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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 nº 154/2016-SRG-SRM/ANEEL

Em 16 de dezembro de 2016.

Processo: 48500.003224/2015-53 Assunto: Regulamentação do artigo 2º da Lei nº. 13.203, de 08/12/2015 — custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica acima da ordem de mérito econômico e importação de energia sem garantia física

I. DO OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é o de reabrir a discussão acerca da regulamentação do artigo 2º da Lei nº. 13.203/2015, que trata do custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito econômico e importação de energia elétrica sem garantia física (doravante designada somente de GFOM), à luz das alterações promovidas pela Lei nº 13.360/2016, considerando as contribuições submetidas pela sociedade e pelos agentes setoriais no âmbito da Audiência Pública nº 045/2016.

II. DOS FATOS

2. Em 22 de julho de 2016, as Superintendências de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM) expediram a Nota Técnica nº 076/2016, com recomendação para instauração de audiência pública para fins de discussão conceitual do tema subjacente à regulamentação do art. 2º da Lei nº 13.203/2015, calcada em arrazoado técnico disposto no respectivo documento. À época, o dispositivo legal foi desmembrado em três eixos temáticos:

i) Determinação do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de GFOM e importação de energia elétrica;

ii) Valoração do custo do deslocamento;

iii) Desenho das condições de pagamento do deslocamento pelos participantes do MRE.

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 60FE40A5003B67FD CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

BRUNO GOULART DE FREITAS MACHADO,RAFAEL COSTA RIBEIRO, FELIPE ALVES CALABRIA, BENNY DA CRUZ MOURA

DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA, GENTIL NOGUEIRA DE SA JUNIOR

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Fl. 2 da Nota Técnica nº 154/2016-SRG-SRM/ANEEL, de 16/12/2016.


3. A Diretoria acolheu o encaminhamento das áreas técnicas, decidindo instaurar a audiência pública no período compreendido entre 28 de julho a 29 de agosto de 20161. A lista de contribuições totalizou sete itens, refletindo a opinião de nove entidades do setor, a saber:

i. Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape;

ii. Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia – Abrace;

iii. Associações Brasileiras de Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) de Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) e de Geração de Energia Limpa (Abragel);

iv. EDP – Energias do Brasil;

v. Elektro Eletricidade e Serviços S.A. – Elektro;

vi. Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobrás;

vii. Instituto de Engenharia do Paraná – IEP.

4. Em 18 de novembro de 2016, promulgou-se a Lei nº 13.360, ocasião em que a redação do Art. 2º da Lei 13.203/2015 foi alterada para estes termos:

Art. 2º A Aneel deverá estabelecer, para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante elegível e as condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento da geração hidrelétrica decorrente de:

(...)

5. Outras duas disposições que sucederam desde a publicação desse último marco legal referem-se à previsão de pagamento para cobertura de custos atinentes à GFOM, via encargo de serviço do sistema, prestado aos usuários do SIN, além da alocação nos consumidores dos custos de geração térmica despachada fora da ordem de mérito – alterações de redação à Lei 10.848, de 15 de março de 2004:

Art. 1º (...)

§ 10 As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para cobertura de custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros:

I – a geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado ou por razões de segurança energética, a ser alocada nos consumidores com possibilidade de diferenciação entre submercados;

(...)

V – o deslocamento da geração hidroelétrica de que trata o art. 2º da Lei 13.203, de 8 de dezembro de 2015.

1 O aviso de audiência pública foi publicado no Diário Oficial da União (DOU) em 28/07/2016, sob o nº 045/2016.




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III. DA ANÁLISE

6. Tendo em vista a instrução original da matéria ter tido caráter eminentemente conceitual, não houve minuta de norma submetida a crivo público, de modo que a avaliação sobre as contribuições continuará atuando em eixos temáticos, procurando aglutinar as argumentações coincidentes das entidades participantes nas respectivas linhas estabelecidas, ao mesmo tempo em que também serão proferidas as considerações destas Superintendências.

7. Ademais, muito embora seja devida a análise de todas as contribuições encaminhadas no âmbito da AP, constata-se que a alteração da redação legal modificou substancialmente o recorte regulatório que deve ser objeto de atuação da ANEEL. Em realidade, muito da instrução da matéria e do escopo conceitual antes aventado acabou por ser importantemente modificado.

8. Essa disposição faz toda a diferença em termos do desenho regulatório que deve ser endereçado pela Agência. A agora destinação do pagamento do custo do deslocamento da geração hidrelétrica aos participantes do MRE, somada à previsão de constituição de encargo específico para essa rubrica, redireciona o fluxo relativo a essas importâncias financeiras como crédito devido ao conjunto dos agentes hidrelétricos constituintes do MRE.

9. Diante do exposto, entende-se que não só aquelas disposições originalmente estabelecidas pela Agência, como também as argumentações proferidas pelos agentes no âmbito da AP nº 045/2016, que se ancoravam na redação anterior do art. 2º, perderam boa parte de seu objeto desde a publicação do novo preceito da Lei nº 13.360/2016. Não obstante restar prejudicada a primeira etapa da discussão, toda a informação produzida pelas associações, empresas e instituto poderiam ser desmembradas em três subtemas principais, quais sejam:

i. Definição do deslocamento hidrelétrico elegível decorrente de GFOM;

ii. Valoração e condições de pagamento;

iii. Interpretação jurídica do dispositivo legal original.

10. Desses itens, claramente o terceiro perdeu a maior parte de sua substância na medida em que a redação legal alterou a direção dos fluxos econômico-financeiros da GFOM, cerne da controvérsia jurídica até então instalada. Em relação aos itens i e ii, esses continuam presentes na discussão e a eles serão agregadas as diretrizes advindas do novo marco legal em vigor.

III.1 – Deslocamento hidrelétrico elegível

11. Via de regra, em relação à caracterização do volume físico da GFOM, as contribuições das entidades que se debruçaram sobre o tema2 divergiram da abordagem apresentada pela ANEEL, mormente postulando que no arcabouço normativo do setor – acrescido do comando legal oriundo da Lei 13.203 – repousaria conceito inequívoco acerca da definição de GFOM, titulada em três parcelas: i) Geração térmica motivada por segurança energética; ii) Geração motivada por razão elétrica; e iii) Importação de energia sem garantia física.

2 Abiape, Apine, Abrage, Abragel, EDP e Eletrobras.




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12. Nesse quesito, a esta nova discussão deve-se somar ainda a nova incursão legal engendrada pelo adjetivo “elegível”, destacado como qualificador do montante vinculado ao custo do deslocamento. Repare-se que tal desdobramento era inexistente na redação original do art. 2º e, assim, deve também ser incorporado ao novo panorama estabelecido para a regulamentação do tema.

13. Sinteticamente, Apine, Abrage e Abragel trouxeram argumentação calcada em teses interpretativas sobre a disposição do que viria a ser o volume de GFOM, tais como teleologia, leitura fria, referências inequívocas da prática setorial, contrapondo-se a argumentos da Agência relacionados à justificativa da contabilização via volume líquido, mas sem enfrentá-los pormenorizadamente em seus pilares conceituais.

14. Sobre o mesmo tema, a EDP discorreu brevemente sobre os conceitos apresentados na manifestação da Agência, concluindo que (...) “a identificação da decisão operativa ideal para fins referencias do deslocamento hidrelétrico ou ganho em armazenamento agregaria à atividade de geração uma componente de risco adicional à própria geração fora da ordem de mérito, o que inviabiliza tal iniciativa”.

15. Em linha de argumentação semelhante, a Eletrobras também frisou que o cálculo do deslocamento líquido proposto pela ANEEL estaria em desacordo com o espírito do legislador, não sendo oportuna a discussão a respeito da correção da decisão de despacho. Finaliza a empresa argumentando que variável adicional de risco seria imposta aos geradores hidrelétricos, provocando, de forma imprevisível e não gerenciável, perdas e ganhos aleatórios.

16. Em mesma direção, a EDP defendeu que a GFOM fosse aquela computada ordinariamente pelo ONS via rotina operacional do Módulo 10 dos Procedimentos de rede, objeto da concretização do Encargo de Serviços do Sistema pela CCEE. Ou seja, trata-se, também, de apuração ex-post para o volume efetivamente contabilizado da geração térmica de interesse, não se confundindo com a expectativa de geração ditada originalmente pelo CMSE, de caráter ex-ante.

17. A favor da proposta da ANEEL, posicionaram-se Abrace e IEP. A concessionária Elektro, por sua vez, foi um pouco além em sua linha argumentativa, pontuando que:

A esse respeito, gostaríamos de pontuar que a utilização pura e simples do montante de energia gerado acima do CMO de um determinado mês não se configura como parâmetro mais adequado para tal valoração. Isso porque a geração termelétrica fora da ordem de mérito resulta num maior armazenamento de água nos reservatórios, que servirá de insumo para mais geração futura. Nesse sentindo, a consideração do valor bruto de GFOM faria com que o gerador ganhasse duas vezes: a primeira, quando do ressarcimento pelo deslocamento hidrelétrico, e a segunda, quando da utilização do volume de água para geração, volume esse que só foi armazenado devido ao despacho fora da ordem de mérito.

