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

Nota Técnica nº133/2017-SRG-SRM-SGT/ANEEL

Em 23 de outubro de 2017.

Processo nº 48500.004186/2017-18

Assunto: Nova Metodologia para as Bandeiras Tarifárias.

I. DO OBJETO 1. Esta Nota Técnica (NT) visa propor nova sistemática para o acionamento das Bandeiras Tarifárias, contemplando revisão de seus valores tarifários e do respectivo desenho de acionamento. II. DOS FATOS 2. Desde o início de 2015, o sistema de Bandeiras Tarifárias vem sendo aplicado às concessionárias do Sistema Interligado Nacional, segundo definição estabelecida no Submódulo 7.1 do Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, aprovado pela Resolução Normativa nº 775, de 27 de junho de 2017. 3. No Submódulo 6.8 do PRORET, aprovado pela Resolução Normativa nº 649, de 02 de março de 2015, estabeleceram-se as definições, metodologias e procedimentos aplicáveis às Bandeiras Tarifárias. 4. No art. 1º da Lei nº 13.203, de 08 de dezembro de 2015, definiu-se que o risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE poderá ser repactuado pelos geradores, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica. Nesse dispositivo, também se previu que a gestão financeira desses recursos caberia à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. 5. Mediante a Resolução Homologatória nº 2.203, em 14 de fevereiro de 2017, estabeleceram-se as faixas de acionamento e os valores das Bandeiras Tarifárias com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2017. 6. A revisão da metodologia das Bandeiras foi classificada como tema prioritário pela ANEEL quando de sua inserção na Agenda Regulatória 2016/2018. Trata-se do Item 66, cuja previsão de instauração de Audiência Pública foi definida para este segundo semestre de 2017. III. DA ANÁLISE III.1 – Contextualização Inicial

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 05DDCDB80041DA16 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

ANDRE LUCIO NEVES,CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES, OTAVIO RODRIGUES VAZ

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA,BRUNO GOULART DE FREITAS MACHADO, FELIPE ALVES CALABRIA

ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, FELIPE PEREIRA

Número: 48550.001108/2017-00

Pág. 2 da Nota Técnica nº 133/2017-SRG-SRM-SGT/ANEEL, de 23/10/2017.

*A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-

se a subsidiar as decisões da Agência.

7. As Bandeiras Tarifárias são um mecanismo de arrecadação de recursos que visa fazer frente a importantes obrigações financeiras de curto prazo que recaem sobre o fluxo de caixa das Distribuidoras, vinculados a custos variáveis (custos de geração por fonte termelétrica e da exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo) decorrentes do resultado da operação do Sistema Interligado Nacional – SIN. 8. Nos processos tarifários, os custos não cobertos pelas receitas de bandeiras tarifárias são considerados na apuração da CVA1 – Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A. As receitas de Bandeiras Tarifárias que cada distribuidora fez jus no período de apuração da CVA é abatida do resultado dessa conta. 9. Outra importante dimensão das Bandeiras diz respeito ao seu potencial de repercussão sobre o segmento da demanda, enquanto mecanismo de sinalização econômica das condições de escassez por que passa o suprimento de energia do país. Essa dimensão cumpre relevante papel de informar o consumidor acerca da ordem de grandeza do custo incremental que irá recair sobre a tarifa de energia elétrica, facultando-lhe margem de reação em termos de mitigação desse impacto sobre seu padrão de consumo de eletricidade. 10. Justamente por estarem ligadas à operação do SIN é que as variáveis intervenientes ao resultado da Conta Bandeiras provêm de processos complexos, que obedecem a dinâmicas próprias e cujos processos de formação derivam de mecanismos de origem estocástica. O resultado dessa conjugação de fatores leva a um resultado final que também é de difícil especificação, para o qual ainda concorre calendário paralelo de reajustes tarifários, onde são liquidados os saldos individuais das distribuidoras aniversariantes.

11. Com efeito, diante do contexto eminentemente preditivo em que se insere a caracterização dos parâmetros atrelados às Bandeiras, tal condição torna-a irremediavelmente suscetível a alterações de prognósticos: ora a maior, ora a menor. O mote do mecanismo, por conseguinte, não poderia ser outro senão o de melhor calibrar os seus valores e a respectiva sistemática de acionamento, de modo a que o saldo da conta idealmente flutue segundo limites financeiros gerenciáveis ao longo do ciclo tarifário, sem perder de vista o impacto final desse resultado sobre os consumidores. 12. O vetor de variáveis atinentes à tipificação das Bandeiras é aquele resultante da compilação de custos de geração de energia provenientes de fonte termelétrica e de exposições contratuais no mercado de curto prazo2:

a) Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Regulada na Modalidade por Disponibilidade – CCEAR-D;

b) Exposição involuntária ao mercado de curto prazo por insuficiência de lastro contratual em relação à carga realizada;

