nota técnica no 054/2013-srg-sem/aneel · 1 vii do art. 5º da resolução normativa 290, de 03 de...

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica no 054/2013-SRG-SEM/ANEEL

Em 7 de agosto de 2013.

Processo no: 48500.003201/2013-87

Assunto: Proposta de aprimoramento da regra de sazonalização e modulação de garantia física de usinas de geração de energia elétrica, bem como da sazonalização da energia vinculada referente à Usina Hidrelétrica – UHE Itaipu.

I. DO OBJETO 1. A presente Nota Técnica tem por objetivo propor o aprimoramento da regra de sazonalização e modulação de garantia física de usinas de geração de energia elétrica, bem como da sazonalização da energia vinculada referente à Usina Hidrelétrica – UHE Itaipu. II. DOS FATOS 2. Em 26 de março de 2013, quando da 10ª Reunião Pública Ordinária - RPO da ANEEL, que tratou do resultado da Audiência Pública 18/2013, instituída para discutir “o desfazimento ou não da sazonalização realizada para janeiro e fevereiro de 2013 e colher subsídios e informações adicionais para o regulamento que estabelece que, para 2013, a sazonalização ocorra de forma flat, tal como previsto na Premissa 3.9 do Submódulo 3.3 dos Procedimentos de Comercialização, podendo ser modificada a partir de abril, inclusive”, a Diretoria Colegiada decidiu por determinar às Superintendências de Estudos de Mercado - SEM e de Regulação dos Serviços de Geração - SRG que, em até 60 dias, apresentassem proposta de regulamento para aprimorar a regra de alocação de energia do MRE a partir de 2014. 3. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, por meio da carta CT - CCEE – 1544/2013, de 21 de junho de 2013, apresentou os resultados dos seus estudos de avaliação de alternativas para a sazonalização de garantia física das usinas do MRE.

Pág.2 da Nota Técnica no 054/2013-SRG-SEM/ANEEL, de 7/8/2013.


III. DA ANÁLISE III.1 – Da Garantia Física e sua Sazonalização

4. Em um sistema predominantemente hidrelétrico, como o brasileiro, a capacidade de geração varia bastante durante o ano dependendo das condições hidrológicas verificadas. Nesse caso, para que haja certo grau de confiabilidade na oferta de energia, é preciso dimensionar o parque gerador de forma a atender à demanda mesmo em condições hidrológicas consideradas adversas. 5. No Brasil, para dimensionar a relação entre carga e oferta, foi definido, por meio do art. 2º do Decreto 5.163, de 2004, que os agentes vendedores deveriam possuir lastro para o atendimento de seus contratos e que esse seria constituído pela garantia física proporcionada por empreendimentos de geração própria ou de terceiros. A garantia física, por sua vez, cuja definição é competência do Ministério de Minas e Energia – MME, é a quantidade de energia que uma usina adiciona ao sistema dado um critério de garantia de suprimento pré-estabelecido.

6. Dessa forma, garante-se que todos os contratos de energia estejam suportados por uma capacidade real de geração e impede-se a venda de energia em montante superior ao efetivamente disponível considerando uma determinada situação adversa escolhida.

7. A distribuição do montante médio anual de garantia física definido em legislação específica1 entre os meses, conforme dispõe o Submódulo 3.3 dos Procedimentos de Comercialização, é denominada de “sazonalização da garantia física”, e é exigida de todos os agentes detentores de outorga de empreendimentos de geração. Essa sazonalização é realizada anualmente, no mês de dezembro, sendo válida para o ano seguinte. O cronograma que estabelece os prazos das atividades é divulgado pela CCEE por meio de um comunicado.

III.2 – Do Mecanismo de Realocação de Energia e sua Relação com a Sazonalização de Garantia Física. 8. Num sistema com usinas hidrelétricas em cascata e complementariedade termelétrica, como o brasileiro, a decisão de geração em uma usina afeta as decisões nas demais usinas da cascata e as decisões em um período de tempo interfere na decisão do instante seguinte. Em sistemas assim, a decisão ótima individual de um agente não necessariamente corresponde à melhor decisão global, que deve ser buscada de forma a reduzir o custo final de operação do sistema. 9. No Sistema Interligado Nacional − SIN brasileiro cabe ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS a tarefa de gerenciar o despacho, de forma a minimizar o custo total de operação. Assim, a produção de energia elétrica de uma usina é definida diretamente pelo ONS, que considera as disponibilidades de cada usina, a quantidade de água disponível para as usinas hidrelétricas, as restrições operacionais e a expectativa de custo de atendimento futuro, entre outras variáveis.

1 VII do art. 5º da Resolução Normativa 290, de 03 de agosto de 2000.



10. De forma a que os riscos hidrológicos dos agentes hidrelétricos fossem compartilhados, uma vez que não lhes cabe, individualmente, a decisão de quanto ou quando gerar, independentemente de seus compromissos contratuais, foi criado, por meio do Decreto 2.655, de 2 de julho de 1998, o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, do qual participam as usinas hidrelétricas. Esse mesmo Decreto estabeleceu, ainda, que o MRE incluiria regras para a alocação, entre os seus membros, da energia efetivamente gerada, que deveriam levar em conta as perdas de transmissão e se basear em um ou mais dos seguintes parâmetros: I - energia assegurada da usina2; II - capacidade instalada da usina; III - geração efetiva de energia de cada usina.

11. Pelo MRE, cada agente proprietário de usina hidrelétrica garante que receberá, a cada período de comercialização, independentemente de sua própria geração, fatia, proporcional a sua garantia física, da soma da energia gerada de todas as usinas participantes do mecanismo.

12. Assim, se os geradores participantes do MRE, como um todo, não produzirem energia suficiente para cobrir toda a garantia física das usinas integrantes do mecanismo, esses terão um valor de energia alocada menor que suas garantias físicas, ao passo que se produzirem um valor maior, todos terão cobertos os seus montantes de garantia física e a sobra, chamada de energia secundária, poderá ser liquidada ao valor do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD no Mercado de Curto Prazo – MCP. 13. Essas “trocas de energia” entre usinas com excedente de geração em relação à garantia física e usinas com déficit de geração em relação à garantia física são feitas inicialmente entre usinas localizadas em um mesmo submercado. Finalizada esta etapa, as “trocas de energia” entre as usinas ocorrem entre os diferentes submercados de modo que ocorra equilíbrio na alocação de energia entre eles.

