EDP – Energias do Brasil
Contribuição à Audiência Pública ANEEL nº 54/2014:
Definição dos limites máximo e mínimo do Preço de
Liquidação das Diferenças – PLD
Brasília, 10 de novembro de 2014.
Sumário Executivo
O PLD apresenta uma volatilidade mensal que é 8,5 vezes superior ao iBovespa. Esta volatilidade
traduz-se em riscos percebidos pelo Setor Elétrico que acabam por atuar de forma contrária à
Modicidade Tarifária e aos investimentos. Para limitar o risco, a própria regulamentação (Decreto
5.163/2004) prevê o estabelecimento de valores Piso e Teto para o PLD, bem como delega à
ANEEL a competência para estabelecer estes valores.
A EDP realizou também uma pesquisa para relacionar a teoria econômica de Preços ao Setor
Elétrico Brasileiro. Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da curva
de oferta de energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos de
seca tende a disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado de
curto prazo, aferidos como Excedente do Produtor. Exemplos recentes dessa situação ocorreram
em 2013 e 2014, onde o Excedente do Produtor custou aos consumidores valores bilionários e
endividamento setorial, sem atrair oferta de energia ou reduzir o consumo.
A oferta de energia é determinada pelos Leilões A-3 e A-5, os quais têm atraído oferta de
Geradores de Longo Prazo (GLP), que se comprometem a vender energia por horizontes de 15 a 30
anos. Nestes leilões, o papel do PLD na receita do investidor é muito limitado. No entanto, sua
volatilidade representa uma papel de risco crescente nos últimos anos.
Nos Leilões de Energia Existente (A-1 e Ajuste), ou mesmo nos Mecanismos de Compensação de
Sobras e Déficits das distribuidoras (MCSDs), a oferta de energia simplesmente não ocorre quando
há cenários de PLDs elevados. Os Geradores de Curto Prazo (GCP), aqueles com sobra de energia
existente, sentem que vender energia nestes leilões é menos lucrativo e mais arriscado do que
vender no mercado de curto prazo, por isso preterem a venda nesses leilões.
A ANEEL propôs o PLD Teto de R$388/MWh e o PLD Piso de R$30/MWh. A EDP concorda e apóia a
proposta da ANEEL, pois, de forma independente, a EDP desenvolveu uma metodologia para
cálculo destes valores, chegando aos valores de R$399/MWh e R$39/MWh para os PLDs Teto e
Piso, respectivamente. A metodologia desenvolvida pela EDP foi apresentada na Consulta Pública
ANEEL nº 09 de 2014 e é reapresentada neste documento apenas a título de demonstrar a
completude da sua proposta.
As simulações realizadas pela EDP indicam que se o PLD Teto de 2014 fosse da ordem de
R$400/MWh, a redução de custos para os consumidores seria da ordem de R$8 bilhões somente
para o primeiro semestre do ano. Esta redução de custos envolve: Exposição Involuntária, Risco
Hidrológico, Encargos de Serviços do Sistema, Contratos por Disponibilidade e Energia de Reserva.
Para o ano de 2015, o PLD Teto em torno de R$400/MWh determina custo total mínimo para as
distribuidoras, mesmo nos cenários em que a Exposição Involuntária é nula.
Para os Geradores de Longo Prazo, reduzir o PLD Teto significa reduzir o risco percebido pelos
agentes, com benefícios para a Modicidade Tarifária, para a Segurança Energética e para a
Segurança Contratual.
Para os Geradores de Curto Prazo, reduzir o PLD Teto significa reduzir suas receitas esperadas no
curto prazo (horizonte de até 6 meses, principalmente). Ainda assim reduzir o PLD Teto significa
diminuir o risco percebido por estes agentes. A medida mitigadora para reduzir o impacto do PLD
nos GCPs é a contratação de energia por prazos mais longos (48 meses ou mais).
A ANEEL também propôs que os Encargos de Serviços do Sistema – ESS decorrentes da operação
das usinas despachadas por ordem de mérito, porém com custo variável superior ao PLD, sejam
rateados entre os agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo. A EDP realizou inúmeras análises
desta proposta e concluiu que ela não deve prosperar.
Ratear o ESS pelos agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo significa acentuar a assimetria
tarifária já existente entre as diversas distribuidoras. Esta assimetria determina efeitos indesejados
para os consumidores, que verão reajustes tarifários muito diferentes entre as distribuidoras.
Neste sentido, a EDP propõe que o ESS decorrente da operação das usinas despachadas por
ordem de mérito seja rateado de forma igualitária entre todos os agentes de consumo.
1 Sumário
2
Introdução ................................................................................................................................... 4
3
O Papel do Preço ....................................................................................................................... 12
4
5
3.1
Princípios Microeconômicos ............................................................................................. 12
3.2
Características do Investimento no Setor Elétrico ............................................................ 15
3.3
Custo Marginal, Custo de Operação e Oferta de Energia no Curto Prazo ........................ 20
3.4
O Mercado de Curto Prazo e o Modelo de Comercialização de Energia .......................... 22
Liquidez da Oferta de Energia e PLD ......................................................................................... 24
4.1
Leilões de Energia Nova .................................................................................................... 24
4.2
Leilões de Energia Existente .............................................................................................. 24
Limites de PLD e Rateio de ESS ................................................................................................. 29
5.1
Proposta da Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL ........................................ 29
5.2
Fundamentos Legais dos Limites do PLD .......................................................................... 31
5.2.1
Dos Princípios da Subsidiariedade e da Proporcionalidade ...................................... 31
5.2.2
Do Princípio da Legalidade ........................................................................................ 32
5.2.3
Do Princípio da Eficiência dos Atos Administrativos ................................................. 33
5.2.4
Do Princípio da Segurança Jurídica ........................................................................... 34
5.3
5.3.1
Cálculo do PLD Teto................................................................................................... 36
5.3.2
Cálculo do PLD Piso ................................................................................................... 38
5.4
6
7
8
Propostas Apresentadas pela EDP na Consulta Pública 09/2014 ..................................... 35
Rateio do ESS ..................................................................................................................... 40
5.4.1
Impactos sobre a Assimetria Tarifária ....................................................................... 40
5.4.2
Fundamentos Legais do Rateio doESS....................................................................... 44
Simulação de Impacto para as Distribuidoras ........................................................................... 46
6.1
Determinação do PLD* para o 1º Semestre de 2014 ........................................................ 48
6.2
Determinação do PLD* para o ano de 2015 ..................................................................... 50
Simulação de Impacto para os Geradores ................................................................................ 52
7.1
Simulação de Impacto para os Geradores de Longo Prazo (GLPs) .................................... 54
7.2
Simulação de Impacto para os Geradores de Curto Prazo (GCPs) .................................... 61
Conclusões................................................................................................................................. 65
1
Índice das Conclusões Relevantes
Conclusão Relevante 1 – PLD mensal é 8,5 vezes mais volátil que o iBovespa. ................................ 6
Conclusão Relevante 2 – Volatilidade também é ocasionada pelos modelos. .................................. 9
Conclusão Relevante 3 – Delegação para os limites de PLD é da ANEEL. ........................................ 10
Conclusão Relevante 4 – O PLD é importante para o mercado de contratos. ................................. 11
Conclusão Relevante 5 – O PLD Teto limita o Excedente do Produtor. ........................................... 14
Conclusão Relevante 6 – Demanda e oferta são praticamente inelásticas. .................................... 16
Conclusão Relevante 7 – Possibilidade de elevação do PLD reduz a oferta de energia existente nos
Leilões Regulados. ............................................................................................................................. 19
Conclusão Relevante 8 – Limitar o Excedente do Produtor em mercados inelásticos e com
expansão de longo prazo de maturação é uma questão de sustentabilidade. ................................ 20
Conclusão Relevante 9 – A análise microeconômica do Setor Elétrico Brasileiro precisa considerar
a estrutura peculiar do setor............................................................................................................. 20
Conclusão Relevante 10 – O PLD Teto estabelece discriminação de preços. .................................. 21
Conclusão Relevante 11 – PLD Teto menor em 2014 economizaria R$ 8 bilhões. .......................... 21
Conclusão Relevante 12 – Nos Leilões de Energia Nova, PLD volátil representa risco. ................... 24
Conclusão Relevante 13 – A oferta nos Leilões de Energia Existente depende do PLD. ................. 25
Conclusão Relevante 14 – Teto e Piso do PLD devem ser revistos para reduzir risco. .................... 28
Conclusão Relevante 15 – Redução do PLD Teto direciona recursos para investimentos produtivos
no Setor Elétrico. ............................................................................................................................... 30
Conclusão Relevante 16 – Elevação do PLD Piso reduz o risco dos empreendedores. ................... 31
Conclusão Relevante 17 – Proposta da ANEEL atende aos princípios legais. .................................. 32
Conclusão Relevante 18 - As propostas desta Audiência Pública não trazem inovação às regras
vigentes desde 2003.......................................................................................................................... 33
Conclusão Relevante 19 – A proposta da Audiência Pública é proporcional e eficiente. ................ 34
Conclusão Relevante 20 – A proposta da ANEEL atende aos preceitos da Segurança Jurídica. ..... 35
Conclusão Relevante 21 – A EDP apóia a Proposta da ANEEL e ainda apresenta uma proposta para
aprimoramentos futuros da metodologia atual. .............................................................................. 36
Conclusão Relevante 22 – Assimetrias nos portfólios de contratos de energia das distribuidoras
precisam ser reduzidas...................................................................................................................... 41
Conclusão Relevante 23 – O critério de rateio do ESS pela exposição ao Mercado de Curto acentua
as assimetrias existentes entre as tarifas das distribuidoras. ........................................................... 43
2
Conclusão Relevante 24 – Rateio do ESS precisa ser igualitário. ..................................................... 43
Conclusão Relevante 25 – Rateio do ESS deve ser classificado como multimercado. ..................... 44
Conclusão Relevante 26 – PLD Teto menor beneficiaria a Modicidade Tarifária em 2014. ............ 49
Conclusão Relevante 27 –PLD Teto menor beneficiará a Modicidade Tarifária no Longo Prazo. .. 51
Conclusão Relevante 28 – Resultados da EDP são muito próximos aos apresentados pela CCEE. 51
Conclusão Relevante 29 – PLD Teto menor reduz risco dos Geradores. ......................................... 58
Conclusão Relevante 30 – PLD Teto em torno de R$400/MWh não eleva propensão ao risco dos
Agentes de Geração. ......................................................................................................................... 59
Conclusão Relevante 31 – PLD Teto menor incentiva a venda de energia em contratos de Longo
Prazo.................................................................................................................................................. 59
Conclusão Relevante 32 – PLD Teto menor reduz a Receita Esperada dos Geradores de Curto
Prazo. Mitigação se dá por venda em contratos mais longos........................................................... 64
3
2 Introdução
Houve nos últimos anos experiências setoriais capazes de medir de forma efetiva e inconteste a
volatilidade do PLD. Conforme pode ser observado na Figura 1, houve períodos de elevação de
PLD decorrentes de atrasos no período chuvoso (janeiro e fevereiro de 2008, por exemplo), bem
como elevações de PLD em períodos secos mais severos (segundo semestre de 2013, por
exemplo). Assim, o PLD estaria – a princípio – cumprindo o seu papel de refletir no curto prazo as
condições de produção da energia elétrica, sobretudo relacionadas à falta ou a escassez de água
para a produção hidroelétrica.
600
PLD Sudeste - R$/MWh
500
400
300
200
100
0
Figura 1 - Valores de PLD Mensal desde 2004 para Região Sudeste.
As variações do PLD têm sido tão frequentes e tão intensas, que qualquer agente do Setor Elétrico
afirma, com convicção, que o PLD é “muito volátil”. Tecnicamente, a volatilidade pode ser medida
por meio de um cálculo relativamente simples, descrito em três passos:
1. Suponhamos que xt seja uma série de valores para t = 1, 2, 3, ..., N.
2. A partir da série xt, constrói-se a série de variações de valores de x, vxt, t = 1, 2, 3, ..., N-1,
do seguinte modo:
𝑥𝑡+1
𝑣𝑥𝑡 =
𝑥𝑡
3. A volatilidade da série xt, v(x), é definida como o desvio padrão da série vxt:
∑𝑁−1
̅̅̅)2
𝑡=1 (𝑣𝑥𝑡 − 𝑣𝑥
𝑣(𝑥) = √
𝑁−2
̅̅̅ =
𝑣𝑥
∑𝑁−1
𝑡=1 𝑣𝑥𝑡
𝑁−1
4
De forma geral, para um determinado intervalo de tempo t, se o valor de xt para o intervalo t+1
tiver baixa variação em relação ao intervalo t, a série vxt terá valores relativamente uniformes e
um baixo desvio padrão, ou seja, sua volatilidade será baixa. Por outro valor, se as variações xt
forem frequentes, isso faz com que a série vxt tenha valores dispersos e seu desvio padrão acaba
por ser elevado, ou seja, sua volatilidade será alta.
Na Figura 2 são apresentadas três séries de valores, x1, x2 e x3, e as séries contendo suas
respectivas variações: vx1, vx2 e vx3.
350
300
250
200
150
100
50
-
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
1
(a1) Série de valores x1
350
300
250
200
150
100
50
-
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23
(b1) Variações dos valores de x1
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
1
(a2) Série de valores x2
350
300
250
200
150
100
50
-
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23
(b2) Variações dos valores de x2
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
(a3) Série de valores x3
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23
(b3) Variações dos valores de x3
Figura 2 – Exemplos de cálculo de volatilidade.
5
A primeira série, x1, apresenta valores que variam entre 50 e 150. Como as variações de um
intervalo de tempo para outro são muito frequentes, a série de variações de x1, vx1, apresenta
valores dispersos entre 0,5 e 2,5. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor de
v(x1) = 53%.
A segunda série, x2, apresenta valores que variam entre 100 e 300. Como as variações de um
intervalo de tempo para o outro são relativamente comportadas, a série de variações de x2, vx2,
apresenta valores pouco dispersos, oscilando entre 0,8 e 1,2. Ao calcular a volatilidade desta série,
chegamos ao valor v(x2) = 10%.
Finalmente, a terceira série, x3, apresenta valores que variam também entre 100 e 300. Embora
sempre crescente, as variações de um intervalo de tempo para o outro são muito bem
comportadas, fazendo com que a série de variações de x3, vx3, apresente valores praticamente
constantes, entre 1,05 e 1,10. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor de
v(x3) = 3%.
Os exemplos servem para mostrar que uma série pouco volátil não é necessariamente uma série
de valores constantes, mas sim uma série cujas variações são bem comportadas. Assim, a
volatilidade normalmente significa imprevisibilidade, ou grande dificuldade de previsão, pois as
variações ocorrem de forma intensa e dispersa.
Retornando à análise dos valores do PLD Sudeste, se fizermos com que xt seja o PLD médio mês t,
para t variando de janeiro de 2004 a dezembro de 2013, a série vxt terá a forma indicada na Figura
3. Ou seja, as variações do PLD médio de um mês para outro podem ser de até 3,8 vezes.
Aplicando as equações indicadas acima, concluímos que a volatilidade do PLD Mensal do
Submercado Sudeste para o período de janeiro de 2004 a dezembro de 2013 é 55%.
A pergunta que naturalmente se apresenta é: este valor é elevado, ou se trata de algo a ser
considerado normal? Esta pergunta não pode ser respondida de forma direta. Assim, para dar
referência à volatilidade apresentada, realizamos o mesmo procedimento considerando os valores
do índice Bovespa. A série de valores e a série de variações do índice Bovespa são apresentadas na
Figura 4. Pode-se observar que a máxima variação mensal do índice Bovespa foi 1,16 vezes, ou
seja, muito inferior às variações do PLD, e que procedendo aos cálculos, podemos ainda concluir
que a volatilidade do índice Bovespa é 6,5%, ou seja, muito inferior ao PLD.
Conclusão Relevante 1 – PLD mensal é 8,5 vezes mais volátil que o iBovespa.
Conclui-se, portanto, que tecnicamente a volatilidade do PLD mensal do submercado
sudeste é cerca de 8,5 vezes superior à volatilidade do índice Bovespa. Logo, realizar
operações de compra e venda de energia de forma descasada, com volumes de energia
expostos ao PLD, é um negócio de elevadíssimo risco, mesmo para aqueles acostumados a
operar no mercado de capitais.
6
4,0
Variação do PLD Sudeste
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
(a) Série de valores do iBovespa.
jan/14
jan/13
jan/12
jan/11
jan/10
jan/09
jan/08
jan/07
jan/06
jan/05
jan/14
jan/13
0,0
jan/12
0
jan/11
1,0
jan/10
20000
jan/09
2,0
jan/08
40000
jan/07
3,0
jan/06
60000
jan/05
4,0
jan/04
80000
jan/04
Figura 3 – Série de variações do PLD Mensal do Sudeste.
