CONTRIBUIÇÃO AO PROCESSO DE
CONSULTA PÚBLICA no 009/2014
Metodologia de cálculo dos valores máximo e mínimo do
Preço de Liquidação das Diferenças - PLD
Outubro de 2014
ABRADEE - Contribuição para a CP 09/2014
1. Introdução
A Abradee entende ser relevante e oportuna o início da discussão sobre os limites do Preço
de Liquidação de Diferença (PLD), objeto da presente Consulta Pública, em razão dos
impactos financeiros para as distribuidoras decorrentes tanto de eventos conjunturais (a
exposição involuntária, por exemplo) como de situações estruturais (o aumento dos
contratos por disponibilidade no portfólio de compra e o advento dos contratos de cotas de
energia com respectivo risco hidrológico associado).
De fato é possível estimar o impacto financeiro em função do limite máximo do preço no
mercado de curto prazo (PLD Teto). Conforme detalhado a seguir, para o primeiro semestre
de 2014, o custo total para os consumidores – com a mesma operação do sistema físico –
varia de aproximadamente R$38 bilhões a cerca de R$15 bilhões quando o PLD Teto varia
de R$1.500/MWh para cerca de R$200/MWh.
Adicionalmente, foram executadas diversas simulações para o ano de 2015, considerando
três níveis diferentes de exposição. Mantido o despacho constante do parque termoelétrico
ao longo de todo o ano, é possível mensurar o impacto da variação do PLD Teto sobre as
várias componentes dos custos de compra de energia e avaliar qual o valor de PLD que
determina o mínimo custo global, identificado neste documento como PLD*. Assim, para a
exposição ao mercado de curto prazo em 3.000 ou 2.000 MWm, quanto menor o PLD Teto
menor o custo total para os consumidores.
Em paralelo, um estudo em parceria com a PUC/RJ, elaborado no âmbito de um projeto de
P&D, analisa os efeitos do descasamento financeiro entre a cobertura tarifária das
distribuidoras (ajustadas apenas anualmente) e os custos da parcela A, em especial o da
compra de energia (que pode variar, no limite, diariamente). Essa mensuração é uma proxy
para os riscos implícitos da volatilidade de preço da compra de energia.
A investigação desse projeto de P&D oferece conteúdo para atestar que a CVA é
determinante na volatilidade do fluxo de caixa do setor e mostra que 1 pp dessa variação
compromete em 6 pp a capacidade de investimento de nosso segmento. Verificou, também,
que o setor elétrico investe mais com menos alavancagem. Porém, o constrangimento de
investimento no setor é mais sensível às condições de caixa.
O resultado preliminar indica que: o distanciamento da volatilidade média do fluxo de caixa
do setor resultou num custo de financiamento adicional da ordem de 1,5% que, por sua vez,
reduziu a taxa de retorno em 1,8%.
Nesse contexto, pela ótica do segmento de distribuição de energia, é pertinente a
necessidade de limitar os preços no mercado de curto prazo, bem como, conforme
detalhado neste documento, defender um critério objetivo que considere o conjunto dos
custos variáveis das usinas termoelétricas como limite superior para o preço (PLD Teto).
2. Impacto financeiro em função do limite máximo do PLD
Há cinco componentes de custos da compra de energia das distribuidoras que são
influenciados de forma direta pelo PLD, tal como indicado na Figura 1. Estas componentes
são:
1.
2.
3.
4.
5.
Exposição Involuntária: 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.
Risco Hidrológico: custo de compra de energia no mercado de curto prazo devido
à alocação de montantes reduzidos de energia aos contratos oriundos das cotas
das usinas que renovaram suas concessões nos termos da Lei 12.783/2014.
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 não 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.
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.
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 2.
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 2015.
Figura 1 – Custos das Distribuidoras influenciados pelo PLD.
Figura 2 – Curva conceitual dos custos das Distribuidoras em função do PLD.
2.1. Determinação do PLD* para o 1º Semestre de 2014
Para a simulação do primeiro semestre de 2014, partindo-se da suposição que todo o
balanço energético se manteve constante, nenhum dos valores energéticos será alterado. A
simulação consistente simplesmente em ir variando o PLD Teto e ir recalculando somente
os custos que tem variação com o 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
2014.
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 Tabela 1 e na Figura 3.
Tabela 1 – Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto.
Figura 3 – Composição do Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do
PLD Teto.
Conforme pode ser observado, o custo total para os consumidores – com a mesma
operação do sistema físico – varia de R$38 bilhões a cerca de R$15 bilhões quando o PLD
Teto varia de R$1.500/MWh para cerca de R$200/MWh, respectivamente.
Em termos de participação percentual dos componentes do impacto financeiro, observa-se
que o Encargo de Serviço de Sistemas é afetado de forma mais significativa a partir da
redução do limite máximo do PLD para valores inferiores a R$300,00/MWh, conforme Figura
4, a seguir.
Figura 4 – Composição dos impactos financeiros
Analisando os valores a partir do PLD Teto atual (pouco superior a R$800/MWh), observase que a elevação do PLD Teto eleva de forma sensível os custos para o consumidor final,
constatando-se assim que qualquer elevação do PLD Teto é contrária à Modicidade
Tarifária.
