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EDP – Energias do Brasil

Contribuição à Audiência Pública ANEEL nº 54/2014:

Definição dos limites máximo e mínimo do Preço de

Liquidação das Diferenças – PLD

Brasília, 10 de novembro de 2014.

Sumário Executivo

O PLD apresenta uma volatilidade mensal que é 8,5 vezes superior ao iBovespa. Esta volatilidade

traduz-se em riscos percebidos pelo Setor Elétrico que acabam por atuar de forma contrária à

Modicidade Tarifária e aos investimentos. Para limitar o risco, a própria regulamentação (Decreto

5.163/2004) prevê o estabelecimento de valores Piso e Teto para o PLD, bem como delega à

ANEEL a competência para estabelecer estes valores.

A EDP realizou também uma pesquisa para relacionar a teoria econômica de Preços ao Setor

Elétrico Brasileiro. Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da curva

de oferta de energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos de

seca tende a disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado de

curto prazo, aferidos como Excedente do Produtor. Exemplos recentes dessa situação ocorreram

em 2013 e 2014, onde o Excedente do Produtor custou aos consumidores valores bilionários e

endividamento setorial, sem atrair oferta de energia ou reduzir o consumo.

A oferta de energia é determinada pelos Leilões A-3 e A-5, os quais têm atraído oferta de

Geradores de Longo Prazo (GLP), que se comprometem a vender energia por horizontes de 15 a 30

anos. Nestes leilões, o papel do PLD na receita do investidor é muito limitado. No entanto, sua

volatilidade representa uma papel de risco crescente nos últimos anos.

Nos Leilões de Energia Existente (A-1 e Ajuste), ou mesmo nos Mecanismos de Compensação de

Sobras e Déficits das distribuidoras (MCSDs), a oferta de energia simplesmente não ocorre quando

há cenários de PLDs elevados. Os Geradores de Curto Prazo (GCP), aqueles com sobra de energia

existente, sentem que vender energia nestes leilões é menos lucrativo e mais arriscado do que

vender no mercado de curto prazo, por isso preterem a venda nesses leilões.

A ANEEL propôs o PLD Teto de R$388/MWh e o PLD Piso de R$30/MWh. A EDP concorda e apóia a

proposta da ANEEL, pois, de forma independente, a EDP desenvolveu uma metodologia para

cálculo destes valores, chegando aos valores de R$399/MWh e R$39/MWh para os PLDs Teto e

Piso, respectivamente. A metodologia desenvolvida pela EDP foi apresentada na Consulta Pública

ANEEL nº 09 de 2014 e é reapresentada neste documento apenas a título de demonstrar a

completude da sua proposta.

As simulações realizadas pela EDP indicam que se o PLD Teto de 2014 fosse da ordem de

R$400/MWh, a redução de custos para os consumidores seria da ordem de R$8 bilhões somente

para o primeiro semestre do ano. Esta redução de custos envolve: Exposição Involuntária, Risco

Hidrológico, Encargos de Serviços do Sistema, Contratos por Disponibilidade e Energia de Reserva.

Para o ano de 2015, o PLD Teto em torno de R$400/MWh determina custo total mínimo para as

distribuidoras, mesmo nos cenários em que a Exposição Involuntária é nula.

Para os Geradores de Longo Prazo, reduzir o PLD Teto significa reduzir o risco percebido pelos

agentes, com benefícios para a Modicidade Tarifária, para a Segurança Energética e para a

Segurança Contratual.

Para os Geradores de Curto Prazo, reduzir o PLD Teto significa reduzir suas receitas esperadas no

curto prazo (horizonte de até 6 meses, principalmente). Ainda assim reduzir o PLD Teto significa

diminuir o risco percebido por estes agentes. A medida mitigadora para reduzir o impacto do PLD

nos GCPs é a contratação de energia por prazos mais longos (48 meses ou mais).

A ANEEL também propôs que os Encargos de Serviços do Sistema – ESS decorrentes da operação

das usinas despachadas por ordem de mérito, porém com custo variável superior ao PLD, sejam

rateados entre os agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo. A EDP realizou inúmeras análises

desta proposta e concluiu que ela não deve prosperar.

Ratear o ESS pelos agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo significa acentuar a assimetria

tarifária já existente entre as diversas distribuidoras. Esta assimetria determina efeitos indesejados

para os consumidores, que verão reajustes tarifários muito diferentes entre as distribuidoras.

Neste sentido, a EDP propõe que o ESS decorrente da operação das usinas despachadas por

ordem de mérito seja rateado de forma igualitária entre todos os agentes de consumo.

1

1 Sumário 2 Introdução ................................................................................................................................... 4

3 O Papel do Preço ....................................................................................................................... 12

3.1 Princípios Microeconômicos ............................................................................................. 12

3.2 Características do Investimento no Setor Elétrico ............................................................ 15

3.3 Custo Marginal, Custo de Operação e Oferta de Energia no Curto Prazo ........................ 20

3.4 O Mercado de Curto Prazo e o Modelo de Comercialização de Energia .......................... 22

4 Liquidez da Oferta de Energia e PLD ......................................................................................... 24

4.1 Leilões de Energia Nova .................................................................................................... 24

4.2 Leilões de Energia Existente .............................................................................................. 24

5 Limites de PLD e Rateio de ESS ................................................................................................. 29

5.1 Proposta da Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL ........................................ 29

5.2 Fundamentos Legais dos Limites do PLD .......................................................................... 31

5.2.1 Dos Princípios da Subsidiariedade e da Proporcionalidade ...................................... 31

5.2.2 Do Princípio da Legalidade ........................................................................................ 32

5.2.3 Do Princípio da Eficiência dos Atos Administrativos ................................................. 33

5.2.4 Do Princípio da Segurança Jurídica ........................................................................... 34

5.3 Propostas Apresentadas pela EDP na Consulta Pública 09/2014 ..................................... 35

5.3.1 Cálculo do PLD Teto ................................................................................................... 36

5.3.2 Cálculo do PLD Piso ................................................................................................... 38

5.4 Rateio do ESS ..................................................................................................................... 40

5.4.1 Impactos sobre a Assimetria Tarifária ....................................................................... 40

5.4.2 Fundamentos Legais do Rateio doESS ....................................................................... 44

6 Simulação de Impacto para as Distribuidoras ........................................................................... 46

6.1 Determinação do PLD* para o 1º Semestre de 2014 ........................................................ 48

6.2 Determinação do PLD* para o ano de 2015 ..................................................................... 50

7 Simulação de Impacto para os Geradores ................................................................................ 52

7.1 Simulação de Impacto para os Geradores de Longo Prazo (GLPs) .................................... 54

7.2 Simulação de Impacto para os Geradores de Curto Prazo (GCPs) .................................... 61

8 Conclusões................................................................................................................................. 65

2

Índice das Conclusões Relevantes

Conclusão Relevante 1 – PLD mensal é 8,5 vezes mais volátil que o iBovespa. ................................ 6

Conclusão Relevante 2 – Volatilidade também é ocasionada pelos modelos. .................................. 9

Conclusão Relevante 3 – Delegação para os limites de PLD é da ANEEL. ........................................ 10

Conclusão Relevante 4 – O PLD é importante para o mercado de contratos. ................................. 11

Conclusão Relevante 5 – O PLD Teto limita o Excedente do Produtor. ........................................... 14

Conclusão Relevante 6 – Demanda e oferta são praticamente inelásticas. .................................... 16

Conclusão Relevante 7 – Possibilidade de elevação do PLD reduz a oferta de energia existente nos

Leilões Regulados. ............................................................................................................................. 19

Conclusão Relevante 8 – Limitar o Excedente do Produtor em mercados inelásticos e com

expansão de longo prazo de maturação é uma questão de sustentabilidade. ................................ 20

Conclusão Relevante 9 – A análise microeconômica do Setor Elétrico Brasileiro precisa considerar

a estrutura peculiar do setor. ............................................................................................................ 20

Conclusão Relevante 10 – O PLD Teto estabelece discriminação de preços. .................................. 21

Conclusão Relevante 11 – PLD Teto menor em 2014 economizaria R$ 8 bilhões. .......................... 21

Conclusão Relevante 12 – Nos Leilões de Energia Nova, PLD volátil representa risco. ................... 24

Conclusão Relevante 13 – A oferta nos Leilões de Energia Existente depende do PLD. ................. 25

Conclusão Relevante 14 – Teto e Piso do PLD devem ser revistos para reduzir risco. .................... 28

Conclusão Relevante 15 – Redução do PLD Teto direciona recursos para investimentos produtivos

no Setor Elétrico. ............................................................................................................................... 30

Conclusão Relevante 16 – Elevação do PLD Piso reduz o risco dos empreendedores. ................... 31

Conclusão Relevante 17 – Proposta da ANEEL atende aos princípios legais. .................................. 32

Conclusão Relevante 18 - As propostas desta Audiência Pública não trazem inovação às regras

vigentes desde 2003. ......................................................................................................................... 33

Conclusão Relevante 19 – A proposta da Audiência Pública é proporcional e eficiente. ................ 34

Conclusão Relevante 20 – A proposta da ANEEL atende aos preceitos da Segurança Jurídica. ..... 35

Conclusão Relevante 21 – A EDP apóia a Proposta da ANEEL e ainda apresenta uma proposta para

aprimoramentos futuros da metodologia atual. .............................................................................. 36

Conclusão Relevante 22 – Assimetrias nos portfólios de contratos de energia das distribuidoras

precisam ser reduzidas. ..................................................................................................................... 41

Conclusão Relevante 23 – O critério de rateio do ESS pela exposição ao Mercado de Curto acentua

as assimetrias existentes entre as tarifas das distribuidoras. ........................................................... 43

3

Conclusão Relevante 24 – Rateio do ESS precisa ser igualitário. ..................................................... 43

Conclusão Relevante 25 – Rateio do ESS deve ser classificado como multimercado. ..................... 44

Conclusão Relevante 26 – PLD Teto menor beneficiaria a Modicidade Tarifária em 2014. ............ 49

Conclusão Relevante 27 –PLD Teto menor beneficiará a Modicidade Tarifária no Longo Prazo. .. 51

Conclusão Relevante 28 – Resultados da EDP são muito próximos aos apresentados pela CCEE. 51

Conclusão Relevante 29 – PLD Teto menor reduz risco dos Geradores. ......................................... 58

Conclusão Relevante 30 – PLD Teto em torno de R$400/MWh não eleva propensão ao risco dos

Agentes de Geração. ......................................................................................................................... 59

Conclusão Relevante 31 – PLD Teto menor incentiva a venda de energia em contratos de Longo

Prazo. ................................................................................................................................................. 59

Conclusão Relevante 32 – PLD Teto menor reduz a Receita Esperada dos Geradores de Curto

Prazo. Mitigação se dá por venda em contratos mais longos. .......................................................... 64

4

2 Introdução Houve nos últimos anos experiências setoriais capazes de medir de forma efetiva e inconteste a

volatilidade do PLD. Conforme pode ser observado na Figura 1, houve períodos de elevação de

PLD decorrentes de atrasos no período chuvoso (janeiro e fevereiro de 2008, por exemplo), bem

como elevações de PLD em períodos secos mais severos (segundo semestre de 2013, por

exemplo). Assim, o PLD estaria – a princípio – cumprindo o seu papel de refletir no curto prazo as

condições de produção da energia elétrica, sobretudo relacionadas à falta ou a escassez de água

para a produção hidroelétrica.

Figura 1 - Valores de PLD Mensal desde 2004 para Região Sudeste.