14. O tratamento algébrico dessa regra está descrito no módulo Mecanismo de Realocação de Energiadas Regras de Comercialização de Energia Elétrica, aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – Novo SCL.

15. Ocorre que a utilização do valor das garantias físicas sazonalizadas para balizar as trocas de energia entre as usinas faz com que, ao sazonalizar o valor de energia para lastrear seus contratos, os agentes de geração proprietários de usinas hidrelétricas interfiram também na proporção da geração das usinas participantes do MRE que serão a si próprios e aos outros alocadas. III.3 – Da Medida Provisória - MP nº 579 e a sazonalização para o ano de 2013 16. Em 11 de setembro de 2012, foi editada a MP 579, que dispôs, dentre outros, sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, posteriormente convertida na Lei 12.783/2013. O Decreto 7.805/2012, que regulamentou a MP 579, por sua vez, previu que a alocação das Cotas de Garantia Física e Potência das usinas com concessões renovadas e o resultado das cessões e alterações compulsórias dos Contratos de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEARs seriam divulgados em fins de janeiro/2013, o que se efetivou por meio da Resolução Homologatória 1.410/2013, de 24/01/2013, retificada em 30/1/2013. 2 Naquela época a quantidade de energia que um agente proprietário de uma usina poderia vender era a energia assegurada, que foi posteriormente substituído pelo conceito de garantia física.



17. Entendendo que a sazonalização da garantia física dos geradores que possuem contratos com distribuidoras é extremamente dependente do volume contratado e que a alocação dessas cotas implicava em cessão e redução dos contratos celebrados em razão de leilões regulados - os CCEARs e, dada a necessidade de se promover reduções tarifárias homogêneas entre as diversas distribuidoras, fez-se necessário o adiamento do prazo de sazonalização de dezembro para um período em que tais parâmetros já estivessem totalmente definidos, o que se realizou de 7 a 15 de fevereiro de 2013.

18. Ao ser regulamentado mediante Resolução Normativa 514, de 30/12/2012, o Contrato de Cotas de Garantia Física e Potência - CCGFP previu que a sazonalização das garantias físicas da usina seguiria a média do perfil de carga das distribuidoras cotistas, dado que o agente gerador passa a ser um mero administrador da usina e os consumidores, na figura das distribuidoras, são os responsáveis pelos ônus e bônus do risco hidrológico associado à concessão.

19. Adicionalmente, a baixa afluência verificada nos últimos meses de 2012 e no início do ano de 2013 fez com que o PLD tivesse uma elevação significativa nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2013.

20. Soma-se a isso o fato de que algumas usinas que lastreavam CCEARs vencidos em dezembro de 2012 não estavam contratadas em janeiro, seja porque não aderiram ao regime de cotas, porque não foi realizado o leilão A-1 no final do ano, ou ainda por estratégia comercial. 21. Embora se entenda que o fato de adiar a sazonalização para uma data em que os PLDs já eram conhecidos não tenha sido o principal motivador para o resultado da sazonalização realizado pelos agentes em 2013, uma vez que a situação ao final de 2012 já era de escassez, a soma da conjuntura de PLDs elevados, do regramento de sazonalização do CCGFP e da liberdade de alguns agentes dada a descontratação de parte de sua energia, fez com que os agentes que podiam realizar a sazonalização de suas garantias físicas procurassem se proteger do PLD alto de janeiro, o que resultou na sazonalização indicada no gráfico a seguir.



22. Como é de conhecimento geral, o resultado no MCP para os agentes cotistas e Itaipu foi de R$ 550,06 milhões e R$ 515,28 milhões negativos, respectivamente, em benefício de outros agentes do MRE, o que gerou questionamentos quanto à necessidade de modificação das regras de sazonalização da energia no MRE. III.4 – Das Propostas de Alteração da Regra de Sazonalização do MRE 23. Para evitar que os efeitos verificados no início de 2013 voltem a se repetir, foram avaliadas quatro propostas de alteração da regra de sazonalização e da aplicação do MRE. 24. A primeira consiste na (i) sazonalização uniforme (ou flat) da garantia física para fins de alocação de energia no MRE para todas as usinas participantes do mecanismo.

25. A segunda consiste na (ii) separação das usinas em dois grupos, (a) aqueles que optarem por sazonalizar a respectiva garantia física para fins de MRE e (b) aqueles que optarem por não sazonalizá-la (manter flat), onde estariam inseridas compulsoriamente as usinas cotistas e Itaipu.

26. A terceira, por sua vez, consiste na (iii) separação das usinas nos dois grupos citados na proposta (ii), mas as usinas cotistas e Itaipu estariam contidas no grupo com maior montante de garantia física “de placa”. Caso estejam contidas no grupo (a), sua sazonalização de garantia física para fins de MRE seguiria a média da sazonalização das demais usinas participantes do grupo.

27. E, por fim, a quarta proposta consiste na (iv) sazonalização da garantia física para fins de MRE das usinas cotistas, Itaipu e outras que assim optarem, tal como a média da sazonalização das demais usinas participantes do MRE.



28. Ademais, para as quatro propostas analisadas foi considerado que o agente tem liberdade para sazonalizar a garantia física de suas usinas para fins de alocação no MRE de forma separada da sazonalização da garantia física para fins de lastro de venda de contratos.

29. De modo a evitar confusão com relação às duas finalidades de sazonalização da garantia física, é conveniente desde já estabelecer diferentes nomenclaturas para cada finalidade. Assim, nesta Nota Técnica o termo “GF_MRE” significa garantia física para fins de MRE e o termo “GF_LASTRO” corresponde à garantia física para fins de lastro de contratos de venda de energia. E, para o valor da garantia física estabelecida pelo poder concedente, ou “de placa”, utilizar-se-á o termo “GF_PLACA”.

