Consulta Pública MME 033/2017 Reforma do SEB Reunião ABRAGE 26.07.2017
Temas Tratados Ampliação do mercado livre Separação de lastro e energia e desobrigação de compra de energia Licitação de concessões existentes não prorrogadas Privatização e Descotização Risco hidrológico Leilões de Excedentes Operação e formação de preços
Ampliação do Mercado Livre Limites mínimos progressivos para elegibilidade ao ACL: 2020: 2 MW; 2021: 1 MW; 2022: 500 kw atingida a atual barreira dos consumidores especiais; 2024: 400 kw; 2028: 75 kw. A partir de 2018, consumidores com carga inferior a 1 MW necessariamente deverão ser representados por comercializadores na CCEE. Até 31.12.2021, as tarifas de fornecimento deverão ser binômias e horárias. Gestão da contratação dos contratos regulados (geração e transmissão) poderá ser centralizada na CCEE.
Ampliação do Mercado Livre Fonte: PSR Cronograma de migração deve ser calibrado para minimizar riscos de subcontratação e sobrecontratação, e considerando encaminhados / solucionados os temas correlatos
Ampliação do Mercado Livre Risco de subcontratação Decorrente de subavaliação do crescimento de mercado ou sobreavaliação da taxa de migração. Atenuado por leilões de energia existente (já conhecidos). Custos remanescentes repassáveis (exposição involuntária). Risco de sobrecontratação Decorrente de sobreavaliação do crescimento de mercado ou subavaliação da taxa de migração. Atenuado por leilões de excedente (em regulamentação). Custos remanescentes repassados a todos os consumidores.
Ampliação do Mercado Livre Fonte: PSR Cronograma de migração parece calibrado para considerar novas contratações no ACR
Ampliação do Mercado Livre Ampliação do mercado livre deve ser condicionada à garantia da expansão do sistema (hoje suportada pelo ACR), com viabilização dos project finances. Necessidade de equacionamento de temas relevantes correlatos, entre os quais: processo de formação de preços; contratos legados; comercialização varejista; incentivos a fontes específicas.
Ampliação do Mercado Livre Necessárias campanhas de informação e, sobretudo, conscientização dos consumidores dos riscos envolvidos e das consequências decorrentes da má gestão comercial, hoje assumidos pelas distribuidoras. Diversas variáveis fora da capacidade de controle regulatório afetarão a quantidade dos contratos legados a serem administrados: taxa de crescimento do mercado, penetração da GD, nível de não adesão ao ACL (mercado residual) etc. Nesse sentido, a descotização das usinas hidrelétricas prorrogadas ou já licitadas parece uma ferramenta regulatória de que se dispõe e que pode ser calibrada, progressivamente, na medida da evolução da ampliação do mercado e da quantidade de contratos legados. Necessárias regras claras e ágeis sobre o cancelamento de registros, corte e religação do fornecimento de energia envolvimento do Ministério Público e Poder Judiciário. Troca de medidores realizada gradativamente e de acordo com a possibilidade dos fabricantes e das distribuidoras efetuarem as substituições dos equipamentos, sendo os custos suportados pelos consumidores que solicitarem a migração, sem criação de barreira de entrada.
Ampliação do Mercado Livre Devem ser previstos mecanismos mais robustos para viabilizar a representação de consumidores na CCEE, em especial para os casos de inadimplência. Deve permanecer a constituição de comunhão de fato e de direito para agregação de carga até 500 kw de consumidores atendidos por Fontes Incentivadas até 2028.
Separação de Lastro e Energia Poder Concedente definirá quantidade de energia necessária e novos empreendimentos de geração a serem licitados, em leilões de lastro, para garantia da segurança de suprimento. Remuneração por lastro e atributos técnicos e físicos, tais como: confiabilidade; despachabilidade; contribuição para redução de perdas e alívio do sistema de transmissão ou distribuição; capacidade de ponta; capacidade de regulação de tensão e frequência. Hidrelétricas e termelétricas flexíveis mais valorizadas frente às fontes intermitentes. Fim dos leilões de reserva após a regulamentação e implementação dos leilões de lastro. Com leilões de lastro, MME poderá reduzir a obrigatoriedade de contratação de 100% de lastro para cobertura do consumo.