As variações do PLD têm sido tão frequentes e tão intensas, que qualquer agente do Setor Elétrico

afirma, com convicção, que o PLD é “muito volátil”. Tecnicamente, a volatilidade pode ser medida

por meio de um cálculo relativamente simples, descrito em três passos:

1. Suponhamos que xt seja uma série de valores para t = 1, 2, 3, ..., N.

2. A partir da série xt, constrói-se a série de variações de valores de x, vxt, t = 1, 2, 3, ..., N-1,

do seguinte modo:

𝑣𝑥𝑡 =𝑥𝑡+1𝑥𝑡

3. A volatilidade da série xt, v(x), é definida como o desvio padrão da série vxt:

𝑣(𝑥) = √∑ (𝑣𝑥𝑡 − 𝑣𝑥̅̅ ̅)2𝑁−1𝑡=1

𝑁 − 2

𝑣𝑥̅̅ ̅ =∑ 𝑣𝑥𝑡𝑁−1𝑡=1

𝑁 − 1

0

100

200

300

400

500

600

PLD

Su

de

ste

- R

$/M

Wh

5

De forma geral, para um determinado intervalo de tempo t, se o valor de xt para o intervalo t+1

tiver baixa variação em relação ao intervalo t, a série vxt terá valores relativamente uniformes e

um baixo desvio padrão, ou seja, sua volatilidade será baixa. Por outro valor, se as variações xt

forem frequentes, isso faz com que a série vxt tenha valores dispersos e seu desvio padrão acaba

por ser elevado, ou seja, sua volatilidade será alta.

Na Figura 2 são apresentadas três séries de valores, x1, x2 e x3, e as séries contendo suas

respectivas variações: vx1, vx2 e vx3.

(a1) Série de valores x1

(b1) Variações dos valores de x1





Figura 2 – Exemplos de cálculo de volatilidade.

-

50

100

150

200

250

300

350

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

0,0

0,5

1,0

1,5

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3,0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

-

50

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-

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1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

6

A primeira série, x1, apresenta valores que variam entre 50 e 150. Como as variações de um

intervalo de tempo para outro são muito frequentes, a série de variações de x1, vx1, apresenta

valores dispersos entre 0,5 e 2,5. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor de

v(x1) = 53%.

A segunda série, x2, apresenta valores que variam entre 100 e 300. Como as variações de um

intervalo de tempo para o outro são relativamente comportadas, a série de variações de x2, vx2,

apresenta valores pouco dispersos, oscilando entre 0,8 e 1,2. Ao calcular a volatilidade desta série,

chegamos ao valor v(x2) = 10%.

Finalmente, a terceira série, x3, apresenta valores que variam também entre 100 e 300. Embora

sempre crescente, as variações de um intervalo de tempo para o outro são muito bem

comportadas, fazendo com que a série de variações de x3, vx3, apresente valores praticamente

constantes, entre 1,05 e 1,10. Ao calcular a volatilidade desta série, chegamos ao valor de

v(x3) = 3%.

Os exemplos servem para mostrar que uma série pouco volátil não é necessariamente uma série

de valores constantes, mas sim uma série cujas variações são bem comportadas. Assim, a

volatilidade normalmente significa imprevisibilidade, ou grande dificuldade de previsão, pois as

variações ocorrem de forma intensa e dispersa.

Retornando à análise dos valores do PLD Sudeste, se fizermos com que xt seja o PLD médio mês t,

para t variando de janeiro de 2004 a dezembro de 2013, a série vxt terá a forma indicada na Figura

3. Ou seja, as variações do PLD médio de um mês para outro podem ser de até 3,8 vezes.

Aplicando as equações indicadas acima, concluímos que a volatilidade do PLD Mensal do

Submercado Sudeste para o período de janeiro de 2004 a dezembro de 2013 é 55%.

A pergunta que naturalmente se apresenta é: este valor é elevado, ou se trata de algo a ser

considerado normal? Esta pergunta não pode ser respondida de forma direta. Assim, para dar

referência à volatilidade apresentada, realizamos o mesmo procedimento considerando os valores

do índice Bovespa. A série de valores e a série de variações do índice Bovespa são apresentadas na

Figura 4. Pode-se observar que a máxima variação mensal do índice Bovespa foi 1,16 vezes, ou

seja, muito inferior às variações do PLD, e que procedendo aos cálculos, podemos ainda concluir

que a volatilidade do índice Bovespa é 6,5%, ou seja, muito inferior ao PLD.

Conclusão Relevante 1 – PLD mensal é 8,5 vezes mais volátil que o iBovespa.

Conclui-se, portanto, que tecnicamente a volatilidade do PLD mensal do submercado

sudeste é cerca de 8,5 vezes superior à volatilidade do índice Bovespa. Logo, realizar

operações de compra e venda de energia de forma descasada, com volumes de energia

expostos ao PLD, é um negócio de elevadíssimo risco, mesmo para aqueles acostumados a

operar no mercado de capitais.

7

Figura 3 – Série de variações do PLD Mensal do Sudeste.

(a) Série de valores do iBovespa.

(b) Série de variações do iBovespa.

Figura 4 – Série de valores e de variações do Índice Bovespa.

A princípio, poder-se-ia concluir que a alta volatilidade pode ser explicada de forma natural: um

sistema hidrotérmico com predominância hidroelétrica realmente depende muito do regime de

chuvas – voláteis por natureza – e, por conta disso, os preços do mercado de curto prazo também

são voláteis. Que siga a vida...

No entanto, não se pode desconsiderar que o PLD é calculado a partir de modelos computacionais.

Assim, além do risco hidrológico, temos todo o risco associado aos modelos, incluindo suas

metodologias, procedimentos para montagem da base de dados, dos dados que modelam as

diversas usinas, etc. Há muito mais risco associado ao processo de formação de preço, do que

justamente a intensidade de chuvas e das vazões nos rios.

Para demonstrarmos estes riscos de forma inconteste, apresentamos na Tabela 1 um

levantamento de várias mudanças realizadas no modelo computacional nos últimos anos, as quais

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Var

iaçã

o d

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LD S

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0

20000

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60000

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jan

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jan

/05

jan

/06

jan

/07

jan

/08

jan

/09

jan

/10

jan

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jan

/12

jan

/13

jan

/14

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0ja

n/0

4

jan

/05

jan

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jan

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jan

/11

jan

/12

jan

/13

jan

/14

8

alteraram de forma significativa os valores de PLD ou mesmo amplificaram ou atenuaram de

forma imprevisível as suas oscilações.

Tabela 1 - Mudanças no Modelo de Formação do PLD.

Versão Despacho

Data Breve Descrição das Mudanças

Versão 12 DSP 850

25/10/2004

1. Correção no cálculo das vazões incrementais de usinas a fio d'água. Este problema pode surgir quando há dois rios com reservatórios que se encontram a montante de mais de duas usinas a fio d’água em cascata. 2. Incorporação da aversão ao risco: penalidade variável e penalidade fixa. 3. Ajuste no cálculo da derivada que gera o corte de Benders relacionado à parcela da meta de desvio de água controlável. 4. Alteração na indexação do vetor de configuração da parábola de geração hidráulica máxima. 5. Utilização de ruídos diferentes por subsistema para a geração dos cenários de afluências na simulação backward. 6. Inclusão da possibilidade de seleção dos ruídos que serão adotados na geração dos cenários de afluência da simulação forward para o cálculo da função de custo futuro (escolha através de uma chave no arquivo de dados gerais). Neste caso, os ruídos são selecionados a partir do conjunto de ruídos utilizados na geração dos cenários da simulação backward, de forma a garantir que os ruídos adotados no passo backward sejam utilizados pelo menos uma vez no passo forward. 7. Aprimoramento do processo de reamostragem (Bootstrap). 8. Tratamento de usinas hidrelétricas do tipo NE durante o cálculo de energia de desvio de água. Sua vazão passa a ser considerada na usina de jusante.

Versão 13 DSP 2.955

26/09/2007

1. Aprimoramento no uso da tendência hidrológica informada por posto: é permitida a funcionalidade de ir direto para a simulação final utilizando uma política de operação previamente calculada. 2. Consideração de variável de folga para a restrição de atendimento à meta de energia de vazão mínima. Essa variável é penalizada na função objetivo e o valor dessa penalidade é informado pelo usuário através do arquivo de penalidades (e.g. PENALID.DAT).


23/07/2008

1. Inclusão da possibilidade de representação de restrições de intercâmbio com agrupamento livre. 2. Inclusão da possibilidade de representação da energia de submotorização como função das energias afluentes médias históricas. 3. Inclusão da derivada da função de perdas a fio d'água no cálculo dos cortes de Benders que representam a função de custo futuro.


23/06/2009

1. Modelagem da função de perdas por engolimento máximo de usinas a fio d’água usando MARS (Multivariate Adaptive Regression Splines). 2. Aperfeiçoamento da modelagem de subsistemas com vínculo hidráulico considerando somente cascatas pertencentes aos subsistemas hidraulicamente acoplados. 3. Inclusão de todos os desenvolvimentos relativos à Amostragem Seletiva. 4. Implantação de um critério conjunto de parada do processo iterativo do cálculo da política ótima de operação.


17/09/2010

Versão 16.1: Implantação da modelagem de despacho antecipado de usinas térmicas a gás natural liquefeito (GNL). Versão 16.2: Desconsideração do critério de mínimo ZSUP na iteração corrente quando o critério de parada for composto apenas pelo critério estatístico de convergência. Versão 16.3: Inclusão de procedimento em que a Amostragem Aleatória Simples substitua a Amostragem Seletiva quando o número de cenários hidrológicos utilizados nas simulações

9

Versão Despacho

Data Breve Descrição das Mudanças

forward e/ou backward do cálculo da política ótima de operação for menor do que um valor mínimo (5 cenários).


17/12/2012

Versão 17: 1. Aplicação de alocação dinâmica de memória em trechos do programa. 2. Inclusão de procedimento para resolver PLs que apresentaram inviabilidades muito pequenas (da ordem de 10-6). 3. Seleção dos cortes de Benders da função de custo futuro a serem utilizados no algoritmo de PDDE em cada problema de despacho de geração. 4. Mecanismo de Aversão a Risco: SAR. 5. Mecanismo de Aversão a Risco: CVaR. Versão 17.5.1: 1. Reestruturação de procedimentos utilizados no processamento paralelo, o que possibilitou uma redução significativa do tempo computacional em qualquer uma das opções de mecanismos de aversão a risco (MAR), e também no caso de não adoção de MAR. Em particular, houve uma sensível redução na opção SAR.

Conclusão Relevante 2 – Volatilidade também é ocasionada pelos modelos.

Além da volatilidade associada à produção de energia – sobretudo às vazões afluentes aos

reservatórios, a incerteza do valor do PLD é acentuada pela dependência de modelos

matemáticos que são revistos com frequência relativamente alta.

Ainda assim, mesmo sabendo que o PLD é altamente volátil e que muitas interferências no próprio

modelo contribuem de forma imprevisível para esta volatilidade, poder-se-ia simplesmente

concluir que isso é bom, pois assim os agentes devem se manter contratados e evitar exposições

ao PLD. Exposição ao PLD é muito perigoso! Viva a volatilidade...

Ocorre que a volatilidade se traduz em incerteza, caracterizando risco e possuindo impactos

diretos sobre a liquidez do mercado de energia e sobre os preços da energia elétrica praticados de

forma ampla e irrestrita, com desdobramentos para todos os consumidores de energia do país. De

forma geral, quanto maior o risco percebido, maior o preço praticado pelos agentes de produção

e, assim, maior a tarifa do consumidor final. Em casos extremos, se o risco percebido é muito alto,

as negociações contratuais acabam por não ocorrer, pois os agentes de produção entendem que

fazer a venda pode lhes custar muito caro.

Deste modo, para dar liquidez ao mercado, assegurar a continuidade da prestação de serviço e

contribuir para Modicidade Tarifária, é do interesse público que a volatilidade do PLD seja

limitada. Tanto isso é verdade, que a própria regulação setorial – de forma prudente – prevê a

existência de valores de piso e de teto ao PLD. Trata-se de uma forma de limitar o poder e os

impactos que oscilações do PLD podem trazer ao equilíbrio econômico-financeiro das empresas

que atuam no Setor Elétrico Brasileiro, prevista pelo poder executivo no art. 57 do Decreto

5.163/2004:

10

§ 2o O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado

levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos

termelétricos disponíveis para o despacho centralizado (grifo nosso).