18. Construção mais fidedigna sobre todo o desenho conceitual submetido à audiência trouxe a Abiape. Também essa associação refutou o desenho concebido pela ANEEL para o cálculo do deslocamento, na medida em que entendera a proposta do Regulador como sendo a instauração de dois equilíbrios de mercado, implicando inconsistência conceitual ao tema em sua origem, na medida em que se instauraria dissociação entre a métrica do preço (ex-ante) e a da ordem de mérito (ex-post).

19. Ainda que a Agência tenha procurado ter o devido cuidado para delimitar o contorno da métrica sobre o qual se processaria o cálculo da GFOM – pois em nada ela deveria se confundir com a alocação de recursos e a formação de preços ordinária do setor –, algumas disposições contidas no




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arrozoado técnico da Abiape ensejam maior reflexão do Regulador acerca das bases conceituais sobre as quais a regulação em tela deveria processar-se. Contudo, antes de se explorarem pormenorizadamente quais seriam essas disposições, destaca-se abaixo trecho da Nota Técnica das áreas em que a distinção entre as operações de mercado e a sistemática de cômputo da GFOM constituía um dos princípios balizares daquele desenho regulatório, em nada alterando o equilíbrio de mercado à época vigente:

79. Não se pode olvidar, contudo, que os contratos de compra e venda de energia são contabilizados no âmbito do mercado de curto prazo (MCP), onde os volumes produzidos/consumidos por cada agente e cuja liquidação financeira de sobras ou déficits são valorados pelo preço de liquidação das diferenças – PLD.

20. Retomando-se a discussão de montante elegível, a Abiape apresentou expressão em que a GFOM fosse o mínimo entre duas grandezas distintas: i) deslocamento hidrelétrico e ii) geração termelétrica verificada acima da ordem de mérito, somada à importação de energia sem garantia física. Como definição para a variável deslocamento hidrelétrico, a associação assim a designou: “constrained-off hidrelétrico, ou seja, maior valor entre zero e o resultado da subtração hidrelétrica na ordem de mérito (definida pelo ONS nas revisões semanais do PMO) pela geração hidrelétrica verificada”.

21. Em relação a esse ponto, acredita-se ter havido incoerência conceitual da associação quando incluiu no rol das grandezas intervenientes ao deslocamento decorrente de GFOM todas aquelas flutuações ordinariamente e propriamente absorvidas pela geração hidrelétrica, em razão do seu papel precípuo de fiador do controle operativo do sistema elétrico, modulando o equilíbrio dinâmico entre oferta e demanda da operação em tempo real. Além da GFOM, na Nota Técnica nº 076/2016 ilustraram-se os diversos desvios ordinários associados à geração hidroelétrica, acerca dos quais não haveria controvérsia em relação às causas dos desvios inerentes entre o volume programado e aquele incorrido no âmbito da operação real: fontes intermitentes ou hidráulicas não controladas, carga de energia, aporte hidrológico, disponibilidade dos equipamentos mecânicos e da rede elétrica.

22. E nesse ponto parece também convergir com a ANEEL Apine, Abrage e Abragel3, quando não só expuseram que todas as demais flutuações operativas, excetuadas a GFOM, seriam ordinariamente absorvidas pelas hidrelétricas, restando controverso apenas o deslocamento proveniente do despacho fora da ordem de mérito.

23. Não obstante o exposto, reflexão feita pela Agência nesta nova fase do processo enseja reconsideração do conceito elaborado anteriormente, levando-se em conta, para tanto, princípio estatístico que seria superveniente ao tratamento das flutuações conjunturais das variáveis operativas discutidas, cuja aplicação teria caráter estrutural e assim poderia autorizar a consideração da GFOM como aquela efetivamente realizada em determinado curso da operação e que tenha superado o montante total previamente programado no mérito econômico no âmbito da operação do sistema.

24. Trata-se do clássico teorema do limite central, cujo enunciado em sua versão generalizada prevê que variáveis aleatórias independentes, desde que identicamente distribuídas, cada qual com suas

3 Item 5.2 da peça técnica por elas confeccionada.




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respectivas médias, variâncias e distribuição de probabilidade, tende a uma variável Normal padrão quando tomadas no longo prazo4.

25. De acordo com os axiomas desse teorema (vide Naghettini, 2007), ele seria flexível o bastante para permitir sua aplicação sobre os resíduos preditivos5 de variáveis operativas tais como afluência6, potencial eólico, geração hidráulica não-controlada, demanda de energia. Sua importância prática nesse caso seria a de que a flutuação ordinária da realização dessas variáveis em relação aos respectivos valores previstos atenderia às condições gerais do teorema, de convergência para uma distribuição Normal, desde que fosse colecionado número suficientemente grande de realizações para cada uma delas: resultados da operação no médio prazo.

26. E, se esses desvios convergem para uma distribuição Normal, isso quer dizer que, na prática, em face da simetria do modelo gaussiano em torno da média (que, por sua vez, também coincide com a mediana), os desvios acima da referência central tendem a anular-se com aqueles abaixo, fazendo com que a volatilidade natural da variável em relação à sua previsão tenha efeito nulo sobre a política operativa preconizada pelo modelo computacional quando mais interstícios da operação são agregados à análise (médio e longo prazos).

27. Essa mesma afirmação não poderia ser estendida à GFOM – e aqui se entenda GFOM como sendo a geração térmica motivada exclusivamente por fins de garantia de suprimento energético – razão do viés intrínseco ao mecanismo formador da sua própria realização. Trata-se de uma variável não governada por mecanismos aleatórios, sem realizações conjugadas para os valores desempenhados na prática operativa (i.e. não há prerrogativa de despachos aquém da ordem de mérito), o que a torna uma realização de natureza essencialmente viesada.

28. Com efeito, levando-se em conta que a média dos efeitos contabilizados pela carga, hidrologia, vento tenderia a ser nula no longo prazo, restaria como variável premente à GFOM aquela vinculada à disponibilidade realizada do parque térmico. Nesse sentido, em linha com o que também requereram as associações de geração no âmbito da AP, a GFOM elegível para fins de caracterização do deslocamento hidrelétrico (Deslochidro) poderia ser assim definida:

4 Naguettini, Mauro (2007). Hidrologia Estatística. Serviço Geológico do Brasil – CPRM. Belo Horizonte. Disponível em www.cprm.gov.br. (...) Se Xi (i = 1, 2..., n) denotam variáveis independentes, cada qual com suas respectivas médias e variâncias iguais a μi e σ2i, então, a variável dada por

𝑍𝑛 =𝑆𝑛 − ∑ 𝜇𝑖

𝑛𝑖=1

√∑ 𝜎𝑖2𝑛

𝑖=1

tende a uma variável Normal padrão, quando n tende ao infinito, sob a condição de que nenhum dos componentes Xi possua um efeito dominante na Soma Sn. Segundo Benjamin e Cornell (1970), Zn tende a ser normalmente distribuída, quando n tende para o infinito, ainda que componentes Xi não sejam coletivamente independentes entre si, porém distribuídos conjuntamente de modo que seja nula a correlação entre um componente e a grande maioria dos outros. (...) 5 Diferença entre o valor previsto e o valor realizado da mesma variável. 6 Importante axioma de técnicas autoregressivas de previsão de vazões (ARMA(p,q)) é a de que os erros de previsão (resíduos) inerentes ao modelo concebido sejam independentes e identicamente distribuídos - IID.




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𝐷𝑒𝑠𝑙𝑜𝑐𝐻𝑖𝑑𝑟𝑜 = max {0, [(𝐺𝑀𝑟+𝐺𝐹𝑂𝑀𝑟) − 𝐺𝑃𝑃𝑀𝑂 + 𝐼𝐸𝐺𝐹𝑟]} (1)

onde o deslocamento seria o maior valor entre zero e a soma das quantidades de geração térmica despachadas por ordem de mérito de custo (GMr) e para fins de garantia de suprimento energético (GFOMr), subtraída da respectiva quantidade total programada no âmbito do PMO e subsequentes revisões (GPPMO), acrescido da importação de energia internacional sem garantia física (IEGFr)7.

29. A constituição de um piso igual a zero para o deslocamento faz-se necessário porque valores negativos oriundos da aplicação da Equação 1 implicariam conotações distintas do conceito físico de deslocamento hidrelétrico percebido pelo gerador, que ora se procurar endereçar regulatoriamente. Ademais, note-se que a Equação 1 não incluiu outras vertentes de produção térmica imprevistas no arcabouço da programação oficial do sistema (notadamente restrições operativas), diferentemente do que demandaram as associações de geração, Eletrobras e EDP, porque se julga que as razões associadas à imprevisibilidade relacionada ao despacho via segurança energética são completamente distintas das demais, notadamente por força do pleno controle decisório e discricionário que há no primeiro caso e não há nos demais.

