EDP – Energias do Brasil
Contribuição à Audiência Pública ANEEL nº 63/2014:
Alteração das Regras de Comercialização para
compatibilização da forma de entrega de energia dos
CCEARs de leilões de energia nova na modalidade por
disponibilidade realizados antes de 2011 com a dos
CCEARs de leilões posteriores
Brasília, 5 de dezembro de 2014.
Sumário Executivo
Desde 2005, os Leilões de Energia Nova proporcionaram a construção e a instalação de mais de 12
GW de capacidade instalada de usinas termoelétricas no Sistema Interligado Nacional. Cerca de
45% desta capacidade refere-se a usinas de baixo Custo Variável Unitário – CVU (inferior a
R$200/MWh), 27% refere-se a usinas de CVU moderado (entre R$200/MWh e R$500/MWh) e
28% refere-se a usinas de CVU elevado (superior a R$500/MWh). Todas estas usinas se mostraram
extremamente importantes a partir de 2012, em que foram plenamente despachadas para
complementar a baixa produção hidroelétrica observada.
Os Leilões de Energia Nova também foram responsáveis pela viabilização de um volume
expressivo de usinas hidroelétricas, majoritariamente de usinas a fio d’água (82%), que produzem
muita energia no período chuvoso de seus rios, mas que demandam energia complementar
despachável nos períodos de seca.
Neste contexto, o despacho intenso das termoelétricas observado a partir de 2012 deve ser
entendido como uma condição estrutural nova que o Sistema Elétrico Brasileiro está começando a
experimentar, mas que veio para ficar, sobretudo para as usinas termoelétricas de baixo custo de
operação, ou usinas termoelétricas de base.
Apesar da importância fundamental das usinas termoelétricas de baixo CVU, os CCEARs por
Disponibilidade determinam o pagamento de Ressarcimentos a estas usinas por toda a produção
verificada abaixo da disponibilidade, valorizada à diferença entre o PLD e o CVU da usina. Toda vez
que o PLD se eleva, como o CVU destas usinas é muito baixo, o pagamento do Ressarcimento
toma proporções incompatíveis com a capacidade econômica da usina, inviabilizando-a
economicamente.
A inviabilidade econômica é prejudicial aos empreendedores e ao Setor Elétrico como um todo, e
também é muito prejudicial para o consumidor. Os estudos realizados apontam que é muito mais
barato para o consumidor pagar a Receita Fixa e a Receita Variável às usinas de baixo CVU, do que
comprar energia a PLD. Este benefício econômico do consumidor está ameaçado à medida que a
viabilidade econômica dos empreendimentos é comprometida. Em termos numéricos, o benefício
econômico das três termoelétricas mais eficientes corresponde a cerca de R$ 7 bilhões de reais
entre janeiro e setembro de 2014. Isso significa que a viabilização de 6 a 7 usinas deste porte e
tecnologia proporcionariam benefícios ao consumidor de R$15 bilhões a R$ 17 bilhões, ou seja,
com estas usinas a Conta ACR não seria necessária, caso estes empreendimentos fossem
viabilizados.
Para incentivar a instalação de usinas de base, e para garantir a sustentabilidade das usinas de
base existente, propõe-se uma Regra de Ressarcimento baseada na disponibilidade apurada das
máquinas em um intervalo de tempo compatível com a natureza dos equipamentos, e também
propõe-se a precificação do Ressarcimento com base na Receita Fixa da usina. Trata-se de uma
proposta que continua a dar os incentivos corretos de desempenho às usinas, porém com valores
econômicos suportáveis pelos agentes de geração. É uma forma de garantir Segurança Energética
e Modicidade Tarifária.
Quanto à proposta pontual e específica colocada em Audiência Pública, a EDP entende que ela
deve prosperar, pois não se trata de um aprimoramento do CCEAR existente, mas sim de uma
correção de uma inconsistência. Da forma como implementada, as Regras de Comercialização dos
CCEARs por Disponibilidade estão a exigir dos agentes de geração uma entrega superior à energia
contratada, o que não é razoável. Aliás, as primeiras constatações formais de inconsistência das
Regras de Ressarcimento referem-se à contabilização de dezembro de 2012.
Além das correções pontuais que foram apresentadas na abertura da Audiência Pública, outras
inconsistências referentes aos CCEARs por Disponibilidade precisam ser corrigidas com urgência.
Dentre elas, destacam-se:
(i)
O cálculo da Garantia Física apurada tem sido realizado de forma inconsistente, com a
Garantia Física da usina associada a uma capacidade instalada e Fator de
Disponibilidade calculado pelo ONS com uma capacidade instalada diferente. Trata-se
de uma inconsistência material que onera de forma intensa justamente os
empreendedores que realizaram investimentos adicionais nos projetos e estão a
ofertar mais energia do que o previsto.
(ii)
O cálculo do Fator de Disponibilidade da usina durante a fase de motorização não está
sendo calculado conforme prevê a regulação, de forma a considerar as
disponibilidades de referência enquanto as unidades não entram em operação
comercial. Este fato tem determinado disponibilidades da usina inferiores às
observadas, prejudicando os projetos hidro e termoelétricos justamente nos
momentos iniciais de suas operações.
(iii)
O consumo interno de longo prazo, utilizado no cálculo da energia disponível líquida,
também tem sido calculado de forma incorreta, incorporando o consumo de testes ao
consumo da usina de longo prazo durante a sua operação comercial.
(iv)
A modelagem das usinas termoelétricas na CCEE precisa ser ajustada para dividir
corretamente, em termos de capacidade, a produção da usina nos ambientes livre e
regulado. Da forma atual, a produção é rateada com base em critérios de garantia
física, e os empreendimentos acabam por ser onerados enquanto suas garantias
físicas adicionais não são calculadas.
De tudo o que foi apresentado, a proposta da ANEEL colocada em Audiência Pública deve
prosperar, como forma de eliminar uma inconsistência nos CCEARs Disponibilidade. Esta mudança
deve ser vista como o primeiro passo para eliminarmos com urgência todas as inconsistências
apresentadas e também para iniciarmos discussões estruturais também urgentes para o regime de
operação das usinas termoelétricas de base.
1 Sumário
1
Introdução ................................................................................................................................... 2
2
Expansão Termoelétrica desde o 1º LEN .................................................................................... 6
3
Expansão Hidroelétrica desde o 1º LEN ...................................................................................... 9
4
As Usinas Termoelétricas e os Ressarcimentos ........................................................................ 13
5
Importância das UTEs de Baixo Custo de Operação ................................................................. 19
6
Regime Contratual de Termoelétricas de Base ......................................................................... 21
7
Questões Conjunturais .............................................................................................................. 24
8
7.1
Fator de Disponibilidade - FID versus Garantia Física vigente .......................................... 24
7.2
Cálculo do Fator de Disponibilidade - FID por Unidade Geradora .................................... 26
7.3
Cálculo do consumo interno de longo prazo .................................................................... 28
7.4
Adequação das obrigações de entrega de energia aos termos dos CCEARs .................... 29
7.5
Questões Judiciais ............................................................................................................. 30
Conclusões................................................................................................................................. 32
1
1 Introdução
A utilização intensiva de usinas termoelétricas é uma novidade no Setor Elétrico Brasileiro.
Conforme pode ser observado na Figura 1, a capacidade instalada de usinas termoelétricas no
Brasil somente passou a ter um valor significado em termos da capacidade instalada nacional a
partir dos Leilões de Energia Nova, quando a capacidade das novas usinas instaladas superou a
marca de 10GW a partir de 2012.
Ainda que a capacidade instalada tenha crescido ao longo da história recente, a utilização efetiva
das termoelétricas tem sido baixa, com uma participação no atendimento ao consumo de cerca de
5% entre os anos de 2000 e 2010. A partir de 2012 a produção termoelétrica se intensificou,
atingindo o seu ápice em 2014, com cerca de 23% do consumo sendo atendido por usinas
termoelétricas, tal como apresentado na Figura 2.
Capacidade Instalada - MW
18
16
14
12
10
8
6
4
2
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Figura 1 – Evolução da capacidade instalada de usinas termoelétricas no Brasil desde 2008.
70000
Energia - MWmed
Carga de Energia SIN
Geração Térmica
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Figura 2 – Evolução da produção das usinas termoelétricas no Brasil desde 2000.
2
Com tanta novidade atrelada às termoelétricas, o último decênio tem sido caracterizado por
processos de aprendizagem e aquisição de experiência prática, tanto no que se refere à
construção destas usinas, quanto ao que se refere à operação e, ainda mais, à regulação
econômica e técnica destes empreendimentos.