§ 3o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado

levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas,

bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e

royalties (grifo nosso).

Conclusão Relevante 3 – Delegação para os limites de PLD é da ANEEL.

A ANEEL foi delegada para estabelecer o valor mínimo e o valor máximo do PLD.

O conceito que prevaleceu, em 2003, para determinação do PLD máximo, foi o porte da usina

termoelétrica, tal como pode se observar no trecho abaixo, da Nota Técnica 41/2003-

SEM/SRG/SRC/ANEEL, de 25 de junho de 2003:

O PMAE_Max foi inicialmente definido considerando o preço declarado dentre as

UTE´s de porte significativo do conjunto de dados de entrada dos modelos de

otimização energética. A ideia básica era que o PMAE_Max deveria ser tal que

remunerasse aquela térmica. À época, a UTE mais cara era a de Camaçari, com

declaração de preços da ordem de R$319,00/MWh. Considerando uma pequena

margem de segurança para, por exemplo, prever a possibilidade de pequenas

variações do custo de combustível, foi adotado para o PMAE_Max o valor de

R$350/MWh, conforme par. 2º, do art. 6º da Resolução CGE nº 109, de 2002.

Este mesmo conceito de porte da usina termoelétrica e de seu significado para o sistema persistiu

na Audiência Pública ANEEL nº 046/2003, que resultou na Resolução ANEEL º 682/2003,

determinando que o limite do PLD seja atualizado anualmente, para ser adotado entre a primeira

e a última semana operativa de preços de cada ano, considerando o menor valor entre:

i) A declaração de preço estrutural da usina termoelétrica mais cara, com

capacidade instalada maior que 65MW, na determinação do Programa

Mensal de Operação (PMO) do mês de janeiro do ano correspondente; e

ii) Atualização do valor máximo daquele ano (R$452,00/MWh) pela variação

do IGP-DI entre os meses de novembro de um ano e novembro do ano

consecutivo.

É importante observar que o porte da usina, no caso os 65MW, representa – ou tenta representar

– o porte de uma usina considerada relevante para o sistema. Conclui-se, portanto, que a partir de

certo ponto há um descolamento entre operação e preço de contratos, pois o conceito que está a

nortear o estabelecimento do PLD está associado à operação do sistema, embora o PLD em si não

tenha impacto direto sobre a operação.

11

Na realidade, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS determina o quanto cada usina deve

gerar a cada momento, sem olhar para o PLD. Os preceitos para a operação do sistema são o custo

de operação, as restrições relacionadas aos usos múltiplos da água e a segurança energética.

Tanto isso é verdade que em situações em que há previsão de secas ou do atingimento de níveis

relativamente baixos dos reservatórios, o ONS despacha usinas termoelétricas, ainda que não

pagas pelo PLD (custo variável superior ao PLD), de modo a preservar os estoques de água das

hidroelétricas e assim reduzir o risco de ocorrência de cortes de carga ou mesmo de racionamento

de consumo.

Seguindo este raciocínio, os valores de piso e teto do PLD passam a influenciar muito mais as

negociações do mercado de contratos de energia de curto prazo, do que as condições efetivas de

produção da energia. Há de se considerar ainda os impactos nos contratos de mais longo prazo,

pois os limites de PLD influenciam também o risco percebido pelos empreendedores que realizam

ofertas nos Leilões de Energia Nova.

Conclusão Relevante 4 – O PLD é importante para o mercado de contratos.

O PLD determina a liquidez do Mercado de contratos, mas não a oferta física de energia,

pois o despacho das usinas é determinado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico.

Para que haja um aprofundamento do papel do PLD como sinal de preço no Setor Elétrico, são

apresentados na sequência os princípios macroeconômicos do preço – de forma geral – e as

características de operação e de expansão do Setor Elétrico. O objetivo é avaliar até que ponto o

PLD exerce realmente um papel de sinalizador de preço na construção de novas usinas e no

comportamento eficiente dos consumidores.

12

3 O Papel do Preço

3.1 Princípios Microeconômicos Em um mercado, o preço tem a função de regular a relação entre a Oferta e a Demanda:

Do lado da Oferta, sendo o preço o principal indicador da atratividade da indústria, as

firmas serão atraídas ao setor quando o preço for alto e serão desestimuladas a

permanecer no setor quando o preço for baixo.

Do lado da Demanda, os consumidores irão consumir menos quando o preço estiver alto e

mais quando o preço estiver baixo. Esses comportamentos são representados

graficamente na Figura 5.

Figura 5 - Mercado em Equilíbrio.

A Oferta é dada pelo Custo Marginal. Enquanto o Custo Marginal de se produzir uma unidade

adicional for inferior ao preço de mercado, as empresas terão incentivo a produzir esta unidade.

Em um mercado competitivo, as firmas não auferem nem lucros extraordinários e nem lucros

insatisfatórios. No primeiro caso, de lucros extraordinários, novos competidores entrariam no

mercado e aumentariam a oferta de produtos, reduzindo consequentemente o preço. No segundo

caso, de lucros insatisfatórios, as firmas sairiam do mercado e reduziriam a oferta de produtos,

aumentando consequentemente o preço.

Portanto, em um mercado competitivo, a maioria das firmas se encontraria em uma situação de

lucros normais, dado o risco do negócio. Nesse caso, o custo médio (que inclui o lucro econômico)

é igual ao preço de mercado, tal como representado na Figura 6.

13

Figura 6 - Equilíbrio de Custos em um mercado competitivo.

Conforme demonstrado na Figura 7, dentre as unidade produzidas, algumas possuem um custo

que é inferior ao preço ao qual são vendidas no Mercado. Nesse caso, há um excedente do

produtor: caso o preço fosse diferenciado para cada unidade produzida, algumas unidades

poderiam ser comercializadas a preços mais baratos que outras, por possuírem um custo menor. A

diferença entre o preço vendido e o custo de produção é chamada de Excedente do Produtor.

De forma análoga, alguns consumidores estariam dispostos a pagar mais pelo bem do que o preço

de equilíbrio do mercado. A diferença entre o que esses consumidores estariam dispostos a pagar

e o preço do bem é chamada de Excedente do Consumidor.

A soma do Excedente do Consumidor com o Excedente do Produtor é chamada de Bem-estar

Social.

Figura 7 - Excedente do Consumidor e do Produtor.

É possível haver situações nas quais é permitido diferenciar preços entre consumidores ou

produtores. Ao invés de todo o mercado trabalhar com um único preço, existem múltiplos preços

14

individuais. Caso ocorra essa discriminação de preços entre os produtores, por exemplo, todo o

Bem-estar social será capturado pelos consumidores, tal como indicado na Figura 8.

Conclusão Relevante 5 – O PLD Teto limita o Excedente do Produtor.

O estabelecimento do PLD Teto pode ser entendido como o estabelecimento de limites

para os quais o excedente do produtor passa a ser limitado, de modo que as usinas mais

caras passam a receber somente seus custos de produção e não mais o custo marginal do

sistema.

Figura 8 - Excedente do Consumidor em uma situação de discriminação de preços entre os ofertantes.

Podem existir situações nas quais o mercado não se encontra em equilíbrio. Um caso típico seria

quando o Preço de Mercado se encontra acima do Custo Médio de produção de um determinado

bem. Essa situação permitiria às empresas auferirem lucros extraordinários, tal como ilustrado na

Figura 9.

Situações como esta podem ocorrer quando o custo de um novo ofertante passar a atuar no

mercado é muito alto, ou mesmo quando o tempo para a entrada deste novo ofertante é

relativamente longo. Ou ainda, este desequilíbrio pode ocorrer quando há a expectativa de que a

situação é temporária, de modo que os novos ofertantes avaliam a entrada no mercado como um

investimento de alto risco. Todas estas situações refletem, de certo modo, o comportamento do

custo marginal de operação de um sistema elétrico, em que investir em uma nova fonte de

produção demanda muitos recursos e precisa de prazos relativamente longos de construção.

15

Figura 9 - Mercado desequilibrado: o preço de mercado é superior ao Custo Médio de Produção.

3.2 Características do Investimento no Setor Elétrico A matriz energética brasileira é predominantemente hidrotérmica. Atualmente, cerca de 2/3 da

potência instalada do setor é hidrelétrica. O restante da capacidade se refere basicamente a

usinas termelétricas, tal como ilustrado na Figura 10.

Figura 10 – Matriz Energética Brasileira.

Essa matriz revela uma grande dependência das vazões afluentes aos reservatórios. A Figura 11

(Oferta e Demanda em uma situação de alta afluência) revela três aspectos econômicos

decorrentes dessa matriz energética:

Grande parte da oferta é atendida pela geração hidrelétrica.

A demanda é altamente inelástica, pois energia elétrica é um bem essencial. A falta de

resposta da Demanda é ampliada especialmente pela Lei do Plano Real. Essa lei restringe a

*P

*Q

Lucro

16

alteração de tarifas administradas a prazos não inferiores a 1 ano. Dessa forma, o mercado

regulado, que representa mais de 70% do total de consumo, não é sequer afetado pelos

preços de curto prazo até o próximo aniversário contratual de reajuste tarifário.

A oferta também é altamente inelástica no trecho em que as termelétricas passam a ser

despachadas. São necessários grandes aumentos de preços para pequenos acréscimos de

oferta no sistema. Paga-se muito por pouco!

Conclusão Relevante 6 – Demanda e oferta são praticamente inelásticas.

Demanda e oferta praticamente inelásticas fazem com que grandes variações de preço

determinem pouca ou nenhuma variação de consumo, bem como pouca variação de

oferta. O preço varia; as condições de atendimento ao consumo não!

Figura 11 - Equilíbrio entre Oferta e Demanda de Curto Prazo no Setor Elétrico

em uma situação de alta Afluência.

Com essas características exploradas na Figura 11 – alta inelasticidade tanto da demanda quanto

da oferta – é de se esperar grandes variações de preços com poucas variações de quantidades de

oferta de energia, por exemplo.

De fato, em 2014, o consumo cativo não respondeu ao sinal de preço, tal como pode ser

observado na Figura 12. As barras verdes correspondem às variações do PIB e as linhas azul e

vermelha correspondem, respectivamente, às variações dos consumos totais dos mercados

regulados (ACR) e livre (ACL). Os meses de janeiro e fevereiro de 2014 apresentaram alto

crescimento da carga, devido principalmente às altas temperaturas, sem observar uma correlação

negativa com o preço do mercado de curto prazo. Até abril/2014 o crescimento do Mercado

Regulado se manteve dentro do crescimento normal, em torno de 5%.

17

Figura 12 – PIB e consumos totais no ACR e no ACL em 2014.

A princípio, em uma análise superficial, poder-se-ia afirmar que o Mercado Livre responde a preço

e o Mercado Regulado não. No entanto, tal como pode ser observado na Figura 13, a redução de

consumo ocorreu tanto para clientes livres quanto para clientes cativos.

Trata-se na realidade de um problema econômico estrutural, associado ao esgotamento da

capacidade de endividamento e consumo da população, com impactos diretos na venda de

automóveis e na construção civil, tal como apresentado na Figura 14.

Portanto, não se pode afirmar que o alto valor do PLD causou a queda de consumo de energia do

mercado livre do período, uma vez que ao mesmo tempo a atividade econômica se arrefecia, e

esta pode ter sido a principal indutora do comportamento do consumo de energia. De fato, tal

como apresentado, mesmo o consumo industrial do mercado cativo também apresentou queda

no segundo trimestre, ainda que não estivesse sujeito aos preços do mercado de curto prazo.

Figura 13 – Variação de consume da indústria no ACR e no ACL em 2014, na área de Concessão da Bandeirante Energia.