30. Vale destacar que a proposta (ii) foi baseada em edição do Energy Report, publicação mensal da empresa PSR especializada em consultoria técnica nos setores de energia elétrica e gás natural, que analisa temas relevantes do setor de energia elétrica no Brasil. 31. Na referida edição publicada à época da AP 18/20133, que tratou do desfazimento da sazonalização de 2013, a PSR propôs a seguinte solução para a questão da sazonalização do MRE: “retirar as cotas de garantia física de energia e potência do mecanismo de sazonalização interno ao MRE. Assim, se as cotas representam, por exemplo, 20% da garantia física total do MRE (sem sazonalização) em determinado mês, então 20% da produção total das usinas do MRE naquele mês seria alocado às cotas, independentemente das declarações de sazonalização realizadas pelos demais agentes. Os 80% restantes seriam alocados aos demais agentes participantes do MRE, levando em conta suas declarações de sazonalização, tal como ocorre hoje”. E completou que “Esta ideia poderia ser estendida também para os agentes que não desejassem assumir os riscos inerentes à sazonalização da participação do MRE.”. 32. Nos itens III.4.1 a III.4.4 a seguir serão apresentados quatro simples exemplos para facilitar a compreensão das referidas propostas. III.4.1 Proposta (i) - Sazonalização uniforme (ou flat) da GF_MRE para todas as usinas participantes do mecanismo 33. De forma a exemplificar a proposta, supõe-se um sistema simples, composto por 5 usinas, sendo U1 a U3 com, respectivamente, 3.800, 2.000, e 3.000 MWmédios de GF_PLACA, Cotas (conjunto representativo das usinas cotistas) com 1.700 e Itaipu com 1.500 MWmédios de GF_PLACA.

34. Supõe-se também o ano separado em dois períodos, úmido (1) e seco (2). Para cada um dos períodos, as usinas sazonalizaram suas respectivas GF_MRE de forma flat (essa é a proposta (i)).

35. Também, para cada um dos períodos existe uma geração para cada usina.

36. A razão entre a Geração total do período e a GF_MRE total do período é chamada de GSF nesta análise.

37. Então, a Geração Alocada a cada uma das usinas é dada pelo GSF do período multiplicado pela sua respectiva GF_MRE naquele período. 3 Edição 74 de fevereiro de 2013.



38. A tabela abaixo resume os dados de entrada, os cálculos efetuados e os resultados encontrados.

Per. 1 Per. 2

GF_MRE

Cotas - Flat 1.700,00 1.700,00 Itaipu - Flat 1.500,00 1.500,00

U1 - Flat 3.800,00 3.800,00 U2 - Flat 2.000,00 2.000,00 U3 - Flat 3.000,00 3.000,00

GERAÇÃO

Cotas 1.800,00 1.200,00 Itaipu 1.500,00 1.500,00

U1 3.500,00 4.000,00 U2 2.300,00 2.000,00 U3 3.400,00 3.000,00

GSF

Cotas

1,04 0,98 Itaipu

U1 U2 U3

GERAÇÃO ALOCADA

Cotas 1.770,83 1.657,50 Itaipu 1.562,50 1.462,50

U1 3.958,33 3.705,00 U2 2.083,33 1.950,00 U3 3.125,00 2.925,00

39. Vê-se, da tabela, que a Geração total do sistema foi rateada proporcionalmente à GF_MRE flat de cada usina. III.4.2 Proposta (ii) - Separação das usinas em dois grupos: GF_MRE sazonalizada e GF_MRE flat 40. Supõe-se o mesmo sistema do anterior. No entanto, desta vez as usinas U2 e U3 optaram por sazonalizar suas respectivas GF_MRE (grupo (a)) enquanto a U1 optou por mantê-la flat tal como estabelecido compulsoriamente para Cotas e Itaipu (grupo (b)). 41. Neste exemplo, a Geração total do período será rateada entre os dois grupos (a) e (b) proporcionalmente ao total de suas respectivas GF_PLACA mencionadas no item 33 desta Nota Técnica, resultado este que é chamado aqui de Geração’ (“geração linha”).

42. Em seguida é calculado um GSF para cada um dos grupos e períodos, o qual é dado pela razão entre a Geração’ do grupo e a GF_MRE do grupo naquele período.

43. Então, a Geração Alocada a cada uma das usinas é dada pelo GSF do seu grupo e período multiplicado pela sua respectiva GF_MRE naquele período.



44. A tabela abaixo resume os dados de entrada, os cálculos efetuados e os resultados encontrados.

Per. 1 Per. 2

GF_MRE

Cotas - Flat 1.700,00 1.700,00 Itaipu - Flat 1.500,00 1.500,00

U1 - Flat 3.800,00 3.800,00 U2 2.500,00 1.500,00 U3 3.500,00 2.500,00

GERAÇÃO

Cotas 1.800,00 1.200,00 Itaipu 1.500,00 1.500,00

U1 3.500,00 4.000,00 U2 2.300,00 2.000,00 U3 3.400,00 3.000,00

GERAÇÃO'

Cotas 7.291,67 6.825,00 Itaipu

U1 U2

5.208,33 4.875,00 U3

GSF

Cotas 1,04 0,98 Itaipu

U1 U2

0,87 1,22 U3

GERAÇÃO ALOCADA

Cotas 1.770,83 1.657,50 Itaipu 1.562,50 1.462,50

U1 3.958,33 3.705,00 U2 2.170,14 1.828,13 U3 3.038,19 3.046,88

45. Em comparação com a tabela apresentada no item III.4.1, nota-se que para as usinas Cotas, Itaipu e U1, que mantiveram flat suas respectivas GF_ MRE, não houve alteração no resultado da Geração Alocada. 46. Assim conclui-se que, para as usinas do grupo das usinas cotistas e Itaipu, as propostas (i) e (ii) são equivalentes. Ou seja, essas usinas estariam blindadas da sazonalização de G_MRE pelas demais usinas participantes do MRE. III.4.3 Proposta (iii) - Separação das usinas nos dois grupos: GF_ MRE sazonalizada e GF_MRE flat, mas as usinas cotistas e Itaipu estariam contidas no grupo com maior montante de GF_PLACA



47. A proposta (iii) se assemelha bastante à proposta (ii), à exceção de que as usinas cotistas e Itaipu estariam contidas no grupo com maior montante de GF_PLACA. Caso contidas no grupo que sazonalizou GF_MRE de forma flat (grupo (b)), a tabela-exemplo seria a mesma da proposta (ii). 48. Caso contidas no grupo que sazonalizou GF_MRE (grupo (a)), suas respectivas GF_MRE seriam iguais à média GF_MRE sazonalizada pelos demais participantes do grupo.