O exemplo mais concreto deste processo de aprendizagem talvez tenha sido as inovações
associadas aos CCEARs Disponibilidade. Até 2004, as usinas termoelétricas eram contratadas na
Modalidade Quantidade, tal como ilustrado na Figura 3. Nesta modalidade, a energia é vendida a
um preço fixo; quando a usina não é despachada, ela compra energia no mercado de curto prazo,
a PLD, e recebe o valor do contrato, com uma margem positiva. Quando a usina é despachada, ela
produz energia, pagando pelo combustível, e o excedente de produção – energia produzida acima
do volume de venda no contrato – é liquidado no mercado de curto prazo, sempre a PLD. Neste
tipo de contrato, o preço de venda deve considerar que o empreendedor assume o risco do
despacho, isto é, precisa prever que as margens positivas precisam ser suficientes para compensar
os períodos em que haverá despacho e os custos com combustível, bem como os custos
associados às manutenções.
Figura 3 – Contratação de uma usina termoelétrica na Modalidade Quantidade.
A partir de 2004, criou-se a Modalidade Disponibilidade para contratação da energia produzida
pelas usinas termoelétricas. Nesta modalidade, o risco do despacho é assumido pelos
consumidores, pois as exposições a PLD e o custo variável associado à produção de energia
elétrica são pagos pelos consumidores. Ao empreendedor fica a responsabilidade da construção,
da operação e da manutenção da usina, recebendo uma Receita Fixa mensal para tanto.
3
Figura 4 – Contratação de uma usina termoelétrica na Modalidade Disponibilidade.
A mudança da forma de contratação das termoelétricas ocorreu para todas as usinas
termoelétricas, sem uma definição clara entre tipo de contrato e o papel que cada tipo de usina
termoelétrica teria na matriz energética brasileira. Na prática, os mesmos contratos por
disponibilidade foram firmados para usinas de custo de operação alto, necessárias
esporadicamente e com papel eminentemente de energia de reserva, e para usinas de custo de
operação baixo, necessárias em grande parte do tempo e com papel de energia de base.
As situações de estresse hidrológico vividas recentemente, bem como as mudanças estruturais
que se apresentam com as hidroelétricas localizadas na região norte e as usinas eólicas
intermitentes na região nordeste, nos obrigam a rediscutir os papéis das usinas e a melhor forma
de contratação de energia realizada. Esta audiência pública faz obviamente parte desta discussão,
mas entendemos que as questões estruturais precisam ainda de aprimoramentos e ajustes mais
abrangentes para que seja garantida a segurança energética do Sistema Interligado Nacional e a
Modicidade Tarifária, dois pilares fundamentais do Modelo Setorial.
Este processo de aprimoramentos e ajustes deve ser entendido como resultado da aprendizagem
recente e da aquisição de experiências, sendo prudente que haja o reconhecimento de que muito
ainda temos a aprender sobre a inserção das usinas termoelétricas na matriz energética brasileira,
bem como sobre o papel que estas usinas estão a desempenhar e que desempenharão – em
função de suas tecnologias e custos de operação – para garantir confiabilidade energética e
elétrica ao atendimento ao consumo.
A contribuição da EDP se fundamenta neste contexto de aprendizagem e de reconhecimento de
que ainda há muito a ser feito para garantir que os empreendimentos termoelétricos tenham
incentivos regulatórios que consigam alocar de forma inteligente e equilibrada os riscos
associados à operação das usinas.
4
Para tanto, a contribuição da EDP primeiro traz uma evolução histórica dos empreendimentos
contratados por meio de CCEARs Disponibilidade e por meio de CCEARs Quantidade. Na
sequência, avaliam-se os papéis desempenhados pelas usinas termoelétricas no passado recente e
faz-se também uma análise da operação futura. A partir destas análises – do passado e do futuro –
contextualiza-se o foco da contribuição da EDP, que são justamente as Usinas Termoelétricas de
Baixo Custo de Operação, ou UTEs de Baixo CVU, ou ainda UTEs de Base.
Propõe-se então um regime de operação e contratação para as UTEs de Baixo CVU que consegue
estabelecer um equilíbrio entre os riscos assumidos pelos empreendedores e os benefícios destes
empreendimentos à Modicidade Tarifária.
Na sequência, analisam-se aspectos mais conjunturais, associados aos CCEARs por Disponibilidade
e também a certas inconsistências observadas entre as Regras de Comercialização, os
Procedimentos de Rede e a realidade operativa – fática – das usinas.
Finalmente, realizam-se alguns comentários finais e sugestões de encaminhamento ao tema,
tendo sempre em mente o objetivo de criar condições contratuais que permitam a plena operação
das UTEs de Baixo CVU, de modo que os custos de operação do Sistema Interligado Nacional – SIN
sejam suportáveis pelos agentes de consumo, e que haja fornecimento de energia com
confiabilidade energética e elétrica, e também com Modicidade Tarifária.
5
2 Expansão Termoelétrica desde o 1º LEN
As usinas termoelétricas sempre tiveram participação importante nos Leilões de Energia Nova.
Conforme pode ser observado na Tabela 1, dos 20 leilões realizados, a capacidade de usinas
termoelétricas despacháveis, licitadas e construídas, soma cerca 12.700MW. Na realização dos
cálculos foram consideradas as usinas despacháveis, movidas a gás natural, carvão mineral, óleo
diesel e óleo combustível.
Em relação a 2007, trata-se de uma evolução do parque termoelétrico despachável de mais de
quatro vezes, promovendo-se assim uma capacidade de produção controlável para fazer frente às
variações hidrológicas e às necessidades elétricas do Sistema Interligado Nacional.
Tabela 1 – Termoelétricas Licitadas e Construídas nos Leilões de Energia Nova.
LEILÃO
1º LEN 2008
1º LEN 2009
1º LEN 2010
2º LEN 2009
3º LEN 2011
4º LEN 2010
5º LEN 2012
6º LEN 2011
7º LEN 2013
8º LEN 2012
9º LEN 2014
10º LEN 2015
11º LEN 2015
12º LEN 2014
13º LEN 2016
14º LEN 2015
15º LEN 2017
16º LEN 2018
17º LEN 2016
18º LEN 2018
19º LEN 2017
TOTAL
MW
1.281,28
1.304,58
1.877,90
787,00
1.719,20
1.516,20
1.900,00
378,60
1.396,79
CANCELADO
530,00
CANCELADO
0
0
0
0
12.691,54
Na Figura 5, observa-se que do total contratado e construído, 45% (cerca de 5.700MW) são usinas
de baixo Custo Variável Unitário – CVU, com CVUs inferiores a R$200/MWh. São usinas a Gás
Natural com Ciclo Combinado e usinas movidas a Carvão Mineral, em que são realizados
investimentos relevantes nos equipamentos de modo que a planta possui uma elevada eficiência
na produção, permitindo assim estes custos variáveis baixos. Entre estas usinas destacam-se, por
exemplo, a UTE Cubatão, a UTE Santa Cruz Nova, as UTEs Maranhão IV e V, a UTEs Porto do Pecém
I e II, a UTE Candiota III, e várias outras que totalizam cerca de 15 usinas da amostra.
6
28%
45%
CVU < 200
200 < CVU < 500
CVU > 500
27%
Figura 5 – Termoelétricas contratadas e distribuição de acordo com o Custo Variável.
Também pela Figura 5 observa-se um conjunto relevante de usinas, 27% ou aproximadamente
3.400 MW, com CVUs intermediários, entre R$200/MWh e R$500/MWh. São usinas a Gás Natural
que operam com Ciclo Aberto, podendo-se citar a UTE Termoceará e a UTE Mario Lago, ou mesmo
algumas usinas a óleo combustível, tal como a UTE Pernambuco III.
Finalmente, observa-se um conjunto de usinas, 28% ou aproximadamente 3.600MW, com CVUs
elevados, superiores a R$500/MWh. Tratam-se de usinas de menor porte e movidas a Óleo Diesel
ou Óleo Combustível, tais como as UTEs Global I e II, UTE Viana, UTE Pau Ferro I, as UTEs Goiância I
e II, a UTE Petrolina, e mais uma série de empreendimentos.
Analisando o conjunto das termoelétricas, conclui-se que o parque gerador brasileiro apresenta
um custo de operação relativamente baixo, desde que as termoelétricas mais caras não tenham
que ser acionadas. A partir do momento que as usinas de CVU superior a R$400/MWh começam a
ser acionadas, o custo de operação cresce rapidamente, de forma exponencial, principalmente
quando as usinas a óleo combustível e a óleo diesel passam a ser despachas.