1 Nos processos de reajuste anual ou revisão periódica, a tarifa de energia que é calculada pela ANEEL provê às distribuidoras uma receita tal que lhes assegura uma adequada cobertura para fazer frente aos custos de aquisição de energia estimado para os próximos doze meses. Adicionalmente, as variações de custo que ocorrem entre os processos tarifários, para mais ou para menos, são compensadas no processo tarifário subsequente por meio do cálculo da CVA – Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A, criada pela Portaria Interministerial MF/MME nº 296, de 25/10/2001, posteriormente substituída pela Portaria Interministerial MF/MME nº 025, de 24/01/2002. 2 Item 19 do Submódulo 6.8 do PRORET.





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c) Encargo de Serviços do Sistema – ESS decorrentes das usinas despachadas fora da ordem de mérito e por ordem de mérito com Custo Variável Unitário – CVU acima do valor-teto do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD;

d) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada no âmbito do Mecanismo de Relocação de Energia – MRE – das usinas hidrelétricas contratadas em regime de cotas, de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 2013 (Risco Hidrológico das Cotas);

e) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada das usinas hidrelétricas no âmbito do MRE, cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco Hidrológico em conformidade com a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015 (Risco Hidrológico dos CCEARs); e

f) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada no âmbito do MRE de Itaipu Binacional (Risco Hidrológico de Itaipu), bem como o correspondente alívio de exposições à diferença de preços entre submercados.

13. Compilando os itens de risco hidrológico (itens iv., v. e vi.) em rubrica única, doravante denominada somente de GSF, e tomando-se como referência o resultado médio da Conta contabilizado desde o início de sua operacionalização, em janeiro de 2015, até o mês de junho de 2017, chega-se a estes pesos relativos para as variáveis em tela (Tabela 1).

Tabela 1 – Pesos médios históricos das variáveis de custo das Bandeiras3

CCEAR-D MCP ESS GSF

3% 4% 30% 63%

14. Esse saldo histórico revela a importância que a exposição no mercado de curto prazo, vinculada às frações de energia de hidrelétricas repactuadas, sob regime de cotas e da usina de Itaipu, deteve sobre o equilíbrio da conta. Ademais, esse resultado leva à constatação de que o GSF deve exercer papel central no que se refere à especificação dos valores tarifários e ao desenho da sistemática de acionamento. 15. A métrica atual de acionamento das Bandeiras é exclusivamente calcada no Custo Marginal da Operação (CMO), cuja correlação histórica com a variável custo GSF não se mostra adequada para patamares de preços de curto prazo até 500 R$/MWh (Figura 1). 3 Indicações conforme listagem do parágrafo 11 desta NT: CCEAR-D – item a; MCP – item b; ESS – item c; e GSF – itens d a f.





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Figura 1 – Correlação Histórica PLD versus Custo GSF

16. Além da elevada dispersão de valores positivos e negativos observada até o referencial de 500 R$/MWh, para qualquer intervalo de PLD selecionado dentro desse limiar, a frequência de custos de GSF positivos (saldos de energia secundária) ou negativos é aproximadamente a mesma, em torno de 50%. Vale apontar que mesmo padrão de dissimilaridade também foi verificado quando se contrastaram as mesmas variáveis em realizações mais recentes do histórico (últimos 7 anos). 17. A explicação para o fenômeno possivelmente decorre do fato de o CMO/PLD serem instrumentos normalmente direcionados a reproduzirem tendências sazonais de longo prazo do regime hidrológico, mas que são fortemente reposicionadas em face da conjuntura fluviométrica observada no curto prazo4. Isso faz com que elas tenham forte componente de expectativa embutida em seus mecanismos de formação, tornando-as não só variáveis naturalmente mais voláteis, mas que muitas vezes podem se distanciar das condições estruturais de suprimento energético do sistema. 18. Essa constatação aduz que revisitar os critérios e parâmetros tanto dos valores tarifários, quanto da respectiva métrica de acionamento, pode conferir melhor captura dos efeitos da variável GSF sobre componentes operativos da tarifa de energia elétrica. O custo do GSF não só é diretamente afetado pelo preço spot, mas também guarda relação com a dimensão física atrelada à hidroeletricidade, devendo ser ela, portanto, inserida nesse contexto. III.2 – Calibração dos valores 19. Diante do protagonismo que o custo do GSF deteve na conformação do saldo da Conta e da perspectiva de que essa realidade deve prevalecer segundo o quadro legal e regulatório hoje aplicáveis, passa-se a explorar o comportamento dessa variável em termos estatísticos, de modo a balizar a calibração dos valores tarifários via desenvolvimento de métrica de precificação de risco. 4 Tendo em vista serem fortemente influenciados por modelos estatísticos de base autoregressiva.