49. Tal como no exemplo anterior, a Geração’ corresponde à Geração total do período rateada entre os dois grupos (a) e (b) proporcionalmente ao total de suas respectivas GF_PLACA mencionadas no item 33 desta Nota Técnica.

50. Assim, considerando que no mesmo sistema anterior U1 foi a única usina que optou por manter sua GF_MRE flat, as usinas cotistas e Itaipu terão suas GF_MRE sazonalizadas automaticamente como a média da GF_MRE das usinas U2 e U3 para cada período.

51. Semelhantemente à proposta (ii), também serão encontrados dois valores de GSF, um para cada grupo. Deste modo, a tabela-exemplo da proposta é apresentada abaixo.

Per. 1 Per. 2

GF_MRE

Cotas - segue média de U2 e U3 2.040,00 1.360,00 Itaipu - segue média de U2 e U3 1.800,00 1.200,00

U1 - Flat 3.800,00 3.800,00 U2 2.500,00 1.500,00 U3 3.500,00 2.500,00

GERAÇÃO

Cotas 1.800,00 1.200,00 Itaipu 1.500,00 1.500,00

U1 3.500,00 4.000,00 U2 2.300,00 2.000,00 U3 3.400,00 3.000,00

GERAÇÃO'

Cotas 8.541,67 7.995,00 Itaipu

U1 3.958,33 3.705,00 U2 Mesma Geração’

de Cotas e Itaipu Mesma Geração’ de Cotas e Itaipu U3

GSF

Cotas 0,87 1,22 Itaipu

U1 1,04 0,98 U2 Mesmo GSF’ de

Cotas e Itaipu Mesmo GSF’ de

Cotas e Itaipu U3

GERAÇÃO ALOCADA

Cotas 1.770,83 1.657,50 Itaipu 1.562,50 1.462,50

U1 3.958,33 3.705,00



U2 2.170,14 1.828,13 U3 3.038,19 3.046,88

52. Em comparação com a tabela apresentada no item III.4.2, nota-se que o resultado da Geração Alocada para todas as usinas é mesmo para as propostas (ii) e (iii) III.4.4 Proposta (iv) - Sazonalização da GF_MRE das usinas cotistas, Itaipu e outras que assim optarem, tal como a média da sazonalização da GF_MRE das demais usinas participantes do MRE 53. Esta proposta resume-se em nada alterar as atuais regras do MRE, mas tão somente sazonalizar a GF_MRE das usinas cotistas, Itaipu e outras que assim optarem, tal como a média da sazonalização da GF_MRE das demais usinas participantes do mecanismo. 54. A tabela-exemplo da proposta segue abaixo, na qual U1 optou por seguir a média das demais usinas.

Per. 1 Per. 2

GF SAZO

Cotas - segue média de U2 e U3 2.040,00 1.360,00 Itaipu - segue média de U2 e U3 1.800,00 1.200,00

U1 - segue média de U2 e U3 4.560,00 3.040,00 U2 2.500,00 1.500,00 U3 3.500,00 2.500,00

GERAÇÃO

Cotas 1.800,00 1.200,00 Itaipu 1.500,00 1.500,00

U1 3.500,00 4.000,00 U2 2.300,00 2.000,00 U3 3.400,00 3.000,00

GSF

Cotas

0,87 1,22 Itaipu

U1 U2 U3

GERAÇÃO ALOCADA

Cotas 1.770,83 1.657,50 Itaipu 1.562,50 1.462,50

U1 3.958,33 3.705,00 U2 2.170,14 1.828,13 U3 3.038,19 3.046,88

55. Em comparação com as tabelas apresentadas nos itens III.4.2 e III.4.3, nota-se que o resultado da Geração Alocada para todas as usinas é mesmo das propostas (ii) e (iii). 56. Logo, as propostas (ii), (iii) e (iv) levam ao mesmo resultado de Geração Alocada para todas as usinas, enquanto que a Geração Alocada na proposta (i) é análoga às demais somente para o grupo onde as usinas cotistas e Itaipu estejam contidas.



III.5 – Das Simulações realizadas pela ANEEL 57. Com o intuito de melhor explorar cada uma das propostas e verificar se de fato os resultados das propostas (ii), (iii) e (iv) são conceitualmente iguais, simulações foram executadas, com base em dados reais mensais de Geração de Energia e Garantia Física sazonalizada de todas as usinas participantes do MRE (528 usinas) informados pela CCEE desde setembro de 2000 até dezembro de 2012. III.5.1 Dos cenários e critérios adotados 58. Foram consideradas as quatro propostas aventadas e um caso base que seria a aplicação do MRE sem qualquer mudança, mas com a GF_MRE das usinas cotistas e Itaipu sazonalizada de forma flat (de forma similar ao que ocorreu em 2013). 59. As simulações levaram em conta dois cenários: no primeiro, foi considerada a sazonalização de GF_MRE de fato realizada pelos agentes, ou “ocorrida”. No segundo, foi produzida artificialmente uma sazonalização “extrema”, que consiste na sazonalização de aproximadamente 60% da GF_PLACA das usinas não-cotistas conforme perfil anual do PLD médio. Pretende-se com isso verificar se as propostas de fato protegem as usinas cotistas, Itaipu e aqueles que assim desejarem, das sazonalizações de GF_MRE dos demais agentes do MRE.

60. No gráfico abaixo são apresentados para o segundo cenário e para as usinas não-cotistas os montantes totais de GF_MRE sazonalizados de forma “extrema” e “ocorrida”, bem como do PLD médio.