O comportamento dos custos pode ser observado na Figura 6, em que no eixo das abcissas tem-se
a disponibilidade das usinas (capacidade descontada das taxas de falha) subtraída das suas
inflexibilidades, e no eixo das ordenadas, tem-se o custo mensal de operação. O crescimento
exponencial pode ser demonstrado, por exemplo, ao observar o custo mensal de despachar
metade do parque gerador, correspondente a cerca de R$ 700 milhões, ao custo de utilizar todas
as usinas, correspondente a cerca de R$ 3,5 bilhões.
7
Custo Mensal (Milhões R$)
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
[Disponibilidade - Inflexibilidade](MW)
Figura 6 – Custo de Operação Mensal das usinas termoelétricas.
De forma simples, dobrar a produção provoca um aumento de sete vezes no custo mensal.
Multiplicam-se os MWh produzidos por 2, e os R$ necessários para pagar as usinas multiplicam-se
por sete. Esta desproporção decorre da composição do parque gerador apresentada
anteriormente e faz com que secas severas ou mesmo moderadas se tornem excessivamente
caras. Em 2013 e em 2014, os custos associados à produção termoelétrica foram tão elevados que
o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras foi estabelecido somente a partir de recursos
extraordinários às tarifas, tal como a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e Conta do
Ambiente de Contratação Regulada – Conta ACR.
A necessidade de recursos extraordinários para manter o fluxo de pagamentos do Setor Elétrico
não é desejável e, para tanto, é imperativo que a curva de custos de produção seja alterada,
promovendo-se a expansão por meio de termoelétricas de baixo custo de operação. Esta
necessidade torna-se ainda mais premente quando a evolução parque hidroelétrico é avaliado, o
que será feito na próxima seção.
8
3 Expansão Hidroelétrica desde o 1º LEN
As usinas hidroelétricas sempre foram a fonte prioritária dos Leilões de Energia Nova. Para as
usinas hidroelétricas de maior porte sempre houve licitação específica para os empreendimentos,
e para as pequenas centrais hidroelétricas, mesmo havendo algumas vezes competição com
outras fontes, o volume de empreendimentos licitados também é expressivo. Conforme pode ser
observado na Tabela 1, dos 20 leilões realizados, a capacidade licitada de usinas hidroelétricas
soma cerca 22.300MW.
Em relação a 2004, ano de publicação da Lei nº 10.848 e do Decreto 5.163, trata-se de uma
evolução do parque hidroelétrico de 25%, promovendo-se assim uma adição expressiva de
capacidade de produção de energia limpa e de baixo custo ao Sistema Interligado Nacional.
Tabela 2 – HIdroelétricas Licitadas nos Leilões de Energia Nova.
LEILÃO
1º LEN 2008
1º LEN 2009
1º LEN 2010
2º LEN 2009
3º LEN 2011
4º LEN 2010
5º LEN 2012
6º LEN 2011
7º LEN 2013
8º LEN 2012
9º LEN 2014
10º LEN 2015
11º LEN 2015
12º LEN 2014
13º LEN 2016
14º LEN 2015
15º LEN 2017
16º LEN 2018
17º LEN 2016
18º LEN 2018
19º LEN 2017
TOTAL
MW
1.423,70
1.009,30
5.162,70
5.192,93
1.296,80
2.380,00
350,00
22,50
CANCELADO
808,90
2.120,00
135,00
CANCELADO
292,40
618,483
0
1007,757
417,6
22.281,95
Qualificando um pouco mais a capacidade licitada, constata-se que cerca de 4.000MW são
hidroelétricas com alguma capacidade de regularização das vazões naturais afluentes. Todas as
demais usinas, com capacidade instalada de aproximadamente 18.500MW, são usinas a fio
d´água. A proporção entre as usinas a fio d’água e a reservatório pode ser observada na Figura 7.
9
A expansão hidroelétrica baseada em usinas a fio d’água possui impactos diretos na operação do
Sistema Interligado Nacional, pois a produção hidroelétrica destas usinas seguirá os regimes
naturais de vazão afluente dos rios em que estão localizadas. Por exemplo, como pode ser
observado na Figura 8, a UHE Jirau, localizada no rio Madeira, possui uma vazão média anual
próxima a 20.000m3/s; a linha azul escura corresponde à vazão média mensal, e as linhas azuis
claras correspondem aos percentis de 90% e 10%, permitindo assim avaliação das variações
mensais em torno da média. Observa-se pela Figura que de janeiro a maio as vazões apresentam
valores superiores à média, mesmo para os percentis de 10%; por outro lado, de julho a
novembro, a vazão é sempre inferior à média mensal, mesmo para os percentis de 90%.
Esta concentração de produção hidroelétrica em um determinado período e necessidade de
complementação em outro também pode ser observada em outras usinas a fio d’água, tais como a
UHE Santo Antonio do Jari (Figura 9) e a UHE Teles Pires (Figura 10).
18%
Reservatório
Fio D'água
82%
Figura 7 – Hidroelétricas licitadas e distribuição de acordo com capacidade de regularização.
Percentil 90%
Média
Percentil 10%
Média Anual
45.000
40.000
Vazão - m3/s
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 8 – Vazão Natural Afluente à UHE Jirau.
10
Percentil 90%
Média
Percentil 10%
Média Anual
3.500
3.000
Vazão - m3/s
2.500
2.000
1.500
1.000
500
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 9 – Vazão Natural Afluente à UHE Santo Antonio do Jari.
Percentil 90%
Média
Percentil 10%
Média Anual
1.800
1.600
Vazão - m3/s
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 10 – Vazão Natural Afluente à UHE Teles Pires.
Em termos da operação do Sistema Interligado Nacional, as usinas hidroelétricas a fio d’água com
vazões bem caracterizadas nos períodos seco e úmido significam grande chance de abundância de
produção hidroelétrica em um determinado período do ano, e necessidade praticamente certa de
complementação no período remanescente. Durante os períodos de complementação é
necessário que existam usinas termoelétricas despacháveis e de baixo custo de operação, de
modo a agregar energia ao Sistema Interligado Nacional de uma confiável e “pagável”.
Estas usinas termoelétricas baixo custo de operação apresentarão elevadíssima probabilidade de
despacho no período seco das usinas hidroelétricas a fio d’água, e também caracterizarão um
seguro contra períodos úmidos médios ou modestos. São, em última análise, usinas que podem
11
permanecer vários anos despachadas a plena carga, e que na abundância de chuvas com certeza
ficarão ligadas ao menos por seis meses.
O que se discute nesta Audiência Pública de forma pontual, e o que deve ser discutido de forma
mais abrangente e estrutural, é o que deve ocorrer quando uma destas usinas de base não
consegue atender às ordens de despacho.
O não atendimento às ordens de despacho por ocorrer por paradas para manutenção preventiva
ou corretiva, ou ainda quando algum equipamento acaba por limitar a plena capacidade de
produção da usina, permitindo que ela se mantenha ligada, mas com produção inferior à sua
capacidade plena.
Atualmente, existe um conjunto de Ressarcimentos que são pagos pelos agentes de geração e que
são apresentados na próxima seção. Como será visto, há uma desproporção muito grande entre o
preço da energia não gerada e o preço da energia gerada, que acaba por inviabilizar os
empreendimentos.
12
4 As Usinas Termoelétricas e os Ressarcimentos
A importância das usinas termoelétricas na matriz energética brasileira tem sido verificada de
forma muito realista nos últimos anos. Conforme pode ser observado na Figura 11, entre 2000 e
2007, a produção anual das usinas termoelétricas despachadas se situou no patamar de
2.000 MWmed, excetuando-se somente o ano de 2004, em que a produção anual das
termoelétricas foi de aproximadamente 4.000 MWmed. Em 2008 houve um pico de produção no
início do ano, da ordem de 6.000 MWmed, e em 2011 a produção máxima mensal se aproximou
de 8.000 MWmed.
Ainda que as produções mensais tenham apresentado valores elevados de forma esporádica em
2008 e 2010, foi realmente em 2012, 2013 e 2014 que as termoelétricas foram acionadas de forma
permanente. As termoelétricas de baixo CVU têm sido despachadas de forma ininterrupta desde o
último trimestre de 2012, caracterizando assim um regime de operação de base nunca visto no
Sistema Interligado Nacional.
Posteriormente, a partir de meados de 2013, conforme a seca prolongada foi se caracterizando,
até mesmo as usinas de alto CVU passaram a ser despachadas na base, com todo o custo de
operação associado. As contas referentes ao custo de operação simplesmente tornaram-se
impagáveis, colocando em risco todo o fluxo de pagamentos do Setor Elétrico Brasileiro.
18.000
Geração - MWmed
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
Figura 11 – Produção das usinas termoelétricas convencionais desde 2000..