-10%

-5%

%

5%

10%

15%

jan fev mar abr mai jun jul ago set

Var

iaçã

o e

m r

elaç

ão a

o a

no

an

teri

or

- %

PIB ACR ACL

-12%

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%


Var

iaçã

o e

m r

elaç

ão a

o a

no

an

teri

or

- %

Indústria ACR Indústria ACL

18

Figura 14 – Crescimento da indústria no Brasil em 2014.

Não bastasse a característica de inelasticidade, a energia elétrica é um bem não armazenável. O

que se pode armazenar é a energia potencial em reservatórios de hidrelétricas ou o combustível

em termelétricas. No entanto, devido ao esgotamento de potenciais hidrelétricos e às restrições

ambientais, os reservatórios brasileiros têm cada vez menor capacidade de armazenamento frente

à carga total do sistema. Com isso, a principal fonte de energia elétrica tem limitada capacidade de

regularização de produção energética, insuficiente para a estabilização de preços não depender

da afluência do período1.

Figura 15 - Capacidade de Armazenamento versus meses de carga. Consequência na relação de preços presentes e futuros

As alterações da afluência de anos chuvosos para anos secos possui um grande impacto no custo

marginal do sistema, tal como indicado na Figura 16. Com essas características no setor elétrico,

em anos mais secos, esse equilíbrio se desloca, provocando grandes alterações no preço de

mercado.

1 Isso quer dizer que a relação de preços presentes e futuros é muito fraca. Essa característica causa grande

volatilidade de custos ao setor, pois não há estabilidade de preços no médio e longo prazo.

-40%

-30%

-20%

-10%

%

10%


Var

iaçã

o e

m r

elaç

ão a

o a

no

an

teri

or

- %

Automobilistica Construcao civil

19

Figura 16 - Deslocamento da curva de Oferta em um ano de seca e Excedente do Produtor resultante.

Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da curva de oferta de

energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos de seca tende a

disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado de curto prazo,

aferido na Figura 16 pela área do Excedente do Produtor, capturada pelos geradores de energia

existentes no período. Exemplos recentes dessa situação ocorreram em 2013 e 2014, onde o

Excedente do Produtor custou aos consumidores cativos R$ 1,9 bilhões em 2013 e R$ 13 bilhões

até agosto de 20142.

Esse lucro extraordinário é concentrado principalmente pelas geradoras com baixo custo de

operação (como as hidrelétricas) e que não possuem contratos de venda. Essas geradoras

possuem grande diferença entre o custo de produção do MWh e o preço de mercado. Essa

característica do setor elétrico brasileiro o difere de um mercado teórico de concorrência perfeita,

onde a curva de custos marginais de produção é similar entre as empresas.

Conclusão Relevante 7 – Possibilidade de elevação do PLD reduz a oferta de energia existente nos Leilões Regulados.

A possibilidade de lucros extraordinários em situações de desequilíbrio faz com a oferta

nos Leilões de Energia Existente não ocorra, determinando assim a exposição das

distribuidoras ao mercado de curto prazo justamente nos períodos de escassez.

Ainda que a teoria econômica preconize que setores que oferecem lucros extraordinários atrairão

novos competidores no longo prazo, isso não é o que ocorre no setor elétrico. Devido à

mencionada característica que o preço futuro é diferente do preço presente, os investidores não

são estimulados a construir novas usinas para aproveitar a situação de escassez de curto prazo.

Maiores afluências futuras derrubariam o preço muito antes de novas usinas entrarem em

operação.

2 Valores referentes apenas a parcela de exposição ao mercado de curto prazo atendido pela CDE ou Conta-

ACR.

20

Os preços elevados em momentos de escassez de energia tampouco servem para reduzir o

consumo de energia elétrica. Conforme mencionado, todo o mercado cativo não é afetado

instantaneamente pelo aumento de preços, pois os reajustes tarifários são anuais3. A própria

inelasticidade da demanda de energia elétrica torna a resposta da demanda menos relevante do

que a variação da afluência.

Conclusão Relevante 8 – Limitar o Excedente do Produtor em mercados inelásticos e com expansão de longo prazo de maturação é uma questão de sustentabilidade.

Como não há mecanismos pré-definidos para limitar o consumo em períodos secos (regras

de racionamento, por exemplo), e como a oferta de energia elétrica depende de longos

prazos para construção dos empreendimentos, uma forma eficaz de evitar Excedentes do

Produtor elevados é estabelecer limites de preço. Evitam-se assim também os impactos

contrários à Modicidade Tarifária e ao equilíbrio do fluxo de pagamentos do Setor Elétrico.

Trata-se de uma questão de sustentabilidade estrutural do suprimento de energia elétrica.

3.3 Custo Marginal, Custo de Operação e Oferta de Energia no Curto

Prazo No Brasil, adota-se um modelo de despacho da operação das usinas que é compulsório e

centralizado, em o que o quanto cada usina vai produzir a cada momento é determinado por um

operador independente, no caso o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. O processo de

despacho como um todo acaba sendo realizado com o objetivo de minimizar os custos de

operação globais, atentando para limites máximos permitidos de risco de falta de energia.

Esse modelo de despacho compulsório contrasta com o modelo de mercados livres concorrenciais,

onde a quantidade ofertada de produtos é uma escolha do produtor.

Conclusão Relevante 9 – A análise microeconômica do Setor Elétrico Brasileiro precisa considerar a estrutura peculiar do setor.

O operador centralizado muda completamente a análise microeconômica do setor elétrico

brasileiro. Devido ao despacho ser compulsório, o preço de mercado não mais regula a

quantidade de energia ofertada no curto prazo, que é garantida pelo despacho do ONS.

Outro mecanismo existente no setor elétrico brasileiro é o Encargo de Serviços do Sistema – ESS.

O ESS garante ao gerador despachado compulsoriamente e com custo superior ao preço do

mercado de curto prazo a receita adicional para equilibrar seu custo de produção.

3 Mesmo as Bandeiras Tarifárias cobrem custos de R$ 350 / MWh, não custos de exposição involuntária de

R$ 800 / MWh.

21

Figura 17 – Captura do Excedente do Produtor pelo Consumidor através de discriminação de preços de primeiro grau.

Esses dois mecanismos possibilitam a captura do Excedente do Produtor para o Consumidor,

garantindo o equilíbrio de custos dos produtores e o abastecimento do mercado.

Por meio do Despacho centralizado, garantiu-se o atendimento à demanda no curto prazo. Por

meio do ESS, garantiu-se que cada produtor auferisse exatamente a receita no curto prazo para

balancear o seu custo de produção. Portanto, cada produtor aufere um preço diferente do outro,

a depender de seu custo de produção. Como resultado, o consumidor tem maximizado o seu

excedente.

Conclusão Relevante 10 – O PLD Teto estabelece discriminação de preços.

O Despacho Compulsório e o ESS permitem ao Setor Elétrico Brasileiro buscar maior

modicidade tarifária ao consumidor, através justamente de um mecanismo de

discriminação de preços de primeiro grau.

É claro que para se obter a discriminação perfeita de todas as usinas do setor, seria necessário que

o PLD teto fosse no limite de R$ 0 / MWh, e que toda a receita para cobrir os custos do produtor

fosse fornecida pelo ESS – diferenciado para cada usina. Essa não é a proposta da EDP ora

apresentada. A proposta da EDP converge com a proposta da ANEEL, de um PLD teto de R$ 388 /

MWh. A discriminação de preços ocorreria para as usinas acima desse teto, que traria benefícios

estimados de R$ 8 bilhões apenas no 1º semestre de 2014.

O PLD teto de R$ 388 / MWh forneceria incentivo suficiente para que consumidores não fossem

estimulados a contratar energia de curto prazo.

Conclusão Relevante 11 – PLD Teto menor em 2014 economizaria R$ 8 bilhões.

O PLD teto de R$388/MWh durante o primeiro semestre de 2014 teria evitado o primeiro

aditivo ao contrato da Conta ACR.

22

3.4 O Mercado de Curto Prazo e o Modelo de Comercialização de Energia Conceitualmente, o Mercado de Curto Prazo transacionaria os excedentes e déficits de energia

entre os agentes do setor. Mesmo supondo que toda a carga esteja devidamente contratada,

ainda haveria transações no mercado de curto prazo entre os geradores. Devido à matriz

energética hidrotérmica, e a volatilidade das afluências, há uma transação constante entre

geradores hidrelétricos e termelétricos, dependendo do momento de chuva ou seca.

Figura 18 - Transações no Curto Prazo em momentos de afluência abundante, afetando principalmente os agentes de geração.

No entanto, nem sempre a carga está totalmente contratada. No Brasil, existem dois ambientes de

contratação de energia: o de contratação livre (ACL) e o de contratação regulada (ACR). O ACL

possui condições livremente negociadas entre as partes. Já o ACR possui restrições na contratação

de energia. As distribuidoras participam do ACR, enquanto os consumidores livres do ACL.

Figura 19 - Transações no Curto Prazo em momentos de seca.

23

No ACL, não é raro as negociações de contratos para a expansão ocorrerem no ano do fim da

vigência do mesmo. Sempre que há o vencimento de um contrato, o comercializador de energia

tem a opção de vender a energia para consumidores ou liquidar a energia no mercado de curto

prazo. Essa escolha é guiada pelo preço de curto prazo (PLD) esperado.

No ACR, a recontratação de montantes de energia de contratos vencidos é feita

compulsoriamente4 em leilões A-1. Esses leilões historicamente ocorrem em dezembro, a alguns

dias do início de suprimento, em janeiro do ano seguinte. Nesse momento, os geradores possuem

menor grau de incerteza do preço do mercado de curto prazo para o ano seguinte.

Nos anos em que o preço no mercado de curto prazo disparou (como 2008, 2013 e 2014), os

leilões de energia existente foram total ou parcialmente frustrados. Isso indica um

comportamento dos geradores de energia elétrica de preferirem liquidar a energia no mercado de

curto prazo ao invés de vendê-la no Leilão A-1.

Com esse comportamento, a quantidade de energia transacionada no mercado de curto prazo,

que teoricamente poderia se restringir aos geradores hidro e termelétricos, é aumentada

substancialmente. Esse aumento de energia transacionada no curto prazo a preços elevados

embute um elevado ônus à sociedade, sobretudo aos clientes cativos das distribuidoras que

possuem pouca flexibilidade para a contratação de energia.

Na sequência apresentamos os resultados dos Leilões Regulados, em que podemos constatar que

a expansão de longo prazo é garantida pelas distribuidoras nos Leilões de Energia Nova, em que há

liquidez; por outro lado, no curto prazo as distribuidoras encontram-se short porque a expectativa

de um lucro extraordinário com o PLD elevado limitam a oferta nos Leilões de Energia Existente.

Figura 20 - Aumento da energia transacionada no mercado de curto prazo em anos de seca (preço elevado).

4 Existem penalidades no repasse de energia nova no caso de recontratações de montantes abaixo de um

piso mínimo regulamentar. Art. 40, Decreto .5.163

24

4 Liquidez da Oferta de Energia e PLD

4.1 Leilões de Energia Nova Desde 2005, ocorreram até 19 Leilões de Energia Nova, incluindo somente os Leilões A-3 e A-5,

conforme apresentado na Tabela 2. Observa-se que dois Leilões foram cancelados por falta de

necessidade das distribuidoras, e todos os demais sempre apresentaram contratação de energia.

Apesar de individualmente alguns Leilões não terem conseguido atender a toda a demanda das

distribuidoras, de forma global há um superávit contratual de 1%, ou seja, há liquidez para o

mercado de Energia Nova.

Esta constatação é importante, pois indica que a necessidade futura de energia está sempre a ser

contratada, tendo como direcionadores de preço as receitas e os recursos necessários para

construir os empreendimentos, operá-los e mantê-los. Há, na grande maioria dos casos de

empreendimentos novos, muita pouca relação entre os Leilões e o PLD.

Conclusão Relevante 12 – Nos Leilões de Energia Nova, PLD volátil representa risco.