30. Em realidade, o mesmo cabedal de premissas técnicas que endossaram não computar os desvios operativos estranhos à GFOM para efeitos de reflexo na geração hidrelétrica pode ser utilizado também nesse caso, na medida em que se trata de intercorrências próprias da operação do sistema, causados por diversos fatores que escapam ao planejamento e à programação desempenhados pelo operador e estão invariavelmente vinculados à duração do interstício da programação ordinária, hoje realizada na escala semanal.

31. Com efeito, da mesma forma que se sabe que a carga não será exatamente igual à antevista ou que vazão será invariavelmente diferente do valor esperado preconizado pelo algoritmo estocástico, alguma geração térmica compulsória em razão de indisponibilidade da malha elétrica ou de equipamento eletromecânico constitui realidade intrínseca aos sistemas elétricos de potência, sobretudo quando a programação é feita em escala temporal relativamente larga (semana) em relação à dinâmica de probabilidade de ocorrência de eventos dessa natureza.

32. Trata-se, portanto, de condição própria ao desenho em vigor para a operação do SIN, cujo descasamento temporal entre a sistemática da programação oficial e as ocorrências em tempo real reside a causa para as restrições operativas observadas, o que acarreta acionamento de centrais térmicas extemporaneamente. Em consonância com o que aduziu a Abiape no bojo da Audiência, possível solução para mitigar ajustes da programação na operação em tempo real seria a redução da dinâmica da programação em si, via encurtamento de sua escala temporal, por exemplo, para a base diária ou horária.

33. Por outro lado, fica claro nessa exposição que a geração térmica incorrida via restrições operativas se trata de uma consequência do desenho operativo tal como ora ele se apresenta. Completamente distinto é o mecanismo indutor do volume térmico contabilizado via segurança energética, sobre o qual paira pleno controle a priori em relação ao estabelecimento das diretrizes sobre as quais a geração térmica heterodoxa deve se dar.

34. Finalmente, outro aspecto que guarda importante distinção entre as duas rubricas de produção térmica diz respeito ao fato de que os montantes produzidos via restrição operativa não

7 As quantidades destacadas na equação seriam apuradas conforme disciplinado no Manual de Procedimentos de Operação do ONS, módulo 10 dos Procedimentos de Rede, Submódulo 10.22.




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necessariamente implicam recolhimento da produção hidráulica, a depender da causa da restrição motivadora do despacho. Por exemplo, se determinado tronco de transmissão perde total ou parcialmente sua capacidade de intercâmbio no âmbito da operação real, a depender da topologia de usinas e da malha elétrica adjacentes à zona em que a falha se deu, pode ser que a única maneira de atender à demanda na região alvo dessa intercorrência seja via acionamento de parque térmico adicional ou, alternativamente, implique adição de geração hidrelétrica em outra planta, não se caracterizando, nos dois casos, recolhimento (deslocamento) de produção hidrelétrica.

35. Diante do exposto, postula-se o entendimento de que o montante elegível de que trata a Lei nº 13.203/2015 deve ser aquele composto exclusivamente pela soma do volume térmico gerado via segurança energética, somado à importação realizada de energia internacional sem garantia física, cuja síntese algébrica encontra-se sintetizada na Equação 1.

36. Em relação à variável IEGFr, consideração técnica da ANEEL também deve ser endereçada de modo a distinguir de todos os montantes intercambiados de energia sem lastro no Brasil com os países vizinhos os volumes cuja direção de fluxo seja apenas em um sentido, sem devolução, restando saldo positivo de importação com a característica apontada. Trata-se, portanto, de importação de energia não representada nos modelos de otimização da programação da operação e para a qual não haja previsão explícita de devolução a posteriori.

37. Assim, caso o recebimento de energia pelo mercado brasileiro ocorra sem a devida compensação futura ao país exportador (importação sem devolução), o correspondente volume caracterizaria a virável IEGFr diferente de zero na Equação 1, aumentando o valor final o deslocamento hidrelétrico elegível de GFOM.

III.2 – Valoração

38. Conquanto o debate sobre os elementos concebidos pela ANEEL não tenha sido profícuo no âmbito da AP, visão conceitual desse processo trazida pela Abiape conteve elementos de mercado que certamente merecem reflexão por parte da Agência. Trata-se de esquema voltado à análise da alocação de custos hoje aplicável aos quantitativos térmicos que são percebidos via a geração fora da ordem de mérito.

39. De acordo com aquela associação, de todo o custo incorrido com a GFOM, apenas parte dele seria coberto pelo respectivo encargo cobrado, via subtração do custo variável unitário (CVU) da térmica mais cara acionada pelo PLD. A parcela associada ao custo dessa mesma GFOM que estivesse abaixo do PLD seria recuperada pelos mecanismos de liquidação do mercado de curto prazo (MCP), o que, na visão dela, ensejaria distorção conceitual relativa ao conceito de equilíbrio de mercado, já que se trataria de esquema alocativo estranho às regras ordinárias de precificação de rendas e insumos. Na Figura 1 dispõe-se síntese da sistemática argumentativa apresentada.




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Figura 1 – Recuperação de custos da GFOM (fonte: Abiape)

40. De fato, tal disposição está aderente aos mecanismos alocativos hoje vigentes e, com efeito, traz ao debate o fato de que boa parte dos custos incorridos na GFOM estariam sendo ressarcidos via liquidação ordinária no mercado de curto prazo, mediante aportes diretos ou indiretos de agentes de geração hidrelétricos em consonância com o consumo realizado de GFOM8. Em um cenário hipotético, por exemplo, em que o PLD fosse de R$400/MWh e a térmica mais cara despachada fora da ordem de mérito detivesse CVU de R$600/MWh, 67% dos custos associados à GFOM estariam sendo ressarcidos via mercado (subsídio hidrelétrico), ao passo que os 33% restantes seriam cobertos via encargo (aporte adicional dos consumidores9).

41. Se o mercado de energia elétrica brasileiro atendesse perfeitamente aos axiomas postulados nos livros de microeconomia10, representação analítica para o equilíbrio perfeito entre demanda e oferta seria aquele disposto na Figura 2.

8 Esses aportes podem ser interpretados como sendo montantes financeiros vinculados à frustração de receita do parque hidrelétrico, o qual, sob a lógica de equilíbrio de mercado, seria o provedor preferencial do montante energético em tela, sendo-lhe, portanto, incumbido o respectivo pagamento em face do consumo efetivamente ocorrido de GFOM, na hipótese de todo esse consumo estar previamente e completamente contrato, ou seja, a ele não serem devidos quaisquer riscos de exposição de curto prazo. 9 Com o advento da Lei 13.360/2016, nova redação foi conferida ao Inciso I do § 4º do art. 1º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, de modo a se prever pagamento de encargo para cobertura de custos dos serviços do sistema, entre eles a geração despachada por razões de segurança energética, cuja alocação dar-se-ia sobre os consumidores, com possibilidade de diferenciação entre os submercados. Essa disposição dirime controvérsia judicial instalada acerca da alocação do encargo de segurança energética inaugurada com os arts. 2º e 3º da Resolução CNPE nº 3/2013. 10 Maior parte do arcabouço teórico aqui construído baseou-se na referência: McAfee, R.P. (2006). Introduction do Economic Analysis. California Institute of Technology. Creative Commons Publication. Disponível em http://www.introecon.com. Consulta em 09/11/2016.




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Figura 2 – Equilíbrio perfeito para o mercado de energia elétrica brasileiro

42. Ocorre que a idealização teórica de mercados perfeitos dificilmente é observada na economia real, seja porque os preços não refletem a completude do espectro de externalidades, seja porque imperfeições nas constituições dos mercados ou restrições estruturais impedem que haja irrestrita convergência entre oferta e demanda.

43. No segmento de energia elétrica, além dos quesitos apontados, fator estrutural adicional que invariavelmente implica desiquilíbrio entre preço e quantidades refere-se ao fato de o preço ser estabelecido sem que a oferta seja plenamente conhecida (aqui batizado de equilíbrio estocástico). Essa lógica econômica agregada ao plano de alocação governado pelo paradigma de operação ótima do sistema está sintetizada na Figura 3.

Figura 3 – Análise da alocação de custos no SIN




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44. Nessa figura dispôs-se ideário da curva de oferta real do parque gerador em estágio qualquer do horizonte de planejamento. Nesse esquema também foram inseridas as informações oriundas do par demanda e preço ideais (aqui entendidos como quantidade e preço que confeririam o equilíbrio de mercado perfeito), e a demanda e preço reais, verificados após decorrida trajetória operativa com todos os desvios inerentes a qualquer programação calcada em variáveis estocásticas, somado também o efeito do despacho termelétrico fora da ordem de mérito econômico. Note-se que o efeito analítico no croqui econômico proposto foi o de movimentar a curva de oferta para a esquerda junto ao eixo das abscissas.