(b) Série de variações do iBovespa.
Figura 4 – Série de valores e de variações do Índice Bovespa.
A princípio, poder-se-ia concluir que a alta volatilidade pode ser explicada de forma natural: um
sistema hidrotérmico com predominância hidroelétrica realmente depende muito do regime de
chuvas – voláteis por natureza – e, por conta disso, os preços do mercado de curto prazo também
são voláteis. Que siga a vida...
No entanto, não se pode desconsiderar que o PLD é calculado a partir de modelos computacionais.
Assim, além do risco hidrológico, temos todo o risco associado aos modelos, incluindo suas
metodologias, procedimentos para montagem da base de dados, dos dados que modelam as
diversas usinas, etc. Há muito mais risco associado ao processo de formação de preço, do que
justamente a intensidade de chuvas e das vazões nos rios.
Para demonstrarmos estes riscos de forma inconteste, apresentamos na Tabela 1 um
levantamento de várias mudanças realizadas no modelo computacional nos últimos anos, as quais
7
alteraram de forma significativa os valores de PLD ou mesmo amplificaram ou atenuaram de
forma imprevisível as suas oscilações.
Tabela 1 - Mudanças no Modelo de Formação do PLD.
Versão
Despacho
Data
Versão 12
DSP 850
25/10/2004
Versão 13
DSP 2.955
26/09/2007
Versão 14
DSP 2.707
23/07/2008
Versão 15
DSP 2.256
23/06/2009
Versão 16
DSP 2.747
17/09/2010
Breve Descrição das Mudanças
1. Correção no cálculo das vazões incrementais de usinas a fio d'água. Este problema pode
surgir quando há dois rios com reservatórios que se encontram a montante de mais de duas
usinas a fio d’água em cascata.
2. Incorporação da aversão ao risco: penalidade variável e penalidade fixa.
3. Ajuste no cálculo da derivada que gera o corte de Benders relacionado à parcela da meta
de desvio de água controlável.
4. Alteração na indexação do vetor de configuração da parábola de geração hidráulica
máxima.
5. Utilização de ruídos diferentes por subsistema para a geração dos cenários de afluências
na simulação backward.
6. Inclusão da possibilidade de seleção dos ruídos que serão adotados na geração dos
cenários de afluência da simulação forward para o cálculo da função de custo futuro (escolha
através de uma chave no arquivo de dados gerais). Neste caso, os ruídos são selecionados a
partir do conjunto de ruídos utilizados na geração dos cenários da simulação backward, de
forma a garantir que os ruídos adotados no passo backward sejam utilizados pelo menos
uma vez no passo forward.
7. Aprimoramento do processo de reamostragem (Bootstrap).
8. Tratamento de usinas hidrelétricas do tipo NE durante o cálculo de energia de desvio de
água. Sua vazão passa a ser considerada na usina de jusante.
1. Aprimoramento no uso da tendência hidrológica informada por posto: é permitida a
funcionalidade de ir direto para a simulação final utilizando uma política de operação
previamente calculada.
2. Consideração de variável de folga para a restrição de atendimento à meta de energia de
vazão mínima. Essa variável é penalizada na função objetivo e o valor dessa penalidade é
informado pelo usuário através do arquivo de penalidades (e.g. PENALID.DAT).
1. Inclusão da possibilidade de representação de restrições de intercâmbio com
agrupamento livre.
2. Inclusão da possibilidade de representação da energia de submotorização como função
das energias afluentes médias históricas.
3. Inclusão da derivada da função de perdas a fio d'água no cálculo dos cortes de Benders
que representam a função de custo futuro.
1. Modelagem da função de perdas por engolimento máximo de usinas a fio d’água usando
MARS (Multivariate Adaptive Regression Splines).
2. Aperfeiçoamento da modelagem de subsistemas com vínculo hidráulico considerando
somente cascatas pertencentes aos subsistemas hidraulicamente acoplados.
3. Inclusão de todos os desenvolvimentos relativos à Amostragem Seletiva.
4. Implantação de um critério conjunto de parada do processo iterativo do cálculo da política
ótima de operação.
Versão 16.1: Implantação da modelagem de despacho antecipado de usinas térmicas a gás
natural liquefeito (GNL).
Versão 16.2: Desconsideração do critério de mínimo ZSUP na iteração corrente quando o
critério de parada for composto apenas pelo critério estatístico de convergência.
Versão 16.3: Inclusão de procedimento em que a Amostragem Aleatória Simples substitua a
Amostragem Seletiva quando o número de cenários hidrológicos utilizados nas simulações
8
Versão
Despacho
Data
Versão 17
DSP 3.397
17/12/2012
Breve Descrição das Mudanças
forward e/ou backward do cálculo da política ótima de operação for menor do que um valor
mínimo (5 cenários).
Versão 17:
1. Aplicação de alocação dinâmica de memória em trechos do programa.
2. Inclusão de procedimento para resolver PLs que apresentaram inviabilidades muito
pequenas (da ordem de 10-6).
3. Seleção dos cortes de Benders da função de custo futuro a serem utilizados no algoritmo
de PDDE em cada problema de despacho de geração.
4. Mecanismo de Aversão a Risco: SAR.
5. Mecanismo de Aversão a Risco: CVaR.
Versão 17.5.1:
1. Reestruturação de procedimentos utilizados no processamento paralelo, o que
possibilitou uma redução significativa do tempo computacional em qualquer uma das
opções de mecanismos de aversão a risco (MAR), e também no caso de não adoção de MAR.
Em particular, houve uma sensível redução na opção SAR.
Conclusão Relevante 2 – Volatilidade também é ocasionada pelos modelos.
Além da volatilidade associada à produção de energia – sobretudo às vazões afluentes aos
reservatórios, a incerteza do valor do PLD é acentuada pela dependência de modelos
matemáticos que são revistos com frequência relativamente alta.
Ainda assim, mesmo sabendo que o PLD é altamente volátil e que muitas interferências no próprio
modelo contribuem de forma imprevisível para esta volatilidade, poder-se-ia simplesmente
concluir que isso é bom, pois assim os agentes devem se manter contratados e evitar exposições
ao PLD. Exposição ao PLD é muito perigoso! Viva a volatilidade...
Ocorre que a volatilidade se traduz em incerteza, caracterizando risco e possuindo impactos
diretos sobre a liquidez do mercado de energia e sobre os preços da energia elétrica praticados de
forma ampla e irrestrita, com desdobramentos para todos os consumidores de energia do país. De
forma geral, quanto maior o risco percebido, maior o preço praticado pelos agentes de produção
e, assim, maior a tarifa do consumidor final. Em casos extremos, se o risco percebido é muito alto,
as negociações contratuais acabam por não ocorrer, pois os agentes de produção entendem que
fazer a venda pode lhes custar muito caro.
Deste modo, para dar liquidez ao mercado, assegurar a continuidade da prestação de serviço e
contribuir para Modicidade Tarifária, é do interesse público que a volatilidade do PLD seja
limitada. Tanto isso é verdade, que a própria regulação setorial – de forma prudente – prevê a
existência de valores de piso e de teto ao PLD. Trata-se de uma forma de limitar o poder e os
impactos que oscilações do PLD podem trazer ao equilíbrio econômico-financeiro das empresas
que atuam no Setor Elétrico Brasileiro, prevista pelo poder executivo no art. 57 do Decreto
5.163/2004:
9
§ 2o O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado
levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos
termelétricos disponíveis para o despacho centralizado (grifo nosso).
§ 3o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado
levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas,
bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e
royalties (grifo nosso).
Conclusão Relevante 3 – Delegação para os limites de PLD é da ANEEL.
A ANEEL foi delegada para estabelecer o valor mínimo e o valor máximo do PLD.
O conceito que prevaleceu, em 2003, para determinação do PLD máximo, foi o porte da usina
termoelétrica, tal como pode se observar no trecho abaixo, da Nota Técnica 41/2003SEM/SRG/SRC/ANEEL, de 25 de junho de 2003:
O PMAE_Max foi inicialmente definido considerando o preço declarado dentre as
UTE´s de porte significativo do conjunto de dados de entrada dos modelos de
otimização energética. A ideia básica era que o PMAE_Max deveria ser tal que
remunerasse aquela térmica. À época, a UTE mais cara era a de Camaçari, com
declaração de preços da ordem de R$319,00/MWh. Considerando uma pequena
margem de segurança para, por exemplo, prever a possibilidade de pequenas
variações do custo de combustível, foi adotado para o PMAE_Max o valor de
R$350/MWh, conforme par. 2º, do art. 6º da Resolução CGE nº 109, de 2002.
Este mesmo conceito de porte da usina termoelétrica e de seu significado para o sistema persistiu
na Audiência Pública ANEEL nº 046/2003, que resultou na Resolução ANEEL º 682/2003,
determinando que o limite do PLD seja atualizado anualmente, para ser adotado entre a primeira
e a última semana operativa de preços de cada ano, considerando o menor valor entre:
i)
A declaração de preço estrutural da usina termoelétrica mais cara, com
capacidade instalada maior que 65MW, na determinação do Programa
Mensal de Operação (PMO) do mês de janeiro do ano correspondente; e
ii)
Atualização do valor máximo daquele ano (R$452,00/MWh) pela variação
do IGP-DI entre os meses de novembro de um ano e novembro do ano
consecutivo.
É importante observar que o porte da usina, no caso os 65MW, representa – ou tenta representar
– o porte de uma usina considerada relevante para o sistema. Conclui-se, portanto, que a partir de
certo ponto há um descolamento entre operação e preço de contratos, pois o conceito que está a
nortear o estabelecimento do PLD está associado à operação do sistema, embora o PLD em si não
tenha impacto direto sobre a operação.
10
Na realidade, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS determina o quanto cada usina deve
gerar a cada momento, sem olhar para o PLD. Os preceitos para a operação do sistema são o custo
de operação, as restrições relacionadas aos usos múltiplos da água e a segurança energética.
Tanto isso é verdade que em situações em que há previsão de secas ou do atingimento de níveis
relativamente baixos dos reservatórios, o ONS despacha usinas termoelétricas, ainda que não
pagas pelo PLD (custo variável superior ao PLD), de modo a preservar os estoques de água das
hidroelétricas e assim reduzir o risco de ocorrência de cortes de carga ou mesmo de racionamento
de consumo.
Seguindo este raciocínio, os valores de piso e teto do PLD passam a influenciar muito mais as
negociações do mercado de contratos de energia de curto prazo, do que as condições efetivas de
produção da energia. Há de se considerar ainda os impactos nos contratos de mais longo prazo,
pois os limites de PLD influenciam também o risco percebido pelos empreendedores que realizam
ofertas nos Leilões de Energia Nova.
Conclusão Relevante 4 – O PLD é importante para o mercado de contratos.
O PLD determina a liquidez do Mercado de contratos, mas não a oferta física de energia,
pois o despacho das usinas é determinado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico.
Para que haja um aprofundamento do papel do PLD como sinal de preço no Setor Elétrico, são
apresentados na sequência os princípios macroeconômicos do preço – de forma geral – e as
características de operação e de expansão do Setor Elétrico. O objetivo é avaliar até que ponto o
PLD exerce realmente um papel de sinalizador de preço na construção de novas usinas e no
comportamento eficiente dos consumidores.
11
3 O Papel do Preço
3.1 Princípios Microeconômicos
Em um mercado, o preço tem a função de regular a relação entre a Oferta e a Demanda:

Do lado da Oferta, sendo o preço o principal indicador da atratividade da indústria, as
firmas serão atraídas ao setor quando o preço for alto e serão desestimuladas a
permanecer no setor quando o preço for baixo.

Do lado da Demanda, os consumidores irão consumir menos quando o preço estiver alto e
mais quando o preço estiver baixo. Esses comportamentos são representados
graficamente na Figura 5.
Figura 5 - Mercado em Equilíbrio.
A Oferta é dada pelo Custo Marginal. Enquanto o Custo Marginal de se produzir uma unidade
adicional for inferior ao preço de mercado, as empresas terão incentivo a produzir esta unidade.
Em um mercado competitivo, as firmas não auferem nem lucros extraordinários e nem lucros
insatisfatórios. No primeiro caso, de lucros extraordinários, novos competidores entrariam no
mercado e aumentariam a oferta de produtos, reduzindo consequentemente o preço. No segundo
caso, de lucros insatisfatórios, as firmas sairiam do mercado e reduziriam a oferta de produtos,
aumentando consequentemente o preço.
Portanto, em um mercado competitivo, a maioria das firmas se encontraria em uma situação de
lucros normais, dado o risco do negócio. Nesse caso, o custo médio (que inclui o lucro econômico)
é igual ao preço de mercado, tal como representado na Figura 6.
12
Figura 6 - Equilíbrio de Custos em um mercado competitivo.
Conforme demonstrado na Figura 7, dentre as unidade produzidas, algumas possuem um custo
que é inferior ao preço ao qual são vendidas no Mercado. Nesse caso, há um excedente do
produtor: caso o preço fosse diferenciado para cada unidade produzida, algumas unidades
poderiam ser comercializadas a preços mais baratos que outras, por possuírem um custo menor. A
diferença entre o preço vendido e o custo de produção é chamada de Excedente do Produtor.
De forma análoga, alguns consumidores estariam dispostos a pagar mais pelo bem do que o preço
de equilíbrio do mercado. A diferença entre o que esses consumidores estariam dispostos a pagar
e o preço do bem é chamada de Excedente do Consumidor.
A soma do Excedente do Consumidor com o Excedente do Produtor é chamada de Bem-estar
Social.
Figura 7 - Excedente do Consumidor e do Produtor.
É possível haver situações nas quais é permitido diferenciar preços entre consumidores ou
produtores. Ao invés de todo o mercado trabalhar com um único preço, existem múltiplos preços
13
individuais. Caso ocorra essa discriminação de preços entre os produtores, por exemplo, todo o
Bem-estar social será capturado pelos consumidores, tal como indicado na Figura 8.
Conclusão Relevante 5 – O PLD Teto limita o Excedente do Produtor.
O estabelecimento do PLD Teto pode ser entendido como o estabelecimento de limites
para os quais o excedente do produtor passa a ser limitado, de modo que as usinas mais
caras passam a receber somente seus custos de produção e não mais o custo marginal do
sistema.
Figura 8 - Excedente do Consumidor em uma situação de discriminação de preços entre os ofertantes.
Podem existir situações nas quais o mercado não se encontra em equilíbrio. Um caso típico seria
quando o Preço de Mercado se encontra acima do Custo Médio de produção de um determinado
bem. Essa situação permitiria às empresas auferirem lucros extraordinários, tal como ilustrado na
Figura 9.
Situações como esta podem ocorrer quando o custo de um novo ofertante passar a atuar no
mercado é muito alto, ou mesmo quando o tempo para a entrada deste novo ofertante é
relativamente longo. Ou ainda, este desequilíbrio pode ocorrer quando há a expectativa de que a
situação é temporária, de modo que os novos ofertantes avaliam a entrada no mercado como um
investimento de alto risco. Todas estas situações refletem, de certo modo, o comportamento do
custo marginal de operação de um sistema elétrico, em que investir em uma nova fonte de
produção demanda muitos recursos e precisa de prazos relativamente longos de construção.
14
*P
Lucro
*Q
Figura 9 - Mercado desequilibrado: o preço de mercado é superior ao Custo Médio de Produção.
3.2 Características do Investimento no Setor Elétrico
A matriz energética brasileira é predominantemente hidrotérmica. Atualmente, cerca de 2/3 da
potência instalada do setor é hidrelétrica. O restante da capacidade se refere basicamente a
usinas termelétricas, tal como ilustrado na Figura 10.
Figura 10 – Matriz Energética Brasileira.
Essa matriz revela uma grande dependência das vazões afluentes aos reservatórios. A Figura 11
(Oferta e Demanda em uma situação de alta afluência) revela três aspectos econômicos
decorrentes dessa matriz energética:

Grande parte da oferta é atendida pela geração hidrelétrica.

A demanda é altamente inelástica, pois energia elétrica é um bem essencial. A falta de
resposta da Demanda é ampliada especialmente pela Lei do Plano Real. Essa lei restringe a
15
alteração de tarifas administradas a prazos não inferiores a 1 ano. Dessa forma, o mercado
regulado, que representa mais de 70% do total de consumo, não é sequer afetado pelos
preços de curto prazo até o próximo aniversário contratual de reajuste tarifário.

A oferta também é altamente inelástica no trecho em que as termelétricas passam a ser
despachadas. São necessários grandes aumentos de preços para pequenos acréscimos de
oferta no sistema. Paga-se muito por pouco!