A oferta de energia nova é realizada por meio dos Leilões Regulados. As variações de PLD

correspondem a riscos para os empreendedores e não a estímulos para o investimento.

Em termos econômicos, podemos dizer que há um mercado futuro de energia que apresenta

liquidez, com as necessidades de energia declaradas com 3 ou 5 anos de antecedência sendo

plenamente atendidas. Logo, o próximo passo é avaliar o impacto do PLD nos contratos de mais

curto prazo, negociados nos Leilões de Energia Existente.

4.2 Leilões de Energia Existente Desde 2004, ocorreram 13 Leilões de Energia Existente de mais longo prazo, sem considerar os

Leilões de Ajuste, conforme apresentado na Tabela 3. Observa-se que os primeiros leilões

realizados em 2004, num cenário de sobra conjuntural e estrutural de energia, atenderam à

integralidade da demanda das distribuidoras. Porém, um comportamento de Frustração de

Demanda começou a ser recorrente à medida que o PLD foi se elevando, sobretudo em 2013 e

2014.

Para os Leilões de Ajuste, apresentados na Tabela 4, como os prazos se suprimento são menores, a

influência do PLD se mostra ainda de forma mais severa. Dos 17 Leilões de Ajuste realizados, em 7

não houve negociações. Ainda assim, somente 30% da demanda solicitada pelas distribuidoras foi

atendida nos Leilões em que houve oferta.

Constata-se que a oferta de energia existente pelos geradores às distribuidoras em situações de

expectativas de PLD elevado acaba por não ser realizada. O agente de geração sente, a princípio e

de forma simplificada, que alocar parte da garantia física das suas usinas às distribuidoras, ainda

25

que por contratos de venda de energia elétrica, reduz a remuneração e eleva demasiadamente o

seu próprio risco. Se o PLD se verificar alto e a energia alocada se reduzir, o gerador que vendeu

energia se verá exposto ao PLD elevado. Logo, melhor segurar consigo a garantia física que possui,

para vende-la no curto prazo e mitigar seu risco, do que ofertá-la em contratos.

Conclusão Relevante 13 – A oferta nos Leilões de Energia Existente depende do PLD.

A oferta de energia existente para o Ambiente Regulado é altamente dependente do PLD.

Sempre que há a expectativa de elevação do PLD, a oferta não se concretiza e as

distribuidoras experimentam exposições de elevado custo ao mercado de curto prazo, que

são posteriormente repassadas aos consumidores finais de energia.

Tabela 2 – Leilões de Energia Nova e Resultados Alcançados.

Demanda

Solicitada

Demanda

Atendida

Atendi-

mentoMWm MWm %

1º LEN (A-5) 16/12/2005 jan-08 1.080,0 632,0 -41%

1º LEN (A-5) 16/12/2005 jan-09 1.905,0 901,0 -53%

1º LEN (A-5) 16/12/2005 jan-10 1.676,0 1.753,0 5%

2º LEN (A-3) 29/06/2006 jan-09 1.617,0 1.682,0 4%

3º LEN (A-5) 10/10/2006 jan-11 1.243,0 1.104,0 -11%

4º LEN (A-3) 26/07/2007 jan-10 1.281,0 1.304,0 2%

5º LEN (A-5) 16/10/2007 jan-12 2.111,0 2.312,0 10%

6º LEN (A-3) 17/09/2008 jan-11 969,0 1.076,0 11%

7º LEN (A-5) 30/09/2008 jan-13 2.989,0 3.125,0 5%

8º LEN (A-3) 27/08/2009 jan-12 121,0 11,0 -91%

9º LEN (A-5) 21/12/2009 jan-14

10º LEN (A-5) 30/07/2010 jan-15 327,0

11º LEN (A-5) 17/12/2010 jan-15 968,0

12º LEN (A-3) 17/08/2011 mar-14 952,0 1.145,0 20%

13º LEN (A-5) 20/12/2011 jan-16 537,0 555,0 3%

14º LEN (A-3) 12/12/2012 jan-15

15º LEN (A-5) 14/12/2012 jan-17 284,0 302,0 6%

16º LEN (A-5) 29/08/2013 jan-18 690,8

18º LEN (A-5) 13/12/2013 mai-18 2.290,3

17º LEN (A-3) 18/11/2013 jan-16 332,5 332,5 0%

19º LEN (A-3) 06/06/2014 jan-17 575,3 395,2 -31%

22.138,8 22.449,6 1%TOTAL

-13%1.483,0

2.983,0 0%

LeilãoData

realização

Início

suprimento

CANCELADO

CANCELADO

26

Tabela 3 – Leilões de Energia Existente e Resultados Alcançados.

Constata-se assim que o PLD Teto apresenta um papel importante na liquidez do mercado de

contratos de energia existente, determinando – em última instância – sua liquidez.

Uma baixa liquidez no mercado de contratos de energia existente acaba por determinar que as

distribuidoras de energia elétrica se apresentem recorrentemente subcontratadas toda vez que o

PLD se apresenta elevado, ou ainda melhor, que a haja expectativa de PLD de curto prazo elevado.

A falta de oferta decorrente de PLDs altos ou potencialmente altos, se associada a cenários em

que volumes significativos de contratos de energia existente estão a vencer de forma simultânea,

acaba por criar “tempestades perfeitas”, com distribuidoras subcontratadas e preços exorbitantes,

determinando déficits tarifários impagáveis com os recursos tarifários normais.

Estas tempestades ocorreram em 2013 e continuam a ocorrer em 2014... A célula amarela da

Tabela 3 ilustra a baixa liquidez do último Leilão de Energia Existente, apesar o preço teto ter sido

relativamente alto, de R$271/MWh.

Demanda

solicitada

Demanda

atendida

MWm MWm %1º LEE 07/12/2004 jan-05 9.153,0 9.054,0 -1%

1º LEE 07/12/2004 jan-06 7.393,0 6.782,0 -8%

1º LEE 07/12/2004 jan-07 1.173,0 1.172,0 0%

2º LEE 02/04/2005 jan-08 3.130,0 1.325,0 -58%

2º LEE 02/04/2005 jan-09

3º LEE 11/10/2005 jan-06 103,0 102,0 -1%

4º LEE 11/10/2005 jan-09 1.970,0 1.166,0 -41%

5º LEE 14/12/2006 jan-07 512,0 204,0 -60%

6º LEE 06/12/2007 jan-08

7º LEE 28/11/2008 jan-09

8º LEE 30/11/2009 jan-10 98,0 84,0 -14%

9º LEE 10/12/2010 jan-11 437,0 98,0 -78%

10º LEE 30/11/2011 jan-12 194,8 194,8 0%

11º LEE 24/06/2013 jul-13

12º LEE (A-1) 17/12/2013 jan-14

12º LEE (A-1) 17/12/2013 jan-14

12º LEE (A-1) 17/12/2013 jan-14

13º LEE (A-0) 30/04/2014 mai-14 3.565,2 2.046,0 -43%

32.078,2 25.715,8 -20%TOTAL

LeilãoData

realização

Frustração

SEM NEGOCIAÇÃO

4.349,2 2.571,0 -41%

Início

suprimento

SEM NEGOCIAÇÃO

SEM NEGOCIAÇÃO

CANCELADO

27

Tabela 4 – Leilões de Ajuste e Resultados Alcançados.

Demanda

Solicitada

Demanda

Atendida

Atendi-

mentoMWm MWm %

1º LA 31/08/2005

2º LA 01/06/2006 17,5

3º LA 29/09/2006 10,0

4º LA 29/03/2007 abr-07 jul-07 108,0

4º LA 29/03/2007 abr-07 dez-07 81,0

5º LA 28/06/2007 jul-07 dez-07

5º LA 28/06/2007 out-07 dez-07

6º LA 27/09/2007 out-07 dez-07 204,5 6,0

6º LA 27/09/2007 out-08 dez-08 272,5 163,5

7º LA 19/06/2008 jul-08 set-08 1.251,0 48,0

7º LA 19/06/2008 out-08 dez-08 1.248,0 60,5

7º LA 19/06/2008 jul-08 dez-08 641,0 0,5

8º LA 23/09/2008 out-08 dez-08 3.399,0 231,0

8º LA 23/09/2008 jan-09 dez-09 1.305,5 1,0

9º LA 20/02/2009 mar-09 jun-09 539,0 534,0

9º LA 20/02/2009 jun-09 dez-09 191,0 116,0

9º LA 20/02/2009 mar-09 dez-09 1.063,0 887,0

10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11 117,5

10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11 28,0

10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11 7,0

10º LA 17/02/2011 mar-11 jun-11 -

10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 88,5

10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 42,0

10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 14,5

10º LA 17/02/2011 fev-11 dez-11 13,0

11º LA 30/09/2011 out-11 dez-11 139,5

11º LA 30/09/2011 out-11 dez-11 39,5

11º LA 30/09/2011 jan-12 dez-12 0,5

11º LA 30/09/2011 jan-12 dez-12 37,0

12º LA 29/03/2012 abr-12 jun-12

12º LA 29/03/2012 jul-12 dez-12

12º LA 29/03/2012 abr-12 dez-12 13,5

13º LA 14/06/2012 jul-12 set-12 1,0

13º LA 14/06/2012 jul-12 set-12 60,5

13º LA 14/06/2012 jul-12 dez-12 13,0

13º LA 14/06/2012 jul-12 dez-12 29,0

14º LA 27/09/2012 out-12 dez-12 46,5

14º LA 27/09/2012 out-12 dez-12 17,5

14º LA 27/09/2012 jan-13 dez-13 -

15º LA 27/03/2013 abr-13 jun-13

15º LA 27/03/2013 jul-13 dez-13

15º LA 27/03/2013 abr-13 dez-13

16º LA 09/05/2013

17º LA 08/08/2013 out-13 dez-13

17º LA 08/08/2013 jan-14 dez-14

10.114,5 2.972,0 -71%

SEM NEGOCIAÇÃO

SEM NEGOCIAÇÃO

CANCELADO

TOTAL

SEM NEGOCIAÇÃO

SEM NEGOCIAÇÃO

SEM NEGOCIAÇÃO

SEM NEGOCIAÇÃO

SEM NEGOCIAÇÃO

CANCELADO

LeilãoData

realização

Início

suprimento

Fim

suprimento

28

A conjunção de PLD elevado e falta de oferta de energia existente mostra o importante papel dos

geradores hidroelétricos que ofertam energia em contratos de longo prazo: um gerador

hidroelétrico que vende sua garantia física na forma de contratos de longo prazo contribui para a

Modicidade Tarifária ao reduzir a subcontratação das distribuidoras. No entanto, se vê altamente

exposto a PLD, com custos também impagáveis, nos momentos de elevado despacho

termoelétrico.

Um gerador termoelétrico típico, que vendeu contratos de energia na modalidade disponibilidade,

é praticamente indiferente ao PLD, pois os resultados de curto prazo até o limite de sua

disponibilidade são das distribuidoras. No entanto, com PLDs elevados as paradas para

manutenção tornam-se muito caras, podendo inclusive comprometer o fluxo financeiro dos

projetos e suas viabilidades econômicas.

Conclusão Relevante 14 – Teto e Piso do PLD devem ser revistos para reduzir risco.

A EDP entende que o Teto do PLD e o Piso do PLD devem ser revistos de modo a mitigar os

riscos de exposição ao mercado de curto prazo das distribuidoras, das hidroelétricas e das

termoelétricas comprometidas com o atendimento ao consumo de forma estrutural.

Na sequência são avaliados os critérios para o estabelecimento dos valores de PLD Teto e PLD

Piso.

29

5 Limites de PLD e Rateio de ESS

5.1 Proposta da Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL Na Nota Técnica que subsidiou a abertura da Audiência Pública nº 54/2014, a ANEEL avalia três

opções para o estabelecimento do PLD Teto:

i) Manter a regra atual, sem revisitar o conceito de térmica relevante, ou seja, atualizar

o preço vigente pelo IGP-DI;

ii) Manter a regra atual, mas revisitando o conceito de térmica relevante;

iii) Adotar o primeiro patamar de déficit.