A situação de desequilíbrio econômico e financeiro das distribuidoras revela que ajustes e
aprimoramentos devem ser realizados na regulação setorial. A própria ANEEL, com uma atitude
muito pró-ativa e focada no equacionamento desta questão, realizou um Seminário sobre
Comercialização de Energia das Distribuidoras no dia 16 de outubro.
Ocorre que além do desequilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras, os demais agentes do
setor também estão a verificar sobrecustos insuportáveis. No caso específico das usinas
13
termoelétricas que venderam energia nos Leilões do Ambiente Regulado, toda hora que a usina
falha ao entregar a energia – seja por uma manutenção programada ou forçada, ou ainda por
questões de rendimento associado à temperatura externa, ela se vê obrigada a pagar
Ressarcimentos.
Ocorre que os Ressarcimentos, tal como ilustrado na Figura 12, são calculados com base na
produção da usina inferior ao seu “Despacho Ajustado”, valorizada à diferença entre o Preço de
Liquidação das Diferenças – PLD e o Custo Variável Unitário da Usina – CVU.
Uma usina termoelétrica de base, de baixo CVU, normalmente possui uma Receita Fixa da ordem
de R$100/MWh a R$120/MWh, e um CVU da mesma ordem de grandeza. Se esta usina realiza
manutenção durante 30 dias e o PLD encontra-se em R$822/MWh, esta usina se verá obrigada a
pagar um Ressarcimento da ordem de R$700/MWh. De forma bem simples, um mês de
manutenção equivale a 6 ou 7 meses de Receita Fixa. Como é impossível cumprir as obrigações
anuais de financiamento, de fornecedores, de encargos, de pessoal , etc, com base na receita
remanescente de 5 ou 6 meses, a usina vê sua operação inviabilizada em função desta situação.
A princípio, poder-se-ia dizer que esta é a regra do jogo, que este é o “Contrato”, e que realmente
tudo, este Ressarcimento faz sentido. Logo, se o empreendimento fica inviável econômica e
financeiramente, que ele simplesmente deixe de existir.
Figura 12 – Cálculo do Ressarcimento.
14
No entanto, o Sistema Interligado Nacional necessita das usinas de base. E mais, necessita cada
vez mais das usinas de base, pois estas são as usinas necessárias para complementar a produção
das usinas hidroelétricas a fio d’água, bem como para atuar como seguro sistêmico contra
situações hidrológicas desfavoráveis. Logo, uma solução deve ser encontrada para equilibrar os
benefícios que as usinas de base promovem e os valores dos Ressarcimentos.
Antes de propor alguma solução, é importante reconhecer que o problema não é de uma ou outra
termoelétrica, mas sim de um amplo conjunto de usinas. Para tanto, foram levantados os valores
dos Ressarcimentos pagos pelas usinas termoelétricas em operação ao longo do período de
janeiro a setembro de 2014. Conforme pode ser observado na Figura 13, a Receita Fixa das usinas
no período de janeiro a setembro de 2014 foi R$ 4,1 bilhões; destes, R$ 1,5 bilhão foi utilizado
para pagamento de Ressarcimentos, restando a usinas R$ 2,6 bilhões para pagamento de todos os
compromissos assumidos, incluindo encargos, pagamento de pessoal, custo financeiro, etc. Tratase de uma situação insustentável, pois nenhuma empresa consegue sobreviver com uma Receita
efetiva 36% inferior à planejada.
Figura 13 – Ressarcimento e Receita Fixa de janeiro a setembro de 2014, em R$ milhões.
Como os Ressarcimentos são calculados de acordo com a diferença entre o PLD e o CVU, ele acaba
por ter significado econômico substancialmente diferente para os empreendimentos em função
das suas fontes de combustível. Conforme pode ser observado na Figura 14, cerca de 36% da
Receita Fixa das termoelétricas de baixo custo de operação foi utilizada para pagamento de
Ressarcimento no período de janeiro a setembro de 2014: para uma Receita Fixa de R$ 2,8
bilhões, o Ressarcimento foi equivalente a R$ 1 bilhão.
Para as usinas termoelétricas com CVUs intermediários, de R$200/MWh a R$500/MWh,
praticamente 74% da Receita Fixa foi comprometida com Ressarcimento: para uma Receita Fixa
de R$ 493 milhões, o Ressarcimento foi de R$364 milhões.
Finalmente, para as termoelétricas com CVUs elevados, como a diferença entre PLD e CVU fica
pequena, o Ressarcimento foi equivalente a 14% da Receita Fixa.
15
Figura 14 – Ressarcimento e Receita Fixa de janeiro a setembro de 2014, de acordo com CVU, em R$ milhões.
Avaliando cada usina de forma individualizada, construiu-se a Figura 15. No eixo das abcissas temse o valor do CVU de cada usina. No eixo das ordenadas, plotou-se a relação entre Ressarcimento
pago de janeiro a setembro de 2014, e a Receita Fixa do mesmo período, medindo de forma
individualizada a representatividade do Ressarcimento em relação à Receita do empreendimento.
Além disso, para diferenciar usinas grandes e usinas pequenas, o raio do círculo de cada ponto do
gráfico é proporcional à capacidade instalada da usina.
O primeiro ponto a ser observado, é que os grandes círculos situam-se todo à esquerda do gráfico,
com CVUs inferiores a R$400/MWh. Logo, as grandes usinas termoelétricas são usinas que estão a
operar praticamente na base do sistema. O segundo ponto é que existem grandes círculos na
parte mais alta do gráfico, com percentuais de Ressarcimento sobre Receita Fixa superiores a 30%
ou 40%.
Por outro lado, não existem círculos representativos na parte do gráfico com ordenadas elevadas
para CVUs superiores a R$400/MWh. Logo, conclui-se que a Regra de Ressarcimento está
justamente a punir de forma intensa as usinas de Base, tão necessárias ao Sistema Elétrico
Brasileiro.
Aprimorar a Regra de Ressarcimento é trabalhar no sentido de promover a estabilidade para que
as usinas termoelétricas de base possam se desenvolver.
Olhando para o Benefício Econômico que as usinas proporcionam, definiu-se matematicamente o
termo como sendo a diferença entre o pagamento do consumidor pela energia em duas situações
distintas:
A. Caso a usina não existisse, a energia por ela gerada deveria ser comprada no mercado, a
PLD. Trata-se do custo da energia caso a usina se inviabilize.
B. Com a usina em operação, o consumidor paga à usina sua Receita Fixa e a Receita Variável
referente à sua produção efetiva.
16
Calculando-se o Benefício Econômico como a diferença dos custos do consumidor para as
situações A e B, obtêm-se os resultados apresentados na Figura 16. Conforme pode-se observar,
para CVUs inferiores a R$400/MWh, praticamente todas as usinas termoelétricas apresentam
Benefício Econômico positivo, ou seja, o consumidor está a ganhar com as suas existências, ainda
que a usina não gere toda a sua capacidade.
Logo, se alguma destas usinas se inviabilizar, o empreendedor será prejudicado e o consumidor
também será prejudicado. Trata-se de uma situação em que todos saem perdendo.
Como forma mais concreta de observar os ganhos para o consumidor, as três usinas com maior
Benefício Econômico somaram benefícios de janeiro a setembro de 2014 da ordem de R$7bilhões.
Isso significa que a construção de mais 6 ou 7 usinas deste porte, com estes CVUs baixos,
proporcionariam benefícios econômicos da ordem de R$ 15 a R$ 17 bilhões. Ainda que de forma
simplista, isso significa dizer que a Conta ACR não seria necessária caso usinas de base fossem
agregadas ao sistema.
Para as usinas de alto CVU, de forma aparente, somente observando as Figuras, poder-se-ia dizer
que elas estão a destruir valor, pois o consumidor em muitos casos está sendo penalizado, pois
seria melhor comprar energia a PLD a pagar Receita Fixa e Receita Variável para estas usinas.
No entanto, nesses casos, deve-se ter em mente que a usina despachada está a manter o volume
das hidroelétricas, postergando eventuais cortes de carga ou necessidade de racionamento. Logo,
estas usinas são necessárias para usos de curta duração e para questões elétricas ou energéticas
mais limitadas. Infelizmente, a ausência de usinas de base está a fazer com que as usinas de alto
CVU sejam despachadas na base, e nestes casos a destruição de valor se verifica.
Frente aos números verificados, constata-se que as termoelétricas contratadas na modalidade
disponibilidade, mantidas as regras de Ressarcimento atuais, se inviabilizarão econômica e
financeiramente. A desproporção entre o preço da energia não entrega, valorizada ao PLD – CVU,
e o preço da energia entregue, valorizada a Receita Fixa, é de tal ordem que o empreendedor não
consegue ter receita suficiente para fazer frente aos seus compromissos. O negócio inviabiliza-se!