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20. Em termos históricos, ao se compilar as realizações conhecidas de custo do GSF desde 2001 até o 2016, nota-se que se trata de uma variabilidade que detém caráter fortemente assimétrico em termos de realizações de custo gravosas (Figura 2). Trata-se, portanto, de uma distribuição de frequências que enseja especial atenção para os eventos mais severos de sua calda, cuja magnitude de custos pode ser mais do que três vezes o maior benefício registrado.

Figura 2 – Custos relativos no MRE – Distribuição de Frequências5

21. Outro ponto que pode ampliar as magnitudes de risco atinentes ao GSF refere-se aos efeitos comerciais oriundos da sazonalização e modulação de garantia física de que trata a Resolução nº584, de 29 de outubro de 2013. Não obstante essa constatação, para a compilação do histograma da Figura 2, desprezou-se o efeito sinérgico das estratégias comerciais tomadas pelos agentes, medindo-se apenas o efeito desse custo em hipótese de todo o volume de garantia física comprometido nessas operações estar uniformemente distribuído ao longo do mesmo período (modalidade flat).

22. A organização dessas informações em termos de distribuição acumulada de probabilidades levou à conclusão de que 75% dos eventos históricos conhecidos, mesmo quando implicaram custos de exposição, não custaram muito mais do que R$5/MWh (Figura 3).

5 Ao histórico de PLDs aplicou-se correção inflacionária referenciada a data-base de janeiro de 2017 e restringiram-se seus limites de flutuação segundo as margens vigentes em 2017, preconizadas pela Resolução Homologatória nº 2.190, de 13 de dezembro de 2016.





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Figura 3 – Custos relativos no MRE – Distribuição de Frequências Acumulada

23. Esse resultado foi considerado um marco para a definição dos quantis de probabilidade afetos à definição dos valores tarifários. Como o nível de proteção associado à probabilidade acumulada de 75%, no longo prazo, traduz alto índice de permanência no tempo, condizente com o que se espera de uma especificação aplicável ao patamar verde da Bandeira, estabeleceu-se que essa poderia ser a referência para calibrar as condições de regime permanente da Conta. 24. Fixado esse primeiro critério, passa-se a avaliar quais deveriam ser os demais preceitos de risco associados aos outros patamares, condizentes com o aumento de severidade em relação à condição ordinária estabelecida para o patamar Verde. Essa avaliação levou em conta a dispersão amostral histórica e as características da densidade de frequências apresentada na Figura 2, culminando na especificação destes intervalos para a definição dos quantis de risco dos demais patamares (Tabela 2).

Tabela 2 – Limiares de Risco (Quantis) para os patamares das Bandeiras

VERDE AMARELA VERMELHA 1 VERMELHA 2

75% 85% 90% 95%

25. Uma vez especificados esses intervalos, define-se o acréscimo tarifário como sendo a média dos valores amostrais neles contida, conforme esquema ilustrativo da Figura 4. 26. Assumindo-se que a realização histórica é um bom previsor para os resultados operativos futuros, na tarifa de energia seriam previamente embutidos recursos que farão frente a ocorrências de custos de exposição ao risco hidrológico de até R$5/MWh. Nesse intervalo, equivalente à Bandeira Verde, seria desnecessária a cobrança de qualquer adicional, traduzindo, portanto, a condição de regime permanente.





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Figura 4 – Métrica para especificação dos valores das Bandeiras

27. Na hipótese dessa circunstância agravar-se, a calibração dos valores seria tal que abarcaria o valor médio amostral contido nos demais intervalos de riscos especificados. Por exemplo, o valor da Bandeira Amarela seria condizente com a média de realizações conhecidas do histórico, segundo níveis de risco com probabilidades de ocorrência entre 25% e 15%. No que tange à Bandeira Vermelha 1, o respectivo acréscimo traduziria custos de exposição ao GSF com recorrências esperadas entre 15% e 10%. Por fim, o recolhimento tarifário previsto para a Bandeira 2 traduziria uma condição média de arrecadação tarifária para eventos com probabilidade entre 10% e 5%. 28. Neste ponto, é importante mencionar que da amostra histórica foi expurgado o ano de 2001, em face de ter sido esse um período em que vigorou o racionamento de energia. Exlui-se da amostra, portanto, provável composição de viés amostral, já que as variáveis operativas registradas à época foram fortemente alteradas por conta dessa condição, produzindo realizações de um processo distinto daquele que ordinariamente compõe o restante do histórico. 29. Feita essa consideração, apresenta-se na Tabela 3 o resultado da proposta para definição de valores das Bandeiras Tarifárias desempenhada segundo a sistemática aqui discutida.