Dentre as alternativas avaliadas, há a proposta colocada em Audiência Pública de rever a térmica

relevante. Para realizar tal revisão, a ANEEL recorreu aos Procedimentos Operativos de Curto

Prazo – POCP, em que para atingir o nível meta dos reservatórios ao final de novembro de cada

ano, o ONS deveria seguir um regramento na política de operação do SIN.

A EDP entende que se trata de uma modelagem de base econômica para definir as termoelétricas

que devem formar preço, pois são despachadas de forma estrutural, e as termoelétricas que

funcionam como uma reserva para situações mais críticas. Como a própria ANEEL descreve, tal

regramento buscava um equilíbrio entre o custo de acionamento das UTEs e o alcance do nível

meta ao final de novembro. Primeiro era verificado se apenas com a política de operação

resultante do PMO era possível chegar à meta. Caso positivo, nenhum procedimento adicional era

necessário. Caso negativo, primeiro o ONS deveria acionar o que se denominava GT1A, que era o

rótulo dado ao grupo de UTEs que funcionam utilizando gás natural ou carvão mineral. Não fazia

parte do GT1A as UTEs que utilizavam óleo combustível ou diesel. Caso, com o acionamento do

GT1A fosse possível atingir o nível meta, as UTEs integrantes deste grupo eram acionadas. Caso

contrário, o ONS avaliava se pedia ao CMSE autorização para acionar as UTEs que utilizavam óleo

combustível e diesel.

A UTE com CVU mais elevado participante do grupo GT1A era a UTE Mário Lago, com capacidade

instalada de 922,62 MW e CVU de R$ 388,04/MWh. Trata-se de UTE de elevado porte, uma das

maiores do SIN em termos de capacidade instalada, e cujo custo era aceitável como sendo o

marginal para fechar o grupo GT1A. A partir desse custo, à época de vigência do POCP, o ONS

obrigatoriamente teria de solicitar prévia autorização ao CMSE para eventual acionamento de

UTEs.

A partir desta constatação, a ANEEL propõe que a UTE Mário Lago seja utilizada como UTE

Relevante para a determinação do PLD Teto. Esta termoelétrica teria os seguintes requisitos

favoráveis para ocupar esta posição:

i) Possui garantia física publicada;

30

ii) Possui energia elétrica negociada em leilões no Ambiente de Contratação Regulada,

leilão de energia nova. Por isto, seu CVU possui regramento próprio de atualização,

definido em Portaria do Ministério de Minas e Energia.

iii) Do ponto de vista operativo, é uma UTE de grande porte, histórico adequado de

operação e com alto grau de flexibilidade operativa (possui muitas unidades geradoras

de partida rápida e por isto é muito utilizada para atendimento da demanda máxima).

A EDP entende que o PLD Teto proposto pela Agência deve prosperar, sendo implantado a partir

de janeiro de 2015. De acordo com os conceitos que já foram apresentados, a redução do PLD

Teto reduzirá os Excedentes do Produtor que estão caracterizando transferências bilionárias de

renda no Setor Elétrico sem contribuir para a expansão da capacidade de geração, transmissão ou

distribuição.

De fato, o alto custo do risco hidrológico e das exposições das distribuidoras está invertendo o

fluxo de caixa das empresas, obrigando-as a se endividar para pagar energia sobrevalorizada,

reduzindo sensivelmente os recursos destinados ao investimento e à expansão da oferta e da

rede. Esta situação tem que cessar antes que cadeia de pagamentos do Setor Elétrico torne-se

inoperante.

Observamos ainda que entendemos que se trata de uma medida estrutural. A situação vivida em

2014 permitiu uma “análise de impacto regulatório online”, em que o limite elevado de PLD Teto

comprometeu a operacionalização de estruturas fundamentais do setor, tais como os Leilões de

Ajuste, os Leilões A-1, os mecanismos de troca de contratos (MCSDs), e os regramentos para

compra de lastro em caso de atrasos de obras.

Além disso, obras atrasadas se tornaram praticamente inviáveis, manutenções de termoelétricas

se mostraram impagáveis, e as usinas hidroelétricas se mostraram insustentáveis por causa dos

elevados custos de risco hidrológico.

Conclusão Relevante 15 – Redução do PLD Teto direciona recursos para investimentos produtivos no Setor Elétrico.

O PLD Teto de R$388/MWh traz equilíbrio estrutural ao Setor Elétrico, uma vez que limita

as transferências de renda e permite os recursos do Excedente do Produtor sejam

direcionados para o investimento em capacidade de produção, transmissão e distribuição

de energia elétrica. A EDP é favorável à proposta da ANEEL.

Ainda que o PLD Teto de R$388/MWh seja uma medida benéfica para o interesse público e para a

modicidade tarifária, resta ainda uma análise sobre os aspectos legais da Audiência Pública ANEEL

nº 054/2014, a qual é realizada na próxima seção.

31

No que se refere ao PLD Piso, a ANEEL propôs a adoção da receita determinada para as usinas

hidroelétricas que aderiram ao regime de cotas. Esse seria, portanto, um valor mínimo para

disponibilização da energia, cobrindo os custos necessários para manter e operar os

empreendimentos hidrelétricos, encargos e CFURH. Do somatório das receitas das usinas cotistas

mais a expectativa de CFURH, dividido pela Garantia Física contratada em regime de cotas define-

se a relação de R$/MWh a ser utilizado como PLD mínimo. Da Resolução Homologatória

1.767/2014, extraiu-se o valor de R$30,26/MWh, que representaria o valor do PLD mínimo

submetido para a audiência pública.

Conclusão Relevante 16 – Elevação do PLD Piso reduz o risco dos empreendedores.

A EDP é favorável à proposta da ANEEL de PLD Piso de R$30,26/MWh.

5.2 Fundamentos Legais dos Limites do PLD No sistema brasileiro, os fundamentos, princípios e limites basilares da atividade regulatória

encontram-se, como não poderia deixar de ser, na própria Constituição Federal, implícita ou

explicitamente, nos artigos 1º, 5º, inciso II, 37, 170 e 174. Por essa razão, a opção de regular mais,

ou menos, ou ainda, desregular dado setor da economia, deve estar embasada numa análise

criteriosa do caso concreto, observando-se os preceitos constitucionais e legais, dentre eles os

princípios da subsidiariedade, proporcionalidade, eficiência, legalidade e segurança jurídica,

limitadores da atuação regulatória estatal.

Enfatizando-se que, além dos princípios orientadores citados, o bem estar e o desenvolvimento

figuram no preâmbulo da Constituição Federal como dois valores máximos a serem considerados.

Dada a natureza infralegal dos atos de caráter normativo editáveis pelas agências reguladoras, os

mesmos devem, indispensavelmente, guardar observância às normas e princípios constitucionais,

como também às normas e princípios constantes da legislação complementar ou ordinária,

ditados pelo Poder Legislativo.

Em que pese sua submissão à Lei, imprescindível reconhecer a importância do modelo de

regulação econômica, instrumentalizado pelas agências reguladoras, considerando-se estar o

Poder Legislativo destituído de meios legiferantes dotados da indispensável celeridade para

enfrentar a tempo, a hora e as complexidades da era contemporânea para fazer frente problemas

e necessidade de rápida solução, inerentes ao estágio civilizatório em que vivemos.

5.2.1 Dos Princípios da Subsidiariedade e da Proporcionalidade

Pelo princípio da subsidiariedade, pressupõe-se que a ação estatal somente é justificável na

medida em que os organismos autônomos sejam incapazes de atender aos objetivos de interesse

público. Já a proporcionalidade está ligada à adequação do meio ao fim, restando ao Estado a

limitação de atuar proporcionalmente no estabelecimento de restrições aos indivíduos (pessoa

jurídica ou física), para assegurar a prevalência do interesse público.

32

Conclusão Relevante 17 – Proposta da ANEEL atende aos princípios legais.

Verifica-se que a proposta de regulação do tema ANEEL, necessariamente, atende ao

princípio da subsidiariedade, uma vez que os meios legislativos ordinários não

conseguiriam garantir a prevalência do interesse público no tempo necessário para tanto,

bem como o da proporcionalidade, em todos os seus elementos constitutivos (elemento

adequação, elemento necessidade e proporcionalidade em sentido estrito), buscando-se

assegurar o interesse público e sanar a falha de mercado identificada pela “avaliação de

impacto regulatório ao longo de 2014”.

5.2.2 Do Princípio da Legalidade

O princípio da legalidade, previsto no art. 5º, II da Constituição Federal, aplica-se à Administração

Pública de forma rigorosa, visto que o administrador público somente pode fazer o que está

expressamente previsto em lei e/ou nas demais espécies normativas, inexistindo, pois, incidência

de vontade subjetiva, como ocorre na esfera particular.

O referido princípio coaduna-se com a própria função administrativa de executor do direito, que

atua em respeito à finalidade imposta pelas normas, tendo em vista a necessidade de se preservar

a ordem econômica.

Considerando-se a natureza dos atos regulatórios criados pelas agências como de regulamentos

administrativos, visto que são considerados manifestações da função administrativa do Estado, é

inquestionável a necessidade de previsão legal ou regulamentar de todos os seus atos.

Em relação ao tema, a Lei 10.848/2004, por meio do §5º, do art. 1º, dispõe que nos processos de

definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no MCP, serão

consideradas escalas de preços previamente estabelecidos, que deverão refletir as variações do

valor econômico da energia elétrica.

A mesma Lei determina que sejam observados, para tanto, a otimização dos recursos

eletroenergéticos no atendimento à demanda, ou seja, (i) as condições técnicas e econômicas para

despacho das usinas, (ii) a necessidade de energia dos agentes, (iii) os mecanismos de segurança

operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de déficit de energia, bem como as

restrições de transmissão, e (iv) o custo do déficit e as interligações internacionais. Deve ainda ser

observado o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico e os serviços

ancilares de energia elétrica.

O Decreto 5.163/2004, que regulamentou a comercialização de energia elétrica, por sua vez,

definiu, detalhadamente o seguinte:

Art. 57. A contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão realizadas

com base no PLD.

33

§1º O PLD, a ser publicado pela CCEE, será calculado antecipadamente, com periodicidade

máxima semanal e terá como base o custo marginal de operação, limitado por preços

mínimo e máximo, e deverá observar o seguinte:

I – a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para o atendimento aos requisitos

da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho das usinas;

II – as necessidades de energia elétrica dos agentes;

III – os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de

déficit de energia;

IV – o custo do déficit de energia elétrica;

V – as restrições de transmissão entre submercados;

VI – as interligações internacionais; e

VII – os intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão

refletir as variações do valor econômico da energia elétrica;

§ 2º O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em

conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para

o despacho centralizado.

Como é possível verificar, a ANEEL, por delegação legal expressa nos dispositivos acima transcritos,

deverá observar, quando do cálculo do PLD, os custos variáveis de operação dos

empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado. De fato, a proposta da

ANEEL para a presente Audiência Pública, bem como a atual metodologia vigente desde 2003,

utilizam o preço de um empreendimento termoelétrico dentre os disponíveis para despacho

centralizado, excluindo aqueles que não acrescentam capacidade relevante ao sistema.

Conclusão Relevante 18 - As propostas desta Audiência Pública não trazem inovação às regras vigentes desde 2003.

É irrefutável que a subsunção do ato da ANEEL atende plenamente ao princípio da

legalidade.

5.2.3 Do Princípio da Eficiência dos Atos Administrativos

A proposta apresentada pela ANEEL também respeita outro princípio balizador do papel

normativo da agência, o princípio de eficiência dos atos administrativos, inserido pela Emenda

Constitucional nº 19/98, que possibilita uma reinterpretação do princípio da legalidade, em

termos de uma legitimação finalística dos atos administrativos (art. 37 da CF), ou seja, os atos são

legítimos, desde que alcancem os objetivos estabelecidos em lei de forma proporcional.