Separação de Lastro e Energia Criação de dependência adicional de processos públicos centralizados (leilões), hoje só existentes no ACR. Precificação do lastro deve ser cuidadosa, sob pena de inviabilização dos novos empreendimentos. Na teoria, preços tendem a convergir para aqueles que viabilizem a obtenção de receita que geradores imaginam não recuperar no mercado e os financiadores? Com a consequente desobrigação de compra de energia para cobertura de consumo, a percepção de receita não recuperável, especialmente em contratos de longo prazo, pode ser significativa. Necessidade de remuneração de atributos técnicos (nos leilões de lastro ou próprios), tais como: confiabilidade; capacidade de atendimento à ponta; capacidade de regulação de tensão e frequência; despachabilidade; contribuição para redução de perdas e alívio do sistema de transmissão ou distribuição.
Separação de Lastro e Energia Desobrigação de compra de energia para cobertura integral do consumo deve ser seguida de regras claras e eficientes de incentivo / penalização na gestão da comercialização de energia pelas distribuidoras-comercializadoras, sob risco de: desestímulo à contratação de médio / longo prazo; perda de previsibilidade e estabilidade do fluxo de caixa dos geradores existentes (e novos); redução da capacidade de realização de operações de financiamento pelos geradores existentes (e novos). Num primeiro momento, ao menos, manutenção da obrigação de compra de 100% do consumo no ACR. Necessidade de tratamento cuidadoso do período de transição. Início da separação leilões apenas de novos empreendimentos? Cronograma e modulação da desobrigação de compra de energia para cobertura de consumo deve ser pensada evitando-se o risco de rupturas no modelo comercial e perda da capacidade de geração de receita dos geradores existentes.
Separação de Lastro e Energia Implementação da separação de lastro e energia deve ser precedida de tratativas com instituições potencialmente financiadoras, para avaliação do real apetite para financiamento de projetos sem contratos de energia de longo prazo e mais expostos aos riscos de crédito do mercado livre. Concorrência das fontes de financiamento é o cenário ideal. Necessidade de realismo tarifário, especialmente até que os benefícios da abertura e do dinamismo do mercado preponderem. Conveniente a criação (pelo governo e/ou mercado) de mecanismos facilitadores para contratação de energia. Pool de comercializadores. Bolsas de energia. Leilões para celebração de contratos de disponibilidade de curto prazo por UTEs. Relevante para o sucesso da separação de lastro e energia é o aperfeiçoamento do processo de formação de preço, garantindo-se, essencialmente, maior previsibilidade. Definição atual do PLD mínimo é adequada à nova realidade?
Licitação de Concessões Existentes Não Prorrogadas Usinas alcançadas pela Lei 12.783/2013 deverão ser licitadas, para livre comercialização de energia. Vedação à prorrogação (UHE Mascarenhas de Moraes). Itumbiara possui regime próprio de outorga e comercialização (Lei 13.182/2015). Não cotização da energia. Bens reversíveis poderão ser vendidos aos vencedores das licitações pelos então titulares das concessões, em condições e valores definidos nos respectivos editais. Vedação legal à prorrogação é desnecessária e pode não servir ao melhor interesse público. Poder Concedente hoje possui a faculdade de prorrogação ou licitação, que pode ser exercida na medida da conveniência e oportunidade, e do melhor interesse público. Evitando-se riscos relativos à transferência de titularidade, podem ser exigidos do mesmo concessionário as condições de qualidade, econômicas e comerciais aplicáveis aos licitantes. Elevação da percepção de risco pelos geradores hidrelétricos não alcançados pela Lei 12.783/2013.
Privatização e Descotização Em caso de privatização de empresa detentora de concessão ou autorização de geração, o Poder Concedente alterará o regime de exploração para produção independente. Privatização possível inclusive das usinas prorrogadas. A partir de 2020, a privatização da geração considerará: pagamento à CDE de valor correspondente a um terço do benefício econômico-financeiro adicionado. pagamento de bonificação de outorga anual correspondente a dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado. Métrica do benefício econômico-financeiro não definida ganho de valor decorrente de aumento de prazos de concessão e/ou alteração do regime comercial.
Privatização e Descotização Na privatização de pessoas jurídicas controladas direta ou indiretamente pala União até 31.12.2019, a bonificação de outorga mínima será de: um terço do benefício econômico-financeiro adicionado, na geração; dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado, na transmissão. Quando precedida de cisão parcial ou constituição de subsidiária integral, é condição para a privatização que as despesas de caráter permanente da sociedade cindida ou da controladora sejam reduzidas ou transferidas à subsidiária integral em montante proporcional à receita oriunda dos ativos integrantes do patrimônio da sociedade resultante ou subsidiária a ser privatizada.