Por outro lado, reduções no PLD Teto reduzem o custo total. Se o PLD Teto fosse menor,
haveria uma redução de custos em relação à situação atual. Em outras palavras, se no 1º
semestre de 2014 o PLD Teto fosse menor, o aditivo à Conta ACR – de R$ 6,7 bilhões –
provavelmente não seria necessário.
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.
2.2. Determinação do PLD* para o ano de 2015
Com o objetivo de aprimorar os estudos realizados para o 1º semestre de 2015, foram
executadas diversas simulações para o ano de 2015. 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 5.
Figura 5 – Custo dos Consumidores para o ano de 2015 em função do PLD Teto.
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
3.000 ou 2.000 MWm, quanto menor o PLD Teto menor o custo total para os consumidores.
Para o cenário sem exposição ao mercado de curto prazo, o PLD Teto em torno de
R$400/MWh corresponde ao mínimo custo total para os consumidores.
Obviamente, como se tratam de simulações, há sempre premissas e incertezas nos
cálculos. Sem entrar no mérito dos detalhes dos números, os estudos demonstram que o
PLD Teto menores determinam valores mínimos de custo total aos consumidores em geral.
3. Proposta da ANEEL
3.1. Necessidade de limites para os preços no mercado de curto prazo
Na Nota Técnica nº 86/2014-SEM/ANEEL, que sustenta teoricamente esta Consulta Pública,
a SEM analisa, de forma ampla, os conceitos que nortearam a criação dos limites dos
preços no mercado de curto prazo, levando em consideração os modelos de despacho e de
formação de preços, bem como as particularidades do sistema elétrico brasileiro.
No caso de modelo de despacho baseado nas leis de oferta e demanda, a SEM afirma que
um limite máximo de preço se justificaria em função da existência de falhas de mercado
caracterizadas, no documento da superintendência, pela possibilidade de exercício de poder
de mercado por parte dos agentes ou pela incapacidade do mercado de determinar um
preço na condição em que as curvas de oferta e de demanda não se interceptam.
Por outro lado, a SEM avalia que essas justificativas técnicas não se aplicariam para o
modelo de despacho brasileiro que não reflete as condições de mercado (oferta x
demanda), pois considera basicamente as condições físicas do sistema obtidas por meio de
programas computacionais. Entende, então, que os limites máximo e mínimo de preços
determinados pelo Decreto nº 5163/2004 são justificados apenas pela necessidade de
diminuir a oscilação dos preços de curto prazo e, com isso, reduzir os riscos para os
agentes de mercado.
3.2. Limite máximo do preço no mercado de curto prazo
O limite máximo para o preço de curto prazo foi definido inicialmente como o maior preço
declarado dentre as UTE’s de porte significativo do conjunto de dados de entrada dos
modelos de otimização energética 1. Na época essa usina era a UTE Camaçari, com custo
variável unitária da ordem de R$ 319,00/MWh. Considerando a possibilidade de pequenas
variações do custo de combustível, foi adotado o valor de R$ 350,00/MWh como limite
máximo em 2002.
A regulamentação vigente (Resolução nº 682/2003) define que o limite máximo do preço do
mercado de curto prazo deve ser atualizado anualmente, considerando o menor valor entre:
(i) a declaração de preço estrutural da usina termoelétrica mais cara, com capacidade
instalada maior que 65 MW; e (ii) atualização do valor máximo daquele ano (R$
452,00/MWh) pela variação do IGP-DI.
Na Nota Técnica nº 86/2014-SEM/ANEEL, a superintendência expõe duas propostas para o
limite máximo e uma para o limite mínimo dos preços no mercado de curto prazo. Para o
limite máximo, o primeiro critério apresentado é o Custo do Déficit e o segundo, o custo
1
Nota Técnica 41/2003-SEM/SRG/SRC/ANEEL, de 25 de junho de 2003.
variável de uma termoelétrica relevante, mantendo neste caso, o critério atual. Para o limite
mínimo, propõe a tarifa das usinas cotistas, em síntese.
Para o primeiro critério proposto, a área técnica da ANEEL justifica que o Custo do Déficit,
quando devidamente atualizado para a atual realidade brasileira de consumo de energia,
poderia ser um valor a ser utilizado como PLD_max, por retratar corretamente o valor do
corte de energia elétrica para certa quantidade da demanda de energia.
Já para o segundo, por outro lado, a superintendência avalia as dificuldades para se definir
o porte da termoelétrica relevante e reflete sobre o sentido de atrelar o PLD_max ao CVU de
uma termoelétrica uma vez que o “o CMO traduz na maioria das vezes o valor da água, e
não de alguma térmica despachada, ou seja, o gerador marginal é uma usina hidrelétrica”.
