que para ser aderente à Regulação, o PLD Piso deve ser estabelecido com base nos custos das hidroelétricas e entende-se que a proposta de utilizar os cálculos recentes para estabelecer o valor das cotas de energia das concessões renovadas deva prosperar. 5.4 Rateio do ESS Impactos sobre a Assimetria Tarifária Na Nota Técnica que subsidiou a abertura da Audiência Pública nº 54/2014, a ANEEL propõe que o Encargo a ser pago pelo acionamento das UTEs com CVU maior que o PLD máximo quando despachada por ordem de mérito deve ser alocado aos agentes expostos. 40

44 O fundamento para tal proposta seria a aparente incoerência de alocar esse encargo para o consumidor que está contratado no mercado, como estabelecido nas Regras de Comercialização vigentes. O motivo é que o PLD máximo quando atingido em nada interfira na rotina comercial do agente. Neste caso, a EDP entende que a proposta da ANEEL não deve prosperar, pois este procedimento vai acentuar a assimetria tarifária existente atualmente. Conforme apresentamos no Seminário organizado pela própria ANEEL no dia 16 de outubro, a gestão da Parcela A determina atualmente uma série de assimetrias no custo de compra de energia: i) Distribuidoras possuem diferentes percentuais de Cota de Itaipu em seus portfólios, de forma que variações de volume e preço principalmente dólar da energia associada são sentidos de forma diferenciada entre as diversas distribuidoras. ii) Distribuidoras com diferentes participações de CCEARs Disponibilidade em seus portfólios de compra de energia, uma vez que os contratos são firmados a partir de cada Leilão e dependem dos ofertantes vencedores do certame. iii) Distribuidoras com participações assimétricas de Cotas de Energia Existente, uma vez que na distribuição inicial ocorrida em janeiro de 2013 buscou-se uma uniformidade no percentual de desconto dos clientes de baixa tensão. Para distribuidoras com tarifas de cobertura de energia baixas, a única forma de atingir a redução de 20% visualizada à época foi a alocação de grandes volumes de cotas. iv) E mais uma série de assimetrias que poderiam ser citadas: números de contratos, cotas de angra, contratos bilaterais, etc. Ocorre que as assimetrias nos portfólios de compra de energia das distribuidoras determinam distorções muito difíceis de serem explicadas à sociedade, principalmente quando as tarifas começam a oscilar anualmente de forma aparentemente aleatória entre as concessões. A ANEEL, na percepção da EDP, está preocupada com assimetria tarifária e está a trabalhar para reduzí-la, tal como pode ser observado em dois acontecimentos recentes: i) Na Audiência Pública ANEEL nº 064/2014, destinada a Colher subsídios e informações adicionais acerca dos critérios e procedimentos para a revisão da alocação de cotas de garantia física contratadas nos termos da Lei /2013, a metodologia proposta trabalha para equalizar a participação das Cotas entre as diversas distribuidoras. ii) Está sendo estudado, embora ainda não haja normativo para isso, a utilização dos recursos das Bandeiras Tarifárias para reduzir a assimetria de custos dos CCEARs Disponibilidade. Conclusão Relevante 22 Assimetrias nos portfólios de contratos de energia das distribuidoras precisam ser reduzidas. Existe atualmente uma série de assimetrias nos portfólios de compra de energia das distribuidoras e a ANEEL tem trabalhado para que estas assimetrias sejam reduzidas. 41

45 Participação na Compra de Energia no Curto Prazo No entendimento da EDP, a proposta de ratear o ESS decorrente do despacho dentro da ordem de mérito de preço, porém com CVU superior ao PLD, somente entre os agentes que se encontram em posição short, tende a acentuar as assimetrias existentes. Trata-se de uma proposta conflitante, inclusive, com as ações recentes da Agência. Para explicar a fonte de assimetrias aponta, utilizamos a Figura 23. No eixo horizontal principal, tem-se o período de análise das compras no mercado de curto prazo das distribuidoras: de janeiro de 2013 a julho de No eixo de profundidade, tem-se cada distribuidora da amostra de 45 empresas utilizadas. No eixo vertical, tem-se a participação de cada distribuidora na compra de energia no mercado de curto prazo no respectivo mês. Conforme pode ser observado, as exposições das distribuidoras ao mercado de curto prazo variam de forma sensível e relativamente aleatória entre os meses. Isso ocorre por duas razões principais: i) A distribuidora não possui gestão sobre a carga (uma onda de calor pode provocar a compra de grandes volumes de energia no mercado de curto prazo, ainda que anualmente a empresa esteja contratada); ii) Os mecanismos de contratação de energia no Ambiente Regulado não permitem ajustes mensais com agilidade para reduzir o nível de exposição ao PLD. Em termos técnicos, o risco de sazonalização é muito elevado e depende muito das características de cada área de concessão. 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% D7 D13 D43 D37 D31 D25 D19 D1 Figura 23 Participação da Exposição das Distribuidoras ao Mercado de Curto Prazo. 42