45. Frise-se que a sistemática econômica contida na Figura 3 está imbricada ao cerne do desenho de alocação ótima calcado em modelagem física com retroalimentação semanal. Ademais, de modo a tornar as imperfeições de mercado ilustradas da figura mais didáticas em termos de análise dos conceitos econômicos correlatos, as áreas geométricas relativas à redução do excedente do gerador e à externalidade foram transladadas para abaixo da curva de oferta, meramente por assim conferirem formato mais regular e tornar a análise de equilíbrio mais facilitada. Essa abstração encontra-se disposta na Figura 4.

46. Assumindo-se que todo o volume térmico apurado fora da ordem de mérito seria exclusivamente decorrente de segurança energética e importação líquida sem garantia física (Equação 1), procura-se demonstrar do esquema econômico disposto na Figura 4 que a totalidade do volume de GFOM (demanda total subtraída da demanda atendida no mérito) teriam seus custos cobertos por duas vias distintas: i) a primeira, desde zero até o patamar do PLD, cujo pagamento seria coberto via mecanismos ordinários do MCP e a ii) segunda, desde o PLD até o CVU da última térmica acionada (CVUmax) fora da ordem de mérito por razões energéticas, cujo ressarcimento ocorreria via encargo de segurança energética.

Figura 4 – Alocação real de custos no SIN – classificação de custos

47. Tendo por base a responsabilidade conferida à ANEEL em valorar o custo do deslocamento hidrelétrico decorrente de GFOM, estabelecer-se-á métrica condizente com os conceitos econômicos de equilíbrio de mercado, no qual se faz necessário definirem duas variáveis econômicas: i) o valor da água e ii) o custo de oportunidade de sua provisão compulsória no presente em face ao usufruto futuro.




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48. Na Nota nº 076/2016, valor da água foi definido como sendo o preço-sombra do recurso hidráulico controlável em contexto de valoração para o qual inexiste mercado estabelecido de insumos ou rendas. Na prática, trata-se de métrica de valoração indireta para a água estocada nos reservatórios, a partir de inferência sobre mercado real de preços e insumos do parque termelétrico. Nele também se embute o conceito de custo de oportunidade, na medida em que a metodologia de otimização da operação do setor11 traduz no CMO a expectativa intertemporal de custos futuros relativos à geração hidrelétrica vislumbrada em horizonte de cincos anos de planejamento.

49. Registra-se que a conceituação de valor da água para fins de precificação da água estocada nos reservatórios estaria em linha com o que apresentou a Abiape sobre arcabouço de valoração da GFOM, conquanto aquela associação não tenha chegado a uma métrica conclusiva sobre o parâmetro em si, tendo optado ao final, por desconsiderá-lo (atribuiu-lhe valor nulo).

III.2.1 – Valores privados e socais

50. Neste ponto da análise, definições oriundas acerca de arranjos alocativos entre demanda e oferta, notadamente relacionadas a custos (valores) privados e sociais, são importantes ferramentas aplicáveis à realidade de mercado do setor elétrico. Dos livros-texto de microeconomia, o preço determinado via otimização estocástica (PLD) poderia ser compreendido como sendo aquele que revela a alocação eficiente sob a ótica privada (equilíbrio de mercado competitivo), cujos benefícios auferidos seriam percebidos na exata medida da remuneração dos custos incorridos12.

51. A atuação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) nesse processo respaldar-se-ia pela existência de custos externos (externalidades) ao equilíbrio competitivo, na literatura designados de falhas de mercado, notadamente em função de percepção de risco de racionamento (custo social) maior do que aquele antevisto pelo mecanismo privado. A soma dos custos privados à externalidade praticada leva à consecução do equilíbrio social (real). Se essa externalidade social estiver bem precificada, pode-se dizer que o equilíbrio real exprimiria o que em economia postula-se de alocação socialmente eficiente.

52. Em realidade, diversas seriam as externalidades que poderiam ser elencadas no processo de consecução de equilíbrio entre oferta e demanda do SIN13, porém destacar-se-á, além daquela já atribuída à atuação do CMSE, outra de caráter positivo, que é o benefício futuro vinculado ao recolhimento compulsório de energia hidráulica no presente, cujo usufruto beneficiará essencialmente a renda futura dos geradores hidrelétricos. Ressalta-se que se trata de benefício cuja percepção dar-se-á mediante os mecanismos próprios do mercado de curto prazo do setor (equilíbrio privado).

53. Com efeito, sob a ótica de custos privados e sociais, faz-se necessário instituir preço para a água que deixou de ser utilizada para fins energéticos em decorrência da GFOM, ao mesmo tempo em que valor distinto deve lhe ser também atribuído quando do seu turbinamento em ocasião futura da realidade operativa14.

11 Programação dinâmica dual estocástica. 12 Obviamente, mercados competitivos (perfeitos) é uma abstração teórica idealizada para a realidade, conquanto inexistente na economia real em razão de diversas imperfeições intrínsecas à constituição dos mercados de insumos e rendas, cujas causas reportam-se não só às externalidades, mas agregam também existência de conluios na constituição dos custos privados (e.g. oligopólios na prestação de serviços de engenharia construtiva e de fornecimento de equipamentos), subsídios governamentais, distorções e ineficiências tributárias. 13 Sobretudo externalidades de cunho ambiental. 14 Nessa assertiva, desprezou-se perda de parte da água estocada nos reservatórios em decorrência do fenômeno da evaporação.




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54. Possível abordagem teórica para a valoração da água que deixou de ser produzida nas hidrelétricas em decorrência de GFOM pode ser a de que o seu valor econômico corresponda ao incremento marginal tomado sobre o CVU da térmica mais cara acionada fora da ordem de mérito. Ora, se o CMSE estabeleceu diretriz de despacho adicional de produção térmica para além do volume preconizado no âmbito da programação oficial, trata-se de reconhecimento tácito daquele colegiado de que o mecanismo de mercado competitivo não conduziria à alocação socialmente eficiente – percepção de risco (custo) de racionamento maior do que aquele embutido no PLD. Trata-se de revelação econômica de que o custo marginal do desestoque desses reservatórios (valor da água – Vágua) estaria necessariamente acima (infinitesimalmente) do custo marginal da térmica mais cara acionada via dispositivo de segurança energética (CVUmax)

55. Assim, uma das vertentes para a definição das condições de pagamento do custo de deslocamento da GFOM estaria atendida a partir do conhecimento do valor da água no mesmo instante de ocorrência do deslocamento. Trata-se, portanto, do CVU da térmica mais cara acionada por força da ação decisória do CMSE.

56. Entretanto, para que as condições de pagamento estejam plenamente definidas, resta ainda subtrair da parcela total de pagamento devida aos geradores hidrelétricos a externalidade positiva relacionada à manutenção de estoque energético em seus reservatórios decorrente da GFOM, ou a importância relativa ao benefício que por eles será percebido futuramente quando do usufruto do armazenamento hidráulico hoje compulsoriamente recolhido. A esse valor atribui-se a incógnita PLDx. A síntese dessa sistemática encontra-se disposta na Figura 5.

Figura 5 – Valoração da GFOM

57. Nessa sistemática, o custo incorrido entre o Vágua e o PLD seria aquele vinculado à externalidade advinda da consecução do equilíbrio socialmente eficiente, doravante denominado apenas




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externalidade social residual15. Não haveria dúvidas acerca de sua contabilização, na medida em que ambas as grandezas seriam plenamente conhecidas no âmbito da operação do mercado do setor em cada instante operativo.

58. A região compreendida entre o PLD e o PLDx seria aquela cujo custo não seria reavido pelo gerador hidrelétrico via os mecanismos de mercado, implicando-lhe, portanto, custo de oportunidade em face do recolhimento compulsório de receita proveniente da GFOM, no instante em que ela acontece.

59. O PLDx, por sua vez, delimita região abaixo da qual estaria caracterizado o benefício auferido futuramente pelo parque hidrelétrico quando do turbinamento do estoque hidráulico aprovisionado em decorrência da GFOM (externalidade positiva). Diante da incerteza relacionada ao preço de mercado que vigorará à época da percepção desse benefício, essa região foi segmentada em dois intervalos.

60. O primeiro deles seria aquele sobre o qual não restaria margem de incerteza relacionada à sua percepção futura pelos geradores hidrelétricos, designado externalidade positiva determinística, que seria aquela conferida pelo PLDmin, em consonância com os critérios positivados pela Resolução Normativa (REN) nº 392/2009. Tendo em vista que o PLDmin confere o piso de preço para as operações de mercado ordinárias do setor, ele balizaria renda mínima auferida futuramente pelos geradores hidrelétricos em decorrência da GFOM.

61. A dúvida persiste na outra parcela, intitulada de externalidade positiva estocástica, cuja incerteza em sua determinação é diretamente vinculada à flutuação do PLD, cuja volatilidade natural é significativa entre os interstícios operativos. Diante da importância que tal parâmetro detém no desfecho desta análise, seu encaminhamento constará de item específico nesta Nota. Não obstante o exposto, já seria possível postular o valor do custo do deslocamento de GFOM como sendo:

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟(𝐺𝐹𝑂𝑀) = 𝑚𝑎𝑥{0, [𝐷𝑒𝑠𝑙𝑜𝑐ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜 × (𝑃𝐿𝐷 − 𝑃𝐿𝐷𝑥)]} (2)

onde Deslochidro foi definindo pela Equação 1 e PLD é o preço de curto prazo vigente no mesmo interstício da apuração.