Privatização e Descotização Descotização se constitui em medida coerente e aderente aos objetivos das propostas: ampliação do mercado livre; fortalecimento do sinal informativo dos preços de energia; isonomia no acesso à energia; incentivos à eficiência nas decisões empresariais de agentes individuais; alocação mais eficiente dos riscos. Descotização, portanto, não possui relação com o tema privatização, porque o controle societário A ou B da energia em nada altera as suas motivações e seus benefícios. Proposta: liberação gradual da energia das usinas prorrogadas e licitadas, a taxas anuais definidas pelo Poder Concedente; pagamentos equivalentes à CDE e à União.
Risco Hidrológico Aplicação retroativa a 2013 do tratamento da GFOM, sobre parcela da energia cujo agente titular tenha, até 31.10.2017: desistido ou não seja autor de ação judicial sobre o GSF; renunciado a qualquer alegação de direito sobre o GSF; desistido da repactuação ou não tenha repactuado o risco hidrológico. Ressarcimento do valor apurado sob a forma de extensão das concessões. Na desistência da repactuação, são preservados os ressarcimentos já recebidos e a extensão de concessão já homologada.
Risco Hidrológico Vedação à repactuação do risco hidrológico após definição pela ANEEL dos parâmetros do tratamento da GFOM (já realizada). Problema para usinas que já se comprometeram com repactuação ou que desejam fazê-lo. Regra inócua para empreendimentos estruturantes ou que já repactuaram o risco hidrológico. Grande parcela da energia repactuada. Necessidade de manutenção da proteção de longo prazo. Entrada em operação comercial pós-2013. Regra pode, se aperfeiçoada e bem regulamentada, equacionar os litígios existentes, mas não trata do problema estrutural.
Risco Hidrológico Manutenção da possibilidade de repactuação do risco hidrológico para outorgas existentes. Data limite para aplicação do cálculo do ressarcimento mediante extensão da outorga vinculada à de publicação da Lei. Condições para extensão do prazo de outorgas vigentes, tais como preços de referência, valor líquido para cálculo da extensão e respectivas taxas de desconto aplicadas devem ser esclarecidas para suporte à tomada de decisões pelos agentes envolvidos em disputas judiciais. Toda a geração termelétrica com CVU superior ao PLD deve compor, integralmente, o montante elegível para ressarcimento via GFOM, bem como a integralidade da energia elétrica importada sem garantia física; Cálculo do ressarcimento considerando custo de capital aderente com os riscos do setor: 9,63% (repactuação do risco hidrológico).
Leilões de Excedentes Leilões de excedentes: distribuidoras poderão vender, em mecanismo centralizado estabelecido pela ANEEL, o excesso de energia contratada. Venda para consumidores livres, comercializadores, geradores e autoprodutores. Leilões deverão ter regras para estabelecimento de quantidades, prazos e, especialmente, preços mínimos ou reserva aderência às condições de mercado com ajuste de risco para os consumidores regulados. Mais flexibilidade e mercado para venda de excedentes. Resultado dos leilões (positivo ou negativo) será alocado a todos os consumidores do SIN. Leilões de excedentes servirão para atenuar a sobra dos contratos legados, com a ampliação do mercado livre.
Leilões de Excedentes Necessidade de coerência com a proposta de separação de lastro e energia. Mitigação do risco de judicialização. Proteção aos vendedores originais dos contratos que serão vendidos pelas distribuidoras.
Operação e Formação de Preço Maior acoplamento das decisões de operação ao processo de definição do preço de energia. No mínimo, maior proximidade entre os modelos computacionais para operação e formação de preço. No limite, abertura legal para formação de preço por ofertas e despacho por preço. MRE facultativo. Possível em cenário futuro (improvável) de despacho por oferta de preços. Serviços ancilares remunerados por tarifas ou ofertas de preços. A partir de 2020: PLDs em base horária; PLDs definidos por modelos computacionais ou oferta de preços; abertura dos modelos do CEPEL.
Operação e Formação de Preço Antes da migração para um modelo de Preço por Oferta, faz-se necessário desenvolver um estudo para detalhar o funcionamento do sistema neste novo paradigma (que demonstre os benefícios a serem alcançados, à luz das premissas descritas na Nota Técnica supracitada), bem como definir sua data de início de vigência, assim como o período de transição e seus mecanismos.