EDP Energias do Brasil

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1 EDP Energias do Brasil Contribuição à Audiência Pública ANEEL nº 42/2015: Obter subsídios acerca da solicitação da Enguia Gen PI Ltda. e da Enguia Gen CE Ltda. para rescisão amigável de seus Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEARs. São Paulo, 3 de agosto de

2 Sumário 1 Introdução Alocação de Riscos no ACR Das UTEs de Base Conclusões

3 1 Introdução Em virtude do cenário adverso vivenciado pelo setor elétrico brasileiro nos últimos anos e nas mudanças estruturais implantadas em prol da segurança energética, as usinas termoelétricas vêm apresentando um despacho pelo ONS acima daquele planejado no momento do leilão, o que tem acarretado despesas adicionais com ressarcimento e elevado custo de manutenção. Nesse cenário e considerando (i) valores expressivos pagos a título de ressarcimento por indisponibilidade e (ii) elevados custos variáveis unitários, a Enguia Gen Pl Ltda e a Enguia Gen CE Ltda. ( Enguia ), a despeito de estarem credoras e solventes, buscando evitar situação de inadimplência, formularam pedido de rescisão amigável de seus Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEARs, decorrentes do 1º Leilão de Energia Nova realizado em dezembro de 2005 e firmados com 27 distribuidoras. As usinas de tais empresas têm como combustível principal o óleo diesel. Além disso, foi solicitado pela Enguia que a rescisão amigável não implique exposição voluntária das distribuidoras e, considerando que tal fato configuraria exceção à atual regra que disciplina o assunto, a ANEEL procedeu à abertura da presente audiência pública, sugerindo que uma possível rescisão dos CCEARs firmados entre a Enguia e as distribuidoras que não implique a estas últimas, exposição voluntária. O pedido apresentado pela Enguia, ora debatido nesta audiência pública, demonstra o que muitos agentes térmicos do setor vivenciam: falta de proporcionalidade entre suas receitas e seus custos, seja em virtude das penalidades devidas quando de eventuais indisponibilidades inclusive em decorrência daquelas ocasionadas pelo aumento das paradas para manutenção em um cenário de despacho intensivo destas usinas seja por aumento nos seus custos operacionais igualmente causados pelo aumento do despacho além daquele com os quais comprometeram-se tais geradores no momento do leilão. Por outro lado, o momento em que os CCEAR s foram firmados era de PLD teto superior ao CVU das usinas, o que hoje não ocorre e assim, o despacho das usinas da Enguia não implicam qualquer benefício ao consumidor. A despeito disso, um posicionamento assertivo a respeito da proposta para rescisão amigável dos CCEARs firmados pela Enguia requer uma análise mais aprofundada sob o aspecto técnico: simulações e análises da forma como o sistema elétrico comportar-se-á, seja diante da permanência das usinas da Enguia, seja de sua exclusão. Diante disso, o Grupo EDP apresenta sua contribuição à audiência pública no sentido de que a solução ao problema que se coloca possa permitir o revigoramento e fortalecimento do setor elétrico como um todo, mediante revisão de normas e regras contratuais que, comprovadamente, não se mostram aderentes à realidade vivenciada pelos agentes, prejudicando tanto usinas 3

4 termoelétricas, a ponto de tornar inviável a comercialização de sua energia, como distribuidoras, diante dos elevados preços a serem pagos pela sua contratação. Assim, propõe-se uma solução estrutural ao problema, de modo que seja viabilizada a inclusão de geradores termoelétricos de baixo custo variável na base do sistema elétrico, sendo necessária a adequação de algumas regras normativas ou contratuais, em especial, aquelas que disciplinam o ressarcimento por indisponibilidade de geração, bem como o custo variável de tais usinas, pois, como demonstrado ao longo do próprio processo da Enguia, tais regramentos mostraram inadequações que inviabilizam, inclusive, a própria continuidade e existência dos geradores termoelétricos. 4