62. O estabelecimento de um piso igual a zero na Equação 2 faz-se necessário porque há possibilidade de que, em alguns instantes, o PLDx seja superior ao PLD original, acarretando desdobramentos acerca da conceituação de custo de oportunidade que tornariam a análise mais complexa. A não atribuição de valores negativos ao valor da GFOM torna o arcabouço analítico mais simples, além de que a gama de cenários com essas características seria excepcional, o que poderia endossar a adoção desse tipo de premissa.

63. Com efeito, mais do que um preço econômico em si, o PLDx seria o fiel da balança entre o trade-off alocativo entre consumidores e geradores. Sua ordenada conformaria a região econômica vinculada ao ressarcimento do custo de oportunidade percebido pelos geradores em razão da GFOM, na mesma medida em que delimitaria o seu montante dual, aqui entendido como sendo a parcela do custo de oportunidade cuja renda seria reavida via mecanismos ordinários do equilíbrio de mercado privado futuramente.

15 O termo residual aplica-se porque originalmente todos os custos não cobertos pelas vias de mercado seriam devidos às suas falhas alocativas, genericamente classificados como de cunho social.




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III.2.2 – Determinação do PLDx

64. Sabe-se que o conhecimento preciso do PLD em instante futuro é improvável, dada a volatilidade intrínseca à concepção dessa variável. Assim, de modo a se escapar de prognósticos atrelados às condições operativas futuras – sobre os quais pairam inexoráveis fontes de incerteza – uma forma de lhe atribuir valor seria igualá-la ao valor do custo médio de referência da fonte hidrelétrica negociada em leilões de energia nova com o segmento de consumo regulado.

65. Entende-se que o valor médio da oferta hidrelétrica em suprimento e negociada no ambiente de contratação regulada (ACR) seria bom balizador para inferência do custo médio de produção vinculado à oferta hidrelétrica porque nele exprime-se valor da energia ofertada pelos geradores com parcela mais relevante do mercado, traduzindo sua disposição em vender energia à demanda em uma perspectiva de longo prazo, ao mesmo tempo em que representa o preço de equilíbrio de longo prazo contratado pelo consumidor para o respectivo ativo.

66. Nesse panorama, o VRH poderia funcionar como proxy para o PLDx, traduzindo parcela do custo de oportunidade incorrido pelos geradores hidrelétricos que será reavida via mercado futuramente, refletindo o preço para o pagamento à vista da GFOM que melhor equilibrasse o risco em relação à percepção de renda futura decorrente do respectivo armazenamento. Muito embora sua concepção esteja mais calcada em inferência acerca de disposição de longo prazo dos geradores em ofertar energia, a adoção do VRH como PLDx equilibraria a possibilidade de conferir pagamento à vista para a GFOM em detrimento de permanecer incerteza acerca do real custo de oportunidade devido futuramente. Trata-se de concepção regulatória para a variável em apreço, cujas ineficiências alocativas residuais seriam compensadas pela previsibilidade conferida sobre o ressarcimento dos custos ora em discussão (pagamento à vista).

67. A métrica para a determinação dessa variável seria o valor médio entre todos os preços negociados no ambiente regulado por todas as modalidades de produção hidrelétrica participantes do MRE: Centrais geradoras hidrelétricas (CGH), pequenas centrais hidrelétricas (PCH) e usinas hidrelétricas (UHE). Como há um histórico compilado para essa variável, correções monetárias pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) devem ser aplicadas à série histórica. Naturalmente, o preço negociado por um ativo hidrelétrico qualquer deve ser ponderado pela respectiva garantia física, de modo que sua repercussão final no cálculo da média leve em conta o respectivo volume energético negociado. Dessa forma, o VRH teria essa notação matemática:

𝑉𝑅𝐻 = 𝑚𝑖𝑛 {𝑃𝐿𝐷, (∑ 𝐺𝐹𝑗×𝑝𝑗

𝑛𝑗=1

∑ 𝐺𝐹𝑗𝑛𝑗=1

)} (3)

onde n é o número total de hidrelétricas considerada no cálculo, GFj a garantia física da central j, pj o respectivo preço arrematado no leilão e PLD é o preço de curto prazo vigente no mesmo interstício da apuração.

68. O processamento dessa média para o histórico consolidado desde o ano de 2005 até o mês de novembro de 2016 levou à consecução de VRH de R$152/MWh16. As informações utilizadas nesse

16 Trata-se de valor estimado, sobre o qual se deve realizar auditoria final para fins de consecução de plena aderência ao conceito intrínseco à variável: energia nova negociada pelos geradores no ambiente regulado, traduzindo sua disposição em ofertar energia à demanda em uma perspectiva de longo prazo, ao mesmo tempo em que representa o preço de equilíbrio de longo prazo de contratação pelo consumidor do respectivo ativo hidrelétrico.




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cálculo foram extraídas de publicação realizada pela CCEE17. Como regra, sugere-se que o cálculo do VRH seja feito anualmente, ao final de cada ano (mês de dezembro), e o seu resultado vigore ao longo de todo o ano subsequente.

69. Segunda possibilidade de precificação para o PLDx seria estabelecer prazo futuro para a transação comercial da GFOM, em cujo mês especificado o valor do PLD vigente seria atribuído à incógnita em discussão (pagamento a prazo), desde que esse não ultrapassasse o valor original do PLD quando da ocorrência do deslocamento. E como regra, sugere-se que esse prazo seja previamente estipulado para 12 meses. Por exemplo, se determinado volume de GFOM ocorresse no mês de setembro, o valor do PLDx seria o valor do PLD que vigoraria em setembro do ano subsequente.

𝑃𝐿𝐷𝑥 = 𝑚𝑖𝑛{𝑃𝐿𝐷𝑡 , 𝑃𝐿𝐷𝑡+12} (4)

Onde PLDt é o PLD médio mensal computado no mês que se apurou o deslocamento e PLDt+12 o PLD médio mensal 12 verificado dozes meses à frente.

70. Nesse interstício, a conjuntura hidrológica no mês futuro pode ser tal que o preço da energia esteja em patamares mais favoráveis sob a perspectiva do gerador (PLD relativamente mais baixos), implicando recolhimento de custos de oportunidade pelo consumidor (ESSGFOM) superiores àqueles que seriam percebidos na modalidade à vista. O oposto disso também seria verdadeiro, restando em recolhimentos de custos de oportunidade relativamente inferiores, em desfavor do segmento de geração. Em quaisquer dos cenários, o principal protagonista do mecanismo decisório seria a incerteza intrínseca à realização futura do PLD, em cujo horizonte futuro a variância da variável exerceria o papel mais relevante.

III.2.3 – Simulações Numéricas

71. Nesta seção dispõe-se simulação processada sobre os valores de GFOM contabilizados ao longo do ano de 2015 (Figura 6), desconsiderando-se parcela de importação de energia sem garantia física IEGFr, por questões de simplificação analítica. Ademais, de modo a tornar esta avaliação ainda mais expedita, não se abateu dos volumes de GFOM a frustração de geração térmica despachada por mérito econômico. Finalmente, nesse exemplo também foram incluídos os valores médios mensais de PLD que vigoraram durante os anos de 2015 e 201618, de modo a emular os valores de PLDx nas duas vertentes consideradas: à vista ou a prazo. Informa-se que todas essas informações foram obtidas junto ao sítio da CCEE na internet.

17 Planilha denominada resultado_consolidado_leiloes_publicacao_novembro_2016.xlsx, disponível em www.ccee.org.br. Frise-se que não foi realizado eventual tratamento necessários sobre os dados brutos constantes 18 O PLD de dezembro de 2016 foi a melhor estimativa conferida pela CCEE após concluída a revisão 1 do PMO desse mês.




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Figura 6 – Simulação de GFOM19 e de PLDx

72. O volume médio total apurado de GFOM em 2015, sem a variável IEGFr e compensação de volumes térmicos realizados no mérito, foi de 2.748MWm. Note-se que o pagamento à vista pressupõe atribuição de valor constante para o PLDx e, portanto, previsibilidade plena no tocante à receita auferida pelo gerador no que se refere ao pagamento do custo de oportunidade vinculado. No caso-exemplo de 2015, o PLDx foi de R$152/MWh, valor esse quase sempre inferior ao patamar médio do PLD que vigorou naquele mesmo ano, com exceção do mês de agosto. Destaque-se, ademais, que no primeiro semestre o PLDx à vista foi, em média, 40% do valor de PLD registrado no mesmo período. Na segunda metade do ano, essa média resultou em 77%.

73. Na vertente de PLDx a prazo, as trajetórias de PLD no ano em que se apurou a GFOM (2015) e no ano subsequente (2016) levariam à constituição de razões entre o PLDx e o PLD de 20%, no primeiro semestre, e de 68% no segundo semestre. Na Tabela 1 resumem-se os resultados em termos semestrais.