Há de se reforçar que a inviabilização de uma usina termoelétrica é um desastre para o
empreendedor, para o Setor Elétrico e para os Consumidores, uma vez que os maiores Benefícios
Econômicos são aqueles associados aos empreendimentos de baixo CVU, os quais são os mais
impactados pelos Ressarcimentos.
17
Ressarcimento / Receita Fixa ( % )
100%
80%
60%
40%
20%
0%
-20%
-200,00
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
CVU (R$/MWh)
Figura 15 – Ressarcimento por usina em função do CVU.
3,50
Benefício Econômico (R$ Bilhões)
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
(0,50)
(1,00)
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
CVU (R$/MWh)
Figura 16 – Benefício Econômico da usina em função do CVU.
18
5 Importância das UTEs de Baixo Custo de Operação
Ainda que nos últimos anos as usinas termoelétricas de base tenham se mostrado importantes
para a operação do Sistema Interligado Nacional, tanto para a Segurança Energética quanto para a
Modicidade Tarifária, resta ainda necessário avaliar o atendimento ao mercado futuro.
Conforme apresentado anteriormente, a expansão hidroelétrica está a ocorrer com usinas a fio
d’água. Isso faz com que nos períodos em que as vazões naturais afluentes a estas usinas se
reduzem, nos períodos de seca, a geração termoelétrica de forma contínua e prolongada é
necessária.
Ademais, mesmo nos períodos úmidos, caso as vazões naturais afluentes às usinas a fio d’água se
apresentem abaixo das expectativas, a precaução e a garantia do atendimento ao consumo
acabarão por determinar a complementação da energia hidroelétrica por geração termoelétrica,
novamente de forma prolongada.
Assim, é esperado que a produção termoelétrica despachável se intensifique muito nos próximos
anos. Para mostrar esta tendência de forma concreta, na Figura 17 apresenta-se a estatística
referente ao Custo Marginal de Operação do submercado Sudeste, para o ano de 2015, calculada
de acordo com o Programa Mensal da Operação Energética – PMO de dezembro.
Conforme pode-se observar, o CMO médio para o ano de 2015 situa-se em torno de R$700/MWh
(linha vermelha do gráfico), com valores médios de até R$1.000/MWh nos primeiros meses do
ano. Como as usinas termoelétricas são despachadas sempre que o CMO é superior ou igual aos
seus CVUs, isso significa que grande volume de produção termoelétrica será despachado.
Custo Marginal de Operação - R$/MWh
Percentil 90%
Média
Mediana
Média Anual
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 17 – Permanência do Custo Marginal de Operação da Região Sudeste para 2015.
19
De forma mais concreta ainda, como a Mediana em todo o ano é sempre superior a R$200/MWh,
espera-se com mais de 50% de chance que todas as termoelétricas de baixo custo permanecerão
despachadas durante todo o ano. Como o despacho das usinas termoelétricas de base iniciou-se
no último semestre de 2012, o ano de 2015 completará o despacho intermitente destas usinas por
mais de três anos e meio.
Com os Ressarcimentos calculados da forma atual, todas as paradas para manutenção durante
este período estão a determinar elevados custos aos geradores, e esta tendência de desequilíbrio
econômico e financeiro tende a se intensificar.
Olhando ainda mais para frente, a Figura 18 mostra os CMOs para o ano de 2016. Observa-se uma
redução da expectativa do CMO em relação a 2015, o CMO médio de 2016 é da ordem de
R$280/MWh, novamente com valores médios mensais mais elevados no início do ano. Ao longo
de 2016, novamente a mediana mostra-se elevada, com valores superiores a R$100/MWh em
todos os meses.
Custo Marginal de Operação - R$/MWh
Percentil 90%
Média
Mediana
Média Anual
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Figura 18 – Permanência do Custo Marginal de Operação da Região Sudeste para 2016.
Com base nestas simulações, e em outras realizadas internamente, sempre conclui-se que as
usinas termoelétricas de baixo custo de operação, ou usinas termoelétricas de base, passarão a ter
uma papel cada vez mais relevante na matriz energética brasileira. Este papel e os benefícios
associados à Segurança Energética e à Modicidade Tarifária fazem necessários aprimoramentos no
modelo atual, com algumas sugestões que são apresentadas na próxima seção.
20
6 Regime Contratual de Termoelétricas de Base
Toda usina, ao participar de um certame, assume uma série de compromissos relacionados à
construção do empreendimento e à sua operação. A regulação setorial e o próprio modelo de
negócio incentivam a entrada em operação no prazo e a operação eficiente da planta. Caso estes
incentivos não surtam efeito ou ainda, caso sejam suplantados por fatos extraordinários, há um
amplo conjunto de medidas que a Regulação Setorial prevê para a adequação às condições
previstas em contrato.
No entanto, por mais que a Regulação se desenvolva e sejam realizadas Audiências Públicas ou
debates intensos sobre os mais diversos temas, devido à complexidade e à inovação associada à
Regulação, podem ocorrer situações não previstas e que colocam em risco os negócios e o
interesse público. Nestes casos, há de se aprimorar a Regulação em benefício do interesse
coletivo.
Atualmente, o cálculo dos Ressarcimentos é realizado tal como ilustrado na Figura 19: qualquer
geração inferior à disponibilidade da usina, a área hachurada abaixo da linha vermelha, determina
pagamentos com o preço igual (PLD – CVU). Os cálculos são realizados em base horária e os
Ressarcimentos são pagos pelo agente de geração logo no mês seguinte.
Assim, qualquer manutenção ou perda de eficiência da usina determinam desembolsos quase
imediatos. Para usinas de baixo custo de operação, as usinas de base, o valor do CVU é pequeno e
sempre que o PLD se eleva, o preço da indisponibilidade (PLD – CVU) assume dimensões
incompatíveis com a capacidade econômica da usina (Receita Fixa). Esta associação de valores
elevados de pagamentos com vencimentos de curto prazo praticamente inviabilizam econômica e
financeiramente a operação de uma usina termoelétrica de base.
Figura 19 – Cálculo atual do Ressarcimento Atual.
21
Assim, no caso específico dos Ressarcimentos, há dois pontos que precisam ser aprimorados de
forma estrutural:
I.
II.
A Energia Indisponível, calculada atualmente de forma horária precisa ser revista para
considerar as indisponibilidades dos equipamentos ao longo do tempo.
O preço aplicado para valorizar a Energia Indisponível, atualmente calculado como a
diferença entre PLD e CVU, precisa ser revisto para dar ao agente condições de realizar os
pagamentos sem inviabilizar economicamente a usina, que possui como fonte de recursos
a Receita Fixa.
O que se propõe como solução estrutural para este problema é que a Indisponibilidade seja
calculada com base em um intervalo de tempo relativamente longo, compatível com a observação
estatística do desempenho dos equipamentos, tal como ilustrado na Figura 20. Trata-se da
apuração do Fator de Disponibilidade, FID, de acordo com uma janela temporal de sessenta
meses, preconizada na Resolução ANEEL nº 169/2005.
Além disso, para que o Ressarcimento seja pagável, o seu preço deve estar atrelado à capacidade
econômica da usina. Assim, propõe-se que a dimensão econômica seja a própria Receita Fixa, RF
em R$/mês, da usina, e não parâmetros não relacionados à capacidade de pagamento do
empreendimento. Assim, o Ressarcimento seria calculado como:
𝑅𝐸𝑆𝑆 = (1 − 𝐹𝐼𝐷) ∙ 𝑅𝐹
Figura 20 – Cálculo atual do Ressarcimento Proposto.
Com base na regra proposta, foram recalculados os valores de Ressarcimento para o período de
janeiro a setembro de 2014. Conforme pode ser observado na Figura 21, quando as usinas não
atingem os níveis de disponibilidade dos Leilões, há o pagamento de Ressarcimento e
compromete-se parte da Receita Fixa para estes pagamentos. No entanto, os percentuais referemse a no máximo cerca de 12% da Receita Fixa, enquanto que pela Regra atual, atingia-se até 90%
da Receita Fixa.
22
O incentivo regulatório à eficiência mantém-se, porém a ineficiência moderada deixa de
inviabilizar o empreendimento, pois ao comprometer parte da Receita Fixa, incentiva o
empreendedor a honrar os seus compromissos, porém sem deixá-lo inviável.
Trata-se de uma proposta em que ganham os empreendedores, ao verem que é possível pagar os
Ressarcimentos e investir para normalizar a operação, e ganham os consumidores, pois as usinas
de baixo custo determinam elevados Benefícios Econômicos e representam Segurança Energética.
15%
Ressarcimento / Receita Fixa (%)
13%
11%
9%
7%
5%
3%
1%
-1%
-3%
-200,00
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1000,00
1200,00
1400,00
CVU (R$/MWh)
Figura 21 – Ressarcimento de Acordo com Regra Proposta para o período de janeiro a setembro de 2014.