4. Análise da ABRADEE
4.1. Necessidade de limites para os preços no mercado de curto prazo
A Associação entende que há necessidade de limites de preços no modelo brasileiro, não
somente para diminuir a oscilação mencionada pela SEM, mas porque há falhas técnicas de
mercado na formação de preços justamente por não ser um processo competitivo, sendo,
portanto, legítima a intervenção regulatória por meio de limites de preços. Ademais, mesmo
em mercados sob condições próximas das ideais, há mecanismos de proteção para evitar
uma sistemática destruição de valor, como é o caso do Circuit Breaker2 operado na
Bovespa.
4.2. Limite máximo do preço no mercado de curto prazo
Na visão da ABRADEE, a proposta de utilizar o Custo do Déficit como limitador para o preço
no mercado de curto prazo não está teoricamente adequada. Isto porque, o Custo do Déficit,
que deveria refletir, na prática, o quanto custa para a sociedade a insuficiência da oferta de
energia elétrica, não pode ser utilizado para valorar diferenças sazonais entre contratação e
carga, no caso das distribuidoras e dos consumidores livres, ou entre contratação e
montantes efetivamente produzidos decorrentes da política de despacho, no caso dos
geradores.
Em outras palavras, o Custo do Déficit, que reflete a percepção mais ampla da sociedade
sobre custos, não possui similaridade direta com as relações contratuais entre agentes do
setor elétrico que são valoradas pelo preço no mercado de curto prazo, denominado
adequadamente de Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).
2
Por esse mecanismo, a bolsa impõe limites para a variação negativa do índice Bovespa que, se atingidos,
interrompem as negociações. Dependendo da força da queda do índice, as regras de interrupção dos negócios
mudam. Trata-se de uma proteção à variação exacerbada dos preços em momentos atípicos do mercado.
Ressalta-se que a obrigação de contratação de 100% da carga tanto pelas distribuidoras
como pelos consumidores livres torna o preço no mercado de curto mais uma referência
para o tratamento das diferenças de contratos do que uma sinalização para a expansão do
parque gerador. Ainda mais, o PLD artificialmente elevado pode servir como instrumento de
transferência de recursos entre agentes não trazendo, necessariamente, eficiência ao
mercado de energia elétrica.
Em termos práticos, os valores de liquidação ao PLD máximo igual ao custo de déficit
tornariam as amplitudes das transações na CCEE ainda maiores do que ocorrem
atualmente e certamente ameaçariam a estabilidade financeira do setor.
Além disso, o art. 57, § 2º do Decreto 5.163/04 estabelece que 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”.
Por isso, a ABRADEE entende que os custos variáveis das usinas termoelétricas devem ser
o balizador do limite máximo do PLD. Não necessariamente deveria ser o custo de uma
usina de porte relevante, dada a possível discricionariedade deste critério, mas poderia ser
um critério objetivo que considere o conjunto dos custos variáveis das usinas termoelétricas
do sistema.
Em tese, o custo do despacho de todas as usinas termoelétricas para a sociedade
corresponde a uma ponderação dos custos variáveis não havendo justificativa econômica
para que seja valorada por um preço muito superior, sob pena de impor uma transferência
artificial de custos entre os agentes.
Nessa linha de entendimento, apenas a diferença positiva entre o custo variável das usinas
e o PLD_Max seria tratada corretamente como um encargo adicional a ser rateado entre os
usuários do sistema que, conforme pode ser visualizado na Figura 4, não se torna tão
significativo para uma determinada faixa de preços.
O aumento do ESS, mesmo nessa condição de PLD Teto menor, funcionaria como um
pagamento feito pela carga para evitar problemas financeiros sistêmicos refletidos na CCEE,
e para se proteger de uma exposição negativa ao PLD ou de um risco hidrológico elevado
nas cotas. Para os consumidores livres, também pode ser considerado como uma proteção
contra exposições extremas a PLD elevado, decorrente de um eventual corte de contrato
ocasionado pelo não aporte de garantias financeiras.
5. Contribuições da ABRADEE
A Associação entende que há necessidade de limites de preços no modelo brasileiro, não
somente para diminuir a oscilação mencionada, mas porque há falhas técnicas de mercado
na formação de preços justamente por não ser um processo competitivo. Ademais, no
Brasil, o principal mecanismo de expansão são os leilões de energia no ACR, cuja lógica
concorrencial se baseia na eficiência dos projetos. Tanto para nos contratos de quantidade
como nos de disponibilidade, a contratação de longo prazo em leilões é o principal apoio
viabilizador dos projetos. Receitas remanescentes vinculadas com o mercado de curto prazo
têm importância reduzida e não devem impactar a expansão de forma relevante.
Em adição, a ABRADEE discorda da proposta submetida nessa CP pela área técnica da
ANEEL de utilizar, como Preço Teto, o custo do déficit ou o custo de uma termoelétrica de
porte relevante. Entende-se que um critério objetivo que considere o conjunto dos custos
variáveis das usinas termoelétricas deveria ser objeto de estudo a ser submetido em
Audiência Pública por se tratar de um parâmetro que: i) atenderia o disposto no Decreto
5.163/04; ii) diminuiria os riscos implícitos da volatilidade de preço da compra de energia
aproximando-se de um PLD que determina o mínimo custo global; e iii) evitaria a
transferência artificial de custos entre os agentes; protegendo, dessa forma, os
consumidores finais de energia elétrica.