Tabela 1 – Resumo das simulações da Figura 6

Razão entre PLDx/PLD (pagamento à vista)

Razão entre PLDx/PLD (pagamento a prazo)

Primeiro semestre 40% 20%

Segundo semestre 77% 68%

74. Na próxima seção discorrer-se-á mais detidamente acerca das condições de pagamento relacionadas às duas possibilidades de precificação do PLDx, à vista ou a prazo.

19 Desconsiderando-se parcela de garantia física de energia IEGFr.




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III.3 – Condições de Pagamento

75. Independentemente da modalidade atribuída à valoração do PLDx, possibilidade de se sintetizar o desenho das condições de pagamento para o custo do deslocamento hidrelétrico seria esta disposta na Figura 7.

Figura 7 – Condições de pagamento para a GFOM

76. Em linhas gerais, o pagamento da externalidade social residual (vide Figura 5) continuaria sendo feito pelo consumidor via encargo de serviço de sistema por razões de segurança energética (ESSenergético). O ressarcimento do custo de oportunidade ao gerador hidrelétrico, por sua vez, seria promovido via constituição de encargo próprio para a rubrica em questão (ESSGFOM), cuja autorização legal proveio da nova redação conferida ao § 10, Inciso I, art. 1º da Lei 10.848/200420. No desenho regulatório ora vislumbrado, esse encargo cobriria a receita frustrada pelo gerador hidrelétrico que não poderia ser recuperada segundo as regras de operação de mercado (MCP), de acordo com a construção atrelada à determinação do PLDx.

77. Não obstante o exposto, a depender da forma de constituição do PLDx, o desenho das condições de pagamento passaria a deter nuances distintas. Mas em quaisquer dos casos, na medida em que o custo de oportunidade da GFOM reverter-se-ia em pagamento relativo à parcela de receita de energia hidráulica frustrada que não poderia ser reavida futuramente, os termos da parcela residual que seria restituída dependeria do interstício temporal firmado entre as partes: à vista ou a prazo.

78. Ademais, a depender da operacionalização desse pagamento, a direção do fluxo pode ganhar especificidades próprias que seriam detalhadas em regras de comercialização.

III.3.1 – Pagamento à vista

79. Na modalidade de pagamento à vista, a transação entre consumidor e gerador dar-se-ia ao preço PLDx previamente acordado (conhecido) entre as partes. O cálculo desse fator competiria à CCEE, cuja divulgação dar-se-ia no mês de dezembro de cada ano, com vigor ao longo de todo o ano subsequente. O benefício do gerador revelar-se-ia na área ESSGFOM ilustrada na Figura 7.

20 Dispositivo inaugurado desde a publicação da Lei 13.206/2016.




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80. Operacionalmente, as contabilizações no âmbito do MRE e do MCP processar-se-iam sem qualquer alteração sobre o ordenamento vigente. No âmbito do MCP, o gerador continuaria arcando com a totalidade dos custos atrelados à abscissa DeslocHidro, desde a ordenada zero até o PLDx, sem qualquer alteração prévia sobre os montantes energéticos apurados no âmbito MRE.

81. A compensação de parte desse custo incorrido pelo gerador seria viabilizada mediante constituição do ESSGFOM, cujo pagamento seria de responsabilidade do consumidor, receita essa que abateria os custos totais assumidos pelo gerador no MCP, constituindo-lhe benefício líquido e certo. A parcela residual arcada pelo gerador no MCP, em contrapartida, poderia ser interpretada como benefício do consumidor, na medida em que deixou de ser um custo incorrido pelo segmento de consumo no instante presente, ao mesmo tempo em que traduz a receita esperada de ser reavida pelo gerador futuramente no âmbito do próprio MCP. No esquema desenhado na Figura 8, elucidam-se essas últimas considerações.

Figura 8 – Alocação de custos para a modalidade de pagamento à vista

82. Obviamente, as classificações de custo e de benefícios dispostas na figura são válidas no contexto do desenho regulatório ora proposto, não traduzindo os reais benefícios e custos atrelados ao balanço físico da GFOM porque esse dependerá das condições operativas futuras, cuja realização é revestida de importante grau de incerteza21.

83. Com efeito, em outros instantes do horizonte, em face à flutuação do preço e à dinâmica de consumo real da reserva energética aprovisionada no reservatório (externalidade positiva), a caracterização de custo líquido do gerador ou de benefício do consumidor seria invariavelmente distinta daquela ora determinada no presente. O maior ganho que se teria nesse processo, no entanto, seria o de construir sistemática simples e de plena previsibilidade acerca de custos e benefícios assumidos e percebidos por cada parte, segundo acordo previamente firmado.

84. Na Figura 9 dispõem-se resultados alocativos obtidos para a simulação apresentada no Item III.3.2. Repise-se que se trata de volumes de GFOM apurados no ano de 2015 e que o PLDx à vista foi o valor atribuído à variável VRH nesta Nota, de R$ 152/MWh.

21 Registra-se que nessa análise desconsideraram-se os efeitos físicos relacionados ao vertimento e à evaporação, cujos riscos estariam embutidos nas parcelas econômicas afetas à gestão do gerador.




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Figura 9 – Simulação do pagamento à vista de GFOM em 2015

85. Finalmente, algum tratamento regulatório deve ser feito no que tange à elegibilidade dos geradores hidráulicos que fariam jus ao recebimento do encargo de GFOM porque no bojo do MRE há aqueles que repactuaram o risco hidrológico com o consumidor cativo, nos termos da Resolução Normativa nº 684/2015, em cuja apólice contratada estão incluídos efeitos da geração da fora da ordem de mérito. Assim, se a conjuntura do fator de ajuste do MRE for condizente com produto do seguro contratado, o consumidor já estaria assumindo o ônus dessa realidade, o que não justificaria repasse de recurso adicional para o mesmo sinistro, caracterizando duplicidade de pagamento.

86. Esse tratamento poderia ser conseguido mediante operacionalização dessa métrica no âmbito do próprio MRE, cujas nuances e eventuais dificuldades ainda não foram devidamente exploradas nesta NT. De qualquer forma, independentemente da forma de operacionalização da regra alocativa vinculada à condição de pagamento ora apresentada, diretriz acerca do impacto que a repactuação de risco da Resolução nº 684/2015 teria sobre a alocação do custo de oportunidade da GFOM deve expressamente constar da norma submetida ao exame público, ainda que o seu detalhe operacional não tenha sido ainda explorado.

III.3.2 – Pagamento a prazo

87. Na vertente a prazo, a variável que passaria a balizar a percepção de renda do potencial hidráulico da GFOM transacionado no MCP seria o mês futuro da operação. O PLDx nesse caso, ainda que desconhecido, teria regra de determinação previamente determinada, qual seja, o próprio PLD médio do mês futuro em que a operação fosse realizada, limitado ao valor do PLD original registrado quando da ocorrência do deslocamento (vide Equação 4).

88. Diante da incerteza atrelada aos prognósticos de preços e das condições operativas futuras, propõe-se que o mês futuro seja o mesmo do ano subsequente. Nesse caso, cada volume de GFOM registrado em um mês qualquer da operação teria o seu pagamento efetivado no mesmo mês do ano subsequente. Por exemplo, GFOM ocorrida em setembro de 2017 implicaria processamento comercial em setembro de 2018.




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89. Do ponto de vista operacional, essa modalidade poderia ser desmembrada em dois desenhos distintos: o primeiro, cuja alocação de custos e de benefícios seguiria esquema semelhante ao da Figura 8, com a diferença que o PLDx seria o do mês em que a operação fosse processada. A segunda forma seria tratar a transação da GFOM no âmbito do MRE, o que poderia simplificar considerações acerca de repactuação de risco hidrológico entre geradores e consumidores nos termos da Resolução nº 684/2015, dado que a sistemática alocativa do próprio mecanismo poderia automaticamente endereçar cada qual das obrigações assumidas por cada parte nesse quesito.

90. Preliminarmente, julgou-se mais intuitivo, em termos conceituais, explorar apenas a sistemática via constituição de encargo, razão pela qual somente essa vertente constará desta Nota Técnica.

91. De todo modo, entende-se que a melhor forma de operacionalizar o ressarcimento da GFOM deveria ser objeto de avaliação mais detida pela Agência, o que pode ser especialmente auxiliado com contribuições públicas endereçadas pelos agentes nesse sentido, sobretudo da CCEE.

92. Não obstante o exposto, retomando-se a discussão conceitual, a única diferença entre o desenho a prazo e à vista seria a consideração acerca do PLDx. Na modalidade imediata, essa variável seria previamente conhecida, o valor VRH calculado segundo Equação 3. Na vertente a prazo, o PLDx seria aquele que vigorar no mês da operação comercial no ano subsequente.

93. Com efeito, na modalidade a prazo, as mesmas considerações acerca de transações no MCP e no MRE seriam também válidas e o pagamento de ESSGFOM pelo consumidor ao gerador seria nos mesmos moldes da exposição feita no Item III.3.1. Tendo em vista o risco que a realização futura do PLDx exerceria sobre os volumes financeiros que seriam assumidos pelos consumidores e geradores, caberia ao gerador decidir se optaria por incorrer esse risco ou, alternativamente, optar pelo pagamento à vista.