Conclusão Relevante 6 – Demanda e oferta são praticamente inelásticas.
Demanda e oferta praticamente inelásticas fazem com que grandes variações de preço
determinem pouca ou nenhuma variação de consumo, bem como pouca variação de
oferta. O preço varia; as condições de atendimento ao consumo não!
Figura 11 - Equilíbrio entre Oferta e Demanda de Curto Prazo no Setor Elétrico
em uma situação de alta Afluência.
Com essas características exploradas na Figura 11 – alta inelasticidade tanto da demanda quanto
da oferta – é de se esperar grandes variações de preços com poucas variações de quantidades de
oferta de energia, por exemplo.
De fato, em 2014, o consumo cativo não respondeu ao sinal de preço, tal como pode ser
observado na Figura 12. As barras verdes correspondem às variações do PIB e as linhas azul e
vermelha correspondem, respectivamente, às variações dos consumos totais dos mercados
regulados (ACR) e livre (ACL). Os meses de janeiro e fevereiro de 2014 apresentaram alto
crescimento da carga, devido principalmente às altas temperaturas, sem observar uma correlação
negativa com o preço do mercado de curto prazo. Até abril/2014 o crescimento do Mercado
Regulado se manteve dentro do crescimento normal, em torno de 5%.
16
Variação em relação ao ano
anterior - %
15%
PIB
ACR
ACL
10%
5%
%
-5%
-10%
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
Figura 12 – PIB e consumos totais no ACR e no ACL em 2014.
A princípio, em uma análise superficial, poder-se-ia afirmar que o Mercado Livre responde a preço
e o Mercado Regulado não. No entanto, tal como pode ser observado na Figura 13, a redução de
consumo ocorreu tanto para clientes livres quanto para clientes cativos.
Trata-se na realidade de um problema econômico estrutural, associado ao esgotamento da
capacidade de endividamento e consumo da população, com impactos diretos na venda de
automóveis e na construção civil, tal como apresentado na Figura 14.
Variação em relação ao ano
anterior - %
Portanto, não se pode afirmar que o alto valor do PLD causou a queda de consumo de energia do
mercado livre do período, uma vez que ao mesmo tempo a atividade econômica se arrefecia, e
esta pode ter sido a principal indutora do comportamento do consumo de energia. De fato, tal
como apresentado, mesmo o consumo industrial do mercado cativo também apresentou queda
no segundo trimestre, ainda que não estivesse sujeito aos preços do mercado de curto prazo.
10%
8%
6%
4%
2%
0%
-2%
-4%
-6%
-8%
-10%
-12%
Indústria ACR
jan
fev
mar
abr
mai
Indústria ACL
jun
jul
ago
set
Figura 13 – Variação de consume da indústria no ACR e no ACL em 2014, na área de Concessão da
Bandeirante Energia.
17
Variação em relação ao ano
anterior - %
10%
%
-10%
-20%
-30%
Automobilistica
Construcao civil
-40%
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
Figura 14 – Crescimento da indústria no Brasil em 2014.
Não bastasse a característica de inelasticidade, a energia elétrica é um bem não armazenável. O
que se pode armazenar é a energia potencial em reservatórios de hidrelétricas ou o combustível
em termelétricas. No entanto, devido ao esgotamento de potenciais hidrelétricos e às restrições
ambientais, os reservatórios brasileiros têm cada vez menor capacidade de armazenamento frente
à carga total do sistema. Com isso, a principal fonte de energia elétrica tem limitada capacidade de
regularização de produção energética, insuficiente para a estabilização de preços não depender
da afluência do período1.
Figura 15 - Capacidade de Armazenamento versus meses de carga. Consequência na
relação de preços presentes e futuros
As alterações da afluência de anos chuvosos para anos secos possui um grande impacto no custo
marginal do sistema, tal como indicado na Figura 16. Com essas características no setor elétrico,
em anos mais secos, esse equilíbrio se desloca, provocando grandes alterações no preço de
mercado.
1
Isso quer dizer que a relação de preços presentes e futuros é muito fraca. Essa característica causa grande
volatilidade de custos ao setor, pois não há estabilidade de preços no médio e longo prazo.
18
Figura 16 - Deslocamento da curva de Oferta em um ano de seca e Excedente do Produtor resultante.
Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da curva de oferta de
energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos de seca tende a
disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado de curto prazo,
aferido na Figura 16 pela área do Excedente do Produtor, capturada pelos geradores de energia
existentes no período. Exemplos recentes dessa situação ocorreram em 2013 e 2014, onde o
Excedente do Produtor custou aos consumidores cativos R$ 1,9 bilhões em 2013 e R$ 13 bilhões
até agosto de 20142.
Esse lucro extraordinário é concentrado principalmente pelas geradoras com baixo custo de
operação (como as hidrelétricas) e que não possuem contratos de venda. Essas geradoras
possuem grande diferença entre o custo de produção do MWh e o preço de mercado. Essa
característica do setor elétrico brasileiro o difere de um mercado teórico de concorrência perfeita,
onde a curva de custos marginais de produção é similar entre as empresas.
Conclusão Relevante 7 – Possibilidade de elevação do PLD reduz a oferta de energia
existente nos Leilões Regulados.
A possibilidade de lucros extraordinários em situações de desequilíbrio faz com a oferta
nos Leilões de Energia Existente não ocorra, determinando assim a exposição das
distribuidoras ao mercado de curto prazo justamente nos períodos de escassez.
Ainda que a teoria econômica preconize que setores que oferecem lucros extraordinários atrairão
novos competidores no longo prazo, isso não é o que ocorre no setor elétrico. Devido à
mencionada característica que o preço futuro é diferente do preço presente, os investidores não
são estimulados a construir novas usinas para aproveitar a situação de escassez de curto prazo.
Maiores afluências futuras derrubariam o preço muito antes de novas usinas entrarem em
operação.
2
Valores referentes apenas a parcela de exposição ao mercado de curto prazo atendido pela CDE ou ContaACR.
19
Os preços elevados em momentos de escassez de energia tampouco servem para reduzir o
consumo de energia elétrica. Conforme mencionado, todo o mercado cativo não é afetado
instantaneamente pelo aumento de preços, pois os reajustes tarifários são anuais3. A própria
inelasticidade da demanda de energia elétrica torna a resposta da demanda menos relevante do
que a variação da afluência.
Conclusão Relevante 8 – Limitar o Excedente do Produtor em mercados inelásticos e
com expansão de longo prazo de maturação é uma questão de sustentabilidade.
Como não há mecanismos pré-definidos para limitar o consumo em períodos secos (regras
de racionamento, por exemplo), e como a oferta de energia elétrica depende de longos
prazos para construção dos empreendimentos, uma forma eficaz de evitar Excedentes do
Produtor elevados é estabelecer limites de preço. Evitam-se assim também os impactos
contrários à Modicidade Tarifária e ao equilíbrio do fluxo de pagamentos do Setor Elétrico.
Trata-se de uma questão de sustentabilidade estrutural do suprimento de energia elétrica.
3.3 Custo Marginal, Custo de Operação e Oferta de Energia no Curto
Prazo
No Brasil, adota-se um modelo de despacho da operação das usinas que é compulsório e
centralizado, em o que o quanto cada usina vai produzir a cada momento é determinado por um
operador independente, no caso o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. O processo de
despacho como um todo acaba sendo realizado com o objetivo de minimizar os custos de
operação globais, atentando para limites máximos permitidos de risco de falta de energia.
Esse modelo de despacho compulsório contrasta com o modelo de mercados livres concorrenciais,
onde a quantidade ofertada de produtos é uma escolha do produtor.
Conclusão Relevante 9 – A análise microeconômica do Setor Elétrico Brasileiro
precisa considerar a estrutura peculiar do setor.
O operador centralizado muda completamente a análise microeconômica do setor elétrico
brasileiro. Devido ao despacho ser compulsório, o preço de mercado não mais regula a
quantidade de energia ofertada no curto prazo, que é garantida pelo despacho do ONS.
Outro mecanismo existente no setor elétrico brasileiro é o Encargo de Serviços do Sistema – ESS.
O ESS garante ao gerador despachado compulsoriamente e com custo superior ao preço do
mercado de curto prazo a receita adicional para equilibrar seu custo de produção.
3
Mesmo as Bandeiras Tarifárias cobrem custos de R$ 350 / MWh, não custos de exposição involuntária de
R$ 800 / MWh.
20
Figura 17 – Captura do Excedente do Produtor pelo Consumidor através de discriminação de preços de
primeiro grau.
Esses dois mecanismos possibilitam a captura do Excedente do Produtor para o Consumidor,
garantindo o equilíbrio de custos dos produtores e o abastecimento do mercado.
Por meio do Despacho centralizado, garantiu-se o atendimento à demanda no curto prazo. Por
meio do ESS, garantiu-se que cada produtor auferisse exatamente a receita no curto prazo para
balancear o seu custo de produção. Portanto, cada produtor aufere um preço diferente do outro,
a depender de seu custo de produção. Como resultado, o consumidor tem maximizado o seu
excedente.
Conclusão Relevante 10 – O PLD Teto estabelece discriminação de preços.
O Despacho Compulsório e o ESS permitem ao Setor Elétrico Brasileiro buscar maior
modicidade tarifária ao consumidor, através justamente de um mecanismo de
discriminação de preços de primeiro grau.
É claro que para se obter a discriminação perfeita de todas as usinas do setor, seria necessário que
o PLD teto fosse no limite de R$ 0 / MWh, e que toda a receita para cobrir os custos do produtor
fosse fornecida pelo ESS – diferenciado para cada usina. Essa não é a proposta da EDP ora
apresentada. A proposta da EDP converge com a proposta da ANEEL, de um PLD teto de R$ 388 /
MWh. A discriminação de preços ocorreria para as usinas acima desse teto, que traria benefícios
estimados de R$ 8 bilhões apenas no 1º semestre de 2014.
O PLD teto de R$ 388 / MWh forneceria incentivo suficiente para que consumidores não fossem
estimulados a contratar energia de curto prazo.
Conclusão Relevante 11 – PLD Teto menor em 2014 economizaria R$ 8 bilhões.
O PLD teto de R$388/MWh durante o primeiro semestre de 2014 teria evitado o primeiro
aditivo ao contrato da Conta ACR.
21
3.4 O Mercado de Curto Prazo e o Modelo de Comercialização de Energia
Conceitualmente, o Mercado de Curto Prazo transacionaria os excedentes e déficits de energia
entre os agentes do setor. Mesmo supondo que toda a carga esteja devidamente contratada,
ainda haveria transações no mercado de curto prazo entre os geradores. Devido à matriz
energética hidrotérmica, e a volatilidade das afluências, há uma transação constante entre
geradores hidrelétricos e termelétricos, dependendo do momento de chuva ou seca.
Figura 18 - Transações no Curto Prazo em momentos de afluência abundante, afetando principalmente os
agentes de geração.
No entanto, nem sempre a carga está totalmente contratada. No Brasil, existem dois ambientes de
contratação de energia: o de contratação livre (ACL) e o de contratação regulada (ACR). O ACL
possui condições livremente negociadas entre as partes. Já o ACR possui restrições na contratação
de energia. As distribuidoras participam do ACR, enquanto os consumidores livres do ACL.
Figura 19 - Transações no Curto Prazo em momentos de seca.
22
No ACL, não é raro as negociações de contratos para a expansão ocorrerem no ano do fim da
vigência do mesmo. Sempre que há o vencimento de um contrato, o comercializador de energia
tem a opção de vender a energia para consumidores ou liquidar a energia no mercado de curto
prazo. Essa escolha é guiada pelo preço de curto prazo (PLD) esperado.
No ACR, a recontratação de montantes de energia de contratos vencidos é feita
compulsoriamente4 em leilões A-1. Esses leilões historicamente ocorrem em dezembro, a alguns
dias do início de suprimento, em janeiro do ano seguinte. Nesse momento, os geradores possuem
menor grau de incerteza do preço do mercado de curto prazo para o ano seguinte.
Nos anos em que o preço no mercado de curto prazo disparou (como 2008, 2013 e 2014), os
leilões de energia existente foram total ou parcialmente frustrados. Isso indica um
comportamento dos geradores de energia elétrica de preferirem liquidar a energia no mercado de
curto prazo ao invés de vendê-la no Leilão A-1.
Com esse comportamento, a quantidade de energia transacionada no mercado de curto prazo,
que teoricamente poderia se restringir aos geradores hidro e termelétricos, é aumentada
substancialmente. Esse aumento de energia transacionada no curto prazo a preços elevados
embute um elevado ônus à sociedade, sobretudo aos clientes cativos das distribuidoras que
possuem pouca flexibilidade para a contratação de energia.
Na sequência apresentamos os resultados dos Leilões Regulados, em que podemos constatar que
a expansão de longo prazo é garantida pelas distribuidoras nos Leilões de Energia Nova, em que há
liquidez; por outro lado, no curto prazo as distribuidoras encontram-se short porque a expectativa
de um lucro extraordinário com o PLD elevado limitam a oferta nos Leilões de Energia Existente.
Figura 20 - Aumento da energia transacionada no mercado de curto prazo em anos de seca (preço elevado).
4
Existem penalidades no repasse de energia nova no caso de recontratações de montantes abaixo de um
piso mínimo regulamentar. Art. 40, Decreto .5.163
23
4 Liquidez da Oferta de Energia e PLD
4.1 Leilões de Energia Nova
Desde 2005, ocorreram até 19 Leilões de Energia Nova, incluindo somente os Leilões A-3 e A-5,
conforme apresentado na Tabela 2. Observa-se que dois Leilões foram cancelados por falta de
necessidade das distribuidoras, e todos os demais sempre apresentaram contratação de energia.
Apesar de individualmente alguns Leilões não terem conseguido atender a toda a demanda das
distribuidoras, de forma global há um superávit contratual de 1%, ou seja, há liquidez para o
mercado de Energia Nova.
Esta constatação é importante, pois indica que a necessidade futura de energia está sempre a ser
contratada, tendo como direcionadores de preço as receitas e os recursos necessários para
construir os empreendimentos, operá-los e mantê-los. Há, na grande maioria dos casos de
empreendimentos novos, muita pouca relação entre os Leilões e o PLD.
Conclusão Relevante 12 – Nos Leilões de Energia Nova, PLD volátil representa risco.
A oferta de energia nova é realizada por meio dos Leilões Regulados. As variações de PLD
correspondem a riscos para os empreendedores e não a estímulos para o investimento.
Em termos econômicos, podemos dizer que há um mercado futuro de energia que apresenta
liquidez, com as necessidades de energia declaradas com 3 ou 5 anos de antecedência sendo
plenamente atendidas. Logo, o próximo passo é avaliar o impacto do PLD nos contratos de mais
curto prazo, negociados nos Leilões de Energia Existente.
4.2 Leilões de Energia Existente
Desde 2004, ocorreram 13 Leilões de Energia Existente de mais longo prazo, sem considerar os
Leilões de Ajuste, conforme apresentado na Tabela 3. Observa-se que os primeiros leilões
realizados em 2004, num cenário de sobra conjuntural e estrutural de energia, atenderam à
integralidade da demanda das distribuidoras. Porém, um comportamento de Frustração de
Demanda começou a ser recorrente à medida que o PLD foi se elevando, sobretudo em 2013 e
2014.
Para os Leilões de Ajuste, apresentados na Tabela 4, como os prazos se suprimento são menores, a
influência do PLD se mostra ainda de forma mais severa. Dos 17 Leilões de Ajuste realizados, em 7
não houve negociações. Ainda assim, somente 30% da demanda solicitada pelas distribuidoras foi
atendida nos Leilões em que houve oferta.
Constata-se que a oferta de energia existente pelos geradores às distribuidoras em situações de
expectativas de PLD elevado acaba por não ser realizada. O agente de geração sente, a princípio e
de forma simplificada, que alocar parte da garantia física das suas usinas às distribuidoras, ainda
24
que por contratos de venda de energia elétrica, reduz a remuneração e eleva demasiadamente o
seu próprio risco. Se o PLD se verificar alto e a energia alocada se reduzir, o gerador que vendeu
energia se verá exposto ao PLD elevado. Logo, melhor segurar consigo a garantia física que possui,
para vende-la no curto prazo e mitigar seu risco, do que ofertá-la em contratos.
Conclusão Relevante 13 – A oferta nos Leilões de Energia Existente depende do PLD.
A oferta de energia existente para o Ambiente Regulado é altamente dependente do PLD.
Sempre que há a expectativa de elevação do PLD, a oferta não se concretiza e as
distribuidoras experimentam exposições de elevado custo ao mercado de curto prazo, que
são posteriormente repassadas aos consumidores finais de energia.