46 Neste contexto, caso o ESS seja alocado proporcionalmente ao volume de energia adquirido no mercado de curto prazo, algumas distribuidoras receberão parcela muito mais significativas dos custos do que outras, embora as causas para a aquisição de energia a PLD não sejam gerenciáveis pelas distribuidoras. Trata-se de uma alocação preferencial de custos às distribuidoras com cargas mais voláteis. É uma assimetria adicional às tantas outras que já foram citadas! Conclusão Relevante 23 O critério de rateio do ESS pela exposição ao Mercado de Curto acentua as assimetrias existentes entre as tarifas das distribuidoras. A alocação do custo do encargo a ser pago pelo acionamento das UTEs com CVU entre o PLD máximo e o CMO aos agentes em posição short acentua as assimetrias já existentes entre os custos da Parcela A das distribuidoras. Por este motivo, a EDP entende que o ESS para os casos em que há despacho por ordem de mérito de preço e CVU superior ao PLD, o custo deve ser rateado de forma igualitária entre todos os agentes de consumo (clientes livres e clientes regulados). Conclusão Relevante 24 Rateio do ESS precisa ser igualitário. A EDP propõe que o ESS para os casos em que há despacho por ordem de mérito de preço e CVU superior ao PLD, o custo deve ser rateado de forma igualitária entre todos os agentes de consumo. É importante observar que atualmente o ESS das usinas despachadas por ordem de mérito de preço e CVU superior ao PLD está sendo rateado somente entre os consumidores dos submercados em que as usinas estão localizadas. De acordo com o caderno vermelho de Encargos da CCEE, a regra atual determina que o ESS pago às usinas com CVU menor que o CMO, mas superior ao PLD, seja rateado de forma exclusivamente local: 2.3. Usinas enquadradas na condição PLD < INC < CMO, ou seja, despachadas por ordem de mérito no Deck do ONS e não despachada em comparativo ao PLD, serão tratadas como se estivessem com restrição operativa local na modalidade Constrained-On. Tratamento análogo será realizado às usinas que se enquadrarem entre o PLD máximo e o CMO, nos casos em que o CMO for superior ao PLD máximo. (grifo nosso) De maneira semelhante ao fato originário da criação do encargo multimercado, propõe-se que com a redução do PLD Teto, o encargo calculado devido ao CVU maior que o PLD Teto e menor ou igual ao CMO seja rateado por toda a carga. 43

47 Conclusão Relevante 25 Rateio do ESS deve ser classificado como multimercado. A EDP propõe que o ESS para os casos em que PLD < INC CMO seja classificado como multimercado, de modo a ser rateado por toda a carga Fundamentos Legais do Rateio doess O ESS decorrente da situação de Constrained-Off, assim como as demais hipóteses de pagamento de ESS, representa uma modalidade encargo tarifário, na medida em que destina-se a garantir o cumprimento do princípio básico do setor elétrico de minimização do custo operativo do Sistema Interligado Nacional SIN e, em última análise, assegurar a confiabilidade e estabilidade do sistema para o atendimento do consumo em cada submercado. Os custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema, conforme informado acima, não estão incluídos no cálculo do PLD. O referido valor é pago por todos os agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do seu consumo. O ESS destina-se também ao ressarcimento aos agentes de geração dos custos das restrições de operação e da prestação de Serviços Ancilares. O ESS está previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004: Art. 59. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever o pagamento de um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, dentre outros: I custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado; II a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e IV a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas A imposição de pagamento e ESS aos demais agentes que não só aqueles com medição de consumo registrada na CCEE, por se tratar de política tarifária, deve ser precedida de lei que institua tal obrigação e não poderia ser efetivada por ato infralegal, mas apenas por lei. 44