61. Deve-se ressaltar ainda alguns critérios adotados nas simulações:

algumas usinas termelétricas que antes eram participantes do MRE foram excluídas do cálculo;

as trocas de energia dentro do MRE não consideraram a existência de submercados;



as trocas de energia foram realizadas por mês e não por hora; e para cada ano do histórico, foi definido um montante de contrato de venda para cada

usina da magnitude de sua respectiva GF_PLACA, sazonalizado conforme o perfil de contratação das cotas de energia para o ano de 2012, como mostrado no gráfico abaixo:

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

6,00%

7,00%

8,00%

9,00%

10,00%

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

Sazonalização dos contratos de venda (% do MWh anual)

Sazonalização do Contrato Sazonalização Flat

III.5.2 Dos resultados 62. Os resultados serão apresentados com base em duas variáveis. A primeira delas é a Exposição Energética Percentual (EE%), calculada para cada usina a cada mês, dada pela seguinte equação:

63. Em termos práticos, para cada usina e mês, o valor de EE% indica qual porcentagem de seu contrato ficou exposta ao MCP. 64. A segunda variável é a Liquidação Financeira (LF), dada em R$, também calculada para cada usina a cada mês, e dada pela seguinte equação:

Onde: TEO é a Tarifa de Energia de Otimização; PLDm é o PLDmédio, ambos vigentes no respectivo mês. 65. Em termos práticos, para cada usina e mês, o valor de LF indica o valor da liquidação financeira conforme ocorreria na CCEE após as transferências do MRE.



66. A seguir, são apresentados os resultados.

67. No gráfico abaixo são apresentadas as curvas de frequência acumulada relativa de EE% para as usinas cotistas e Itaipu para o cenário de sazonalização “ocorrida” de GF_MRE.

68. Nota-se visualmente pelo gráfico que as curvas das propostas (ii), (iii) e (iv) estão sobrepostas, a curva da proposta (i) desvia-se minimamente em relação às mencionadas anteriormente (na terceira casa decimal apenas, em razão do tratamento dos dados) e que a curva do caso base tem a mesma tendência das demais curvas. 69. Logo, conclui-se que entre os anos de 2000 e 2012 os agentes não “extremaram” a sazonalização da GF_MRE de suas usinas. Ou se “extremaram”, não o fizeram de forma suficiente para se perceber visualmente algum efeito marcante sobre as usinas cotistas e Itaipu como ocorrido em janeiro de 2013.

70. E mais, percebe-se que as atuais regras de sazonalização de GF_MRE funcionam muito bem para todas as usinas, inclusive para as usinas cotistas e Itaipu, mesmo que elas tenham uma GF_MRE sazonalizada de forma flat (ou próximo disto), desde que não haja sazonalização “extrema” de GF_MRE por parte das outras usinas.

71. No gráfico abaixo são apresentadas as curvas de frequência acumulada relativa de EE% para as usinas cotistas e Itaipu para o cenário de sazonalização “extrema” de GF_MRE.



72. Também visualmente, percebe-se que, quando parte das usinas não-cotistas adotam sazonalização “extrema” de GF_MRE, não há qualquer efeito sobre a EE% das usinas cotistas e Itaipu se adotadas as propostas (ii), (iii), e (iv), pois não há alteração nas respectivas curvas com relação ao gráfico anterior, à exceção da região destacada no gráfico. A exceção ocorre para as propostas (iii) e (iv) apenas nos anos em que as usinas entram em operação comercial.

73. É visível também que, quando as usinas não-cotistas adotam sazonalização “extrema” de GF_MRE no caso base, a distribuição dos valores de EE% das usinas cotistas e Itaipu fica bem mais dispersa, o que pode ser notado pelo “movimento de abertura” da curva do caso base com relação ao gráfico anterior. Ou seja, podem ocorrer valores muito positivos de EE%, bem como muito negativos. Assim, como era esperado, percebe-se que as atuais regras de sazonalização de GF_MRE não blindam as usinas cotistas e Itaipu da sazonalização de GF_MRE das demais usinas.

74. No gráfico abaixo são apresentadas as curvas de frequência acumulada relativa de EE% para as usinas não-cotistas para o cenário de sazonalização “ocorrida” de GF_MRE.



75. O que se depreende visualmente do gráfico é que as curvas das propostas (ii), (iii) e (iv) se sobrepõem e que a curva do caso base tem a mesma tendência dessas curvas. Isto leva à conclusão que a dispersão dos valores de EE% permanece muito próxima se comparadas as propostas (ii), (iii) e (iv) e o caso base. 76. Ao contrário, a curva da proposta (i), é lateralmente mais achatada, o que indica que para essa proposta os resultados no MRE das usinas não-cotistas seriam menos dispersos. Logo, tanto o risco de exposição negativa ao MCP quanto a probabilidade de elevados prêmios na exposição ao MCP seriam reduzidos. 77. No gráfico abaixo são apresentadas as curvas de frequência acumulada relativa de EE% para as usinas não-cotistas para o cenário de sazonalização “extrema” de GF_MRE.



78. Do gráfico observa-se que a sazonalização “extrema” de GF_MRE provocou o “movimento de abertura” das curvas das propostas (ii), (iii) e (iv) e do caso base, afinal os resultados de EE% passam a ser mais dispersos do que os do gráfico anterior (maiores ganhos e perdas). 79. Vê-se ainda que o “movimento de abertura” foi similar entre as propostas (ii), (iii) e (iv) e o caso base, donde se depreende que a dispersão dos valores de EE% entre essas propostas e o caso base permanece muito similar. 80. Nota-se também que a curva da proposta (i) permanece a mesma da do gráfico anterior, uma vez que a GF_MRE é flat para os dois gráficos.

81. Parte-se agora para a análise da segunda variável, a Liquidação Financeira (LF). Esta análise será procedida apenas para o cenário de sazonalização “extrema” de GF_MRE, uma vez que para esse cenário os efeitos da sazonalização no MCP tornam-se mais evidentes.

82. No gráfico abaixo são apresentadas as curvas da soma de LF para cada usina e mês, para as usinas cotistas (e Itaipu) e não-cotistas para o cenário de sazonalização “extrema” de GF_MRE no caso base, acompanhadas da curva de PLD médio mensal.