Tabela 3 – Valores das Bandeiras Propostos

Cor da Bandeira Valor (R$/MWh)

Verde 0

Amarela 10

Vermelho 1 30

Vermelho 2 50

30. Não obstante essa referência, outro aspecto que se julgou importante avaliar foi a sazonalidade dos custos relativos ao GSF, já que essa variável é bastante influenciada pelo regime hidrológico, naturalmente muito sazonal nas mais importantes bacias hidrográficas do SIN. Eventual rigidez de flutuação intranual poderia repercutir em padrões sazonais típicos para os custos realizados de





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GSF, em face da conhecida repercussão que o aporte hidrológico detém sobre a definição do preço de curto prazo. A análise da sazonalidade histórica dessa variável é apresentada na Figura 5.

Figura 5 – Sazonalidade de custos para o GSF

31. Esse gráfico revela serem expressivas as diferenças intranuais, para o mesmo critério de risco, sobretudo quando se caminha para o extremo da cauda da distribuição de frequências. Tomando-se como referência o quantil 95%, por exemplo, no mês de março, esse limiar implicaria custo de exposição da ordem de R$25/MWh. Mantida a mesma perspectiva de risco em junho, o valor de custo associado seria mais do que o triplo da referência anterior, perfazendo valores em torno de R$80/MWh. 32. Diante dessa marcada variabilidade, esse também foi um aspecto explorado quando da simulação da performance da Conta Bandeiras. Eventual disposição de valores distinguidos entre período úmido e seco compuseram variante analítica quando da simulação histórica (backtest) do saldo da Conta, incluído no Item III.4 desta Nota Técnica. III.3 – Sistemática de Acionamento 33. Conhecidos os valores tarifários, a sistemática de acionamento deve idealmente levar à melhor vinculação entre a projeção de custos de GSF firmados para o mês operacional vindouro com o respectivo sinal arrecadatório proveniente do patamar acionado da Bandeira. 34. Uma forma eficaz de construir tal vinculação é fazer uso da própria definição de custo de GSF, cuja formulação é apresentada na Equação 1:

(1)





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35. Nessa expressão, GH denota o volume total de geração hidráulica produzida no âmbito do MRE, GF a referência de garantia física aplicável no mesmo interstício temporal e PLD o preço de liquidação das diferenças. 36. Substituindo a variável Custo(GSF), na Equação 1, pelos valores das Bandeiras e isolando a variável PLD, enquanto incógnita de interesse para fins de composição do gatilho de acionamento e, ainda, após melhor caracterizar as demais variáveis e aplicar-lhes necessários ajustes para fins de delimitação do seu domínio de validade, chega-se a esta expressão final para a variável-gatilho (PLDgatilho):

(2)

37. Nessa expressão, GHpmo corresponde à previsão de geração hidráulica total do MRE, sinalizada pelo Programa Mensal da Operação (PMO), e GFsazo é o correspondente volume médio de garantia física sazonalizada pelos agentes de geração, segundo os preceitos da Resolução nº 584/2013. 38. Esse arranjo leva à consecução de uma referência para o gatilho, tal que nela esteja embutida a necessária ancoragem à conjuntura de oferta hidrelétrica do sistema, carregando em si, portanto, uma ponderação para a sinalização de custo final de exposição ao mercado de curto prazo em que se conta não só o preço, mas, também, o grau de profundidade da insuficiência de geração, medido pela razão GHpmo/GFsazo. 39. Muito embora os volumes de GFsazo possam exprimir balanços energéticos artificialmente alterados por estratégias de comercialização, sua disposição no ano guarda relação com a conjuntura energética observada no mundo físico. Ademais, sua escolha deve-se ao fato de ser esse o resultado que, na prática, irá repercutir comercialmente sobre os consumidores, quando da equalização do saldo da Conta. 40. Não obstante o exposto, a referência de gatilho trazida pela Equação 2 consegue capturar a relação indireta que há entre a profundidade do déficit de geração hidráulica e o preço de curto prazo. Havendo previsão de elevados graus de insuficiência de geração, custos elevados de exposição no MCP já seriam percebidos mesmo em patamares baixos de realização de PLD. Opostamente, se a razão geração hidráulica por garantia física for próxima da unidade, requerem-se elevados graus de PLD para que o custo de exposição se torne expressivo. Extensa ilustração dessa relação é explorada na Tabela 4.