48 Tal entendimento advém do disposto nos incisos III e IV do parágrafo único do art. 175 da Constituição Federal, abaixo transcrito: Art Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente ou sob o regime de concessão ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços públicos. Parágrafo Único. A lei disporá sobre: (...) III política tarifária; IV a obrigação de manter serviço adequado; (...) Assim é inafastável: a quem quer que seja atribuído o custo do pagamento do ESS, essa medida é inteiramente irregular, pois afronta o princípio da reserva legal. Com efeito, o art. 175, parágrafo único, inciso III, da Constituição preconiza que a lei (em sentido formal) disporá sobre política tarifária. Assim, à primeira vista, mostra-se equivocada a proposta da ANEEL neste quesito, pois viola o princípio da reserva legal. Afronta o princípio da razoabilidade, pois onera quem proporciona o benefício do aumento de oferta de energia, e não quem dele se aproveita, os consumidores. Por fim, institui um encargo sem a necessária compensação financeira, infringindo o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão celebrados. Além disso, a partir do momento em que se transfere o pagamento do encargo para as geradoras e comercializadoras de energia, esse encargo se transforma em subsídio, o que, da mesma maneira, demanda a edição de lei em sentido material. Há ainda outros vícios na aludida proposta. Se há criação de encargo ou subsídio, deve-se respeitar a equação econômico-financeira dos contratos. Segundo o princípio da causação do custo, o referido custo deve ser imputado a quem o causa. Esse princípio tem por objetivo conferir sinal de preço para que aquele que causa o custo possa, devidamente informado via preço, reagir e assim, reduzir ou eliminar o custo. 45

49 6 Simulação de Impacto para as Distribuidoras A simulação de impacto para as Distribuidoras pode ser entendida, na realidade, como a simulação de impactos para os Consumidores, uma vez que os custos com aquisição de energia são repassados aos consumidores finais. Praticamente, há cinco componentes de custos da compra de energia das distribuidoras que são influenciados de forma direta pelo PLD, tal como indicado na Figura 24. Estas componentes são: 1. Exposição Involuntária: refere-se ao custo de compra de energia no mercado de curto prazo, a PLD, resultante sobretudo da oferta reduzida nos Leilões de Energia Existente e do cancelamento ou atraso de contratos de compra de energia em Leilões de Energia Nova. 2. Risco Hidrológico: custo de compra de energia no mercado de curto prazo devido à alocação de valores reduzidos de energia aos contratos oriundos das cotas referentes à contratação das usinas que renovaram suas concessões nos termos da Lei /2014 e a energia de Itaipu. 3. CCEARs por Disponibilidade: quando a usina está despachada, o custo corresponde à operação da usina (COP), abatida da receita da produção de energia superior à garantia física. Quando a usina não está despachada, o custo corresponde à compra de energia no mercado de curto prazo. Para as usinas despachadas com CVU acima do PLD teto, haverá uma receita de ESS correspondente à diferença entre os dois preços ESS: custo das usinas despachadas fora da ordem de mérito ou cujo CVU é superior ao PLD teto. O custo corresponde à produção verificada valorizada à diferença entre Custo Variável e o PLD. 5. CONER: cada usina que vendeu energia de reserva recebe mensalmente sua Receita Fixa. Se a energia produzida valorizada a PLD é superior à Receita Fixa, há um superávit que é repassado aos consumidores. Caso contrário, há um custo para os consumidores, de modo a complementarem a Receita Fixa. 5 Quando analisado no todo, há uma perda de receita com a venda da energia gerada acima da garantia física da usina no CCEAR por disponibilidade. No entanto, essa perda de receita é muito menor do que a redução de custo do CCEAR pela limitação do PLD Teto. 46

50 Desta forma, quanto maior o valor do PLD, maior o custo da Exposição Involuntária e maior o custo do Risco Hidrológico. Por outro lado, quanto maior o valor do PLD, menor o valor dos pagamentos de ESS e menores são os custos da Energia de Reserva. Para as usinas termoelétricas contratadas na Modalidade Disponibilidade, dependendo do valor do PLD, o custo do contrato pode ficar mais caro ou mais barato quando o PLD é elevado. De forma bem simplificada, conceitualmente os custos de compra de energia de uma distribuidora devem sofrer influência do PLD segundo as curvas indicadas na Figura 25. Figura 24 Custos das Distribuidoras influenciados pelo PLD. Figura 25 Curva conceitual dos custos das Distribuidoras em função do PLD. 47