5 2 Alocação de Riscos no ACR Os riscos de geração no ACR atualmente são alocados em distintos agentes, como pode ser notado na Figura Figura 1. Para os leilões na modalidade disponibilidade, com maior participação de usinas térmicas, o risco de geração está alocado para as distribuidoras, entre os períodos de reajustes e revisões tarifárias, e posteriormente para os consumidores cativos, enquanto nos leilões da modalidade quantidade, com maior participação de usinas hidrelétricas, o risco de geração está alocado nos geradores. Ainda, parte dos geradores hidrelétricos, representados pela usina de Itaipu e pelas usinas com concessões renovadas (usinas cotistas), possuem os riscos de geração repassados para os consumidores cativos. Formatado: Português (Brasil) Figura 1 Alocação dos riscos de geração no setor elétrico O risco de geração das usinas hidrelétricas é representado pelo GSF e possui valores elevados em momentos de escassez hidrológica, quando os reservatórios se encontram em níveis mais baixos. Nestes casos, o PLD se encontra em valores elevados, pois é necessário o despacho das térmicas mais caras para o atendimento da demanda do sistema, aumentando assim o risco desses geradores. Por outro lado, o risco de geração das usinas térmicas é representado por dois componentes: (i) o custo do combustível e da operação da usina (CVU), quando esta usina é despachada e (ii) pelos custos de comercialização de energia no mercado de curto prazo, que possui valores positivos (custos) quando a usina não é despachada e precisa comprar energia no MCP para honrar os compromissos contratuais, e possui valores negativos (receitas) quando a usina é despachada e gera energia em montante superior aos seus compromissos contratuais, liquidando esta energia no MCP. A geração de usinas térmicas e de usinas hidrelétricas possui comportamento complementar no sistema brasileiro, pois as térmicas são despachadas quando a disponibilidade hídrica é mais baixa, e não são despachadas quando a disponibilidade hídrica é mais alta. A Figura 2Figura 2 ilustra este comportamento, onde é projetada a geração média das usinas hidrelétricas para o PMO de Janeiro de 2015 e a geração média de uma usina térmica com CVU de 50 R$/MWh. Formatado: Português (Brasil) 5

6 Figura 2 Geração complementar entre uma usina hidrelétrica e uma usina térmica com CVU de 50 R$/MWh Este perfil complementar da geração sugere que exista uma correlação negativa entre os custos de geração destas duas fontes, o que viabilizaria uma operação de hedge se estes riscos estivessem alocados em um mesmo agente. A Figura 3Figura 3 apresenta a simulação de correlação dos custos de geração entre uma usina hidrelétrica com garantia física ( GF ) de MWm e uma usina térmica de capacidade instalada de 650 MW. Ambas as usinas comercializam apenas 95% de sua GF e mantêm 5% da placa para aliviar os riscos de geração. Foram simulados dois casos: (i) usina térmica com CVU de 50 R$/MWh e GF de 644 MWm e (ii) usina térmica com CVU de 250 R$/MWh e GF de 314 MWm. Formatado: Português (Brasil) Figura 3 - Correlação entre geração hidrelétrica e geração térmica 6

7 A correlação no primeiro caso é de aproximadamente -75%, valor excelente para a adoção de uma estratégia de hedge entre os dois riscos de geração. Figura 4 - Correlação com a variação do CVU da térmica. A correlação entre os dois tipos de geração tem seus valores mais propícios para o caso em que a térmica possui baixo CVU e para o caso em que as usinas comercializam apenas 95% de suas GFs. Assim, os ativos que possuem correlação negativa podem ser beneficiados pelo efeito hedge quando fazem parte de uma mesma carteira, reduzindo o risco do conjunto em patamares inferiores aos riscos individuais de cada ativo. A simulação da Figura 5Figura 5 apresenta os resultados desta análise, quando são introduzidos em uma mesma carteira os riscos de geração da usina hidroelétrica e da usina termoelétrica. Formatado: Português (Brasil) Figura 5 - Hedge das hidroelétricas com as térmicas de base. 7