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Tabela 4 – Ilustração do PLDgatilho segundo distintas possibilidades de GSF6

Bandeira Verde Amarela Vermelha 1 Vermelha 2

Valor 0 10 30 50

Profundidade da

exposição

PLDgatilho-

verde

PLDgatilho-

amarela

PLDgatilho-

vermelha1

PLDgatilho-

vermelha2

0.99 0.01 500.00 PLDmax - -

0.98 0.02 250.00 500.00 PLDmax -

0.97 0.03 166.67 333.33 PLDmax -

0.96 0.04 125.00 250.00 PLDmax -

0.95 0.05 100.00 200.00 PLDmax -

0.94 0.06 83.33 166.67 500.00 PLDmax

0.93 0.07 71.43 142.86 428.57 PLDmax

0.92 0.08 62.50 125.00 375.00 PLDmax

0.91 0.09 55.56 111.11 333.33 PLDmax

0.90 0.10 50.00 100.00 300.00 500.00

0.89 0.11 45.45 90.91 272.73 454.55

0.88 0.12 41.67 83.33 250.00 416.67

0.87 0.13 38.46 76.92 230.77 384.62

0.86 0.14 35.71 71.43 214.29 357.14

0.85 0.15 PLDmin 66.67 200.00 333.33

0.84 0.16 PLDmin 62.50 187.50 312.50

0.83 0.17 PLDmin 58.82 176.47 294.12

0.82 0.18 PLDmin 55.56 166.67 277.78

0.81 0.19 PLDmin 52.63 157.89 263.16

0.80 0.20 PLDmin 50.00 150.00 250.00

0.79 0.21 PLDmin 47.62 142.86 238.10

0.78 0.22 PLDmin 45.45 136.36 227.27

0.77 0.23 PLDmin 43.48 130.43 217.39

0.76 0.24 PLDmin 41.67 125.00 208.33

0.75 0.25 PLDmin 40.00 120.00 200.00

0.74 0.26 PLDmin 38.46 115.38 192.31

0.73 0.27 PLDmin 37.04 111.11 185.19

0.72 0.28 PLDmin 35.71 107.14 178.57

0.71 0.29 PLDmin 34.48 103.45 172.41

0.70 0.30 - PLDmin 100.00 166.67

0.69 0.31 - PLDmin 96.77 161.29

0.68 0.32 - PLDmin 93.75 156.25

0.67 0.33 - PLDmin 90.91 151.52

0.66 0.34 - PLDmin 88.24 147.06

0.65 0.35 - PLDmin 85.71 142.86

0.64 0.36 - PLDmin 83.33 138.89

0.63 0.37 - PLDmin 81.08 135.14

0.62 0.38 - PLDmin 78.95 131.58

0.61 0.39 - PLDmin 76.92 128.21

0.60 0.40 - PLDmin 75.00 125.00

GSF

41. Definida a formatação da variável-gatilho, a síntese da métrica de acionamento é disposta na Tabela 5. 6 Considera os limites de PLD preconizados pela Resolução Homologatória nº 2.190, de 13 de dezembro de 2016.





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Tabela 5 – Síntese da sistemática de acionamento

Cor da Bandeira Valor (R$/MWh)

Gatilho

Verde 0 PLDmin ≤ PLD ≤ PLDgatilho-verde

Amarela 10 PLDgatilho-verde < PLD ≤ PLDgatilho-amarela

Vermelho 1 30 PLDgatilho-amarela < PLD ≤ PLDgatilho-vermelho1

Vermelho 2 50 PLDgatilho-vermelho1 < PLD ≤ PLDmax

III.4 – Simulação de performance – backtest 42. A última etapa desta análise foi a de certificar-se que a metodologia em questão traria melhores resultados para a Conta Bandeiras do que aqueles que foram registrados ao longo de pouco mais de 2,5 anos de sua aplicação. Para tanto, compilaram-se dados de geração hidráulica e de garantia física sazonalidade junto à CCEE, além do histórico de PLDs médios mensais conhecido entre janeiro de 2015 a agosto de 20177. 43. O fato de terem sido coletadas informações realizadas de ajuste do MRE fez com que o backtest tenha assumido caráter de previsão perfeita no que tange às projeções da razão GHpmo/GFsazo. Entretanto, não se julgou ter essa premissa imputado qualquer prejuízo aos resultados e análises efetuadas porque, em termos comparativos, os desvios entre a previsão perfeita e aquela efetivamente publicada no âmbito do PMO deteriam valores idênticos para quaisquer métricas de acionamento consideradas, prevalecendo, ao final, os desvios entre si como a principal ferramenta comparativa de performance. Com efeito, o resultado da simulação de acionamento está disposto na Figura 6.