23
7 Questões Conjunturais
A proposta colocada em Audiência Pública prevê um aprimoramento no tratamento dado à
produção. Entendemos que a proposta da AP deve ser aplicada a todos os empreendimentos
termelétricos que estão sendo solicitadas a realizar entrega superior ao compromisso contratual,
pois não se trata se trata de aprimoramento metodológico, mas sim de correção de verificada
inconsistência de Regulação e de Regra de Comercialização.
Como registrado acima, aprimorar a Regra é trabalhar no sentido de promover a estabilidade para
que as usinas termoelétricas de base possam se desenvolver.
Assim, elencamos outras questões que permeiam a estabilidade das usinas termoelétricas de
base, comprometendo o equilíbrio econômico e financeiro do empreendimento.
7.1 Fator de Disponibilidade - FID versus Garantia Física vigente
A Garantia Física de empreendimentos hidroelétricos e termoelétricos, definida nos termos da
Portaria nº 258/2008 do MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME, é calculada com base em
parâmetros dos respectivos projetos e confere lastro para venda de energia, tanto no Ambiente
de Contratação Livre quanto Regulada.
A Garantia Física é determinada por diversas características técnicas do empreendimento, dentre
elas a Potência Instalada e as respectivas taxas equivalentes de indisponibilidade programada
(TEIP) e forçada (TEIF). No caso de usinas termoelétricas, tais taxas são declaradas pelo
empreendedor no momento de definição do projeto, tornando-se as respectivas taxas de
referência.
Desta forma, a Resolução ANEEL nº 614/2014, que substituiu a Resolução ANEEL nº 169/2005,
define as diretrizes e metodologia de apuração dos valores apurados de TEIP e TEIF, de forma a
aferir a performance do empreendimento com relação aos valores definidos em projeto. Desta
forma, se a performance com relação à disponibilidade estiver inferior aos valores de referência,
um ajuste na garantia física é realizado conforme inciso I do Art 20 descrito abaixo:
GFa = mín(GF ; GF x FID)
FID = IDv / ID
Sendo:
GF: Garantia Física
GFa: Garantia Física Ajustada
FID: Fator de Disponibilidade
IDv:(1-TEIP) x (1-TEIFa)
ID: (1- IP) x (1-TEIF)
IP: Indisponibilidade Programada utilizada no cálculo da Garantia Física
24
De outro lado, existem situações em que a usina tem uma capacidade instalada maior que aquela
efetivamente utilizada para o cálculo de sua garantia física. Isto porque, podem haver
modificações no projeto com a devida autorização do Órgão Regulador, que resultam em uma
capacidade instalada maior.
Desta forma, há a necessidade que a regra aplicada observe a coerência dos parâmetros a serem
aplicados, ou seja, não podemos utilizar para o cálculo da Garantia Física Ajustada, um Fator de
Disponibilidade - FID baseado em uma capacidade instalada diferente daquela utilizada para o
cálculo da Garantia Física vigente.
Exemplificando, supondo que o cálculo da Garantia Física de uma usina qualquer tenha sido
calculada com base numa capacidade instalada de 100 MW. Quando da implantação do
empreendimento o agente conseguiu instalar unidades geradoras com capacidade maior daquela
prevista, 120 MW, trazendo assim, benefícios ao Sistema Interligado Nacional.
A sua Garantia Física Ajustada, GFa, não pode ter parâmetros diferenciados como base de cálculo:
GFa = (1 – FID120MW) . Garantia Física100MW
Ou seja, utiliza-se para o cálculo da Garantia Física Ajustada o parâmetro FID correspondente aos
120 MW e a Garantia Física correspondente aos 100MW.
O Fator de Disponibilidade – FID deveria ser calculado com base na potência de 100MW até que
houvesse o cálculo do acréscimo de garantia física decorrente do adicional de capacidade
instalada por parte do MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME, conforme fórmula a seguir:
GFa = (1 – FID100MW) . Garantia Física100MW
A manutenção da inconsistência indicada pune o agente que implantou uma capacidade instalada
superior ao compromisso efetivamente assumido, conforme se evidencia no exemplo a seguir.
Considerando a situação em que a usina tenha uma disponibilidade apurada igual à
disponibilidade máxima utilizada no cálculo da Garantia Física, isto é, de 90 MW1 durante 60
meses, o FID apurado seria de 83,33%2.
Assim, mesmo tendo atendido integralmente à disponibilidade declarada para o cálculo da sua
Garantia Física, a usina terá seu lastro apurado degradado. Desta maneira, o agente seria
prejudicado por uma degradação de lastro em decorrência de um aumento na sua capacidade de
1
Disp_max100MW = 100 MW . (1- TEIF) . (1- IP)
Disp_max100MW = 100 MW . (1- 1,7%) . (1- 8,3%) = 90 MW
2
Disp_max120MW = 120 MW . (1- TEIF) . (1- IP)
Disp_max120MW = 120 MW . (1- 1,7%) . (1- 8,3%) = 108 MW.
FID = Disp_max100MW/ Disp_max120MW = 90/108 = 83,33%
25
geração, sendo certo que se faz necessária à adequação do FID para correta apuração de lastro da
usina desde sua entrada em operação comercial até que o MME efetive a revisão extraordinária
da Garantia Física da usina.
Desta forma, pleiteia-se que para o cálculo da Garantia Física Ajustada seja sempre utilizada a
capacidade instalada que deu origem ao cálculo da sua Garantia Física.
7.2 Cálculo do Fator de Disponibilidade - FID por Unidade Geradora
Para o cálculo do Fator de Disponibilidade – FID, a indisponibilidade apurada pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico – ONS e disponibilizada à ANEEL, para empreendimentos
Termelétricos está sendo realizada em desacordo com a metodologia estabelecida pela Resolução
Normativa ANEEL nº 169/2005 (revogada) e pela Resolução Normativa nº 614, de 03.06.2014.
Isso porque o ONS tem incluído, para empreendimentos com mais de uma unidade geradora,
indevidamente a segunda unidade geradora no cálculo da Taxa Equivalente de Indisponibilidade
Forçada Apurada - TEIFa e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP do
empreendimento, mesmo que esta ainda não esteja operando, inflando equivocadamente o fator
de indisponibilidade apurado no período.
Naturalmente, a indisponibilidade deveria ser calculada para cada unidade geradora em operação
comercial, nos termos da citada REN nº 614/2014:
Art. 5º O empreendimento de geração termelétrica ou de importação de energia,
despachado centralizadamente e não participante do MRE, deverá ter a respectiva
indisponibilidade apurada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e
disponibilizada, até 31 de agosto de cada ano, à ANEEL, ao respectivo agente de geração e
à CCEE, a qual deverá ser considerada para fins de verificação do lastro dos respectivos
contratos de venda de energia, no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro do ano
subseqüente.
Parágrafo único. A indisponibilidade será apurada pelo cálculo da Taxa Equivalente de
Indisponibilidade Forçada Apurada - TEIFa e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade
Programada - TEIP do empreendimento, conforme procedimentos a seguir:
I - para cada unidade geradora em operação comercial deverão ser calculadas a TEIFa e a
TEIP mensais, mediante aplicação das seguintes fórmulas:
[...]
II - a TEIFa e a TEIP mensais do empreendimento deverão ser calculadas em função das
taxas apuradas conforme inciso anterior, ponderadas pela respectiva potência nominal da
unidade geradora;
26
III - a TEIFa e a TEIP do empreendimento, a serem disponibilizadas conforme o caput deste
artigo, deverão ser calculadas considerando a média dos valores mensais apurados,
relativos aos 60 (sessenta) meses imediatamente anteriores;
IV - Para efetuar os cálculos de trata o inciso anterior, caso não se disponha dos valores
mensais que totalizem 60 (sessenta) meses, os valores faltantes deverão ser
complementados utilizando-se dos valores de referência, considerados no cálculo da
respectiva garantia física do empreendimento;
[...]
O cálculo das taxas de indisponibilidade deve considerar: (i) cada unidade geradora em operação
comercial; (ii) a ponderação pela respectiva potência nominal da unidade geradora; e (iii) os
valores faltantes, caso não se disponha dos valores mensais que totalizem 60 meses, deverão ser
complementados utilizando-se dos valores de referência considerados no cálculo da respectiva
garantia física do empreendimento.
De forma a ilustrar a importância de a apuração ser realizada por unidade geradora, tome-se como
exemplo uma usina com duas unidades geradoras de 120 MW cada (UG01 e UG02) e considere
que apenas uma unidade geradora (UG01) está em operação comercial em um determinado mês.