34

O princípio da eficiência tem por fim disciplinar a atividade administrativa nos seus resultados,

tornando possível a legitimação dos atos administrativos por seu êxito em atingir os fins

pretendidos por lei.

A validação do ato pelo princípio de eficiência, tem estrutura finalística (validação pela obtenção

do resultado pretendida por lei) e não condicional (validação pelo preenchimento das condições

previstas em lei para realização do ato, independentemente de seu resultado).

Ao adquirir essa estrutura finalística, pautada pelo êxito em implementar determinadas políticas

públicas, a discricionariedade, que se tornou mais ampla, ganha também um sentido técnico, que

representa uma importante limitação e a sujeita a controle (diz-se que a discricionariedade das

agências é uma discricionariedade técnica). Se pela legalidade estrita bastava ao administrador

cumprir os requisitos formais para que emitisse seu ato de escolha, oportuna e conveniente,

dentre o leque de alternativas aberto pela lei, a legalidade finalística o vincula a uma otimização

de sua solução para preenchimento dos conceitos e diretrizes legais.

Logo, o princípio da eficiência cria para a Administração uma responsabilidade que não se reduz

nem ao risco administrativo (responsabilidade pelo risco) nem à igualdade perante os encargos

públicos (responsabilidade institucional), mas antes as incorpora em nome da obrigação imposta

ao poder público, ao exercer funções reguladoras no mercado, de evitar as assimetrias de

informação que funcionem como um incentivo para o comportamento oportunista dos agentes

privados, levando o mercado a uma disfunção (responsabilidade pelo êxito).

Conclusão Relevante 19 – A proposta da Audiência Pública é proporcional e eficiente.

A proposta trazida na Audiência Pública da ANEEL não fere questões fundamentais de

ordem legal quanto regulatória, pois é considerada proporcional, portanto, eficiente, ao

fim desejado e está embasada em previsão.

5.2.4 Do Princípio da Segurança Jurídica

Por fim, o princípio da segurança jurídica permeia o direito positivo, condicionando toda sua

dinâmica.

À luz do princípio da segurança jurídica, espera-se que a Administração atue de forma planejada,

transparente, contínua, previsível, sem avanços muito acelerados nem retornos bruscos, sempre

objetivando salvaguardar o interesse público, o que é extensivo à Agência, que no caso concreto

está agindo por delegação normativa.

Considerando-se a atuação da Agência por delegação normativa, como já mencionado, fica claro

que não há qualquer violação a esse princípio da segurança jurídica, pois justamente objetiva-se a

estabilidade do Direito, de modo a assegurar as expectativas que os agentes depositam na ação da

Agência Reguladora. Isto porque desde a definição do valor máximo do PLD, por meio da

Resolução 682/2003, tem prevalecido o critério de atualização do limite máximo pelo IGP-DI e,

35

portanto, não existe mais a vinculação entre o limite e o Custo Variável – CVU – de uma térmica

específica, conforme exposto na Nota Técnica nº 001/2014-ASD-SEM-SRG/ANEEL. A decisão da

Resolução 682/2003 foi fundamentada no CVU da Usina Termelétrica – UTE Alegrete que já teve

sua outorga revogada.

Considerando-se que o PLD carrega consigo verdadeiro caráter público, na medida em que os

valores a serem praticados são divulgados sistematicamente para fins de penalização por falta de

lastro dos agentes, induzindo um comportamento de mercado que reflete no desenvolvimento

energético do país, é premente a correção de seus pilares, com a alteração de seu limite máximo e

mínimo.

Tal alteração, inclusive reduzirá a volatilidade dos preços de curto prazo propiciando um ambiente

de negócios no qual os riscos são mais bem precificados para o negócio jurídico futuro, ou seja,

após a efetiva alteração.

Conclusão Relevante 20 – A proposta da ANEEL atende aos preceitos da Segurança Jurídica.

A proposta trazida na Audiência Pública da ANEEL atende a todos os preceitos da

segurança jurídica, uma vez que foi pautada de forma transparente, com ampla

divulgação a toda a sociedade, sendo precedida de uma Consulta Pública e discutida em

uma Audiência Pública, inclusive com sessão presencial. Se não bastassem estes

mecanismos, a ANEEL ainda realizou reuniões – convocadas pela própria Agência – para

discutir o tema com agentes e associações setoriais.

5.3 Propostas Apresentadas pela EDP na Consulta Pública 09/2014 Na Consulta Pública 09/2014, realizada previamente a esta Audiência Pública, a EDP propôs uma

forma de cálculo do PLD Teto e do PLD Piso baseada no conceito de “conjunto de usinas

relevantes”, observando algumas condições que são apresentadas a seguir.

Embora a EDP concorde com o PLD Teto de R$388/MWh e com o PLD Piso de R$30/MWh

apresentados pela ANEEL nesta Audiência Pública, nós mantemos nesta contribuição a

metodologia que desenvolvemos como forma de registrar junto à ANEEL o trabalho realizado

internamente e, eventualmente, poder ser útil em alguma discussão de aprimoramento do tema.

Ressaltamos, no entanto, que a metodologia proposta pela EDP representa uma mudança em

relação à prática atual de uso da “termoelétrica relevante”. Assim, nos parece que a estabilidade

em termos de regra, de regulação, é muito mais robusta no caso da proposta da Audiência Pública.

36

Conclusão Relevante 21 – A EDP apóia a Proposta da ANEEL e ainda apresenta uma proposta para aprimoramentos futuros da metodologia atual.

A EDP apóia os valores de PLD Teto e PLD Piso propostos pela ANEEL nesta Audiência

Pública. A EDP registra nesta Audiência sua proposta metodológica apresentada na

Consulta Pública 09/2014 apenas para constar do processo como uma possibilidade de

estudo futuro para aprimoramento da metodologia atual.

5.3.1 Cálculo do PLD Teto

O cálculo do PLD Teto está atualmente associado com o conceito de “usina termoelétrica

relevante” para o Sistema Elétrico. Com base neste conceito, foi definida uma usina termoelétrica

de 65MW.

O fundamento de associar o PLD Teto a uma “usina termoelétrica relevante” a princípio faz

sentido, pois associa o custo marginal a uma usina significante para o sistema. No entanto,

entendemos que somente avaliar a capacidade da usina diz pouco a respeito de sua relevância

para o Sistema Elétrico Brasileiro. Em casos extremos, poderíamos ter uma usina termoelétrica de

2.000MW, com custo variável de R$1.200/MWh, que poderia ser considerada irrelevante, dada

sua característica de pouco despacho. Por outro lado, usinas de 400MW a 500MW poderiam ser

consideradas relevantes, pois se possuírem custos variáveis baixos, serão despachadas com

frequência e assim serão altamente relevantes no sentido energético do termo.

De forma geral, a EDP entende que o conceito de “usina relevante” ou “conjunto de usinas

relevantes” deve ser empregado para calcular o teto de PLD. No entanto, algumas condições

devem ser observadas:

1. O PLD Teto tem que ser calculado entre as usinas termoelétricas mais caras do sistema,

representando assim a expectativa de PLD elevado associado a uma condição de operação

do sistema físico em que há pouca oferta de energia barata (hidroelétrica, sobretudo).

2. Uma usina termoelétrica, para ser considerada relevante para o cálculo do PLD Teto,

precisa ter uma baixa expectativa estrutural de despacho, podendo, portanto, ser

remunerada por encargo de serviços do sistema, uma vez que isso somente ocorrerá em

casos excepcionais. As usinas com expectativa de operação alta devem ser remuneradas

pelas condições normais de operação, ou seja, pelo próprio PLD.

3. As condições de despacho para avaliação do item anterior têm que ser estruturais, de

modo que o despacho reflita condições equilibradas de operação.

4. A avaliação estrutural tem que ser realizada de acordo com estudos regulares e públicos

do Setor Elétrico Brasileiro, de modo a dar transparência e segurança ao processo de

cálculo do PLD Teto.

De modo a atender a todos os requisitos indicados acima, foi proposto o cálculo do PLD Teto a

partir das informações de despacho das usinas termoelétricas oriundas dos Decks de referência do

37

Modelo NEWAVE utilizados nos cálculos de Garantia Física das usinas que participam dos Leilões

de Energia Nova.

Trata-se de um conjunto de dados público, atualizado anualmente pela Empresa de Pesquisa

Energética – EPE (http://www.epe.gov.br) e que é convergido para a situação estrutural em que o

Custo Marginal de Operação (CMO) do período de análise converge para o Custo Marginal de

Expansão (CME). Tecnicamente, tem-se CMO = CME.

Estas questões conceituais são transformadas em uma metodologia de cálculo que pode ser

compreendida a partir dos seguintes passos:

1. Obtêm-se as informações de Custo Marginal de Operação do Deck Estrutural

disponibilizado pela EPE.

2. Obtêm-se as informações das usinas do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE.

3. Para cada usina i, calcula-se, seu Despacho nas condições estruturais, DSPi, como a relação

entre a produção média da usina durante o período de 5 anos estruturais e a

disponibilidade máxima da usina.

4. A partir do Despacho da usina i, determina-se seu grau de relevância para o cálculo do PLD

Teto, utilizando a função apresentada na Figura 21. Esta função indica que se o Despacho

da usina é inferior a 40%, com certeza esta usina é considerada relevante para o cálculo do

PLD Teto (grau de relevância igual a 1); por outro lado, se o Despacho da usina é superior a

60%, com certeza a usina é considerada irrelevante (ou não relevante) para o cálculo do

PLD Teto. Finalmente, para despachos entre 40% e 60%, procede-se a uma interpolação

linear.

5. Calcula-se o PLD Teto considerando o Grau de Relevância, a Capacidade da Usina e o

respectivo Custo Variável utilizando-se a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷𝑇𝑒𝑡𝑜 =∑ 𝐺𝑅𝑇𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝑉𝑈𝑖𝑁𝑈𝑖=1

∑ 𝐺𝑅𝑇𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖𝑁𝑈𝑖=1

Sendo:

- GRTi: Grau de Relevância da usina i para cálculo do PLD Teto, função do seu Despacho.

- CAPi: Capacidade Instalada da Usina i, em MW.

- CVUi: Custo Variável Unitário da Usina i, em R$/MWh.

Calculado desta forma, o PLD Teto passa a expressar o CVU das usinas termoelétricas mais caras,

mas não de qualquer usina termoelétrica cara: ela precisa ser “pouco” despachada e precisa ter

capacidade instalada de porte considerável.

http://www.epe.gov.br/

38

Figura 21 – Função Grau de Relevância para o cálculo do PLD Teto.

Aplicando esta metodologia ao Deck Estrutural disponibilizado pela EPE para o ano de 2014,

obtém-se o PLD Teto de R$399/MWh.

O PLD Teto proposto possui fundamento econômico, pois usinas termoelétricas pequenas, ainda

que com CVUs altos, terão baixo custo quando despachadas, se comparadas a usinas

termoelétricas de menor CVU, porém de maior porte. Logo, parece fazer mais sentido econômico

pagar as usinas termoelétricas caras e pequenas por meio de Encargos de Serviços do Sistema, a

pagá-las pelo PLD, pois isso contaminaria todas as operações do mercado e encareceria de forma

expressiva o custo da energia elétrica.

5.3.2 Cálculo do PLD Piso

O cálculo do PLD Piso está atualmente associado ao custo variável da usina hidroelétrica de Itaipu.

Por analogia ao cálculo do PLD Teto, poder-se-ia utilizar o mesmo conceito de “usina relevante”

para o cálculo do PLD Piso, porém os princípios listados anteriormente teriam que ser adequados à

relevância para o cálculo do limite inferior de PLD. As condições a serem observadas seriam:

1. O PLD Piso tem que ser calculado entre as usinas termoelétricas mais baratas do sistema,

representando assim a expectativa de PLD baixo associado a uma condição de operação

do sistema físico em que há sobra de energia.