Figura 6 – Simulação do acionamento das Bandeiras

44. Note-se que, em vários meses, o acionamento da Bandeira teria sido diferente caso a métrica em tela estivesse em aplicação nesse interstício, sobretudo a partir do segundo semestre de 2016 em diante, quando a sistemática atual determinou, na maior parte do tempo, patamares verde ou amarelo, sinalização essa bem mais favorável àquela que se verificou na prática real da operação. Essa realidade, por seu turno, teria sido melhor retratada pela metodologia ora proposta. 45. Essa conclusão também pode ser levada para as searas comercial e de equilíbrio financeiro da Conta, cujos desempenhos encontram-se consubstanciados no gráfico da Figura 7. Conforme apontado no Item III.2, além da métrica com valores fixos, levou-se em consideração também a 7 Todas as informações podem ser acessadas em www.ccee.org.br. As informações de PLD constam da própria página da Câmara. Os dados hidráulicos e de garantia física foram aqueles disponibilizados nos boletins Infomercado. Os acessos foram feitos em outubro de 2017.





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possibilidade de serem eles estabelecidos em vetores sazonais, condizentes com os dois marcos principais do regime hidrológico mais representativos do SIN, períodos úmido e seco8.

Figura 7 – Simulação Financeira da Conta Bandeiras

46. Esses resultados indicaram desempenho equivalente entre as duas novas métricas de valores para as Bandeiras Tarifárias, com a vantagem de que os valores fixos traduzem sistemática mais simples, atributo que prevaleceu em sua escolha. Ademais, a nova métrica com valores constantes mostrou desempenho mais interessante para a Conta Bandeiras do que aquele efetivamente computado com a sistemática em vigor. 47. Além de ter apresentado perfil de oscilação mais estreito em comparação à métrica vigente (saldo variando de R$1,5 bilhão negativo a R$2,6 bilhões positivos ante a saldo variando de R$1,7 bilhão negativo a R$4,0 bilhões positivos), o fato de a nova sistemática de gatilho deter melhor correlação com a conjuntura energética, especialmente a partir do segundo semestre de 2016, implicaria resultado mais equilibrado para a Conta, culminando em um saldo positivo de pouco mais de R$1,0 bilhão em agosto de 2017 vis-à-vis a perspectiva de déficit de aproximadamente R$2 bilhões registrada para o mesmo mês, na vertente em vigor. 48. Finalmente, em que pese os resultados do backtest tenham revelado desempenho mais satisfatório para o equilíbrio da Conta, sua complexidade não pode ser negligenciada, ensejando constante monitoramento e reavaliação dos parâmetros aqui discutidos, os quais sofrem constante influência da conjuntura energética, da própria dinâmica financeira da Conta e da evolução regulatória que repercute sobre suas principais rubricas. 49. Prova disso é a sensibilidade aferida na hipótese de que a dinâmica da Conta fosse exclusivamente pautada pela evolução de custo do GSF, cujo resultado no mesmo período do backtest é apresentado na Figura 8. 8 Valendo-se do regime hidrológico de longo prazo conhecido e tomando-se as médias dos quantis dos patamares discutidos no Item III.2 (vide Figura 5), para os meses úmidos (novembro a abril), os valores de referências seriam: Amarela (R$ 8/MWh), Vermelha 1 (R$ 23/MWh) e Vermelha 2 (R$ 34/MWh). No período seco (maio a outubro), as mesmas referências teriam sido estas: Amarela (R$ 15/MWh), Vermelha 1 (R$ 37/MWh) e Vermelha 2 (R$ 62/MWh).





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Figura 8 – Simulação do comportamento dos valores das Bandeiras segundo evolução histórica do GSF

50. Conquanto o comportamento sazonal dos valores tenha sido relativamente similar àquele disposto na Figura 7, com oscilações absolutas de até R$ 150/MWh, o superávit apontado na simulação anterior não teria sido observado na hipótese apresentada, indicando que a dinâmica das demais rubricas da Conta exercem efeito não-linear importante em seu resultado global. 51. Diante de todas as investigações realizadas e considerando o critério da parcimônia na parametrização de variáveis em modelos estatísticos, avalia-se que a metodologia calcada exclusivamente no custo do GSF pode apresentar bons resultados enquanto balizadora para o resultado da Conta Bandeiras. Não obstante o exposto, reforça-se o caráter de permanente monitoramento das condições aqui propostas, de modo que importantes alterações de condição de contorno sejam diagnosticadas e endereçadas apropriadamente. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 52. A análise contida nesta Nota Técnica está fundamentada nestes diplomas legais, regulamentares e normativos:

a) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; b) Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015; c) Resolução Normativa nº 584, de 29 de outubro de 2013; d) Resolução Normativa nº 649, de 02 de março de 2015 e) Resolução Normativa nº 684, de 11 de dezembro de 2015; f) Resolução Homologatória nº 2.190, de 13 de dezembro de 2016; e g) Submódulos 6.8 e 7.1 do PRORET.