Consideremos ainda que esta unidade geradora que está em operação comercial apresentou 93%
de indisponibilidade forçada e 0% de indisponibilidade programada no mês em questão. Tendo a
TEIF e TEIP de referência como 1,7% e 8,3%, respectivamente, teremos, portanto, o cálculo da
Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada (TEIFa) das unidades geradoras e do
empreendimento a ser realizado como apresentado abaixo:
TEIFa_mês_UG1 = 93%
TEIFa_mês_UG2 = TEIF (Referência) = 1,7 %
TEIFa_mês_empreendimento = (93% x 120 MW + 1,7% x 120 MW)/240MW = 47,35%
No entanto, a Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada - TEIFa deste
empreendimento, tal qual apurado pelo ONS, seria definida da seguinte maneira:
TEIFa_mês_empreendimento = 93%
Comparativamente, a segunda metodologia não pondera as taxas de indisponibilidade pela
respectiva potência nominal da unidade geradora. Isto é, a taxa de indisponibilidade verificada da
UG1 é também atribuída a UG2, ainda que esta não se encontre em operação comercial.
Nesse cenário, o agente de geração é penalizado indevidamente sempre que as unidades
geradoras que compõem o empreendimento não são liberadas para operação comercial
simultaneamente. Se a primeira unidade geradora a entrar em operação possuir uma
indisponibilidade verificada maior do que a de referência, a Taxa Equivalente de Indisponibilidade
Forçada Apurada - TEIFa deste empreendimento sempre resultará elevada. Como se sabe, a
27
indisponibilidade de empreendimentos de geração possui consequências financeiras significativas
decorrentes de necessidade de recomposição de lastro e de aplicação de penalidades.
Desta forma, pleiteia-se que o cálculo da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada –
TEIFa dos empreendimentos seja ajustado de acordo com as diretrizes da REN nº 614/2014.
7.3 Cálculo do consumo interno de longo prazo
Assim como já registrado, a Resolução Normativa nº 614, de 03.06.2014 estabelece as condições
para contratação de energia elétrica em caso de indisponibilidade de empreendimentos de
geração, sempre considerando, como marco inicial para o cálculo da indisponibilidade, a data de
entrada em operação comercial das respectivas unidades geradoras3.
A apuração de indisponibilidade leva em consideração a média móvel de 60 meses das
indisponibilidades verificadas. Além da taxa de indisponibilidade, outro fator que impacta no
compromisso de lastro é o Fator de Ajuste em Função da Média das Perdas Internas, utilizado para
abater o consumo interno de longo prazo da Garantia Física do agente.
Avaliando a metodologia de cálculo do consumo interno de longo prazo das unidades geradoras,
constata-se que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE tem considerado como
marco inicial, para fins de apuração do consumo interno de longo prazo, a data do início do
comissionamento da usina.
Ao utilizar como marco inicial a data de início do comissionamento da usina para fins de cálculo do
consumo interno de longo prazo, cria-se uma incompatibilidade com a própria apuração da
disponibilidade, em desacordo às regras estabelecidas na Resolução Normativa ANEEL, infligindo
significativas perdas financeiras aos agentes de geração.
Observa-se ainda que, nas regras de comercialização do caderno Medição Contábil – ANEXO II –
Cálculo das Perdas Internas de Usinas, o consumo interno de longo prazo (acrônimo F_PDI_GF) é
definido por outros dois acrônimos que só estão definidos após o início da operação comercial: (i)
DV, que é a Quantidade final de energia que uma unidade geradora associada a uma parcela de
usina "p", é tecnicamente capaz de produzir em um período de comercialização "j", quando da
realização do despacho da usina não hidráulica pelo ONS disponibilidade verificada e (ii) MBUp,j é
3
A Resolução Normativa nº 169/2005 foi revogada pela Resolução Normativa nº 614, de 03.06. 2014, que
consolidou as normas referentes à apuração de indisponibilidade de unidade geradora ou empreendimento de
importação de energia e de verificação de lastro, com a integração de todas as normas pertinentes à matéria
em um único ato regulatório, mantendo-se o critério de apuração de indisponibilidade a partir da entrada em
operação comercial das unidades geradoras.
28
a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina “p”, no período de comercialização
“j”.
Conforme exposto acima, o acrônimo F_PDI_GF possui duas variáveis definidas após o início da
operação comercial da usina. Consequentemente, o acrônimo F_PDI_GF (consumo interno de
longo prazo) também só deveria estar definido após o início da operação comercial da usina.
Desta forma, pleiteia-se que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE efetue o
cálculo do percentual do Fator de Ajuste em Função da Média das Perdas Internas, considerando
sua apuração apenas a partir da data de entrada em operação comercial de cada unidade
geradora.
7.4 Adequação das obrigações de entrega de energia aos termos dos
CCEARs
Nas liquidações da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE foram observados alguns
pontos com respeito às obrigações e às alocações dos recursos aos CCEARs pactuados em leilão de
energia nova.
Seguindo o mesmo raciocínio discorrido no item 1) Fator de Disponibilidade - FID versus Garantia
Física vigente, existem situações em que a usina tem uma capacidade instalada maior que aquela
efetivamente utilizada para o cumprimento das obrigações de entrega de energia previstas nos
CCEARs. Isto porque, pode haver modificações no projeto com a devida aprovação da Agência, que
resultam em uma capacidade instalada maior do que a que foi utilizada para o cálculo da garantia
física, e que consequentemente, deram lastro aos CCEARs firmados.
Para estes casos, o critério de alocação de energia utilizado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE extrapola as obrigações contratuais. Verifica-se que toda geração da usina
está sendo alocada aos CCEARs. Assim, em um período de comercialização (“01 hora”) em que a
usina esteja gerando sua capacidade instalada, as distribuidoras recebem toda a energia produzida
pela usina e pagam somente a Receita Fixa correspondente à potência vinculada ao CCEAR.
De tal modo, as distribuidoras recebem mais energia da usina, sem o devido pagamento pelo
excesso.
Novamente, podemos exemplificar esta situação com o seguinte exemplo: considere-se que um
empreendedor sagrou-se vencedor de um leilão com uma potência instalada de 100MW, mas ao
longo da obra decidiu construir a usina com o dobro da capacidade. E que tal aumento de
potência, apesar de autorizado pelo Regulador, não tenha sido considerado para fins de revisão de
Garantia Física. Assim, a forma de alocação de energia que vem sendo praticada permitiria que as
distribuidoras recebessem 200MW, pagando por apenas 100MW.
Recentemente o Ministério de Minas e Energia – MME publicou a Portaria no 492/2014 que
estabelece critérios, procedimentos e diretrizes para Revisão Extraordinária dos Montantes de
29
Garantia Física de Energia de Usinas Termelétricas - UTEs Despachadas Centralizadamente no
Sistema Interligado Nacional - SIN, com Custo Variável Unitário - CVU não nulo, em decorrência de
alteração da Potência Instalada.
Como a publicação da citada Portaria é recente, setembro/2014, muitos empreendimentos
termelétricos continuam com a Garantia Física calculada com base em uma potência instalada de
projeto.
Cabe ressaltar que as Regras de Comercialização vigentes tratam de caso similar - quando usinas
não hidráulicas não possuem Garantia Física definida pelo MME. A referida regra, constante no
Caderno de Garantia Física das Regras de Comercialização - versão 2014.2.0, página 9, tabela 1,
define assim, a forma de cálculo das Garantias Físicas que compõe o Lastro para Comercialização:
“Corresponde à capacidade das unidades geradoras em operação comercial, ajustadas (i)
pelo Fator de Capacidade Máxima, (ii) pelo Fator de Rateio de Perdas da Rede Básica, (iii)
por eventuais perdas internas, e (iv) pelo Índice de Disponibilidade Verificado.”
Observando o princípio norteador da ANEEL definido em sua missão (“proporcionar condições
favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e
em benefício da sociedade.”, texto retirado do website da ANEEL), sugere-se a correção deste
equívoco conceitual contido nas Regras de Comercialização. A correção deste conceito independe
da efetiva revisão da Garantia Física e deve ser aplicada até que o Agente tenha seu cálculo
revisitado pelo MME.
Em um caso limite, mesmo que o excedente de MW não possua acréscimo de garantia física, a
geração de energia acima da potência instalada não deve ser alocada aos CCEARs, pois extrapolam
as obrigações e compromissos pactuados nos contratos. Este caso sedimenta o entendimento de
que esta correção de conceito deve ser realizada independentemente do recálculo previsto pelo
MME.
O vendedor não pode ter mais obrigações que aquelas que efetivamente foram pactuadas nos
contratos sem o devido recebimento, da mesma forma que o comprador não pode receber mais
energia sem o devido pagamento, causando assim um desequilíbrio financeiro entre as partes.