Tabela 2 – Leilões de Energia Nova e Resultados Alcançados.
Leilão
1º LEN (A-5)
1º LEN (A-5)
1º LEN (A-5)
2º LEN (A-3)
3º LEN (A-5)
4º LEN (A-3)
5º LEN (A-5)
6º LEN (A-3)
7º LEN (A-5)
8º LEN (A-3)
9º LEN (A-5)
10º LEN (A-5)
11º LEN (A-5)
12º LEN (A-3)
13º LEN (A-5)
14º LEN (A-3)
15º LEN (A-5)
16º LEN (A-5)
18º LEN (A-5)
17º LEN (A-3)
19º LEN (A-3)
Data
realização
16/12/2005
16/12/2005
16/12/2005
29/06/2006
10/10/2006
26/07/2007
16/10/2007
17/09/2008
30/09/2008
27/08/2009
21/12/2009
30/07/2010
17/12/2010
17/08/2011
20/12/2011
12/12/2012
14/12/2012
29/08/2013
13/12/2013
18/11/2013
06/06/2014
TOTAL
Início
suprimento
jan-08
jan-09
jan-10
jan-09
jan-11
jan-10
jan-12
jan-11
jan-13
jan-12
jan-14
jan-15
jan-15
mar-14
jan-16
jan-15
jan-17
jan-18
mai-18
jan-16
jan-17
Demanda
Solicitada
MWm
1.080,0
1.905,0
1.676,0
1.617,0
1.243,0
1.281,0
2.111,0
969,0
2.989,0
121,0
Demanda
Atendida
MWm
632,0
901,0
1.753,0
1.682,0
1.104,0
1.304,0
2.312,0
1.076,0
3.125,0
11,0
CANCELADO
327,0
1.483,0
968,0
952,0
1.145,0
537,0
555,0
CANCELADO
284,0
302,0
690,8
2.983,0
2.290,3
332,5
332,5
575,3
395,2
22.138,8
22.449,6
Atendimento
%
-41%
-53%
5%
4%
-11%
2%
10%
11%
5%
-91%
-13%
20%
3%
6%
0%
0%
-31%
1%
25
Tabela 3 – Leilões de Energia Existente e Resultados Alcançados.
Leilão
1º LEE
1º LEE
1º LEE
2º LEE
2º LEE
3º LEE
4º LEE
5º LEE
6º LEE
7º LEE
8º LEE
9º LEE
10º LEE
11º LEE
12º LEE (A-1)
12º LEE (A-1)
12º LEE (A-1)
13º LEE (A-0)
Data
Início
realização suprimento
07/12/2004
07/12/2004
07/12/2004
02/04/2005
02/04/2005
11/10/2005
11/10/2005
14/12/2006
06/12/2007
28/11/2008
30/11/2009
10/12/2010
30/11/2011
24/06/2013
17/12/2013
17/12/2013
17/12/2013
30/04/2014
TOTAL
jan-05
jan-06
jan-07
jan-08
jan-09
jan-06
jan-09
jan-07
jan-08
jan-09
jan-10
jan-11
jan-12
jul-13
jan-14
jan-14
jan-14
mai-14
Demanda
solicitada
Demanda
atendida
Frustração
MWm
MWm
%
9.153,0
9.054,0
7.393,0
6.782,0
1.173,0
1.172,0
3.130,0
1.325,0
SEM NEGOCIAÇÃO
103,0
102,0
1.970,0
1.166,0
512,0
204,0
SEM NEGOCIAÇÃO
CANCELADO
98,0
84,0
437,0
98,0
194,8
194,8
SEM NEGOCIAÇÃO
-1%
-8%
0%
-58%
4.349,2
2.571,0
-41%
3.565,2
32.078,2
2.046,0
25.715,8
-43%
-20%
-1%
-41%
-60%
-14%
-78%
0%
Constata-se assim que o PLD Teto apresenta um papel importante na liquidez do mercado de
contratos de energia existente, determinando – em última instância – sua liquidez.
Uma baixa liquidez no mercado de contratos de energia existente acaba por determinar que as
distribuidoras de energia elétrica se apresentem recorrentemente subcontratadas toda vez que o
PLD se apresenta elevado, ou ainda melhor, que a haja expectativa de PLD de curto prazo elevado.
A falta de oferta decorrente de PLDs altos ou potencialmente altos, se associada a cenários em
que volumes significativos de contratos de energia existente estão a vencer de forma simultânea,
acaba por criar “tempestades perfeitas”, com distribuidoras subcontratadas e preços exorbitantes,
determinando déficits tarifários impagáveis com os recursos tarifários normais.
Estas tempestades ocorreram em 2013 e continuam a ocorrer em 2014... A célula amarela da
Tabela 3 ilustra a baixa liquidez do último Leilão de Energia Existente, apesar o preço teto ter sido
relativamente alto, de R$271/MWh.
26
Tabela 4 – Leilões de Ajuste e Resultados Alcançados.
Leilão
1º LA
2º LA
3º LA
4º LA
4º LA
5º LA
5º LA
6º LA
6º LA
7º LA
7º LA
7º LA
8º LA
8º LA
9º LA
9º LA
9º LA
10º LA
10º LA
10º LA
10º LA
10º LA
10º LA
10º LA
10º LA
11º LA
11º LA
11º LA
11º LA
12º LA
12º LA
12º LA
13º LA
13º LA
13º LA
13º LA
14º LA
14º LA
14º LA
15º LA
15º LA
15º LA
16º LA
17º LA
17º LA
Data
realização
Início
Fim
suprimento suprimento
31/08/2005
01/06/2006
29/09/2006
29/03/2007
abr-07
29/03/2007
abr-07
28/06/2007
jul-07
28/06/2007
out-07
27/09/2007
out-07
27/09/2007
out-08
19/06/2008
jul-08
19/06/2008
out-08
19/06/2008
jul-08
23/09/2008
out-08
23/09/2008
jan-09
20/02/2009
mar-09
20/02/2009
jun-09
20/02/2009
mar-09
17/02/2011
mar-11
17/02/2011
mar-11
17/02/2011
mar-11
17/02/2011
mar-11
17/02/2011
fev-11
17/02/2011
fev-11
17/02/2011
fev-11
17/02/2011
fev-11
30/09/2011
out-11
30/09/2011
out-11
30/09/2011
jan-12
30/09/2011
jan-12
29/03/2012
abr-12
29/03/2012
jul-12
29/03/2012
abr-12
14/06/2012
jul-12
14/06/2012
jul-12
14/06/2012
jul-12
14/06/2012
jul-12
27/09/2012
out-12
27/09/2012
out-12
27/09/2012
jan-13
27/03/2013
abr-13
27/03/2013
jul-13
27/03/2013
abr-13
09/05/2013
08/08/2013
out-13
08/08/2013
jan-14
TOTAL
jul-07
dez-07
dez-07
dez-07
dez-07
dez-08
set-08
dez-08
dez-08
dez-08
dez-09
jun-09
dez-09
dez-09
jun-11
jun-11
jun-11
jun-11
dez-11
dez-11
dez-11
dez-11
dez-11
dez-11
dez-12
dez-12
jun-12
dez-12
dez-12
set-12
set-12
dez-12
dez-12
dez-12
dez-12
dez-13
jun-13
dez-13
dez-13
dez-13
dez-14
Demanda
Solicitada
MWm
Demanda
Atendida
MWm
Atendimento
%
CANCELADO
17,5
10,0
108,0
81,0
SEM NEGOCIAÇÃO
SEM NEGOCIAÇÃO
204,5
6,0
272,5
163,5
1.251,0
48,0
1.248,0
60,5
641,0
0,5
3.399,0
231,0
1.305,5
1,0
539,0
534,0
191,0
116,0
1.063,0
887,0
117,5
28,0
7,0
88,5
42,0
14,5
13,0
139,5
39,5
0,5
37,0
13,5
1,0
60,5
13,0
29,0
46,5
17,5
SEM NEGOCIAÇÃO
SEM NEGOCIAÇÃO
SEM NEGOCIAÇÃO
CANCELADO
SEM NEGOCIAÇÃO
SEM NEGOCIAÇÃO
10.114,5
2.972,0
-71%
27
A conjunção de PLD elevado e falta de oferta de energia existente mostra o importante papel dos
geradores hidroelétricos que ofertam energia em contratos de longo prazo: um gerador
hidroelétrico que vende sua garantia física na forma de contratos de longo prazo contribui para a
Modicidade Tarifária ao reduzir a subcontratação das distribuidoras. No entanto, se vê altamente
exposto a PLD, com custos também impagáveis, nos momentos de elevado despacho
termoelétrico.
Um gerador termoelétrico típico, que vendeu contratos de energia na modalidade disponibilidade,
é praticamente indiferente ao PLD, pois os resultados de curto prazo até o limite de sua
disponibilidade são das distribuidoras. No entanto, com PLDs elevados as paradas para
manutenção tornam-se muito caras, podendo inclusive comprometer o fluxo financeiro dos
projetos e suas viabilidades econômicas.
Conclusão Relevante 14 – Teto e Piso do PLD devem ser revistos para reduzir risco.
A EDP entende que o Teto do PLD e o Piso do PLD devem ser revistos de modo a mitigar os
riscos de exposição ao mercado de curto prazo das distribuidoras, das hidroelétricas e das
termoelétricas comprometidas com o atendimento ao consumo de forma estrutural.
Na sequência são avaliados os critérios para o estabelecimento dos valores de PLD Teto e PLD
Piso.
28
5 Limites de PLD e Rateio de ESS
5.1 Proposta da Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL
Na Nota Técnica que subsidiou a abertura da Audiência Pública nº 54/2014, a ANEEL avalia três
opções para o estabelecimento do PLD Teto:
i)
ii)
iii)
Manter a regra atual, sem revisitar o conceito de térmica relevante, ou seja, atualizar
o preço vigente pelo IGP-DI;
Manter a regra atual, mas revisitando o conceito de térmica relevante;
Adotar o primeiro patamar de déficit.
Dentre as alternativas avaliadas, há a proposta colocada em Audiência Pública de rever a térmica
relevante. Para realizar tal revisão, a ANEEL recorreu aos Procedimentos Operativos de Curto
Prazo – POCP, em que para atingir o nível meta dos reservatórios ao final de novembro de cada
ano, o ONS deveria seguir um regramento na política de operação do SIN.
A EDP entende que se trata de uma modelagem de base econômica para definir as termoelétricas
que devem formar preço, pois são despachadas de forma estrutural, e as termoelétricas que
funcionam como uma reserva para situações mais críticas. Como a própria ANEEL descreve, tal
regramento buscava um equilíbrio entre o custo de acionamento das UTEs e o alcance do nível
meta ao final de novembro. Primeiro era verificado se apenas com a política de operação
resultante do PMO era possível chegar à meta. Caso positivo, nenhum procedimento adicional era
necessário. Caso negativo, primeiro o ONS deveria acionar o que se denominava GT1A, que era o
rótulo dado ao grupo de UTEs que funcionam utilizando gás natural ou carvão mineral. Não fazia
parte do GT1A as UTEs que utilizavam óleo combustível ou diesel. Caso, com o acionamento do
GT1A fosse possível atingir o nível meta, as UTEs integrantes deste grupo eram acionadas. Caso
contrário, o ONS avaliava se pedia ao CMSE autorização para acionar as UTEs que utilizavam óleo
combustível e diesel.
A UTE com CVU mais elevado participante do grupo GT1A era a UTE Mário Lago, com capacidade
instalada de 922,62 MW e CVU de R$ 388,04/MWh. Trata-se de UTE de elevado porte, uma das
maiores do SIN em termos de capacidade instalada, e cujo custo era aceitável como sendo o
marginal para fechar o grupo GT1A. A partir desse custo, à época de vigência do POCP, o ONS
obrigatoriamente teria de solicitar prévia autorização ao CMSE para eventual acionamento de
UTEs.
A partir desta constatação, a ANEEL propõe que a UTE Mário Lago seja utilizada como UTE
Relevante para a determinação do PLD Teto. Esta termoelétrica teria os seguintes requisitos
favoráveis para ocupar esta posição:
i)
Possui garantia física publicada;
29
ii)
iii)
Possui energia elétrica negociada em leilões no Ambiente de Contratação Regulada,
leilão de energia nova. Por isto, seu CVU possui regramento próprio de atualização,
definido em Portaria do Ministério de Minas e Energia.
Do ponto de vista operativo, é uma UTE de grande porte, histórico adequado de
operação e com alto grau de flexibilidade operativa (possui muitas unidades geradoras
de partida rápida e por isto é muito utilizada para atendimento da demanda máxima).
A EDP entende que o PLD Teto proposto pela Agência deve prosperar, sendo implantado a partir
de janeiro de 2015. De acordo com os conceitos que já foram apresentados, a redução do PLD
Teto reduzirá os Excedentes do Produtor que estão caracterizando transferências bilionárias de
renda no Setor Elétrico sem contribuir para a expansão da capacidade de geração, transmissão ou
distribuição.
De fato, o alto custo do risco hidrológico e das exposições das distribuidoras está invertendo o
fluxo de caixa das empresas, obrigando-as a se endividar para pagar energia sobrevalorizada,
reduzindo sensivelmente os recursos destinados ao investimento e à expansão da oferta e da
rede. Esta situação tem que cessar antes que cadeia de pagamentos do Setor Elétrico torne-se
inoperante.
Observamos ainda que entendemos que se trata de uma medida estrutural. A situação vivida em
2014 permitiu uma “análise de impacto regulatório online”, em que o limite elevado de PLD Teto
comprometeu a operacionalização de estruturas fundamentais do setor, tais como os Leilões de
Ajuste, os Leilões A-1, os mecanismos de troca de contratos (MCSDs), e os regramentos para
compra de lastro em caso de atrasos de obras.
Além disso, obras atrasadas se tornaram praticamente inviáveis, manutenções de termoelétricas
se mostraram impagáveis, e as usinas hidroelétricas se mostraram insustentáveis por causa dos
elevados custos de risco hidrológico.
Conclusão Relevante 15 – Redução do PLD Teto direciona recursos para investimentos
produtivos no Setor Elétrico.
O PLD Teto de R$388/MWh traz equilíbrio estrutural ao Setor Elétrico, uma vez que limita
as transferências de renda e permite os recursos do Excedente do Produtor sejam
direcionados para o investimento em capacidade de produção, transmissão e distribuição
de energia elétrica. A EDP é favorável à proposta da ANEEL.
Ainda que o PLD Teto de R$388/MWh seja uma medida benéfica para o interesse público e para a
modicidade tarifária, resta ainda uma análise sobre os aspectos legais da Audiência Pública ANEEL
nº 054/2014, a qual é realizada na próxima seção.
30
No que se refere ao PLD Piso, a ANEEL propôs a adoção da receita determinada para as usinas
hidroelétricas que aderiram ao regime de cotas. Esse seria, portanto, um valor mínimo para
disponibilização da energia, cobrindo os custos necessários para manter e operar os
empreendimentos hidrelétricos, encargos e CFURH. Do somatório das receitas das usinas cotistas
mais a expectativa de CFURH, dividido pela Garantia Física contratada em regime de cotas definese a relação de R$/MWh a ser utilizado como PLD mínimo. Da Resolução Homologatória
1.767/2014, extraiu-se o valor de R$30,26/MWh, que representaria o valor do PLD mínimo
submetido para a audiência pública.
Conclusão Relevante 16 – Elevação do PLD Piso reduz o risco dos empreendedores.
A EDP é favorável à proposta da ANEEL de PLD Piso de R$30,26/MWh.
5.2 Fundamentos Legais dos Limites do PLD
No sistema brasileiro, os fundamentos, princípios e limites basilares da atividade regulatória
encontram-se, como não poderia deixar de ser, na própria Constituição Federal, implícita ou
explicitamente, nos artigos 1º, 5º, inciso II, 37, 170 e 174. Por essa razão, a opção de regular mais,
ou menos, ou ainda, desregular dado setor da economia, deve estar embasada numa análise
criteriosa do caso concreto, observando-se os preceitos constitucionais e legais, dentre eles os
princípios da subsidiariedade, proporcionalidade, eficiência, legalidade e segurança jurídica,
limitadores da atuação regulatória estatal.
Enfatizando-se que, além dos princípios orientadores citados, o bem estar e o desenvolvimento
figuram no preâmbulo da Constituição Federal como dois valores máximos a serem considerados.
Dada a natureza infralegal dos atos de caráter normativo editáveis pelas agências reguladoras, os
mesmos devem, indispensavelmente, guardar observância às normas e princípios constitucionais,
como também às normas e princípios constantes da legislação complementar ou ordinária,
ditados pelo Poder Legislativo.