V. DA CONCLUSÃO 53. Análise histórica do desempenho da Conta Bandeiras revelou a importância que a exposição no mercado de curto prazo, decorrentes dos efeitos do GSF, deteve sobre o seu equilíbrio





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financeiro. Essa constatação indica que o custo do GSF deveria deter papel central no que se refere à especificação dos valores tarifários e ao desenho de sua sistemática de acionamento. 54. A definição dos valores pautou-se por critérios de risco construídos sobre o histórico conhecido de GSF, onde, adicionalmente, foram exploradas vertentes de tratamento da amostra considerada (remoção de viés) e de explicitação de fatores sazonais. Após o processamento de simulações de desempenho, entendeu-se que vetor fixo conduziria resultado equivalente à vertente sazonal, com a vantagem de configurar desenho conceitual mais simples. 55. A métrica de acionamento, por sua vez, levou em conta a própria definição de custo do GSF, onde há relação indireta entre a profundidade do déficit de geração hidráulica e o preço de curto prazo. A composição dessas duas dimensões na sistemática do gatilho fez com que a arrecadação prevista com os valores aqui discutidos se aproximasse mais dos custos que deveriam ser incorridos no mundo operativo. 56. Finalmente, em que pese os resultados do backtest tenham revelado desempenho satisfatório para o equilíbrio da Conta, a complexidade inerente à sua concepção enseja cautela acerca do alcance da sistemática aqui desenvolvida. A dinâmica complexa e não-linear das principais rubricas da Conta merece ser objeto de constante monitoramento e reavaliação de parâmetros, assim como dos critérios de risco, já que sofrem constante influência da conjuntura energética, da própria dinâmica financeira da Conta e da evolução regulatória que pode repercutir sobre seus mecanismos de formação.

VI. DA RECOMENDAÇÃO 57. Recomenda-se abertura de Audiência Pública pela Diretora, com vistas a colher subsídios e informações adicionais acerca da nova metodologia para as Bandeiras Tarifárias aqui apresentada.

BRUNO GOULART DE FREITAS MACHADO Especialista em Regulação – SRG

FELIPE ALVES CALABRIA Especialista em Regulação – SRG

FELIPE PEREIRA

Especialista em Regulação – SRM OTÁVIO ROGRIGUES VAZ

Especialista em Regulação – SRM

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação – SGT

ANDRE LUCIO NEVES Especialista em Regulação – SGT

De acordo:

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA

Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ

Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado

CLÁUDIO ELIAS CARVALHO Superintendente de Gestão Tarifária Substituto





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Anexo I - ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data: 23 de outubro de 2017 Área Responsável: SRG, SGT e SRM

Título da Regulação: Nova metodologia para acionamento das Bandeiras Tarifárias.

Qual é o problema que se quer resolver? Qual é o público‐alvo?

(i) Descrever a natureza e a extensão do problema.

As Bandeiras Tarifárias são um mecanismo de arrecadação de recursos financeiros que visa fazer frente a importantes volumes de obrigações sob responsabilidade imediata das Distribuidoras, vinculados a custos variáveis decorrentes do resultado da operação do Sistema Interligado Nacional – SIN. Outra importante dimensão das Bandeiras, que merece ser pontuada, diz respeito à sua repercussão enquanto mecanismo sinalizador da conjuntura energética do sistema junto ao segmento da demanda, funcionando como sinalizador econômico de condições de escassez energética. Justamente por estarem ligadas à operação do SIN é que todas variáveis intervenientes ao resultado da Conta Bandeiras provêm de processos complexos, que obedecem a dinâmicas próprias e cujos processos de formação derivam de mecanismos com características estocásticas. O resultado dessa conjugação de fatores leva, por conseguinte, a um resultado que também é de difícil especificação, para o qual ainda concorre calendário paralelo de reajustes tarifários, onde são liquidados os saldos individuais das distribuidoras aniversariantes.

Com efeito, diante do contexto eminentemente preditivo em que se insere a aplicação das Bandeiras, tal condição torna‐a irremediavelmente suscetível a alterações de prognósticos, ora a maior, ora a menor.

(ii) Identificar os principais afetados pelo problema.

Tendo em vista que os recursos da conta Bandeiras são destinados à cobertura dos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição de insuficiência de geração hidrelétrica aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição, dentre os principais afetados estão as distribuidoras de energia elétrica e seus consumidores cativos.

(iii) Estabelecer as causas do problema.