94. Na modalidade a prazo, quanto menor for o PLDx do ano subsequente em relação ao mesmo período da ocorrência da GFOM originalmente, maior será a parcela de encargo ESSGFOM assumida pelo consumidor e menor o custo residual que deveria ser reavido pelo gerador no âmbito do MCP. Caso a relativização entre os PLDs contemple lógica inversa, o benefício relativo do consumidor aumentará, na mesma proporção do aumento do custo líquido incorrido pelo gerador.

95. Na Figura 10 dispõem-se resultados alocativos obtidos para a mesma simulação do ano de 2015, sendo que agora o PLDx aplicado em cada mês foi aquele registrado ao longo do ano de 2016.




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Figura 10 – Simulação do pagamento a prazo (em 2016) da GFOM de 2015

96. Na Tabela 2 mostra-se quadro comparativo entre as duas modalidades, a prazo e à vista. Registre-se que o total de recursos objeto do processo alocativo teria sido de 5,689 bilhões de reais. Trata-se da quantidade total de GFOM apurada em cada mês do ano multiplicada pelos respectivo PLD médio mensal. No quadro sintetizam-se as diferenças entre as duas sistemáticas.

Tabela 2 – Comparativo entre o pagamento a prazo ou à vista (Milhões de Reais)

97. Note-se que, economicamente, a alocação entre consumidores e geradores foi distinta nas as duas vertentes consideradas. Na modalidade à vista, consumidores arcariam com custos da ordem de 36%, ao passo que os geradores responderiam por algo em torno de 64%. Na sistemática a prazo, esses mesmos números teriam sido repartidos quase que igualitariamente, 48% e 52% respectivamente.

III.3.3 – Resumo das condições de pagamento

98. Diante do exposto, como proposta regulatória a ser submetida em Audiência Pública pela Diretoria da ANEEL, haveria duas sistemáticas em discussão.

99. Considera-se que essas duas possiblidades não seriam excludentes entre si, de modo que o desenho regulatório poderia facultar ao gerador, em cada mês em que se apurasse a GFOM, a opção de receber o pagamento do custo de oportunidade à vista, ao preço VRH publicado pela CCEE, ou incorrer o recebimento a prazo, cujo pagamento dar-se-ia segundo o PLD futuro que vigorará no ano subsequente. Em ambos os casos, a transação do consumidor para o gerador seria via constituição do ESSGFOM. As varáveis de controle seria o VRH na vertente à vista e o intervalo futuro para liquidação da transação, se a




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opção for a prazo. Na Tabela 4 resumem-se essa disposição, ao mesmo tempo que se compilam os parâmetros que deverão ser submetidos a escrutínio público.

Tabela 4 – Desenho Regulatório da GFOM

Modalidade Pagamento Variável de controle Valor regulatório proposto

À vista VRH R$152/MWh

A prazo

Prazo em que se dará o ressarcimento do custo de

oportunidade, contato a partir do mês em que se registra o

deslocamento

12 meses

100. A decisão do gerador pautar-se-ia, fundamentalmente, entre escolher remuneração líquida e certa no presente, ao preço VRH, ou arcar com o rendimento potencialmente superior, porém incerto, no futuro – sujeito à flutuação do PLD. Quanto maior seja o valor do VRH em comparação ao PLD do ano subsequente, melhor terá sido a decisão em apostar no futuro. Interpretação antagônica valeria para o caso em que o preço vindouro seja superior ao VRH. Na Tabela 5 compilam-se os benefícios e os custos envolvidos nesse processo de tomada de decisão.

Tabela 5 –Trade-off decisório envolvendo o pagamento da GFOM

Modalidade Pagamento Benefício Custo

À vista Rendimento líquido e certo no

presente

Renúncia a rendimento potencialmente superior

futuramente

A prazo Percepção de rendimento

potencialmente superior no futuro

Rendimento incerto e sujeito à flutuação do PLD

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

101. Para fins desta instrução, levou-se em consideração estes diplomas legais e regulatórios:

Leis: nº 13.203/2015, nº 13.360/2016 e nº 10.848/2004;

Decreto nº 2.655/1998;

Resolução CNPE nº 3/2013; e

Resoluções Normativas ANEEL nº 392/2009 e nº 684/2015




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V. DA CONCLUSÃO

102. A nova redação conferida ao Artigo 2º da Lei nº 13.203/2015 fez com que boa parte da discussão instaurada no âmbito da AP nº 045/2016, sobretudo a controvérsia jurídica acerca da direção dos fluxos econômico-financeiros da GFOM, perdesse boa parte de sua substância desde a publicação da Lei 13.360/2016. Muito do desenho conceitual endereçado pela Agência na ocasião pautara-se no entendimento de que o pagamento da GFOM teria que ser completamente dirimido no âmbito do MRE, o que foi frontalmente confrontado pelas associações de geração do setor em suas contribuições.

103. Não obstante o exposto, visão conceitual desse processo trazida pela Abiape conteve elementos de mercado que certamente mereceram maior reflexão por parte da Agência. Tratava-se de esquema voltado à análise da alocação de custos hoje aplicável aos quantitativos térmicos que são percebidos via a geração fora da ordem de mérito.

104. A organização desta análise também subdividiu a temática em três grandes blocos: i) definição do montante elegível, ii) valoração e iii) desenho das condições de pagamento.

105. Em relação ao primeiro item, esta análise encaminhou a definição do montante elegível como sendo aquele resultante da soma do volume total de geração térmica apurado segundo a rubrica garantia de suprimento energético, já descontado eventual compensação de volumes de geração térmica frustrados na ordem de mérito, acrescido de eventual saldo de importação de energia internacional verificada sem devolução e sem garantia física definida no mercado brasileiro (variável DeslocHidro definida na Equação 1).

106. No que tange à valoração, a instituição do PLDx provém de conceito econômico no qual essa variável passaria a ser o fiel da balança no trade-off alocativo entre consumidores e geradores. Em cada instante, sua ordenada estaria limitada ao PLD mínimo e ao PLD médio em vigor, conformando região econômica vinculada ao ressarcimento do custo de oportunidade percebido pelos geradores em razão da GFOM, na mesma medida em que delimitaria parcela residual desse mesmo custo cuja renda deveria ser reavida via mecanismos ordinários do equilíbrio de mercado privado futuramente (externalidade positiva).

107. Essa sistemática também incluiu duas modalidades para a definição do PLDx, à vista ou prazo, diretamente vinculadas ao desenho das condições de pagamento subsequentes. Na vertente à vista, o PLDx receberia a conotação VRH, sendo ela o valor médio entre os preços históricos de energia hidráulica em suprimento, negociados em leilões no ambiente regulado por todas as modalidades de produção hidrelétrica participantes do MRE: CGH, PCH e UHE. O cálculo dessa média seria ponderado pela garantia física associada, de modo que sua repercussão final levasse em conta o respectivo volume energético negociado por cada ativo hidrelétrico.

108. Ademais, a vertente de constituição de encargo pressupõe algum tratamento regulatório acerca da elegibilidade dos geradores hidráulicos que fariam jus ao recebimento do encargo de GFOM porque no bojo do MRE há aqueles que repactuaram o risco hidrológico com o consumidor cativo, nos termos da Resolução Normativa nº 684/2015, em cuja apólice contratada estão incluídos efeitos da geração da fora da ordem de mérito. Tal diretriz deve constar da norma submetida ao exame público, ainda que o seu detalhe operacional também não tenha sido pormenorizadamente aqui explorado.

109. A síntese da análise aqui desempenhada resultou em confecção de minuta de Resolução, cujos termos devem ser submetidos ao crivo público. Finalmente, a condução deste trabalho foi direcionada por Análise de Impacto Regulatório, cujo detalhamento consta de documento anexo.




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VI. DA RECOMENDAÇÃO

110. Recomenda-se encaminhamento desta Nota Técnica, da minuta de Resolução e da Análise de Impacto Regulatório anexas ao Diretor-Relator, de modo a compor rol de documentos submetidos ao escrutínio público em 2ª fase de Audiência Pública, a ser deliberada e instaurada pela Diretoria da ANEEL.

BRUNO GOULART DE FREITAS MACHADO

Especialista em Regulação RAFAEL COSTA RIBEIRO Especialista em Regulação

FELIPE ALVES CALABRIA Especialista em Regulação

BENNY DA CRUZ MOURA Especialista em Regulação

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Assessor da SRG

RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU Assessor da SRM

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




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Anexo – ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data:16 de dezembro de 2016 Área Responsável: SRG e SRM

Título da Regulação: Regulamentação do artigo 2º da Lei nº. 13.203, de 08/12/2015 – custo do deslocamento da geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito e importação de energia elétrica sem garantia física.