Em que pese sua submissão à Lei, imprescindível reconhecer a importância do modelo de
regulação econômica, instrumentalizado pelas agências reguladoras, considerando-se estar o
Poder Legislativo destituído de meios legiferantes dotados da indispensável celeridade para
enfrentar a tempo, a hora e as complexidades da era contemporânea para fazer frente problemas
e necessidade de rápida solução, inerentes ao estágio civilizatório em que vivemos.
5.2.1 Dos Princípios da Subsidiariedade e da Proporcionalidade
Pelo princípio da subsidiariedade, pressupõe-se que a ação estatal somente é justificável na
medida em que os organismos autônomos sejam incapazes de atender aos objetivos de interesse
público. Já a proporcionalidade está ligada à adequação do meio ao fim, restando ao Estado a
limitação de atuar proporcionalmente no estabelecimento de restrições aos indivíduos (pessoa
jurídica ou física), para assegurar a prevalência do interesse público.
31
Conclusão Relevante 17 – Proposta da ANEEL atende aos princípios legais.
Verifica-se que a proposta de regulação do tema ANEEL, necessariamente, atende ao
princípio da subsidiariedade, uma vez que os meios legislativos ordinários não
conseguiriam garantir a prevalência do interesse público no tempo necessário para tanto,
bem como o da proporcionalidade, em todos os seus elementos constitutivos (elemento
adequação, elemento necessidade e proporcionalidade em sentido estrito), buscando-se
assegurar o interesse público e sanar a falha de mercado identificada pela “avaliação de
impacto regulatório ao longo de 2014”.
5.2.2 Do Princípio da Legalidade
O princípio da legalidade, previsto no art. 5º, II da Constituição Federal, aplica-se à Administração
Pública de forma rigorosa, visto que o administrador público somente pode fazer o que está
expressamente previsto em lei e/ou nas demais espécies normativas, inexistindo, pois, incidência
de vontade subjetiva, como ocorre na esfera particular.
O referido princípio coaduna-se com a própria função administrativa de executor do direito, que
atua em respeito à finalidade imposta pelas normas, tendo em vista a necessidade de se preservar
a ordem econômica.
Considerando-se a natureza dos atos regulatórios criados pelas agências como de regulamentos
administrativos, visto que são considerados manifestações da função administrativa do Estado, é
inquestionável a necessidade de previsão legal ou regulamentar de todos os seus atos.
Em relação ao tema, a Lei 10.848/2004, por meio do §5º, do art. 1º, dispõe que nos processos de
definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no MCP, serão
consideradas escalas de preços previamente estabelecidos, que deverão refletir as variações do
valor econômico da energia elétrica.
A mesma Lei determina que sejam observados, para tanto, a otimização dos recursos
eletroenergéticos no atendimento à demanda, ou seja, (i) as condições técnicas e econômicas para
despacho das usinas, (ii) a necessidade de energia dos agentes, (iii) os mecanismos de segurança
operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de déficit de energia, bem como as
restrições de transmissão, e (iv) o custo do déficit e as interligações internacionais. Deve ainda ser
observado o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico e os serviços
ancilares de energia elétrica.
O Decreto 5.163/2004, que regulamentou a comercialização de energia elétrica, por sua vez,
definiu, detalhadamente o seguinte:
Art. 57. A contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão realizadas
com base no PLD.
32
§1º O PLD, a ser publicado pela CCEE, será calculado antecipadamente, com periodicidade
máxima semanal e terá como base o custo marginal de operação, limitado por preços
mínimo e máximo, e deverá observar o seguinte:
I – a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para o atendimento aos requisitos
da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho das usinas;
II – as necessidades de energia elétrica dos agentes;
III – os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de
déficit de energia;
IV – o custo do déficit de energia elétrica;
V – as restrições de transmissão entre submercados;
VI – as interligações internacionais; e
VII – os intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão
refletir as variações do valor econômico da energia elétrica;
§ 2º O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em
conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para
o despacho centralizado.
Como é possível verificar, a ANEEL, por delegação legal expressa nos dispositivos acima transcritos,
deverá observar, quando do cálculo do PLD, os custos variáveis de operação dos
empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado. De fato, a proposta da
ANEEL para a presente Audiência Pública, bem como a atual metodologia vigente desde 2003,
utilizam o preço de um empreendimento termoelétrico dentre os disponíveis para despacho
centralizado, excluindo aqueles que não acrescentam capacidade relevante ao sistema.
Conclusão Relevante 18 - As propostas desta Audiência Pública não trazem inovação às
regras vigentes desde 2003.
É irrefutável que a subsunção do ato da ANEEL atende plenamente ao princípio da
legalidade.
5.2.3 Do Princípio da Eficiência dos Atos Administrativos
A proposta apresentada pela ANEEL também respeita outro princípio balizador do papel
normativo da agência, o princípio de eficiência dos atos administrativos, inserido pela Emenda
Constitucional nº 19/98, que possibilita uma reinterpretação do princípio da legalidade, em
termos de uma legitimação finalística dos atos administrativos (art. 37 da CF), ou seja, os atos são
legítimos, desde que alcancem os objetivos estabelecidos em lei de forma proporcional.
33
O princípio da eficiência tem por fim disciplinar a atividade administrativa nos seus resultados,
tornando possível a legitimação dos atos administrativos por seu êxito em atingir os fins
pretendidos por lei.
A validação do ato pelo princípio de eficiência, tem estrutura finalística (validação pela obtenção
do resultado pretendida por lei) e não condicional (validação pelo preenchimento das condições
previstas em lei para realização do ato, independentemente de seu resultado).
Ao adquirir essa estrutura finalística, pautada pelo êxito em implementar determinadas políticas
públicas, a discricionariedade, que se tornou mais ampla, ganha também um sentido técnico, que
representa uma importante limitação e a sujeita a controle (diz-se que a discricionariedade das
agências é uma discricionariedade técnica). Se pela legalidade estrita bastava ao administrador
cumprir os requisitos formais para que emitisse seu ato de escolha, oportuna e conveniente,
dentre o leque de alternativas aberto pela lei, a legalidade finalística o vincula a uma otimização
de sua solução para preenchimento dos conceitos e diretrizes legais.
Logo, o princípio da eficiência cria para a Administração uma responsabilidade que não se reduz
nem ao risco administrativo (responsabilidade pelo risco) nem à igualdade perante os encargos
públicos (responsabilidade institucional), mas antes as incorpora em nome da obrigação imposta
ao poder público, ao exercer funções reguladoras no mercado, de evitar as assimetrias de
informação que funcionem como um incentivo para o comportamento oportunista dos agentes
privados, levando o mercado a uma disfunção (responsabilidade pelo êxito).
Conclusão Relevante 19 – A proposta da Audiência Pública é proporcional e eficiente.
A proposta trazida na Audiência Pública da ANEEL não fere questões fundamentais de
ordem legal quanto regulatória, pois é considerada proporcional, portanto, eficiente, ao
fim desejado e está embasada em previsão.
5.2.4 Do Princípio da Segurança Jurídica
Por fim, o princípio da segurança jurídica permeia o direito positivo, condicionando toda sua
dinâmica.
À luz do princípio da segurança jurídica, espera-se que a Administração atue de forma planejada,
transparente, contínua, previsível, sem avanços muito acelerados nem retornos bruscos, sempre
objetivando salvaguardar o interesse público, o que é extensivo à Agência, que no caso concreto
está agindo por delegação normativa.
Considerando-se a atuação da Agência por delegação normativa, como já mencionado, fica claro
que não há qualquer violação a esse princípio da segurança jurídica, pois justamente objetiva-se a
estabilidade do Direito, de modo a assegurar as expectativas que os agentes depositam na ação da
Agência Reguladora. Isto porque desde a definição do valor máximo do PLD, por meio da
Resolução 682/2003, tem prevalecido o critério de atualização do limite máximo pelo IGP-DI e,
34
portanto, não existe mais a vinculação entre o limite e o Custo Variável – CVU – de uma térmica
específica, conforme exposto na Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL. A decisão da
Resolução 682/2003 foi fundamentada no CVU da Usina Termelétrica – UTE Alegrete que já teve
sua outorga revogada.
Considerando-se que o PLD carrega consigo verdadeiro caráter público, na medida em que os
valores a serem praticados são divulgados sistematicamente para fins de penalização por falta de
lastro dos agentes, induzindo um comportamento de mercado que reflete no desenvolvimento
energético do país, é premente a correção de seus pilares, com a alteração de seu limite máximo e
mínimo.
Tal alteração, inclusive reduzirá a volatilidade dos preços de curto prazo propiciando um ambiente
de negócios no qual os riscos são mais bem precificados para o negócio jurídico futuro, ou seja,
após a efetiva alteração.
Conclusão Relevante 20 – A proposta da ANEEL atende aos
preceitos da Segurança Jurídica.
A proposta trazida na Audiência Pública da ANEEL atende a todos os preceitos da
segurança jurídica, uma vez que foi pautada de forma transparente, com ampla
divulgação a toda a sociedade, sendo precedida de uma Consulta Pública e discutida em
uma Audiência Pública, inclusive com sessão presencial. Se não bastassem estes
mecanismos, a ANEEL ainda realizou reuniões – convocadas pela própria Agência – para
discutir o tema com agentes e associações setoriais.
5.3 Propostas Apresentadas pela EDP na Consulta Pública 09/2014
Na Consulta Pública 09/2014, realizada previamente a esta Audiência Pública, a EDP propôs uma
forma de cálculo do PLD Teto e do PLD Piso baseada no conceito de “conjunto de usinas
relevantes”, observando algumas condições que são apresentadas a seguir.
Embora a EDP concorde com o PLD Teto de R$388/MWh e com o PLD Piso de R$30/MWh
apresentados pela ANEEL nesta Audiência Pública, nós mantemos nesta contribuição a
metodologia que desenvolvemos como forma de registrar junto à ANEEL o trabalho realizado
internamente e, eventualmente, poder ser útil em alguma discussão de aprimoramento do tema.
Ressaltamos, no entanto, que a metodologia proposta pela EDP representa uma mudança em
relação à prática atual de uso da “termoelétrica relevante”. Assim, nos parece que a estabilidade
em termos de regra, de regulação, é muito mais robusta no caso da proposta da Audiência Pública.
35
Conclusão Relevante 21 – A EDP apóia a Proposta da ANEEL e ainda apresenta uma
proposta para aprimoramentos futuros da metodologia atual.
A EDP apóia os valores de PLD Teto e PLD Piso propostos pela ANEEL nesta Audiência
Pública. A EDP registra nesta Audiência sua proposta metodológica apresentada na
Consulta Pública 09/2014 apenas para constar do processo como uma possibilidade de
estudo futuro para aprimoramento da metodologia atual.
5.3.1 Cálculo do PLD Teto
O cálculo do PLD Teto está atualmente associado com o conceito de “usina termoelétrica
relevante” para o Sistema Elétrico. Com base neste conceito, foi definida uma usina termoelétrica
de 65MW.
O fundamento de associar o PLD Teto a uma “usina termoelétrica relevante” a princípio faz
sentido, pois associa o custo marginal a uma usina significante para o sistema. No entanto,
entendemos que somente avaliar a capacidade da usina diz pouco a respeito de sua relevância
para o Sistema Elétrico Brasileiro. Em casos extremos, poderíamos ter uma usina termoelétrica de
2.000MW, com custo variável de R$1.200/MWh, que poderia ser considerada irrelevante, dada
sua característica de pouco despacho. Por outro lado, usinas de 400MW a 500MW poderiam ser
consideradas relevantes, pois se possuírem custos variáveis baixos, serão despachadas com
frequência e assim serão altamente relevantes no sentido energético do termo.
De forma geral, a EDP entende que o conceito de “usina relevante” ou “conjunto de usinas
relevantes” deve ser empregado para calcular o teto de PLD. No entanto, algumas condições
devem ser observadas:
1. O PLD Teto tem que ser calculado entre as usinas termoelétricas mais caras do sistema,
representando assim a expectativa de PLD elevado associado a uma condição de operação
do sistema físico em que há pouca oferta de energia barata (hidroelétrica, sobretudo).
2. Uma usina termoelétrica, para ser considerada relevante para o cálculo do PLD Teto,
precisa ter uma baixa expectativa estrutural de despacho, podendo, portanto, ser
remunerada por encargo de serviços do sistema, uma vez que isso somente ocorrerá em
casos excepcionais. As usinas com expectativa de operação alta devem ser remuneradas
pelas condições normais de operação, ou seja, pelo próprio PLD.
3. As condições de despacho para avaliação do item anterior têm que ser estruturais, de
modo que o despacho reflita condições equilibradas de operação.
4. A avaliação estrutural tem que ser realizada de acordo com estudos regulares e públicos
do Setor Elétrico Brasileiro, de modo a dar transparência e segurança ao processo de
cálculo do PLD Teto.
De modo a atender a todos os requisitos indicados acima, foi proposto o cálculo do PLD Teto a
partir das informações de despacho das usinas termoelétricas oriundas dos Decks de referência do
36
Modelo NEWAVE utilizados nos cálculos de Garantia Física das usinas que participam dos Leilões
de Energia Nova.
Trata-se de um conjunto de dados público, atualizado anualmente pela Empresa de Pesquisa
Energética – EPE (http://www.epe.gov.br) e que é convergido para a situação estrutural em que o
Custo Marginal de Operação (CMO) do período de análise converge para o Custo Marginal de
Expansão (CME). Tecnicamente, tem-se CMO = CME.
Estas questões conceituais são transformadas em uma metodologia de cálculo que pode ser
compreendida a partir dos seguintes passos:
1. Obtêm-se as informações de Custo Marginal de Operação do Deck Estrutural
disponibilizado pela EPE.
2. Obtêm-se as informações das usinas do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE.
3. Para cada usina i, calcula-se, seu Despacho nas condições estruturais, DSPi, como a relação
entre a produção média da usina durante o período de 5 anos estruturais e a
disponibilidade máxima da usina.
4. A partir do Despacho da usina i, determina-se seu grau de relevância para o cálculo do PLD
Teto, utilizando a função apresentada na Figura 21. Esta função indica que se o Despacho
da usina é inferior a 40%, com certeza esta usina é considerada relevante para o cálculo do
PLD Teto (grau de relevância igual a 1); por outro lado, se o Despacho da usina é superior a
60%, com certeza a usina é considerada irrelevante (ou não relevante) para o cálculo do
PLD Teto. Finalmente, para despachos entre 40% e 60%, procede-se a uma interpolação
linear.
5. Calcula-se o PLD Teto considerando o Grau de Relevância, a Capacidade da Usina e o
respectivo Custo Variável utilizando-se a seguinte expressão:
𝑃𝐿𝐷𝑇𝑒𝑡𝑜 =
∑𝑁𝑈
𝑖=1 𝐺𝑅𝑇𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝑉𝑈𝑖
∑𝑁𝑈
𝑖=1 𝐺𝑅𝑇𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖
Sendo:
- GRTi: Grau de Relevância da usina i para cálculo do PLD Teto, função do seu Despacho.
- CAPi: Capacidade Instalada da Usina i, em MW.
- CVUi: Custo Variável Unitário da Usina i, em R$/MWh.
Calculado desta forma, o PLD Teto passa a expressar o CVU das usinas termoelétricas mais caras,
mas não de qualquer usina termoelétrica cara: ela precisa ser “pouco” despachada e precisa ter
capacidade instalada de porte considerável.
37
Figura 21 – Função Grau de Relevância para o cálculo do PLD Teto.
Aplicando esta metodologia ao Deck Estrutural disponibilizado pela EPE para o ano de 2014,
obtém-se o PLD Teto de R$399/MWh.
O PLD Teto proposto possui fundamento econômico, pois usinas termoelétricas pequenas, ainda
que com CVUs altos, terão baixo custo quando despachadas, se comparadas a usinas
termoelétricas de menor CVU, porém de maior porte. Logo, parece fazer mais sentido econômico
pagar as usinas termoelétricas caras e pequenas por meio de Encargos de Serviços do Sistema, a
pagá-las pelo PLD, pois isso contaminaria todas as operações do mercado e encareceria de forma
expressiva o custo da energia elétrica.
5.3.2 Cálculo do PLD Piso
O cálculo do PLD Piso está atualmente associado ao custo variável da usina hidroelétrica de Itaipu.
Por analogia ao cálculo do PLD Teto, poder-se-ia utilizar o mesmo conceito de “usina relevante”
para o cálculo do PLD Piso, porém os princípios listados anteriormente teriam que ser adequados à
relevância para o cálculo do limite inferior de PLD. As condições a serem observadas seriam:
1. O PLD Piso tem que ser calculado entre as usinas termoelétricas mais baratas do sistema,
representando assim a expectativa de PLD baixo associado a uma condição de operação
do sistema físico em que há sobra de energia.