7.5 Questões Judiciais
As agências reguladoras integram a estrutura da Administração Pública na medida em que são a
apresentação institucional para exercício de função que a Constituição Federal atribuiu ao Estado.
As referidas agências reúnem competências para regular um determinado setor da economia ou
um determinado interesse geral existente no sistema econômico e que para tanto a lei atribui
características de independência, especialidade e amplitude de poderes aptos a tornar eficiente o
exercício de suas funções. Sendo aqui, entendida a regulação não apenas como o estabelecimento
de padrões normativos (regulamentação), mas também na manutenção do funcionamento
equilibrado do sistema regulado.
30
Cabe ainda ressaltar que 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.
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.
Por óbvio que, a atuação discricionária das Agências Reguladoras tem limites, não sendo diferente
à ANEEL, tendo em vista que seus atos sempre estão vinculados à lei de sua criação (Lei 9.427, de
26/12/1996), que dispõe acerca de sua competência e às políticas públicas traçadas para o
subsistema regulado. Assim sendo, o desvirtuamento das funções regulatórias que ensejam vício
de mérito ou de finalidade do ato regulatório, devem ser combatido e contido pelo Poder
Judiciário. A sanção por ferir os limites formais e materiais de sua atribuição e competência enseja
a invalidação dos atos praticados com abuso, invalidação que terá lugar especialmente em sede do
controle jurisdicional.
Verifica-se a patente atecnicidade da redação do Artigo 4ª da minuta de Resolução Normativa que
acompanha a documentação da AP 063/2014 ao vincular a eficácia de uma resolução às decisões
judiciais, transferindo a função de interpretação dos conceitos fluidos, consubstanciada na
discricionariedade regulatória técnica, ao Poder Judiciário ou, se no extremo, aos peritos judiciais.
Cumpre salientar, neste cenário, que eventual decisão judicial teria natureza declaratória que teria
o condão apenas de declarar o direito já existente do agente do setor, decorrente da competência
normativa da Agência, o que por si torna descabida tal vinculação.
Diante de todo o exposto, a proposta trazida na referida Audiência Pública da ANEEL, disposta na
parte final (“por força de decisão judicial, mesmo em caráter liminar”) do artigo 4ª da referida
minuta de Resolução Normativa, fere questões fundamentais de ordem legal quanto regulatória,
pois não observa as diretrizes de competência técnica atribuída à Agência por força de lei,
evidencia o desbordamento dos limites da discricionariedade do Órgão Regulador ao condicionar
o exercício do direito do agente do setor elétrico à obtenção de decisão judicial, bem como
desrespeita o princípio da segurança jurídica.
Por tal razão, considerando-se a atuação da Agência por delegação normativa, como já
mencionado, e a estabilidade do Direito, a exclusão da parte final (“por força de decisão judicial,
mesmo em caráter liminar”) do Artigo 4ª da Minuta de Resolução Normativa proposta na AP
63/2014, é imperativa, de modo a assegurar as expectativas que os agentes do Setor Elétrico
depositam na ação da Agência Reguladora.
31
8 Conclusões
As usinas termoelétricas são um fato recente na matriz energética brasileira. Desde o primeiro
Leilão de Energia Nova, em 2005, a capacidade instalada em empreendimentos movidos a carvão,
gás natural, óleo combustível e óleo diesel tem crescido de forma significativa, e desde 2012 o
despacho destas usinas tem sido intenso.
Nos mesmos leilões que sagraram as termoelétricas vencedoras, também se sagraram vencedoras
as usinas hidroelétricas a fio’água. Estas usinas caracterizam-se por produzir energia sem a
possibilidade de regularização da vazão afluente, de modo que a energia gerada passa a depender
fortemente do regime de chuvas. Nos períodos de seca é praticamente certo que as usinas
termoelétricas serão despachadas para complementar a produção hidroelétrica, enquanto nos
períodos úmidos as usinas termoelétricas serão despachadas sempre que houver alguma
percepção de vazões afluentes menos intensas às hidroelétricas.
Neste regime de participação elevada das usinas termoelétricas na produção de energia é
essencial que sejam incentivadas e desenvolvidas usinas termoelétricas com baixo custo de
operação, ou usinas termoelétricas de base. Sem este desenvolvimento, o custo da produção
termoelétrica se torna impossível de ser pago, tal como observado em 2013 e 2014, em que o
Setor Elétrico precisou de recursos externos (CDE e Conta ACR) para garantir o fluxo de
pagamentos e se sustentar financeiramente.
Atualmente, as Regras de Ressarcimento aplicadas igualmente a todas as usinas termoelétricas
representa uma barreira ao desenvolvimento das usinas termoelétricas de base, uma vez que
estas usinas apresentam valores baixos de Custo Variável Unitário – CVU e as produções inferiores
à disponibilidade são ressarcidas sempre a PLD subtraído de CVU. Em condições de PLD elevado,
uma parada para manutenção pode representar de 6 a 7 meses de receita da usina, inviabilizandose econômica e financeiramente.
Esta inviabilização das usinas de baixo CVU também é extremamente danosa aos consumidores,
pois os pagamentos de Receita Fixa e Receita Variável a estas usinas é muito inferior ao custo que
os consumidores teriam caso estas usinas não existissem e os consumidores fossem obrigados a
adquirir energia a PLD.
Concluiu-se, portanto, que a situação atual é extremamente danosa aos empreendedores e aos
consumidores. Logo, reforça-se a importância de mudanças estruturais para reverter o quadro
atual. Como proposta de mudança, a EDP apresentou uma regra de Ressarcimento baseada na
apuração da disponibilidade em janela temporal compatível com a observação do desempenho
dos equipamentos, e também com uma forma de precificação compatível com a capacidade
econômica da usina.
Neste sentido, a proposta apresentada pela ANEEL nesta audiência pública é benéfica e deve
progredir, pois com ela as usinas passam a experimentar uma receita adicional pelo despacho em
padrões elevados, que servirá para sustentar financeiramente os períodos de manutenção.
32
Adicionalmente, entendemos ainda que não se trata de um aprimoramento da regra, mas sim de
uma correção, uma vez que a regra vigente exige dos empreendedores uma entrega de energia
superior à energia contratada.
No entanto, a forma de apuração mensal e a precificação a (PLD – CVU) ainda oneram de maneira
insustentável os empreendedores e medidas adicionais e estruturais são necessárias e urgentes.
Além das medidas estruturais, algumas correções conjunturais dos CCEARs por Disponibildiade
também precisam ser revistas com urgência, destacando-se:

O cálculo da Garantia Física apurada tem sido realizado de forma inconsistente, com a
Garantia Física da usina associada a uma capacidade instalada e Fator de Disponibilidade
calculado pelo ONS com uma capacidade instalada diferente. Trata-se de uma
inconsistência material que precisa ser corrigida urgentemente, pois onera de forma
intensa justamente os empreendedores que realizaram investimentos adicionais nos
projetos e estão a ofertar energia em um momento crítico do Sistema Elétrico Brasileiro.

O cálculo do Fator de Disponibilidade da usina durante a fase de motorização não está
sendo calculado, conforme prevê a regulação, de forma a considerar as disponibilidades
de referência enquanto as unidades não entram em operação comercial. Este fato tem
determinado disponibilidades da usina inferiores à observada, prejudicando os projetos
hidro e termoelétricos justamente nos momentos iniciais de suas operações.

O consumo interno de longo prazo, utilizado no cálculo da energia disponível líquida,
também tem sido calculado de forma incorreta, incorporando o consumo de testes ao
consumo da usina de longo prazo durante a sua operação comercial.

A modelagem das usinas termoelétricas na CCEE precisa ser ajustada para dividir
corretamente, em termos de capacidade, a produção da usina nos ambientes livre e
regulado. Da forma atual, a produção é rateada com base em critérios de garantia física, e
os empreendimentos acabam por ser onerados.
De tudo o que foi apresentado, a proposta da ANEEL colocada em Audiência Pública deve
prosperar, como forma de eliminar uma inconsistência nos CCEARs Disponibilidade. Esta mudança
deve ser vista como o primeiro passo para eliminarmos com urgência todas as inconsistências
apresentadas e também para iniciarmos discussões estruturais também urgentes para o regime de
operação das usinas termoelétricas de base. Todas são ações necessárias para proporcionarmos
benefícios aos empreendedores e consumidores no que se refere aos CCEARs por Disponibilidade.
O estabelecimento de um regime de contratação de energia para as termoelétricas de base é
fundamental para proporcionar Segurança Energética e Modicidade Tarifária ao Setor Elétrico
Brasileiro.
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