83. Nota-se, pelo gráfico, que, por conta da sazonalização “extrema” de GF_MRE promovido por 60% da GF_PLACA das usinas não-cotistas, essas se beneficiaram da impossibilidade de sazonalização de GF_MRE das usinas cotistas e Itaipu, cujo reflexo se deu claramente no MCP, em especial, nos períodos de altos valores de PLD, dos quais se destacam: do ano de 2001 até início de 2002 (racionamento), início de 2008, meados de 2010 e final de 2012. 84. Esse fenômeno ocorreu porque no cenário base (MRE normal) não há qualquer blindagem das usinas cotistas e Itaipu contra a sazonalização de GF_MRE das usinas não-cotistas.

85. No gráfico abaixo são apresentadas as mesmas variáveis apresentadas no anterior, contudo considerando adotada uma das propostas, seja (i), (ii), (iii) ou (iv). Optou-se aqui por apresentar o resultado de apenas uma das propostas, pois como visto anteriormente elas trazem resultados análogos4.

4 Para a proposta (i), conforme visto anteriormente, o resultado para as usinas não cotistas é ligeiramente diferente. No entanto, devido à escala do gráfico as diferenças ficavam imperceptíveis e, portanto, optou-se por tratá-la como se similar fosse.



86. Do gráfico é possível perceber que, ao adotar qualquer uma das propostas, as usinas cotistas e Itaipu ficam blindadas da sazonalização de GF_MRE das usinas não-cotistas, uma vez que foi reduzida a diferença entre as duas curvas. 87. Conclui-se também que a blindagem das usinas cotistas e Itaipu funciona somente contra a sazonalização de GF_MRE das usinas não-cotistas, mas não elimina o risco hidrológico. Como pode ser visto, em períodos em que a geração hidráulica total do MRE foi inferior à GF_MRE (a exemplo do período de racionamento), as usinas cotistas e Itaipu também ficaram expostas negativamente ao MCP, apesar de essa exposição ter sido suavizada quando comparada com o gráfico anterior.

88. Convém salientar que a soma de LF de todas as usinas (cotistas e Itaipu + não-cotistas) é a mesma para os dois casos. Logo, no gráfico anterior ocorre transferência de grandes montantes financeiros entre os dois grupos, ao passo que nesse gráfico as transferências são de montantes bem menores. Contudo, a LF total é mesma.

III.5.3 Das conclusões obtidas com as simulações e da Análise de Impacto Regulatório - AIR 89. Primeiramente, convém destacar que os resultados obtidos nas simulações são hipotéticos, apesar de os dados de entrada (geração e garantia física) serem reais, pois foram várias as condições de contorno adotadas no problema como mencionado no item III.5.1, e, em especial, porque foram criados artificialmente montantes mensais de contratos e montantes de sazonalização “extrema” de GF_MRE. 90. Por essas razões, os resultados devem ser analisados somente qualitativamente, mas não quantitativamente, devendo a análise de impacto regulatório se restringir aos aspectos conceituais de cada proposta.

91. De forma geral, as quatro propostas adotadas blindam as usinas cotistas e Itaipu (e qualquer usina que assim o queira) do efeito da sazonalização de GF_MRE promovido pelas usinas não-cotistas. Contudo, não as blindam contra os efeitos da disponibilidade hídrica total do MRE.

92. Conclui-se, também, que as propostas (ii), (iii) e (iv) são equivalentes, uma vez que levam as usinas aos mesmos valores de exposição energética percentual e liquidação financeira. Para a proposta (i), as usinas contidas no grupo das usinas cotistas e Itaipu apresentam os mesmos resultados para as variáveis estudadas, todavia os resultados da proposta (i) para as demais usinas destoam dos resultados para as propostas (ii), (iii) e (iv), pois nessas últimas as demais usinas podem sazonalizar sua GF_MRE, enquanto que na proposta (i) a GF_MRE mantém-se flat.

93. Insta destacar que as simulações realizadas consideraram apenas os efeitos da sazonalização de GF_MRE e de GF_LASTRO, mas não da modulação. Desse modo, pode-se adiantar que na contabilização real a proposta (iv) difere das propostas (ii) e (iii) por ocasião da modulação de GF_MRE de Itaipu, o qual é distinto da modulação de GF_MRE das demais usinas participantes do MRE. Apesar disso, a proposta (iv) também cumpre o objetivo perseguido de blindar as usinas cotistas e Itaipu da sazonalização de GF_MRE das demais usinas participantes do MRE.



94. Ademais, as propostas (ii), (iii) e (iv) oferecem opção ao agente para definir em qual grupo a sua usina deverá estar contida. Se estiver no grupo das usinas cotistas e Itaipu, estará blindada contra a sazonalização de GF_MRE promovido pelas demais usinas. Se contida no grupo das demais usinas, estará sujeito aos riscos e prêmios vinculados à sazonalização da GF_MRE. Essa opção de propiciar proteção contra a sazonalização do GF_MRE não existe nas atuais regras do MRE, portanto consiste em uma inovação regulatória.

95. Dessa forma, as propostas (ii), (iii) e (iv) promovem mais liberdade ao agente quanto ao risco admitido. Assim, agentes com várias usinas participantes do MRE poderão gerenciar o risco do seu portfólio hidrelétrico, alocando estrategicamente suas usinas nos dois diferentes grupos.

96. Ao contrário, a proposta (i) não dá margem ao gerenciamento estratégico de risco, pois o regulador “amarraria” o resultado de MRE das usinas.

97. Percebeu-se, também, que ao adotar uma das propostas, seja (i), (ii), (iii) ou (iv), haveria drástica redução nos montantes financeiros transferidos entre usinas cotistas e Itaipu e usinas não-cotistas no caso da sazonalização “extrema” de GF_MRE, mas o montante financeiro global a ser liquidado seria o mesmo do caso base.

98. Com base nisto, conclui-se que, qualquer uma das propostas adotada, não interfere nos resultados do MCP de agentes externos ao MRE.

99. A percepção das superintendências que subscrevem esta NT é que, entre as propostas (ii), (iii) e (iv), que têm resultados análogos, a mais simples de ser implementada nos sistema de contabilização da CCEE é a proposta (iv), pois não haveria necessidade de alterar as regras intrínsecas ao MRE, mas tão somente o dado de entrada, que seria a sazonalização de GF_MRE das usinas cotistas, Itaipu e usinas que optarem por segui-las.