2. Uma usina termoelétrica, para ser considerada relevante para o cálculo do PLD Piso,
precisa ter uma alta expectativa estrutural de despacho, devendo, portanto, ser
remunerada por PLD, uma vez que isso ocorrerá de forma frequente.
3. As condições de despacho para avaliação do item anterior têm que ser estruturais, de
modo que o despacho reflita condições equilibradas de operação.
4. A avaliação estrutural tem que ser realizada de acordo com estudos regulares e públicos
do Setor Elétrico Brasileiro, de modo a dar transparência e segurança ao processo de
cálculo do PLD Piso.
38
De modo a atender a todos os requisitos indicados acima, pode-se propor que o PLD Piso também
seja calculado a partir das informações de despacho das usinas termoelétricas oriundas dos Decks
de referência do Modelo NEWAVE utilizados nos cálculos de Garantia Física das usinas que
participam dos Leilões de Energia Nova.
Estas questões conceituais são transformadas em uma metodologia de cálculo que pode ser
compreendida a partir dos seguintes passos:
1. Obtêm-se as informações de Custo Marginal de Operação do Deck Estrutural
disponibilizado pela EPE.
2. Obtêm-se as informações das usinas do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE.
3. Para cada usina i, calcula-se, seu Despacho nas condições estruturais, DSPi, como a relação
entre a produção média da usina durante o período de 5 anos estruturais e a
disponibilidade máxima da usina.
4. A partir do Despacho da usina i, determina-se seu grau de relevância para o cálculo do PLD
Piso, utilizando a função apresentada na Figura 22. Esta função indica que se o Despacho
da usina é superior a 60%, com certeza esta usina é considerada relevante para o cálculo
do PLD Piso (grau de relevância igual a 1); por outro lado, se o Despacho da usina é inferior
a 40%, com certeza a usina é considerada irrelevante (ou não relevante) para o cálculo do
PLD Piso. Finalmente, para despachos entre 40% e 60%, procede-se a uma interpolação
linear.
5. Calcula-se o PLD Piso considerando o Grau de Relevância, a Capacidade da Usina e o
respectivo Custo Variável utilizando-se a seguinte expressão:
𝑃𝐿𝐷𝑃𝑖𝑠𝑜
∑𝑁𝑈
𝑖=1 𝐺𝑅𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝑉𝑈𝑖
=
∑𝑁𝑈
𝑖=1 𝐺𝑅𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖
Sendo:
- GRPi: Grau de Relevância da usina i para cálculo do PLD Piso, função do seu Despacho.
- CAPi: Capacidade Instalada da Usina i, em MW.
- CVUi: Custo Variável Unitário da Usina i, em R$/MWh.
Calculado desta forma, o PLD Piso passa a expressar o CVU das usinas termoelétricas mais baratas,
mas não de qualquer usina termoelétrica cara: ela precisa ser “muito” despachada e precisa ter
capacidade instalada de porte considerável.
39
Figura 22 – Função Grau de Relevância para o cálculo do PLD Piso.
Aplicando esta metodologia ao Deck Estrutural disponibilizado pela EPE para o ano de 2014,
obtém-se o PLD Piso de R$39/MWh. Trata-se de um valor relativamente elevado em relação ao
praticado atualmente, de R$15/MWh.
A princípio, o PLD Piso proposto possui também um fundamento econômico, pois reflete o custo
variável das usinas termoelétricas de porte e que são despachadas praticamente na base,
devendo, portanto, serem pagas pelo PLD. No entanto, a metodologia proposta – apesar de
complementar e consistente com a metodologia proposta do PLD Teto – não parece estar
aderente à regulamentação, pois o PLD Piso deveria ser estabelecido com base no custo de
operação das hidroelétricas e não das termoelétricas, tal como preconiza o Decreto 5.163/2004:
§ 3o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado
levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas,
bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e
royalties (grifo nosso).
Desta forma, entendemos que para ser aderente à Regulação, o PLD Piso deve ser estabelecido
com base nos custos das hidroelétricas e entende-se que a proposta de utilizar os cálculos
recentes para estabelecer o valor das cotas de energia das concessões renovadas deva prosperar.
5.4 Rateio do ESS
5.4.1 Impactos sobre a Assimetria Tarifária
Na Nota Técnica que subsidiou a abertura da Audiência Pública nº 54/2014, a ANEEL propõe que o
Encargo a ser pago pelo acionamento das UTEs com CVU maior que o PLD máximo quando
despachada por ordem de mérito deve ser alocado aos agentes expostos.
40
O fundamento para tal proposta seria a aparente incoerência de alocar esse encargo para o
consumidor que está contratado no mercado, como estabelecido nas Regras de Comercialização
vigentes. O motivo é que o PLD máximo quando atingido em nada interfira na rotina comercial do
agente.
Neste caso, a EDP entende que a proposta da ANEEL não deve prosperar, pois este procedimento
vai acentuar a assimetria tarifária existente atualmente. Conforme apresentamos no Seminário
organizado pela própria ANEEL no dia 16 de outubro, a gestão da Parcela A determina atualmente
uma série de assimetrias no custo de compra de energia:
i)
ii)
iii)
iv)
Distribuidoras possuem diferentes percentuais de Cota de Itaipu em seus portfólios,
de forma que variações de volume e preço – principalmente dólar – da energia
associada são sentidos de forma diferenciada entre as diversas distribuidoras.
Distribuidoras com diferentes participações de CCEARs Disponibilidade em seus
portfólios de compra de energia, uma vez que os contratos são firmados a partir de
cada Leilão e dependem dos ofertantes vencedores do certame.
Distribuidoras com participações assimétricas de Cotas de Energia Existente, uma vez
que na distribuição inicial ocorrida em janeiro de 2013 buscou-se uma uniformidade
no percentual de desconto dos clientes de baixa tensão. Para distribuidoras com
tarifas de cobertura de energia baixas, a única forma de atingir a redução de 20%
visualizada à época foi a alocação de grandes volumes de cotas.
E mais uma série de assimetrias que poderiam ser citadas: números de contratos,
cotas de angra, contratos bilaterais, etc.
Ocorre que as assimetrias nos portfólios de compra de energia das distribuidoras determinam
distorções muito difíceis de serem explicadas à sociedade, principalmente quando as tarifas
começam a oscilar anualmente de forma aparentemente aleatória entre as concessões.
A ANEEL, na percepção da EDP, está preocupada com assimetria tarifária e está a trabalhar para
reduzí-la, tal como pode ser observado em dois acontecimentos recentes:
i)
ii)
Na Audiência Pública ANEEL nº 064/2014, destinada a Colher subsídios e informações
adicionais acerca dos critérios e procedimentos para a revisão da alocação de cotas de
garantia física contratadas nos termos da Lei 12.783/2013, a metodologia proposta
trabalha para equalizar a participação das Cotas entre as diversas distribuidoras.
Está sendo estudado, embora ainda não haja normativo para isso, a utilização dos
recursos das Bandeiras Tarifárias para reduzir a assimetria de custos dos CCEARs
Disponibilidade.
Conclusão Relevante 22 – Assimetrias nos portfólios de contratos de energia das
distribuidoras precisam ser reduzidas.
Existe atualmente uma série de assimetrias nos portfólios de compra de energia das
distribuidoras e a ANEEL tem trabalhado para que estas assimetrias sejam reduzidas.
41
No entendimento da EDP, a proposta de ratear o ESS decorrente do despacho dentro da ordem de
mérito de preço, porém com CVU superior ao PLD, somente entre os agentes que se encontram
em posição short, tende a acentuar as assimetrias existentes. Trata-se de uma proposta
conflitante, inclusive, com as ações recentes da Agência.
Para explicar a fonte de assimetrias aponta, utilizamos a Figura 23. No eixo horizontal principal,
tem-se o período de análise das compras no mercado de curto prazo das distribuidoras: de janeiro
de 2013 a julho de 2014. No eixo de profundidade, tem-se cada distribuidora da amostra de 45
empresas utilizadas. No eixo vertical, tem-se a participação de cada distribuidora na compra de
energia no mercado de curto prazo no respectivo mês.
Conforme pode ser observado, as exposições das distribuidoras ao mercado de curto prazo variam
de forma sensível e relativamente aleatória entre os meses. Isso ocorre por duas razões principais:
ii)
A distribuidora não possui gestão sobre a carga (uma onda de calor pode provocar a
compra de grandes volumes de energia no mercado de curto prazo, ainda que
anualmente a empresa esteja contratada);
Os mecanismos de contratação de energia no Ambiente Regulado não permitem
ajustes mensais com agilidade para reduzir o nível de exposição ao PLD. Em termos
técnicos, o risco de sazonalização é muito elevado e depende muito das características
de cada área de concessão.
Participação na Compra de Energia no Curto Prazo
i)
60,0%
50,0%
40,0%
D43
D37
D31
D25
D19
D13
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
D7
D1
Figura 23 – Participação da Exposição das Distribuidoras ao Mercado de Curto Prazo.
42
Neste contexto, caso o ESS seja alocado proporcionalmente ao volume de energia adquirido no
mercado de curto prazo, algumas distribuidoras receberão parcela muito mais significativas dos
custos do que outras, embora as causas para a aquisição de energia a PLD não sejam gerenciáveis
pelas distribuidoras. Trata-se de uma alocação preferencial de custos às distribuidoras com cargas
mais voláteis. É uma assimetria adicional às tantas outras que já foram citadas!
Conclusão Relevante 23 – O critério de rateio do ESS pela exposição ao Mercado de
Curto acentua as assimetrias existentes entre as tarifas das distribuidoras.
A alocação do custo do encargo a ser pago pelo acionamento das UTEs com CVU entre o
PLD máximo e o CMO aos agentes em posição “short” acentua as assimetrias já existentes
entre os custos da Parcela A das distribuidoras.
Por este motivo, a EDP entende que o ESS para os casos em que há despacho por ordem de mérito
de preço e CVU superior ao PLD, o custo deve ser rateado de forma igualitária entre todos os
agentes de consumo (clientes livres e clientes regulados).
Conclusão Relevante 24 – Rateio do ESS precisa ser igualitário.
A EDP propõe que o ESS para os casos em que há despacho por ordem de mérito de preço
e CVU superior ao PLD, o custo deve ser rateado de forma igualitária entre todos os
agentes de consumo.
É importante observar que atualmente o ESS das usinas despachadas por ordem de mérito de
preço e CVU superior ao PLD está sendo rateado somente entre os consumidores dos
submercados em que as usinas estão localizadas.
De acordo com o caderno vermelho de Encargos da CCEE, a regra atual determina que o ESS pago
às usinas com CVU menor que o CMO, mas superior ao PLD, seja rateado de forma exclusivamente
local:
“2.3. Usinas enquadradas na condição PLD < INC < CMO, ou seja, despachadas por
ordem de mérito no Deck do ONS e não despachada em comparativo ao PLD, serão
tratadas como se estivessem com restrição operativa local na modalidade
Constrained-On. Tratamento análogo será realizado às usinas que se enquadrarem
entre o PLD máximo e o CMO, nos casos em que o CMO for superior ao PLD
máximo.” (grifo nosso)
De maneira semelhante ao fato originário da criação do encargo multimercado, propõe-se que
com a redução do PLD Teto, o encargo calculado devido ao CVU maior que o PLD Teto e menor ou
igual ao CMO seja rateado por toda a carga.
43
Conclusão Relevante 25 – Rateio do ESS deve ser classificado como multimercado.
A EDP propõe que o ESS para os casos em que PLD < INC ≤ CMO seja classificado como
multimercado, de modo a ser rateado por toda a carga.
5.4.2 Fundamentos Legais do Rateio doESS
O ESS decorrente da situação de Constrained-Off, assim como as demais hipóteses de pagamento
de ESS, representa uma modalidade encargo tarifário, na medida em que destina-se a garantir o
cumprimento do princípio básico do setor elétrico de minimização do custo operativo do Sistema
Interligado Nacional – SIN e, em última análise, assegurar a confiabilidade e estabilidade do
sistema para o atendimento do consumo em cada submercado.
Os custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema, conforme
informado acima, não estão incluídos no cálculo do PLD. O referido valor é pago por todos os
agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do seu consumo.
O ESS destina-se também ao ressarcimento aos agentes de geração dos custos das restrições de
operação e da prestação de Serviços Ancilares.
O ESS está previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004:
“Art. 59. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever o
pagamento de um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do
sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que
compreenderão, dentre outros:
I – custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de
mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado;
II – a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para
a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma;
III – a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior
aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de
Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e
IV – a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação e os
esquemas de corte de geração e alívio de cargas”
A imposição de pagamento e ESS aos demais agentes que não só aqueles com medição de
consumo registrada na CCEE, por se tratar de política tarifária, deve ser precedida de lei que
institua tal obrigação e não poderia ser efetivada por ato infralegal, mas apenas por lei.
44
Tal entendimento advém do disposto nos incisos III e IV do parágrafo único do art. 175 da
Constituição Federal, abaixo transcrito:
“Art. 175. Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente ou sob o regime
de concessão ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços
públicos.
Parágrafo Único. A lei disporá sobre:
(...)
III – política tarifária;
IV – a obrigação de manter serviço adequado;
(...)”
Assim é inafastável: a quem quer que seja atribuído o custo do pagamento do ESS, essa medida é
inteiramente irregular, pois afronta o princípio da reserva legal. Com efeito, o art. 175, parágrafo
único, inciso III, da Constituição preconiza que a lei (em sentido formal) disporá sobre política
tarifária.
Assim, à primeira vista, mostra-se equivocada a proposta da ANEEL neste quesito, pois viola o
princípio da reserva legal. Afronta o princípio da razoabilidade, pois onera quem proporciona o
benefício do aumento de oferta de energia, e não quem dele se aproveita, os consumidores. Por
fim, institui um encargo sem a necessária compensação financeira, infringindo o equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de concessão celebrados.
Além disso, a partir do momento em que se transfere o pagamento do encargo para as geradoras
e comercializadoras de energia, esse encargo se transforma em subsídio, o que, da mesma
maneira, demanda a edição de lei em sentido material.
Há ainda outros vícios na aludida proposta. Se há criação de encargo ou subsídio, deve-se
respeitar a equação econômico-financeira dos contratos. Segundo o princípio da causação do
custo, o referido custo deve ser imputado a quem o causa. Esse princípio tem por objetivo conferir
sinal de preço para que aquele que causa o custo possa, devidamente informado via preço, reagir
e assim, reduzir ou eliminar o custo.
45
6 Simulação de Impacto para as Distribuidoras
A simulação de impacto para as Distribuidoras pode ser entendida, na realidade, como a
simulação de impactos para os Consumidores, uma vez que os custos com aquisição de energia
são repassados aos consumidores finais.
Praticamente, há cinco componentes de custos da compra de energia das distribuidoras que são
influenciados de forma direta pelo PLD, tal como indicado na Figura 24. Estas componentes são:
1.
2.
3.
4.
5.
Exposição Involuntária: refere-se ao custo de compra de energia no mercado de curto
prazo, a PLD, resultante sobretudo da oferta reduzida nos Leilões de Energia Existente
e do cancelamento ou atraso de contratos de compra de energia em Leilões de
Energia Nova.
Risco Hidrológico: custo de compra de energia no mercado de curto prazo devido à
alocação de valores reduzidos de energia aos contratos oriundos das cotas referentes
à contratação das usinas que renovaram suas concessões nos termos da Lei
12.783/2014 e a energia de Itaipu.
CCEARs por Disponibilidade: quando a usina está despachada, o custo corresponde à
operação da usina (COP), abatida da receita da produção de energia superior à
garantia física. Quando a usina não está despachada, o custo corresponde à compra
de energia no mercado de curto prazo. Para as usinas despachadas com CVU acima do
PLD teto, haverá uma receita de ESS correspondente à diferença entre os dois preços5.
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.
5
Quando analisado no todo, há uma perda de
receita com a venda da energia gerada acima da
garantia física da usina no CCEAR por
disponibilidade. No entanto, essa perda de receita
é muito menor do que a redução de custo do
CCEAR pela limitação do PLD Teto.
46
Desta forma, quanto maior o valor do PLD, maior o custo da Exposição Involuntária e maior o
custo do Risco Hidrológico. Por outro lado, quanto maior o valor do PLD, menor o valor dos
pagamentos de ESS e menores são os custos da Energia de Reserva. Para as usinas termoelétricas
contratadas na Modalidade Disponibilidade, dependendo do valor do PLD, o custo do contrato
pode ficar mais caro ou mais barato quando o PLD é elevado. De forma bem simplificada,
conceitualmente os custos de compra de energia de uma distribuidora devem sofrer influência do
PLD segundo as curvas indicadas na Figura 25.
Figura 24 – Custos das Distribuidoras influenciados pelo PLD.