8 A análise apresenta a simulação de um portfólio com uma hidroelétrica de MW de capacidade instalada e de MWm de GF, comprometendo 95% de sua GF em contratos de longo prazo, adicionando-se uma usina térmica com CVU de 150 R$/MWh, com 95% de comprometimento da GF. A variável de simulação é a participação de usina térmica no portfólio, variando sua potência instalada e mantendo constante a potência da hidroelétrica. O resultado é avaliado em relação ao impacto desta associação no Desvio Padrão dos custos do conjunto. Nota-se que a hidroelétrica isoladamente (potência térmica = 0 MW) possui um desvio padrão de aproximadamente 172 R$ MM. Na medida em que se adiciona o custo variável da usina térmica ao conjunto, reduz-se o desvio padrão até o ponto de desvio padrão mínimo, em que a térmica possui uma potência instalada de 775 MW com participação de 38% no portfólio. A partir deste ponto a adição de potência térmica acarreta em aumento do desvio padrão do conjunto, sendo prejudicial ao portfólio. No ponto ótimo do portfólio, o desvio padrão do conjunto reduz aproximadamente 17% em relação ao desvio padrão da hidroelétrica, caracterizando o hedge da associação. Assim, sabendo-se que existe uma alta correlação negativa entre os custos de geração destas duas fontes e que a associação entre elas pode trazer um comportamento de redução de riscos ao conjunto, o risco atrelado a estes custos, quando associados a um mesmo agente, no presente caso, o distribuidor, viabiliza a este a constituição de um hedge em seu portfólio. 8

9 3 Das UTEs de Base Considerado a proposta acima apresentada, a EDP sugere a inclusão de térmicas de baixo custo variável, despachadas em 100% do tempo, integradas à base do Sistema Elétrico, seguindo tendência que, na prática, já vem ocorrendo. Entretanto, carece de modelo estruturado para tanto. Com efeito, a matriz energética brasileira mudou e a tendência é a de aumento do despacho de outras fontes, em detrimento daquelas de origem hídrica, conforme demonstra o gráfico a seguir: 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Evolução da capacidade instalada por fonte de geração Solar Eólica Biomassa UTE Nuclear PCH UHE Figura 6 Evolução da matriz energética [Fonte: EPE] Formatado: Português (Brasil) As térmicas de baixo custo variável, como já demonstrado acima, possuem um custo variável que se relaciona negativamente com o custo variável das usinas hidroelétricas: Em períodos de chuvas intensas, as termoelétricas de baixo CVU apresentam um custo, e as hidroelétricas apresentam receita de energia secundária; Em períodos secos, as termoelétricas de baixo CVU apresentam receitas oriundas da venda de energia no mercado de curto prazo, e as hidroelétricas apresentam custo devido ao GSF inferior a 100%. Trata-se de um hedge físico e financeiro que, estruturalmente, promoverá equilíbrio ao Sistema Elétrico Brasileiro. Assim, poder-se-iam realizar leilões para usinas termoelétricas de baixo CVU, tendo como compradores os distribuidores. A compra adicional de energia térmica de baixo custo variável traria aos consumidores um hedge, desde que se apropriassem do resultado do MCP dessas usinas. Em contrapartida, os geradores hídricos firmariam contrato de disponibilidade com os distribuidores e passariam a entregar sua energia do CCEAR por um valor ajustado. 9

10 4 Conclusões O caso concreto da Enguia evidencia e demonstra a necessidade de adequação, em especial, das atuais regras de ressarcimento decorrente de eventuais indisponibilidades das usinas termoelétricas, assim como daquelas normas que disciplinam o custo variável unitário de tais agentes. Entretanto, um posicionamento assertivo a respeito da proposta de rescisão amigável dos CCEARs firmados pela Enguia requer uma análise mais aprofundada sob o aspecto técnico: simulações e análises da forma como o sistema elétrico comportar-se-á, seja diante da permanência das usinas da Enguia, seja de sua exclusão. A despeito disso, o fato é que o setor elétrico pode ser planejado e desenvolvido de modo que os ativos de geração passem a apresentar correlação negativa entre seus custos variáveis. Esta sim, seria uma medida conciliadora entre segurança energética e modicidade tarifária, caracterizando hedge efetivo às secas ou às alterações sistêmicas estruturais; Uma solução estrutural, dessa forma, é a de inclusão e viabilização, paralelamente à alteração normativa e contratual relatada, de termoelétricas de baixo custo variável, gerando na base do sistema elétrico, considerando os benefícios de complementaridade entre usinas, que têm seus valores maximizados para tais geradores termelétricos que têm custo variável que se relaciona negativamente com o das usinas hidroelétricas. Diante disso, a EDP espera - e reitera que o desfecho do problema que se coloca possa ocorrer de forma a adotar solução estruturada e que leve ao robustecimento e ao aprimoramento normativo do Setor Elétrico como um todo. 10