100. Da mesma forma, a adoção da proposta (i) não exige alteração nas regras da CCEE, nem mesmo nos dados de entrada. Basta não permitir aos agentes que sazonalizem a GF_MRE de suas respectivas usinas, e automaticamente o sistema de contabilização adotará sazonalização flat da GF_MRE.

101. Dado que as propostas (ii), (iii) e (iv) apresentam resultados numéricos semelhantes, restringimos a comparação da tabela abaixo a apenas três cenários:

não intervir, mantendo a regra de sazonalização da energia do MRE da maneira atual; sazonalização conforme proposta (i), ou seja, sazonalização uniforme (ou flat) da

GF_MRE para todas as usinas participantes do mecanismo; sazonalização conforme proposta (iv), ou seja, sazonalização da GF_MRE das usinas

cotistas, Itaipu e outras que assim optarem, tal como a média da sazonalização da GF_MRE das demais usinas participantes do MRE;



Nada fazer Proposta (i) Proposta (iv) Dificuldade de implementação Nenhuma Baixo Baixo Riscos/prêmios para as usinas cotistas e Itaipu Alto Baixo Baixo Riscos/prêmios para os demais geradores Alto Baixo Alto Gerenciamento estratégico de riscos/prêmios para usinas cotistas e Itaipu Nenhum Nenhum Nenhum

Gerenciamento estratégico de riscos/prêmios para demais geradores Médio Nenhum Alto

Proteção aos agentes avessos a riscos Nenhum Alto Alto

102. Conforme pode ser observado, a proposta (iv) apresenta-se como mais favorável, pois tem baixa dificuldade de implementação, baixo risco/prêmio para as usinas cotistas e Itaipu, mantém o perfil de risco/prêmio para os demais agentes geradores, propicia alta liberdade para gerenciamento estratégico de riscos/prêmios aos geradores e elimina a vulnerabilidade das usinas cotistas e de Itaipu à sazonalização de GF_MRE dos demais participantes. 103. A Norma de Organização ANEEL nº 40, que dispõe sobre realização de AIR no âmbito da Agência, define que a AIR deverá conter identificação de formas de acompanhamento dos resultados decorrentes do novo regulamento, bem como que deverá constar nos atos normativos a previsão de prazo após o qual será avaliado se os efeitos pretendidos com a edição da norma foram alcançados.

104. Assim, as áreas técnicas sugerem que o acompanhamento dos resultados deva ser feita por meio da análise dos resultados de contabilização na CCEE das usinas participantes do MRE a ser procedida no primeiro semestre de 2015, quando será possível analisar todo o ano de 2014.

III.6 – Da liberdade de sazonalização GF_MRE de forma separada da sazonalização da GF_LASTRO e outras considerações relevantes. 105. O Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004, art. 2º, inciso II define que: “os agentes vendedores deverão apresentar lastro para a venda de energia e potência para garantir cem por cento de seus contratos, a partir da data de publicação deste Decreto”, bem como o §1º deste mesmo artigo estabelece que “o lastro para a venda de que trata o inciso I do caput será constituído pela garantia física proporcionada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência”.

106. Com base nessa disposição, as atuais Regras de Comercialização preveem a apuração dos recursos (garantia física e contratos de compra) e requisitos (contratos de venda) de cada agente de geração nos 12 meses precedentes ao mês de apuração.

107. Como esta apuração ocorre no histórico de 12 meses, pode haver insuficiência de recurso frente ao requisito em alguns meses, e sobra de recurso em outros, mas o agente não sofre penalidade por insuficiência de lastro de venda, desde que na composição dos 12 meses os recursos sejam iguais ou superiores aos requisitos. Caso contrário, o agente estará sujeito a penalidades.

108. Assim, os agentes podem “jogar” na sazonalização de sua garantia física no horizonte de 12 meses de modo a atender seus contratos de venda. Vale lembrar que a sazonalização ocorre apenas



uma vez ao ano com vigência para o ano seguinte, exceto para usinas que entrem em operação comercial durante o ano vigente, às quais são conferidas algumas excepcionalidades.

109. O que se pode depreender dessa breve introdução à apuração das penalidades por insuficiência de lastro é que a sazonalização da garantia física tem duas finalidades distintas: para fins de alocação de energia no MRE (GF_MRE), conforme já explorado nesta Nota Técnica, e para apuração de seu lastro de venda de energia (GF_LASTRO). 110. Contudo, no atual marco regulatório, quando um agente sazonaliza sua garantia física na CCEE, o perfil de sazonalização será considerado para ambos os fins, o que acaba por privar o agente da liberdade de sazonalizá-las de forma distinta.

111. Como os objetivos e efeitos de cada sazonalização, GF_MRE e GF_LASTRO, são claramente distintos, o primeiro visa distribuir a geração alocada do MRE ao longo dos meses e o segundo objetiva a distribuição dos recursos ao longo dos meses, não há motivo para mantê-las “amarradas” uma à outra.

112. Dessa forma, a proposta da ANEEL é propiciar liberdade ao agente para sazonalizar a GF_MRE e a GF_LASTRO de formas distintas uma da outra, desde que tenham o mesmo prazo para efetuar a sazonalização de ambas e desde que sejam efetivas para o horizonte de 12 meses.

113. Vale ressaltar que a sazonalização de GF_LASTRO não traz impactos ao resultado no MCP dos demais agentes, mas tão somente ao agente representante da usina.

114. Nesta subseção ainda é conveniente destacar que, de acordo com as Regras de Comercialização, as usinas cotistas e Itaipu estão isentas das penalidades por falta de lastro de venda. Portanto, a separação de conceitos de garantia física é valida somente para as usinas não-cotistas.

115. Outro ponto relevante é que há necessidade de alteração da regra de sazonalização do contrato de Itaipu. Atualmente, por definição em regra, a sazonalização do contrato de Itaipu segue a sazonalização da energia para fins de alocação de energia no MRE. Com isso, quando a ELETROBRAS, hoje responsável por fazer a sazonalização da usina, aloca mais energia em um determinado mês, o requisito das distribuidoras também aumenta para esse mês. A princípio isso parece lógico, pois relaciona o requisito com o recurso. No entanto, para Itaipu, o tomador de decisão quanto à sazonalização (no caso a ELETROBRAS) não é o mesmo agente que percebe o prejuízo ou benefício da operação (no caso os consumidores), o que traz ineficiência ao processo decisório.