Figura 25 – Curva conceitual dos custos das Distribuidoras em função do PLD.
47
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.
6.1 Determinação do PLD* para o 1º Semestre de 2014
O primeiro estudo realizado para determinar o valor de PLD* considerou todos os valores
realizados de produção de energia e consumo para o 1º semestre de 2014, incluindo:









Produção termoelétrica em contratos por disponibilidade.
Produção termoelétrica nas demais formas de contratação.
Produção hidroelétrica total e resultado do MRE.
Resultado das cotas de energia.
Resultado da conta de Energia de Reserva.
Encargos de Serviços do Sistema.
Valores publicados de PLD.
Consumo de energia das distribuidoras e de todos os demais agentes.
Perdas de energia na Rede Básica.
Partindo-se da suposição que todo o balanço energético manteve-se constante, nenhum dos
valores energéticos será alterado. A simulação consistente simplesmente em ir variando o PLD
Teto e ir recalculando os custos associados ao PLD, de modo a avaliar o custo total para os
consumidores e assim determinar, se existir, o valor de PLD* para o primeiro semestre de 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$20/MWh. Os resultados são
apresentados na Figura 26 e na Tabela 5.
Figura 26 – Composição do Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto.
48
Tabela 5 – Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto.
PLD Teto
R$/MWh
20
100
200
300
350
400
450
500
525
550
575
600
700
800
900
1000
1500
Custo Total
R$ milhões
11.367
12.826
14.598
16.426
17.435
18.492
19.470
20.480
20.997
21.511
21.966
22.468
24.524
26.659
28.703
30.538
38.319
Exposição
R$ milhões
485
2.423
4.845
7.343
8.607
9.771
10.776
11.809
12.328
12.847
13.366
13.885
15.968
18.057
20.044
21.859
29.622
Risco Hidrológico
R$ milhões
12
61
121
181
210
257
303
339
358
376
394
412
484
545
566
571
548
Contratos por
Disponibilidade
R$ milhões
548
2.730
4.442
5.606
6.157
6.648
6.981
7.284
7.435
7.576
7.645
7.702
7.875
8.015
8.069
8.093
8.144
ESS
R$ milhões
CONER
R$ milhões
10.767
8.112
5.758
3.934
3.133
2.522
2.151
1.825
1.671
1.523
1.390
1.315
1.112
1.012
994
986
976
-445
-500
-569
-638
-673
-708
-742
-777
-794
-811
-829
-846
-915
-971
-971
-971
-971
Conforme pode ser observado, o custo total para os consumidores – com a mesma operação do
sistema físico – varia de aproximadamente R$38bilhões a cerca de R$15bilhões quando o PLD Teto
varia de R$1.500/MWh para cerca de R$200/MWh.
Analisando os valores a partir do PLD Teto atual (pouco superior a R$800/MWh), observa-se que a
elevação do PLD Teto eleva de forma sensível os custos para o consumidor final, constatando-se
assim que qualquer elevação do PLD Teto é contrária à Modicidade Tarifária.
Por outro lado, reduções no PLD Teto reduzem o custo total. Se o PLD Teto fosse estabelecido em
torno de R$400/MWh (tal como proposto pela ANEEL e suportado pela EDP), haveria uma redução
de custos em relação à situação atual da ordem de R$8bilhões. Em outras palavras, se no 1º
semestre de 2014 o PLD Teto fosse R$400/MWh, o aditivo à Conta ACR – de R$6,7 bilhões – não
seria necessário.
Ainda é muito relevante destacar que as distribuidoras do Sudeste e do Sul ainda deverão pagar
no ano de 2015 o risco hidrológico de Itaipu referente ao ano de 2014, no valor de
aproximadamente R$4,8 bilhões. A redução do PLD Teto para R$388/MWh no ano de 2014
reduziria este montante para R$2,6 bilhões. Ou seja, haveria uma contribuição de R$2,1 bilhões
para a Modicidade Tarifária.
Conclusão Relevante 26 – PLD Teto menor beneficiaria a Modicidade Tarifária em 2014.
A redução do PLD Teto de R$800/MWh para cerca de R$400/MWh no primeiro semestre
de 2014 determinaria uma redução no custo total dos consumidores de cerca de
R$8bilhões. Isso significa dizer que o primeiro aditivo à Conta ACR não seria necessário.
Ademais, se a redução do PLD Teto ocorresse ao longo de todo o ano, haveria uma
econômica adicional de R$2,1 bilhões devido à redução do Risco Hidrológico de Itaipu.
49
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...
6.2 Determinação do PLD* para o ano de 2015
Com o objetivo de aprimorar os estudos realizados para o 1º semestre de 2014, foram executadas
diversas simulações para o ano de 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 27.
Figura 27 – Custo dos Consumidores para o ano de 2015 em função do PLD Teto.
50
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.
Chama atenção ainda o fato que se não houver exposição ao mercado de curto prazo, o PLD Teto
em torno de R$400/MWh assegura o mínimo custo total para os consumidores. Em outras
palavras, mesmo em condições de equilíbrio contratual das distribuidoras, um PLD Teto menor
minimiza os custo da energia para os consumidores finais, não sendo – portanto – um benefício
meramente conjuntural e associado à subcontratação atual das distribuidoras.
Conclusão Relevante 27 –PLD Teto menor beneficiará a Modicidade Tarifária
no Longo Prazo.
O PLD Teto em torno de R$400/MWh assegura o mínimo custo total para os consumidores
em 2015, mesmo na condição em que não há exposição ao mercado de curto prazo.
Obviamente, como se tratam de simulações, há sempre premissas e incertezas nos cálculos. Sem
entrar no mérito dos detalhes dos números, o que realmente importa é que os estudos atestam
que o PLD Teto de R$400/MWh determina valores mínimos de custo total aos consumidores
quando não há situação de exposição ao mercado de curto prazo. Quando há exposições ao
mercado de curto prazo, quanto menor o PLD teto menor o custo total aos consumidores.
Importante observar ainda que as simulações realizadas pela EDP possuem resultados e valores
muito próximos àquelas realizadas pela CCEE e apresentadas tanto na Nota Técnica no 001/2014ASD-SEM-SRG/ANEEL, de 10/10/2014 e na Audiência Pública presencial realizada no dia 3 de
novembro de 2014.
Conclusão Relevante 28 – Resultados da EDP são muito próximos aos
apresentados pela CCEE.
Os resultados das simulações realizadas pela EDP são muito próximos aos das simulações
realizadas pela CCEE com dados oficiais do mercado e com as regras de comercialização
realmente utilizadas nos processos de contabilização.
51
7 Simulação de Impacto para os Geradores
A simulação de impacto para os Geradores deve ser realizada considerando duas situações
distintas: (i) há agentes de geração com sobra de energia ou mesmo com energia descontratada,
sobretudo os Geradores de Energia Existente com contratos de venda que estão a vencer (GCP –
Geradores de Curto Prazo); e há agentes de geração que venderam suas Garantias Físicas em
contratos de longo prazo, sobretudo os Geradores de Energia Nova e os Geradores de Energia
Existente com contratos de venda de longo prazo (GLP – Geradores de Longo Prazo).
De forma geral, o PLD influencia diretamente os resultados dos geradores de três formas, tal como
indicado na Figura 28.
1.
Venda de Energia: se há contratos a serem firmados, o preço de comercialização da
energia sofre influência do PLD esperado para o período contratual. Assim, para PLDs
baixos, o preço de venda se reduz, e vice-versa.
2.
Risco Hidrológico: quando há despacho termoelétrico elevado, ou mesmo quando há
deslocamento da energia hidroelétrica por fontes intermitentes e de base, tais como a
energia eólica, a energia a biomassa ou mesmo a energia solar, a energia alocada das
hidroelétricas se reduz. Nestes casos há um custo de compra de energia a PLD.
3.
Energia Secundária: quando há abundância de água, a produção hidroelétrica é
superior à Garantia Física, de modo que a energia alocada se eleva. Nestes casos há
uma receita extra de venda de energia a PLD. Normalmente o valor desta receita é
baixo, pois o PLD é baixo (lembre-se que há abundância de água!).
No que se refere a GCPs e GLPs, o Risco Hidrológico e a Energia Secundária se comportam da
mesma forma; diferenças entre estes geradores ocorrem sobretudo na Venda de Energia. Para os
GLPs, os contratos de venda de energia estão firmados (ou são firmados no momento do Leilão)
em horizontes de longo prazo e com preço de venda estabelecido; logo, variações de PLD não
alteram a receita de venda de energia a preço do contrato. Este comportamento é explicado pela
linha vermelha constante na Figura 29.
52
Figura 28 – Receitas e Custos dos Geradores influenciados pelo PLD.
Figura 29 – Curva conceitual dos custos dos Geradores de Longo Prazo (GLPs) em função do PLD.
Para os GCPs, os contratos de venda de energia estão a ser estabelecidos. Assim, parte da Garantia
Física – aquela disponível para comercialização – passa a determinar uma receita que depende do
PLD: quanto maior a expectativa de PLD para o período de comercialização do contrato, maior o
preço de venda que se pode comercializar a energia, e maior a receita que se vai faturar. Esta
relação entre PLD e receita de venda é ilustrada na Figura 30.
Comparando a Figura 29 e a Figura 30, percebe-se que os GCPs e os GLPs possuem opiniões
diferentes sobre o PLD. Para um GLP, que normalmente fez investimentos recentes e está a operar
um ativo novo com obrigações de financiamento, um PLD menor é melhor, pois isso reduz os
custos com o Risco Hidrológico e garante receitas mais estáveis e compatíveis com a natureza do
ativo. Para um GCP, a usina já está amortizada e há Garantia Física a ser comercializada no
mercado; logo, um PLD maior é melhor, pois os ganhos de Receita de Venda seriam – a princípio –
superiores aos custos com o Risco Hidrológico.
53
Para que a análise qualitativa possa ser aprofundada, realizamos uma série de simulações para os
GLPs e para os GCPs que são apresentadas na sequência.
Figura 30 – Curva conceitual dos custos dos Geradores de Curto Prazo (GCPs) em função do PLD.
7.1 Simulação de Impacto para os Geradores de Longo Prazo (GLPs)
Para simular os impactos dos GLPs, utilizou-se um conjunto de custos marginais de operação e de
GSFs oriundos do Programa Mensal da Operação (PMO) do mês de setembro de 2014. Trata-se de
um conjunto de 2.000 séries de energia afluente aos reservatórios, que acabam determinando
conjuntos de 2.000 séries de produção hidroelétrica, produção termoelétrica, custo marginal de
operação, etc.
Para cada uma das 2.000 séries, simulou-se a Receita Líquida de um gerador hidroelétrico de
150MW de capacidade e 100MWm de Garantia Física, que vendeu sua energia em contratos ao
preço de R$200/MWh. O período de simulação envolveu horizontes de 6 meses (curtíssimo prazo),
24 meses (médio prazo) e 48 meses (longo prazo).
Em cada série, para cada um dos meses, calcula-se o valor da Receita de Contratos, da Receita com
Energia Secundária e do custo do Risco Hidrológico, obtendo-se assim a Receita Líquida, em R$.
Somando-se os valores mensais, obtém-se o resultado da simulação para a série, que é então
dividido pela Garantia Física da usina, de modo que o resultado final é a Receita Líquida por MWh
de Garantia Física. Este resultado em R$/MWh permite que as diversas simulações possam ser
comparadas utilizando-se uma mesma unidade de medida.
O primeiro caso simulado considera um agente que vendeu 100% da Garantia Física da usina em
contratos. Os resultados das simulações indicam que as operações de curto prazo valoradas a PLD
– sobretudo do Risco Hidrológico – influenciam de forma determinativa a Receita Líquida da usina.
Como o PLD influencia o resultado, o PLD Teto também passa a influenciar o resultado de forma
sensível. Para avaliar o impacto do PLD Teto, as simulações foram realizadas também
considerando-se três valores de PLD Teto: R$1.500/MWh, R$800/MWh e R$400/MWh.
54
Os resultados das simulações são apresentados na Figura 31. O eixo x corresponde aos valores de
PLD Teto utilizados nos cálculos, e no eixo y tem-se a Receita Líquida resultante, em R$/MWh. As
barras da cor cinza e os números em preto correspondem aos valores esperados de Receita
Líquida, ou à Receita Líquida média obtida nas 2.000 séries simuladas. A linha azul e os números
em azul correspondem aos piores resultados obtidos nas 2.000 séries (na realidade,
desconsideram-se os 100 piores cenários por serem casos muito extremos, ou seja, trata-se do
pior a um nível de 5%), e a linha vermelha e os números em vermelho referem-se aos melhores
resultados obtidos nas 2.000 séries (também são desconsiderados os 100 melhores cenários,
tratando-se do melhor caso a um nível de 5%).
Atentando-se agora aos números, observamos que o resultado esperado para os próximos seis
meses cresce à medida que o PLD Teto é reduzido. Com o PLD Teto de R$1.500/MWh, a Receita
Líquida esperada é de R$151/MWh; com R$800/MWh, R$162/MWh; e com R$400/MWh,
R$177/MWh. Este crescimento de Receita Líquida esperada é explicado neste caso pelo
crescimento da Receita Líquida nos piores casos.
Avaliando a linha azul, observa-se com o PLD Teto de R$1.500/MWh o gerador pode inclusive
observar prejuízo nos próximos 6 meses. Tratam-se neste caso de séries de energia afluente muito
baixas, que acionam praticamente todas as usinas termoelétricas, o GSF fica muito inferior à
unidade e os PLDs encontram-se muito elevados. Como toda a Garantia Física foi vendida em
contratos, o Risco Hidrológico (compra de energia a PLD elevado) acaba apresentando um valor
superior à Receita de Venda, determinando assim o prejuízo. Conforme o PLD Teto vai sendo
reduzido, o custo do Risco Hidrológico vai diminuindo e a Receita Líquida nas séries secas vai
aumentando. Para o PLD Teto de R$1.500/MWh tem-se prejuízo de R$14/MWh; para R$800/MWh
tem-se Receita Líquida positiva de R$60/MWh, e para R$400/MWh, R$129/MWh.
Finalmente, avaliando a linha vermelha, observa-se que o PLD Teto praticamente não influencia a
Receita Líquida nas melhores séries. Tratam-se neste caso de séries de energia afluente alta, com
excesso de produção hidroelétrica, e em que são observados valores de Energia Secundária e PLDs
baixos. Como toda a Garantia Física foi vendida em contratos, a Energia Secundária (venda de
energia a PLD baixo) acaba representando um pequeno valor a ser somado à Receita de Venda,
determinando assim uma Receita Líquida de R$202/MWh, 1% superior ao preço do contrato.
Simulações semelhantes, sempre considerando que 100% da Garantia Física foi comercializada em
contratos, são apresentadas na Figura 32 e Figura 33, porém em períodos de 24 meses e de 48
meses. De forma geral, as conclusões são as mesmas:
(i)
(ii)
(iii)
Quanto menor o PLD Teto, maior o valor esperado da Receita Líquida, pois a barra
cinza sempre se eleva quando o PLD Teto é reduzido, independentemente do prazo do
contrato de venda de energia.
Quanto menor o PLD Teto, maior é o valor da Receita Líquida nas piores séries, pois a
linha azul sempre se eleva quando o PLD Teto é reduzido.
O PLD Teto não influencia o valor da Receita Líquida nas melhores séries, pois a linha
vermelha mantem-se praticamente constante em todos os casos.
55
Receita Líquida - R$/MWh
250
202
202
202
200
129
150
100
151
50
162
177
60
0
1500
800
400
-50
-100
-14
PLD Teto - R$/MWh
Figura 31 – Resultado de um GLP que vendeu 100% da Garantia Física para os próximos 6 meses.
Receita Líquida - R$/MWh
250
203
203
203
200
150
157
100
82
50
176
122
181
189
800
400
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 32 – Resultado de um GLP que vendeu 100% da Garantia Física para os próximos 24 meses.
56
Receita Líquida - R$/MWh
250
203
203
203
200
132
150
175
155
100
187
190
194
1500
800
400
50
0
PLD Teto - R$/MWh
Figura 33 – Resultado de um GLP que vendeu 100% da Garantia Física para os próximos 48 meses.
Ocorre que negociar 100% da Garantia Física em Contratos de Venda pode ser considerada uma
estratégia de muito risco, pois podem ser observadas Receitas Líquidas negativas nos momentos
de seca severa, PLD elevado e despacho intenso de usinas termoelétricas. Para avaliar se os
resultados encontrados até o momento são robustos ou somente decorrem de uma estratégia
particular de negociar 100% da Garantia Física, foram realizados estudos em que a usina vende
95% da sua Garantia Física em contratos.