A métrica atual de acionamento das Bandeiras, ou seja, a variável gatilho, é exclusivamente calcada no custo marginal da operação (CMO). Todavia, observa‐se que exposição no mercado de curto prazo vinculada às frações de energia de hidrelétricas repactuadas, sob regime de cotas e da usina de Itaipu (doravante denominado GSF), tem papel central no resultado da conta Bandeiras. Em relação ao custo das Bandeiras, a variável GSF tem um peso médio histórico equivalente a 63%.

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Justificativas para a intervenção:

(iv) Por que a intervenção é necessária?

A metodologia atual de acionamento das Bandeiras Tarifárias merece aprimoramento, tendo em vista a busca por melhorias voltadas a aderência dos modelos e dos instrumentos regulatórios às realidades física e financeira do sistema elétrico.

(v) Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação?

Não.

Objetivos perseguidos:

(vi) Quais são os objetivos e os efeitos esperados com a regulamentação?

Espera‐se melhorar a representação da “variável gatilho”, aprimorar a calibração dos adicionais, e realizar os devidos ajustes na sistemática de acionamento, de modo a que o saldo da conta flutue segundo limites financeiros gerenciáveis ao longo do ciclo tarifário, sem perder de vista o impacto final desse resultado sobre os consumidores.

(vii) Qual é o prazo para a implantação do regulamento?

Logo após a aprovação da nova regulamentação por parte da Diretoria Colegiada da ANEEL.

Opções consideradas:

(viii) Quais as alternativas para solução do problema foram consideradas?

Foram consideradas as seguintes “variáveis gatilho” para acionamento das Bandeiras:

A. Armazenamento dos reservatórios, o qual captura a grandeza física associada às suas afluências e, por conseguinte, aos períodos de abundância e escassez hídrica;

B. GSF, dado pela expressão Geração Hidráulica (GH) / Garantia Física (GF) * Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), o qual representa tanto uma grandeza física pertinente (GH) como incorpora o caráter financeiro associado ao problema (exposição ao mercado, GH/GF, valorada ao PLD).

Além disso, foram testadas alternativas em relação aos valores dos patamares, a saber: i. Valores dinâmicos e sazonais, cuja sua variação seria permitida dentro das faixas pré‐

definidas; e ii. Valor fixo, por faixa da conta Bandeira (verde, amarela, vermelha 1, e vermelha 2).

(ix) Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

A análise histórica do desempenho da Conta Bandeiras revelou a importância que a exposição no mercado de curto prazo, decorrentes dos efeitos do GSF, tem sobre o seu equilíbrio financeiro. Essa constatação indica que o custo do GSF (alternativa B) deveria deter papel central no que se refere à especificação dos adicionais tarifários e ao desenho de sua sistemática de acionamento. Ademais, a

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alternativa “valor fixo” (opção ii.) foi adotada em razão de sua simplificação metodológica e, de acordo com as simulações, ter apresentado resultados bastantes satisfatórios.

Análise de custo‐benefício:

(x) Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados.

Maior equilíbrio financeiro das distribuidoras, e sinalização mais aderente dos valores das Bandeiras aos consumidores em função dos custos reais de operação do Sistema Interligado Nacional ‐ SIN.

(xi) Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas consideradas.

Melhoria do mecanismo de sinalização econômica relativo às condições de escassez por que passa o suprimento de energia do país e empoderamento do consumidor, tendo em vista o sinal gradativo de incremento de custo fornecido pelos patamares da conta Bandeiras e margem de reação facultada ao consumidor mediante alteração em seu padrão de consumo.

Análise do Estoque Regulatório:

(xii) O regulamento proposto implica alteração e/ou revogação de outro regulamento existente? Caso afirmativo, discriminar.

Há necessidade de alteração do Submódulo 6.8 do Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

(xiii) Avaliar a correlação entre a regulação proposta e o estoque regulatório. Trata‐se de ajustes nos adicionais tarifários da conta Bandeiras, bem como no desenho de sua sistemática de acionamento.

Acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto:

(xiv) Propor alternativas para acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto.

Monitoramento do saldo da conta Bandeiras e da evolução do histórico operativo realizado sobre o modelo estatístico aplicado, além dos próprios critérios de risco adotados. Diante da complexidade inerente à sua concepção e da conjugação não‐linear das principais rubricas intervenientes ao resultado da Conta, a parametrização efetuada deve ser objeto de permanente avaliação em face da conjuntura energética do SIN, de sua própria dinâmica financeira e da evolução legal e regulatória que pode repercutir sobre seus mecanismos de formação.

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nota técnica nº 133 /2017 -srg -srm -sgt/ aneel · centralizadora dos recursos de bandeiras...

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