51 Apenas a análise conceitual não permite avaliar qual o valor de PLD que determina o mínimo custo global para os consumidores, chamado de PLD*. Além disso, dependendo dos níveis de subcontratação das distribuidoras, no parque termoelétrico existente, das usinas em operação com contratação de energia de reserva, bem como do volume de cotas, o valor do PLD* pode se alterar. Para efeito de análise, realizamos na sequência duas simulações: uma para o primeiro semestre de 2014 e outra para Determinação do PLD* para o 1º Semestre de 2014 O primeiro estudo realizado para determinar o valor de PLD* considerou todos os valores realizados de produção de energia e consumo para o 1º semestre de 2014, incluindo: Produção termoelétrica em contratos por disponibilidade. Produção termoelétrica nas demais formas de contratação. Produção hidroelétrica total e resultado do MRE. Resultado das cotas de energia. Resultado da conta de Energia de Reserva. Encargos de Serviços do Sistema. Valores publicados de PLD. Consumo de energia das distribuidoras e de todos os demais agentes. Perdas de energia na Rede Básica. Partindo-se da suposição que todo o balanço energético manteve-se constante, nenhum dos valores energéticos será alterado. A simulação consistente simplesmente em ir variando o PLD Teto e ir recalculando os custos associados ao PLD, de modo a avaliar o custo total para os consumidores e assim determinar, se existir, o valor de PLD* para o primeiro semestre de Para o período em questão, o PLD Teto era de R$822/MWh. De modo a avaliar o impacto tanto de elevações quanto de reduções do PLD Teto, a simulação inicial foi realizada com o PLD Teto de R$1.500/MWh, e este valor foi gradativamente reduzido até R$20/MWh. Os resultados são apresentados na Figura 26 e na Tabela 5. Figura 26 Composição do Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto. 48

52 PLD Teto R$/MWh Tabela 5 Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto. Custo Total R$ milhões Exposição R$ milhões Risco Hidrológico R$ milhões Contratos por Disponibilidade R$ milhões ESS R$ milhões CONER R$ milhões Conforme pode ser observado, o custo total para os consumidores com a mesma operação do sistema físico varia de aproximadamente R$38bilhões a cerca de R$15bilhões quando o PLD Teto varia de R$1.500/MWh para cerca de R$200/MWh. Analisando os valores a partir do PLD Teto atual (pouco superior a R$800/MWh), observa-se que a elevação do PLD Teto eleva de forma sensível os custos para o consumidor final, constatando-se assim que qualquer elevação do PLD Teto é contrária à Modicidade Tarifária. Por outro lado, reduções no PLD Teto reduzem o custo total. Se o PLD Teto fosse estabelecido em torno de R$400/MWh (tal como proposto pela ANEEL e suportado pela EDP), haveria uma redução de custos em relação à situação atual da ordem de R$8bilhões. Em outras palavras, se no 1º semestre de 2014 o PLD Teto fosse R$400/MWh, o aditivo à Conta ACR de R$6,7 bilhões não seria necessário. Ainda é muito relevante destacar que as distribuidoras do Sudeste e do Sul ainda deverão pagar no ano de 2015 o risco hidrológico de Itaipu referente ao ano de 2014, no valor de aproximadamente R$4,8 bilhões. A redução do PLD Teto para R$388/MWh no ano de 2014 reduziria este montante para R$2,6 bilhões. Ou seja, haveria uma contribuição de R$2,1 bilhões para a Modicidade Tarifária. Conclusão Relevante 26 PLD Teto menor beneficiaria a Modicidade Tarifária em A redução do PLD Teto de R$800/MWh para cerca de R$400/MWh no primeiro semestre de 2014 determinaria uma redução no custo total dos consumidores de cerca de R$8bilhões. Isso significa dizer que o primeiro aditivo à Conta ACR não seria necessário. Ademais, se a redução do PLD Teto ocorresse ao longo de todo o ano, haveria uma econômica adicional de R$2,1 bilhões devido à redução do Risco Hidrológico de Itaipu. 49