Os resultados são apresentados de forma análoga aos estudos anteriores, porém agora nas Figuras
que se encontram na página seguinte.
Receita Líquida - R$/MWh
250
198
198
198
200
139
150
170
100
161
50
0
180
90
31
1500
800
400
PLD Teto - R$/MWh
Figura 34 – Resultado de um GLP que vendeu 95% da Garantia Física para os próximos 6 meses.
57
Receita Líquida - R$/MWh
250
198
198
198
200
150
107
100
179
165
138
183
188
800
400
50
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 35 – Resultado de um GLP que vendeu 95% da Garantia Física para os próximos 24 meses.
Receita Líquida - R$/MWh
250
198
198
198
200
150
100
148
187
164
178
190
192
800
400
50
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 36 – Resultado de um GLP que vendeu 95% da Garantia Física para os próximos 48 meses.
Conclusão Relevante 29 – PLD Teto menor reduz risco dos Geradores.
De forma geral, quanto menor o PLD Teto, menos incertos são os resultados, pois as linhas
azul (piores séries) e vermelha (melhores séries) se aproximam, ou seja, há menos
variação na Receita Líquida do Gerador de Longo Prazo.
Avaliando a redução do volume de venda, observa-se que ao reduzir o volume de venda de 100%
para 95% da Garantia Física, as Receitas Líquidas nas melhores séries se reduzem de R$202/MWh
para R$198/MWh. Ou seja, quando há muita água e PLD Baixo, o agente que vendeu 95% da sua
Garantia Física apresenta uma Receita Líquida menor que o que vendeu 100%.
Por outro lado, as linhas azuis da usina que vende 95% da sua Garantia Física são sempre muito
superiores às da que vende 100% da sua Garantia Física. Ou seja, quando há pouca água e PLD
58
alto, o agente que vendeu 95% da sua Garantia Física apresenta uma Receita Líquida bem superior
à do que vendeu 100%.
Conclusão Relevante 30 – PLD Teto em torno de R$400/MWh não eleva propensão ao
risco dos Agentes de Geração.
Reduzir o PLD Teto reduz o risco percebido pelos agentes, porém o PLD Teto em torno de
R$400/MWh não torna os agentes de geração de longo prazo apetitosos ao risco de
venderem 100% de suas Garantias Físicas. A venda de um volume inferior a 100% da
Garantia Física ainda é um importante mitigador de risco, pois o PLD Teto de R$400/MWh
continua a impor custos elevados no caso de secas severas.
Contudo, poder-se-ia afirmar que vender 95% da Garantia Física ainda é uma postura agressiva, de
modo que o volume de venda deveria ser ainda menor para garantir a gestão do Risco Hidrológico.
Para avaliar estes impactos, foram realizadas simulações com uma venda igual a 90% da Garantia
Física e os resultados estão apresentados nas Figuras da próxima página.
Avaliando as diferentes estratégias de volume de venda da energia, observa-se que em cenários
de muita água, a venda de 100% da Garantia Física é mais vantajosa. No entanto, o contrário
ocorre para os cenários mais secos e com PLD elevado.
No que se refere ao PLD Teto, a conclusão permanece a mesma: quanto menor o PLD Teto, menos
incertos são os resultados do agente de Gerador de Longo Prazo, pois as linhas azul e vermelha se
aproximam, indicando menor variação de Receita Líquida entre as piores e as melhores séries.
Como um PLD Teto menor se traduz em menos risco para o Gerador de Longo Prazo, concluímos
que a redução do PLD ajudará a reduzir a percepção de risco dos empreendimentos de Energia
Nova, bem como incentivará a venda de energia em contratos de Longo Prazo. Logo, a redução do
PLD Teto contribui para:
(i)
(ii)
(iii)
A Modicidade Tarifária, pois ao reduzir o risco permite a oferta de energia a preços
menores.
A Segurança Energética, pois com menos risco a oferta de energia tende a ser maior.
A Segurança Contratual, pois com menos risco nos contratos de longo prazo, a oferta
dos geradores tende a ser mais intensa, elevando a oferta nos Leilões Regulados e
também no Mercado Livre.
Conclusão Relevante 31 – PLD Teto menor incentiva a venda de energia
em contratos de Longo Prazo.
A redução do PLD Teto reduz o risco dos empreendimentos de Energia Nova e incentiva a
venda de energia em contratos de Longo Prazo.
59
Receita Líquida - R$/MWh
250
197
197
197
200
150
100
119
79
178
149
184
800
400
50
172
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 37 – Resultado de um GLP que vendeu 90% da Garantia Física para os próximos 6 meses.
Receita Líquida - R$/MWh
250
197
197
197
200
150
155
100
134
182
170
185
188
800
400
50
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 38 – Resultado de um GLP que vendeu 90% da Garantia Física para os próximos 24 meses.
Receita Líquida - R$/MWh
250
196
196
196
172
180
186
188
189
1500
800
400
200
150
100
160
50
0
PLD Teto - R$/MWh
Figura 39 – Resultado de um GLP que vendeu 90% da Garantia Física para os próximos 48 meses.
60
7.2 Simulação de Impacto para os Geradores de Curto Prazo (GCPs)
Conforme já avaliado qualitativamente, a grande diferença entre um Gerador de Longo Prazo
(GLP) e um Gerador de Curto Prazo (GCP) é o preço de venda da Garantia Física. Enquanto que
para um GLP o preço está firmado em contrato, para um GCP o preço de venda que vai
formalizado nos contratos está a ser definido com base no PLD.
De modo a estimar a curva dos Preços de Venda, adotou-se como o Preço de Venda de um
contrato para um determinado período, o próprio PLD Médio do período, utilizando-se para tanto
os resultados do PMO de setembro de 2014. Os resultados dos cálculos para o Preço de Venda são
apresentados na Figura 40.
Pode-se observar que os preços dos contratos de 6 meses de duração (linha vermelha) são sempre
superiores aos dos contratos de 24 meses (azul), que são superiores aos dos contratos de 48
meses. Trata-se de uma consequência da conjuntura atual, em que a seca severa que assola o país
nos últimos semestres faz com que no curto prazo os preços sejam altos, havendo, no entanto, a
expectativa desta situação ser revertida no médio e no longo prazo.
Além disso, quanto maior o PLD Teto, mais elevados são os valores de PLD e mais elevado se torna
o preço do contrato de venda. É justamente por este motivo que os GCPs devem ser contrários à
redução do PLD Teto, pois aos reduzir o preço de venda, a Receita Líquida deve diminuir, pois o
Risco Hidrológico deve crescer a uma taxa menor que a de elevação da Receita de Venda.
Para avaliar a Receita Líquida dos GCPs, adotou-se procedimento de simulação análogo ao
utilizado na seção anterior. Para evitar a repetição de todos os casos, são apresentados nas Figuras
da próxima página os resultados para uma venda de 95% da Garantia Física. A única diferença em
relação aos GLPs é que para cada período e para cada PLD Teto, os preços de venda correspondem
aos valores apresentados na Figura 40.
Preço de Venda - R$/MWh
6m
24m
48m
500
410
358
400
300
200
100
269
262
237
192
148
174
188
800
1500
0
400
PLD Teto - R$/MWh
Figura 40 – Preço de Venda da Garantia Física para Geradores de Curto Prazo.
61
Receita Líquida - R$/MWh
500
398
400
300
200
348
263
231
361
241
320
205
246
800
400
100
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 41 – Resultado de um GCP que venderá 95% da Garantia Física para os próximos 6 meses.
Receita Líquida - R$/MWh
300
257
250
234
191
200
150
100
165
237
174
219
157
800
400
181
50
0
1500
PLD Teto - R$/MWh
Figura 42 – Resultado de um GCP que venderá 95% da Garantia Física para os próximos 24 meses.
Receita Líquida - R$/MWh
250
200
186
173
148
150
100
136
139
175
164
1500
800
129
142
50
0
400
PLD Teto - R$/MWh
Figura 43 – Resultado de um GCP que venderá 95% da Garantia Física para os próximos 48 meses.
62
Analisando a Figura 41, observa-se que para contratos de curtíssimo prazo (6 meses), a redução do
PLD Teto é prejudicial aos GCPs, pois a Receita Líquida esperada de R$320/MWh (PLD Teto de
R$800/MWh) se reduz para R$246/MWh no caso de um PLD Teto de R$400/MWh. Aliás, para um
GCP, o ideal seria elevar o PLD Teto, pois para o PLD Teto de R$1.500/MWh, a Receita Líquida
esperada se elevaria para R$361/MWh. Assim, reduzir o PLD significa reduzir sensivelmente o
benefício marginal de geradores que possuem usinas amortizadas e podem oferta-la a mercado
em contratos de curtíssimo prazo.
Ainda que haja esta perda de valor esperado de Receita Líquida, avaliando as linhas azul e
vermelha da Figura 41, constata-se que quanto menor o PLD Teto, menor é a distância entre elas.
Logo, menor é a diferença entre a pior e a melhor série. Ou seja, ainda que a Receita Líquida
esperada se reduza e isto seja prejudicial ao GCP, o risco associado às operações de venda de
energia também se reduz, trazendo assim um benefício indireto ao gerador.
Para a venda de energia em um horizonte de médio prazo (24 meses - Figura 42) ou mesmo de
mais longo prazo (48 meses - Figura 43), as conclusões são aparentemente as mesmas:
(i)
(ii)
Se o PLD Teto for elevado para R$1.500/MWh, o valor esperado da Receita Líquida
aumenta em relação à situação atual.
Se o PLD Teto for reduzido para R$400/MWh, o valor esperado da Receita Líquida se
reduz em relação à situação atual.
Esta aparente uniformidade nas conclusões pode ainda ser investigada com um pouco mais de
detalhes, principalmente se for relativizada, tal como apresentado na Figura 44. De acordo com a
Figura, se o PLD Teto é aumentado para R$1.500/MWh, a Receita Líquida esperada para um
contrato de 6 meses corresponde a 113% do valor da Receita Líquida esperada com o PLD Teto de
R$800/MWh (buscando as informações na Figura 41: 361/320 = 113%). De forma inversa, a
Receita Líquida esperada para o PLD Teto de R$400/MWh corresponde a 77% da Receita Líquida
esperada para o PLD Teto de R$800/MWh.
113%
109%
83%
77%
6m
106%
24m
Aumento do PLD Teto
86%
48m
Redução do PLD Teto
Figura 44 – Variação de Receita Líquida Esperada devido à variação do PLD Teto.
63
Seguindo com o raciocínio, como para 24 meses o percentual da barra azul escura é 109%, concluise que elevar o PLD Teto traz menos benefício para contratos de 24 meses do que para contratos
de 6 meses (109% < 113%). No que se refere à redução do PLD Teto a conclusão é a mesma: como
83% é maior que 77%, reduzir o PLD Teto traz menos redução de Receita Líquida para contratos de
24 meses do que para contratos de 6 meses.
Finalmente, para contratos de 48 meses os impactos de elevações ou reduções de PLD Teto são
ainda menores. Logo, conclui-se que uma eventual redução do PLD Teto pode ser mitigada pelos
Geradores de Curto Prazo pela extensão dos prazos contratuais com que negociam a energia. Por
outro lado, uma elevação do PLD Teto os incentivará a negociar contratos de curto prazo, pois o
benefício marginal é maior.
Conclusão Relevante 32 – PLD Teto menor reduz a Receita Esperada dos Geradores de
Curto Prazo. Mitigação se dá por venda em contratos mais longos.
A redução do PLD Teto reduz o resultado de curto prazo dos agentes que possuem lastro
a ser ofertado neste momento ao mercado (Geradores de Curto Prazo). Ainda que haja
redução do resultado esperado, quanto menor o PLD Teto, menor o risco percebido pelos
agentes. Como medida mitigadora à perda de valor imediato, identificou-se a venda de
energia em contratos de longo prazo, o que é desejável para o Ambiente Regulado e pode
ser concretizado de forma imediata, no Leilão A-1 de 2014.
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8 Conclusões
A ANEEL propôs a redução do PLD Teto para R$388/MWh e a elevação do PLD Piso para
R$30/MWh. A EDP concorda com estas propostas, pois os valores são muito próximos às
propostas da EDP apresentadas na Consulta Pública ANEEL 09/2014.
Na Consulta Pública 09/2014, a EDP propôs uma forma de cálculo do PLD Teto que
estruturalmente avalia as usinas que são pouco despachadas e calcula o limite de PLD como uma
média ponderada dos valores de Custo Variável e Capacidade das usinas pouco despachadas.
Trata-se de uma metodologia que busca uma finalidade econômica, pois usinas termoelétricas
com CVUs mais elevados que o resultado desta metodologia são muito pouco frequentemente
despachadas e assim devem ser pagas via Encargos de Serviços do Sistema e não formarem preço
de mercado.
A EDP também propôs metodologia semelhante para o cálculo do PLD Piso e encontrou o valor de
R$39/MWh. Porém, como o Decreto 5.163 determina que o PLD Piso seja calculado a partir dos
custos de Operação e Manutenção das hidroelétricas, a EDP está alinhada com a proposta de que
seja utilizado como PLD Piso o preço médio das cotas de energia.
Como as propostas da EDP na Consulta Pública 09/2014 determinavam uma nova metodologia de
cálculo, a EDP entende que a proposta da ANEEL é mais robusta para o momento, pois não altera
metodologia, tão somente os critérios de escolha da UTE Relevante. Assim, regulatoriamente, a
proposta da ANEEL preza pela estabilidade regulatória e pela segurança jurídica, de modo que
concordamos com a proposta da ANEEL.
Independentemente da metodologia, para avaliar os impactos das mudanças, a EDP realizou uma
série de simulações de aplicação do novo PLD Teto para as Distribuidoras de energia elétrica,
concluindo que:
(i)
(ii)
No primeiro semestre de 2014, caso o PLD fosse R$400/MWh, poder-se-ia ter
economizado cerca de R$8bilhões de custos repassados à tarifa, considerando para
tanto as variações de custo de Exposição Involuntária, Risco Hidrológico, Contratos por
Disponibilidade, Encargos de Serviços do Sistema e Energia de Reserva e ainda evitado
o pagamento de R$2,1bilhões de risco hidrológico de Itaipu referente ao ano de 2014.
Em outras palavras, o aditivo à Conta ACR não precisaria ter sido realizado!
Em 2015, o mínimo custo global para as distribuidoras é alcançado com PLD Teto
entre R$350/MWh e R$400/MWh. Ainda que não houvesse Exposição Involuntária, a
correlação entre os demais itens de custo (Risco Hidrológico, Contratos por
Disponibilidade, Encargos de Serviços do Sistema e Energia de Reserva) determina que
um PLD Teto da ordem de R$400/MWh reduz o custo global das distribuidoras.
A EDP avaliou o impacto das mudanças do PLD Teto em Geradores de Longo Prazo (GLPs),
definidos como usinas oriundas dos Leilões de Energia Nova ou mesmo que possuam contratos
firmados para horizontes longos de tempo. Para os Geradores de Longo Prazo a redução do PLD
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Teto é benéfica, pois reduz a percepção de risco dos empreendimentos de Energia Nova, bem
como incentiva a venda de energia em contratos de Longo Prazo. Logo, a redução do PLD Teto
contribui para a Modicidade Tarifária, para a Segurança Energética e para a Segurança Contratual.
A EDP também avaliou o impacto das mudanças do PLD Teto em Geradores de Curto Prazo (GCPs),
definidos como usinas existentes que estão descontratadas e querem vender suas energias no
mercado, aproveitando a conjuntura de PLD Alto. Para os GCPs, reduzir o PLD Teto significa reduzir
sensivelmente a Receita Líquida em contratos de curtíssimo prazo, ainda que o PLD Teto lhes traga
o benefício de reduzir o risco nas operações de venda de energia. Para mitigar as perdas de valor
esperado, a solução mitigatória avaliada foi a negociação de contratos de energia existente de
longo prazo (4 anos ou mais), ao invés de contratos curtos.
Finalmente, a EDP realizou também uma pesquisa para relacionar a teoria econômica de Preços ao
Setor Elétrico Brasileiro. Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da
curva de oferta de energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos
de seca tende a disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado
de curto prazo, aferidos pela área do Excedente do Produtor (Figura 16). Exemplos recentes dessa
situação ocorreram em 2013 e 2014, onde o Excedente do Produtor causou aos consumidores
cativos custos bilionários e endividamento setorial, sem atrair oferta de energia ou reduzir o
consumo.
Com base nos estudos realizados para desenvolver sua proposta de metodologia, bem como nas
simulações para os negócios de distribuição e de geração de energia, a EDP conclui que o PLD
Piso deve ser elevado para R$30/MWh e que o PLD Teto deve ser reduzido para R$388/MWh.
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