116. Para tratar a questão propõe-se que seja alterada a regra de sazonalização dos contratos de Itaipu. Uma alternativa para verificar os impactos dos possíveis perfis de sazonalização do contrato de Itaipu seria simular a contabilização do MRE dos últimos anos com cada um dos perfis de sazonalização do contrato.

117. Assim fazendo, estar-se-ia assumindo que futuramente a geração alocada no MRE para Itaipu irá se comportar tal como nos anos simulados. No entanto, as condições de disponibilidade de água e de sazonalização de GF_MRE das usinas podem apresentar comportamento futuro diferente do que ocorreu nos últimos anos, o que tornaria inócuos os resultados das simulações.



118. A ilustração abaixo contribui para esse entendimento: supõe-se que a geração alocada média de Itaipu se comporte conforme a curva vermelha. Supõe-se também que, de forma a reduzir a exposição de Itaipu, o regulador defina que seu contrato de venda no próximo ano deve seguir o perfil de sua geração alocada, curva azul. As setas laranjas indicam as exposições ao MCP.

119. Agora, supõe-se que durante o ano a geração alocada de Itaipu se comporte de forma distinta à geração alocada do histórico (por absurdo de forma inversa). A ilustração passará a ter o seguinte aspecto:

120. Percebe-se que nessa situação a exposição de Itaipu ao MCP foi elevada, o que aumenta seu risco/prêmio no MCP, a depender dos valores de PLD. 121. Caso adotado o perfil flat no contrato de Itaipu, a exposição ao MCP na primeira ilustração seria aumentada. No entanto, haveria menos risco de exposição ao MCP na segunda. 122. Desse modo, a proposta das áreas técnicas é que o contrato de Itaipu assuma sazonalização flat, de modo que os riscos dos consumidores às variações hidrológicas do MRE sejam reduzidos. A saber, a sazonalização do contrato de Itaipu para 2013, conforme valores das cotas aprovados pela Resolução Homologatória 1.386, de 4 de dezembro de 2012, está muito próxima da sazonalização flat, conforme pode ser observado no gráfico abaixo.

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Energia

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Energia



123. Quanto à modulação da energia, propõe-se a manutenção das regras atualmente vigentes, qual seja, a modulação seguindo o perfil de geração do MRE, com limite máximo de 1/1,035 da potência efetiva, para todas as usinas participantes do mecanismo, exceto para Itaipu, cuja modulação equivale a 0,985 da potência contratada no patamar de carga pesado e o restante é distribuído nos patamares de carga média e leve seguindo o perfil de geração do MRE. 124. Nas regras de comercialização atualmente vigentes, usinas em fase de motorização só podem sazonalizar sua garantia física quando já estão totalmente motorizadas, independentemente do mês em que isso ocorra. Durante o período de motorização, a garantia física é mantida flat com o valor calculado pelas regras ou definido em ato específico. Essa regra possui o inconveniente de requerer um maior controle da CCEE, dado que a sazonalização de usinas que estão terminando a motorização pode ocorrer a qualquer tempo. Adicionalmente, caso venha a ser adotada a proposta (iv), na qual a proteção de um agente se dá com a opção de acompanhar a sazonalização realizada pelos demais agentes, a manutenção da sazonalização flat para usinas em fase de motorização levaria a exposição desses agentes ao risco da ocorrência da situação de janeiro de 2013, ou em outros casos de sazonalizações extremas dos demais agentes. Assim, propõe-se que para usinas nessa condição a sazonalização de GF_LASTRO seja flat, a sazonalização de GF_MRE seja seguindo a média das usinas que sazonalizaram e a modulação de GF_MRE seja flat5.

125. Embora se entenda que, com a adoção de qualquer uma das propostas apresentadas, o conhecimento prévio do PLD não prejudicaria nenhum dos agentes envolvidos, de forma a impedir que o processo de sazonalização realizado pela CCEE avance para dias com PLDs conhecidos, propõe-se que

5 As regras atuais já consideram flat a modulação da garantia física de usinas em fase de motorização.



a data limite de sazonalização seja de três dias úteis antes da data de realização do Programa Mensal de Operação – PMO referente a janeiro de cada ano. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 126. As propostas e fundamentos constantes dessa Nota Técnica estão consubstanciados nas Leis n° 9.427, de 1996, nº 10.848, de 2004, e nos Decretos nº 2.335, de 1997, nº 5.163, de 2004, e nº 5.177, de 2004.

V. DA CONCLUSÃO 127. Ante o exposto, estas Superintendências concluem que:

(i) a proposta de separar as usinas participantes do MRE em dois grupos, quais sejam, aquelas que optarem por sazonalizar a GF_MRE e aqueles que optarem por não sazonalizar (e que seguirão a sazonalização das demais usinas), do qual farão parte as usinas cotistas e Itaipu, é a melhor proposta dentre as apresentadas, por trazer a segurança necessária às usinas cotistas e Itaipu, ao mesmo tempo em que não limita a atuação dos demais agentes e ainda, a estes últimos, favorece o gerenciamento estratégico do risco;

(ii) é possível propiciar liberdade aos agentes para sazonalizar separadamente a GF_LASTRO e a GF_MRE, uma vez constatados os diferentes objetivos de cada sazonalização; e

(iii) o contrato de Itaipu deve assumir sazonalização flat, de modo que os riscos dos consumidores

às variações hidrológicas do MRE sejam reduzidos.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 128. Recomenda-se a submissão da minuta de Resolução Normativa em anexo à audiência pública por 30 dias para colher subsídios para o aprimoramento da regra de sazonalização e modulação de garantia física de usinas de geração de energia elétrica, bem como da sazonalização da energia vinculada referente à Usina Hidrelétrica – UHE Itaipu.

RAFAEL COSTA RIBEIRO Especialista em Regulação/SRG

JULIA SECHI NAZARENO Especialista em Regulação/SRG

CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação/SEM

De acordo:

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de

Geração

FREDERICO RODRIGUES Superintendente de Estudos de Mercado

nota técnica no 054/2013-srg-sem/aneel · 1 vii do art. 5º da resolução normativa 290, de 03 de...

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