53 Finalmente, o PLD* não pôde ser determinado para o 1º semestre de 2014, pois o custo total sempre se reduziu mediantes as reduções do PLD Teto. Ainda assim, pode-se concluir de forma incontestável que reduzir o PLD Teto a partir do valor atual de R$800/MWh é altamente vantajoso para o consumidor final. Façamos agora uma análise prospectiva Determinação do PLD* para o ano de 2015 Com o objetivo de aprimorar os estudos realizados para o 1º semestre de 2014, foram executadas diversas simulações para o ano de Neste caso, considerou-se que todas as usinas termoelétricas estariam despachadas ao longo de todo o ano, de modo que ao se reduzir o PLD Teto, o despacho foi mantido, determinando-se assim seu impacto apenas sobre os custos percebidos pelos consumidores para as cinco componentes indicadas anteriormente: Exposição a PLD, Risco Hidrológico, CCEARs Disponibilidade, ESS e CONER. Sem dúvida, para o ano de 2015, uma das maiores incertezas quanto aos custos das distribuidoras e, consequentemente dos consumidores, é o nível de subcontratação das distribuidoras. Dependendo do volume de energia disponibilizado por meio de cotas, as distribuidoras podem ter um nível diferente de exposição ao mercado de curto prazo. Supondo três níveis diferentes de exposição (3.000MWm, 2.000MWm e 0 MWm), as simulações do custo total dos consumidores foram realizadas variando-se o PLD Teto de R$3.000/MWh a R$20/MWh. Os resultados obtidos são apresentados na Figura 27. Figura 27 Custo dos Consumidores para o ano de 2015 em função do PLD Teto. 50

54 Conforme pode ser observado, de acordo com as simulações realizadas para o ano de 2015, neste caso há sim valores de PLD*. Para a exposição ao mercado de curto prazo em ou MWm, quanto menor o PLD Teto menor o custo total para os consumidores. Chama atenção ainda o fato que se não houver exposição ao mercado de curto prazo, o PLD Teto em torno de R$400/MWh assegura o mínimo custo total para os consumidores. Em outras palavras, mesmo em condições de equilíbrio contratual das distribuidoras, um PLD Teto menor minimiza os custo da energia para os consumidores finais, não sendo portanto um benefício meramente conjuntural e associado à subcontratação atual das distribuidoras. Conclusão Relevante 27 PLD Teto menor beneficiará a Modicidade Tarifária no Longo Prazo. O PLD Teto em torno de R$400/MWh assegura o mínimo custo total para os consumidores em 2015, mesmo na condição em que não há exposição ao mercado de curto prazo. Obviamente, como se tratam de simulações, há sempre premissas e incertezas nos cálculos. Sem entrar no mérito dos detalhes dos números, o que realmente importa é que os estudos atestam que o PLD Teto de R$400/MWh determina valores mínimos de custo total aos consumidores quando não há situação de exposição ao mercado de curto prazo. Quando há exposições ao mercado de curto prazo, quanto menor o PLD teto menor o custo total aos consumidores. Importante observar ainda que as simulações realizadas pela EDP possuem resultados e valores muito próximos àquelas realizadas pela CCEE e apresentadas tanto na Nota Técnica no 001/2014- ASD-SEM-SRG/ANEEL, de 10/10/2014 e na Audiência Pública presencial realizada no dia 3 de novembro de Conclusão Relevante 28 Resultados da EDP são muito próximos aos apresentados pela CCEE. Os resultados das simulações realizadas pela EDP são muito próximos aos das simulações realizadas pela CCEE com dados oficiais do mercado e com as regras de comercialização realmente utilizadas nos processos de contabilização. 51

55 7 Simulação de Impacto para os Geradores A simulação de impacto para os Geradores deve ser realizada considerando duas situações distintas: (i) há agentes de geração com sobra de energia ou mesmo com energia descontratada, sobretudo os Geradores de Energia Existente com contratos de venda que estão a vencer (GCP Geradores de Curto Prazo); e há agentes de geração que venderam suas Garantias Físicas em contratos de longo prazo, sobretudo os Geradores de Energia Nova e os Geradores de Energia Existente com contratos de venda de longo prazo (GLP Geradores de Longo Prazo). De forma geral, o PLD influencia diretamente os resultados dos geradores de três formas, tal como indicado na Figura Venda de Energia: se há contratos a serem firmados, o preço de comercialização da energia sofre influência do PLD esperado para o período contratual. Assim, para PLDs baixos, o preço de venda se reduz, e vice-versa. 2. Risco Hidrológico: quando há despacho termoelétrico elevado, ou mesmo quando há deslocamento da energia hidroelétrica por fontes intermitentes e de base, tais como a energia eólica, a energia a biomassa ou mesmo a energia solar, a energia alocada das hidroelétricas se reduz. Nestes casos há um custo de compra de energia a PLD. 3. Energia Secundária: quando há abundância de água, a produção hidroelétrica é superior à Garantia Física, de modo que a energia alocada se eleva. Nestes casos há uma receita extra de venda de energia a PLD. Normalmente o valor desta receita é baixo, pois o PLD é baixo (lembre-se que há abundância de água!). No que se refere a GCPs e GLPs, o Risco Hidrológico e a Energia Secundária se comportam da mesma forma; diferenças entre estes geradores ocorrem sobretudo na Venda de Energia. Para os GLPs, os contratos de venda de energia estão firmados (ou são firmados no momento do Leilão) em horizontes de longo prazo e com preço de venda estabelecido; logo, variações de PLD não alteram a receita de venda de energia a preço do contrato. Este comportamento é explicado pela linha vermelha constante na Figura