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

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

Desde a publicação da Resolução nº 109/2002, do Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), institucionalizou-se o despacho de recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico, competindo-o ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). A atuação do CMSE nesse processo respalda-se pela existência de custos externos (externalidades) ao equilíbrio competitivo conferido pelos modelos computacionais de otimização estocástica (aqui entendido como proxi do equilíbrio perfeito de mercado), o que na literatura econômica denomina-se falhas de mercado. Economicamente, essa ação do Comitê justificar-se-ia em função de percepção de risco de racionamento (custo social) maior do que aquele antevisto pelo mecanismo exclusivemente de mercado. A soma dos custos privados às externalidades sociais leva à consecução do equilíbrio socialmente eficiente, desde que esse último tenha sido bem precificado.

Ocorre que, antes da publicação da Lei nº 13.203/2015, o marco regulatório atribuía aos geradores hidrelétricos a responsabilidade pela assunção daqueles custos sociais oriundos do despacho fora da ordem de mérito, proporcionais ao preço do equilíbrio privado. O art. 2º dessa diretriz legal, por sua vez, acabou por determinar que sistemática de alocação de custos fosse desenhada de modo que o custo de oportunidade do gerador hidrelétrico nesse processo tivesse a respectiva reparação econômica observada. Não obstante o exposto, outro relevante efeito sob a ótica do gerador hidrelétrico nesse processo é o aprivisionamento de renda acumulada nos reservatórios das hidrelétricas, o que economicamente caracteriza-se como uma externalidade privada positiva, mas cuja precisão é dificultada pela prórpia dinâmica de flutuação do preço de equilíbrio de mercado. Portanto, o desafio alocativo preconizado pelo art. 2º consiste em melhor equilibrar a parcela de custo de oportunidade devida ao gerador hidrelétrico, uma vez que dessa parcela deve ser descontado benefício que será auferido futuramente quando do turbinamento do excedente energético vinculado ao armazenamento compulsório de água que ocorrera ao mesmo instante do deslocamento.

(ii) Identificar os principais afetados pelo problema.

Esta regulação abarca a maior parte do parque hidrelétrico brasileiro, na medida em que o dispositivo vinculou o deslocamento da geração hidrelétrica ao mecanismo de realocação de energia (MRE), de que participam não só as usinas despachadas ou programadas centralizadamente, mas também geradores hidrelétricos desvinculados do Sistema Interligado Nacional (SIN), que também optam por integrar o referido mecanismo de mitigação de risco próprio do segmento da hidroeletricidade, entre eles Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Centrais de Geração Hidrelétrica (CGHs). Sob a ótica da demanda, o desenho regulatório proposto afetará sobretudo o segmento de consumidores cativos, a quem incumbirá o ressarcimento do custo de oportunidade afeto ao deslocamento hidrelétrico em questão.

(iii) Estabelecer as causas do problema.

A controvérsia instalada reside sobretudo à prerrogativa conferida ao CMSE de acionar recursos termelétricos para além da ordem de mérito econômico, o que promove incerteza adicional àquela intrínseca à programação operativa, acerca da alocação final de custos e de recursos no âmbito da operação do sistema.




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Justificativas para a intervenção:

(iv) Por que a intervenção é necessária?

Porque de acordo com o disposto no art. 2º da Lei 13.203/2015, o legislador entendeu ser esse um tema que deveria ser objeto de regulamentação pela ANEEL.

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

Não, porque se cuida de ação oriunda de determinação legal.

Objetivos perseguidos:

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

O desenho regulatório proposto visa estabelecer regramento objetivo para conciliar o pagamento do custo de oportunidade devido aos geradores hidrelétricos em face da geração termelétrica fora da ordem de mérito econômico, tendo em vista que parcela desse mesmo custo reveste-se em renda no mercado para o gerador quando do turbinamento da reserva energética aprovisionada no reservatório em decorrência do mesmo evento físico. Os efeitos esperados são os de adequadamente endereçar a alocação de custos entre consumidores e geradores no que tange à completude da externalidade econômica produzida pela geração fora da ordem de mérito.

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

Segundo o caput do art. 2º da Lei 13.203/2015, a ANEEL deverá aplicar esta regulamentação a partir de 2017.

Opções consideradas:

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

Em termos conceituais, duas vertentes foram concebidas, sendo que validade de ambas concomitantemente seria um dos pilares da construção regulatória apresentada, perfazendo sistemática de facultar ao gerador, em cada instante de ocorrência do deslocamento, a opção de escolha entre uma ou outra modalidade.

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

Não regular a matéria não consta do rol de opções porque essa ação foi determinada por Lei. Avalia-se que a opção de manter duas vertentes regulatórias e facultar a escolha dentre elas ao gerador, em cada instante decisório, revela-se uma prática interessante na medida em que vai ao encontro de poder contemplar maior espectro de preferências e de percepções individuais de cada decisor, notadamente aversões a risco heterogêneas. Uma única possibilidade de escolha limitaria o plano decisório a uma média de perfis de interesse, fazendo com que aqueles com características mais destoantes ficassem mais propensos a alegar que o desenho proposto não atenderia minimamente aos seus interesses.

Análise de custo-benefício:

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

Os custos e benefícios aos geradores e consumidores são completamente dependentes da calibração dos valores de PLDx vinculado às sistemáticas de pagamento à vista ou a prazo, de acordo com a disposição da Figura 1. A métrica ora concebida visa justamente equilibrar o trade-off alocativo entre o custo de oportunidade devido ao gerador e a respectiva renda auferida com o potencial hidráulico estocado por força do deslocamento percebido. Trata-se de cálculo sobre o qual reside invariavelmente componente de risco e o desenho vislumbrado facultaria a quem melhor pode precificar esse risco – o gerador hidrelétrico – a escolha entre auferir renda líquida e certa à vista ou o incorrer recebimento de benefício potencialmente superior no futuro, mas sujeito a risco. Simulações conduzidas para o ano de 2015 (vide Figura 2 e Tabela 1) mostraram que o desenho regulatório em questão teria conduzido ao trade-off decisório almejado, na medida em que o pagamento à vista, sem qualquer risco, implicaria maior exposição do gerador ao MCP (cerca de 64% dos custos totais em discussão), ao passo que a opção de recebimento a prazo levaria a um pagamento superior de encargo pelo consumidor, nesse caso, resultando em uma divisão quase equânime do total de custos objeto da proposta alocativa em questão – consumidores arcariam com custos da ordem de 58%, ao passo que os geradores responderiam por




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algo em torno a 52%. Por ocasião do fechamento da Audiência Pública, simulações complementares, contemplando diversidade maior de cenários, deve ser conduzida de modo a melhor calibrar e aferir a robustez da proposta regulatória ora apresentada.

Figura 1 – Alocação de custos do deslocamento hidrelétrico

Figura 2 – Simulações conduzidas para o ano de 2015

Tabela 1 – Comparativo entre o pagamento a prazo ou à vista (Milhões de Reais)




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(xi) Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas consideradas. Benefício não financeiro que o pagamento do custo de oportunidade ao gerador hidrelétrico pelo consumidor conduziria no âmbito do fórum deliberativo do CMSE seria o de reforçar o impacto alocativo sobres os segmentos de geração e de consumo, diretamente vinculado ao teor e aos termos das decisões tomadas por aquele colegiado. Outra externalidade positiva gerada a partir da promulgação desta regulação seria a de, diante dos impactos alocativos apontados, induzir mais fortemente aprimoramentos de mecanismos de aversão a risco endógenos sobre os modelos computacionais de planejamento e programação da operação e formação de preço, de modo que esses custos sejam prioritariamente recuperados pelos mecanismos próprios de mercado.

Análise do Estoque Regulatório: (xii) O regulamento proposto implica alteração e/ou revogação de outro regulamento existente? Caso

afirmativo, discriminar.

Não.

(xiii) Avaliar a correlação entre a regulação proposta e o estoque regulatório.

A regulação proposta tem forte correlação com a sistemática de repactuação de risco constante da Resolução Normativa nº 684/2015, na medida em que as apólices de seguros negociadas entre consumidores e geradores contemplam efeitos de sinistros decorrentes de geração termelétrica fora da ordem de mérito. Com efeito, critérios acerca de elegibilidade dos geradores hidráulicos que fariam jus ao recebimento do encargo de GFOM devem ser melhor explorados por ocasião do fechamento da Audiência Pública. Por ora, foi positivada diretriz explícita nesse sentido na minuta de Resolução submetida ao crivo público, cujo detalhamento poderia ser contemplado no respectivo regramento de comercialização vinculado.

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

O acompanhamento da sistemática desenhada naturalmente converge com as atribuições da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), na medida em que se caracterizaria como mais uma atividade típica da seara de contabilização de montantes energéticos transacionados entre os agentes de mercado. Nesse contexto, entende-se que, sem prejuízo de estabelecimento de mecanismo formal de controle por parte da ANEEL, o acompanhamento evolutivo do regramento proposto dar-se-ia por intermédio dos relatórios e boletins ordinariamente confeccionados e publicados pelo operador do mercado.




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nota técnica nº 154 /201 6-srg -srm /aneel em 16 de ... · interpretativas sobre a disposição...

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