56 Figura 28 Receitas e Custos dos Geradores influenciados pelo PLD. Figura 29 Curva conceitual dos custos dos Geradores de Longo Prazo (GLPs) em função do PLD. Para os GCPs, os contratos de venda de energia estão a ser estabelecidos. Assim, parte da Garantia Física aquela disponível para comercialização passa a determinar uma receita que depende do PLD: quanto maior a expectativa de PLD para o período de comercialização do contrato, maior o preço de venda que se pode comercializar a energia, e maior a receita que se vai faturar. Esta relação entre PLD e receita de venda é ilustrada na Figura 30. Comparando a Figura 29 e a Figura 30, percebe-se que os GCPs e os GLPs possuem opiniões diferentes sobre o PLD. Para um GLP, que normalmente fez investimentos recentes e está a operar um ativo novo com obrigações de financiamento, um PLD menor é melhor, pois isso reduz os custos com o Risco Hidrológico e garante receitas mais estáveis e compatíveis com a natureza do ativo. Para um GCP, a usina já está amortizada e há Garantia Física a ser comercializada no mercado; logo, um PLD maior é melhor, pois os ganhos de Receita de Venda seriam a princípio superiores aos custos com o Risco Hidrológico. 53

57 Para que a análise qualitativa possa ser aprofundada, realizamos uma série de simulações para os GLPs e para os GCPs que são apresentadas na sequência. Figura 30 Curva conceitual dos custos dos Geradores de Curto Prazo (GCPs) em função do PLD. 7.1 Simulação de Impacto para os Geradores de Longo Prazo (GLPs) Para simular os impactos dos GLPs, utilizou-se um conjunto de custos marginais de operação e de GSFs oriundos do Programa Mensal da Operação (PMO) do mês de setembro de Trata-se de um conjunto de séries de energia afluente aos reservatórios, que acabam determinando conjuntos de séries de produção hidroelétrica, produção termoelétrica, custo marginal de operação, etc. Para cada uma das séries, simulou-se a Receita Líquida de um gerador hidroelétrico de 150MW de capacidade e 100MWm de Garantia Física, que vendeu sua energia em contratos ao preço de R$200/MWh. O período de simulação envolveu horizontes de 6 meses (curtíssimo prazo), 24 meses (médio prazo) e 48 meses (longo prazo). Em cada série, para cada um dos meses, calcula-se o valor da Receita de Contratos, da Receita com Energia Secundária e do custo do Risco Hidrológico, obtendo-se assim a Receita Líquida, em R$. Somando-se os valores mensais, obtém-se o resultado da simulação para a série, que é então dividido pela Garantia Física da usina, de modo que o resultado final é a Receita Líquida por MWh de Garantia Física. Este resultado em R$/MWh permite que as diversas simulações possam ser comparadas utilizando-se uma mesma unidade de medida. O primeiro caso simulado considera um agente que vendeu 100% da Garantia Física da usina em contratos. Os resultados das simulações indicam que as operações de curto prazo valoradas a PLD sobretudo do Risco Hidrológico influenciam de forma determinativa a Receita Líquida da usina. Como o PLD influencia o resultado, o PLD Teto também passa a influenciar o resultado de forma sensível. Para avaliar o impacto do PLD Teto, as simulações foram realizadas também considerando-se três valores de PLD Teto: R$1.500/MWh, R$800/MWh e R$400/MWh. 54