2. Uma usina termoelétrica, para ser considerada relevante para o cálculo do PLD Piso,

precisa ter uma alta expectativa estrutural de despacho, devendo, portanto, ser

remunerada por PLD, uma vez que isso ocorrerá de forma frequente.

3. As condições de despacho para avaliação do item anterior têm que ser estruturais, de

modo que o despacho reflita condições equilibradas de operação.

4. A avaliação estrutural tem que ser realizada de acordo com estudos regulares e públicos

do Setor Elétrico Brasileiro, de modo a dar transparência e segurança ao processo de

cálculo do PLD Piso.

39

De modo a atender a todos os requisitos indicados acima, pode-se propor que o PLD Piso também

seja calculado a partir das informações de despacho das usinas termoelétricas oriundas dos Decks

de referência do Modelo NEWAVE utilizados nos cálculos de Garantia Física das usinas que

participam dos Leilões de Energia Nova.

Estas questões conceituais são transformadas em uma metodologia de cálculo que pode ser

compreendida a partir dos seguintes passos:

1. Obtêm-se as informações de Custo Marginal de Operação do Deck Estrutural

disponibilizado pela EPE.

2. Obtêm-se as informações das usinas do Deck Estrutural disponibilizado pela EPE.

3. Para cada usina i, calcula-se, seu Despacho nas condições estruturais, DSPi, como a relação

entre a produção média da usina durante o período de 5 anos estruturais e a

disponibilidade máxima da usina.

4. A partir do Despacho da usina i, determina-se seu grau de relevância para o cálculo do PLD

Piso, utilizando a função apresentada na Figura 22. Esta função indica que se o Despacho

da usina é superior a 60%, com certeza esta usina é considerada relevante para o cálculo

do PLD Piso (grau de relevância igual a 1); por outro lado, se o Despacho da usina é inferior

a 40%, com certeza a usina é considerada irrelevante (ou não relevante) para o cálculo do

PLD Piso. Finalmente, para despachos entre 40% e 60%, procede-se a uma interpolação

linear.

5. Calcula-se o PLD Piso considerando o Grau de Relevância, a Capacidade da Usina e o

respectivo Custo Variável utilizando-se a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷𝑃𝑖𝑠𝑜 =∑ 𝐺𝑅𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝑉𝑈𝑖𝑁𝑈𝑖=1

∑ 𝐺𝑅𝑃𝑖 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝑖𝑁𝑈𝑖=1

Sendo:

- GRPi: Grau de Relevância da usina i para cálculo do PLD Piso, função do seu Despacho.

- CAPi: Capacidade Instalada da Usina i, em MW.

- CVUi: Custo Variável Unitário da Usina i, em R$/MWh.

Calculado desta forma, o PLD Piso passa a expressar o CVU das usinas termoelétricas mais baratas,

mas não de qualquer usina termoelétrica cara: ela precisa ser “muito” despachada e precisa ter

capacidade instalada de porte considerável.

40

Figura 22 – Função Grau de Relevância para o cálculo do PLD Piso.

Aplicando esta metodologia ao Deck Estrutural disponibilizado pela EPE para o ano de 2014,

obtém-se o PLD Piso de R$39/MWh. Trata-se de um valor relativamente elevado em relação ao

praticado atualmente, de R$15/MWh.

A princípio, o PLD Piso proposto possui também um fundamento econômico, pois reflete o custo

variável das usinas termoelétricas de porte e que são despachadas praticamente na base,

devendo, portanto, serem pagas pelo PLD. No entanto, a metodologia proposta – apesar de

complementar e consistente com a metodologia proposta do PLD Teto – não parece estar

aderente à regulamentação, pois o PLD Piso deveria ser estabelecido com base no custo de

operação das hidroelétricas e não das termoelétricas, tal como preconiza o Decreto 5.163/2004:

§ 3o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado

levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas,

bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e

royalties (grifo nosso).

Desta forma, entendemos que para ser aderente à Regulação, o PLD Piso deve ser estabelecido

com base nos custos das hidroelétricas e entende-se que a proposta de utilizar os cálculos

recentes para estabelecer o valor das cotas de energia das concessões renovadas deva prosperar.

5.4 Rateio do ESS

5.4.1 Impactos sobre a Assimetria Tarifária

Na Nota Técnica que subsidiou a abertura da Audiência Pública nº 54/2014, a ANEEL propõe que o

Encargo a ser pago pelo acionamento das UTEs com CVU maior que o PLD máximo quando

despachada por ordem de mérito deve ser alocado aos agentes expostos.

41

O fundamento para tal proposta seria a aparente incoerência de alocar esse encargo para o

consumidor que está contratado no mercado, como estabelecido nas Regras de Comercialização

vigentes. O motivo é que o PLD máximo quando atingido em nada interfira na rotina comercial do

agente.

Neste caso, a EDP entende que a proposta da ANEEL não deve prosperar, pois este procedimento

vai acentuar a assimetria tarifária existente atualmente. Conforme apresentamos no Seminário

organizado pela própria ANEEL no dia 16 de outubro, a gestão da Parcela A determina atualmente

uma série de assimetrias no custo de compra de energia:

i) Distribuidoras possuem diferentes percentuais de Cota de Itaipu em seus portfólios,

de forma que variações de volume e preço – principalmente dólar – da energia

associada são sentidos de forma diferenciada entre as diversas distribuidoras.

ii) Distribuidoras com diferentes participações de CCEARs Disponibilidade em seus

portfólios de compra de energia, uma vez que os contratos são firmados a partir de

cada Leilão e dependem dos ofertantes vencedores do certame.

iii) Distribuidoras com participações assimétricas de Cotas de Energia Existente, uma vez

que na distribuição inicial ocorrida em janeiro de 2013 buscou-se uma uniformidade

no percentual de desconto dos clientes de baixa tensão. Para distribuidoras com

tarifas de cobertura de energia baixas, a única forma de atingir a redução de 20%

visualizada à época foi a alocação de grandes volumes de cotas.

iv) E mais uma série de assimetrias que poderiam ser citadas: números de contratos,

cotas de angra, contratos bilaterais, etc.

Ocorre que as assimetrias nos portfólios de compra de energia das distribuidoras determinam

distorções muito difíceis de serem explicadas à sociedade, principalmente quando as tarifas

começam a oscilar anualmente de forma aparentemente aleatória entre as concessões.

A ANEEL, na percepção da EDP, está preocupada com assimetria tarifária e está a trabalhar para

reduzí-la, tal como pode ser observado em dois acontecimentos recentes:

i) Na Audiência Pública ANEEL nº 064/2014, destinada a Colher subsídios e informações

adicionais acerca dos critérios e procedimentos para a revisão da alocação de cotas de

garantia física contratadas nos termos da Lei 12.783/2013, a metodologia proposta

trabalha para equalizar a participação das Cotas entre as diversas distribuidoras.

ii) Está sendo estudado, embora ainda não haja normativo para isso, a utilização dos

recursos das Bandeiras Tarifárias para reduzir a assimetria de custos dos CCEARs

Disponibilidade.

Conclusão Relevante 22 – Assimetrias nos portfólios de contratos de energia das distribuidoras precisam ser reduzidas.

Existe atualmente uma série de assimetrias nos portfólios de compra de energia das

distribuidoras e a ANEEL tem trabalhado para que estas assimetrias sejam reduzidas.

42

No entendimento da EDP, a proposta de ratear o ESS decorrente do despacho dentro da ordem de

mérito de preço, porém com CVU superior ao PLD, somente entre os agentes que se encontram

em posição short, tende a acentuar as assimetrias existentes. Trata-se de uma proposta

conflitante, inclusive, com as ações recentes da Agência.

Para explicar a fonte de assimetrias aponta, utilizamos a Figura 23. No eixo horizontal principal,

tem-se o período de análise das compras no mercado de curto prazo das distribuidoras: de janeiro

de 2013 a julho de 2014. No eixo de profundidade, tem-se cada distribuidora da amostra de 45

empresas utilizadas. No eixo vertical, tem-se a participação de cada distribuidora na compra de

energia no mercado de curto prazo no respectivo mês.

Conforme pode ser observado, as exposições das distribuidoras ao mercado de curto prazo variam

de forma sensível e relativamente aleatória entre os meses. Isso ocorre por duas razões principais:

i) A distribuidora não possui gestão sobre a carga (uma onda de calor pode provocar a

compra de grandes volumes de energia no mercado de curto prazo, ainda que

anualmente a empresa esteja contratada);

ii) Os mecanismos de contratação de energia no Ambiente Regulado não permitem

ajustes mensais com agilidade para reduzir o nível de exposição ao PLD. Em termos

técnicos, o risco de sazonalização é muito elevado e depende muito das características

de cada área de concessão.

Figura 23 – Participação da Exposição das Distribuidoras ao Mercado de Curto Prazo.

D1

D7

D13

D19

D25D31

D37D43

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

Par

tici

paç

ão n

a C

om

pra

de

En

erg

ia n

o C

urt

o P

razo

43

Neste contexto, caso o ESS seja alocado proporcionalmente ao volume de energia adquirido no

mercado de curto prazo, algumas distribuidoras receberão parcela muito mais significativas dos

custos do que outras, embora as causas para a aquisição de energia a PLD não sejam gerenciáveis

pelas distribuidoras. Trata-se de uma alocação preferencial de custos às distribuidoras com cargas

mais voláteis. É uma assimetria adicional às tantas outras que já foram citadas!

Conclusão Relevante 23 – O critério de rateio do ESS pela exposição ao Mercado de Curto acentua as assimetrias existentes entre as tarifas das distribuidoras.

A alocação do custo do encargo a ser pago pelo acionamento das UTEs com CVU entre o

PLD máximo e o CMO aos agentes em posição “short” acentua as assimetrias já existentes

entre os custos da Parcela A das distribuidoras.

Por este motivo, a EDP entende que o ESS para os casos em que há despacho por ordem de mérito

de preço e CVU superior ao PLD, o custo deve ser rateado de forma igualitária entre todos os

agentes de consumo (clientes livres e clientes regulados).

Conclusão Relevante 24 – Rateio do ESS precisa ser igualitário.

A EDP propõe que o ESS para os casos em que há despacho por ordem de mérito de preço

e CVU superior ao PLD, o custo deve ser rateado de forma igualitária entre todos os

agentes de consumo.

É importante observar que atualmente o ESS das usinas despachadas por ordem de mérito de

preço e CVU superior ao PLD está sendo rateado somente entre os consumidores dos

submercados em que as usinas estão localizadas.

De acordo com o caderno vermelho de Encargos da CCEE, a regra atual determina que o ESS pago

às usinas com CVU menor que o CMO, mas superior ao PLD, seja rateado de forma exclusivamente

local:

“2.3. Usinas enquadradas na condição PLD < INC < CMO, ou seja, despachadas por

ordem de mérito no Deck do ONS e não despachada em comparativo ao PLD, serão

tratadas como se estivessem com restrição operativa local na modalidade

Constrained-On. Tratamento análogo será realizado às usinas que se enquadrarem

entre o PLD máximo e o CMO, nos casos em que o CMO for superior ao PLD

máximo.” (grifo nosso)

De maneira semelhante ao fato originário da criação do encargo multimercado, propõe-se que

com a redução do PLD Teto, o encargo calculado devido ao CVU maior que o PLD Teto e menor ou

igual ao CMO seja rateado por toda a carga.

44

Conclusão Relevante 25 – Rateio do ESS deve ser classificado como multimercado.

A EDP propõe que o ESS para os casos em que PLD < INC ≤ CMO seja classificado como

multimercado, de modo a ser rateado por toda a carga.

5.4.2 Fundamentos Legais do Rateio doESS

O ESS decorrente da situação de Constrained-Off, assim como as demais hipóteses de pagamento

de ESS, representa uma modalidade encargo tarifário, na medida em que destina-se a garantir o

cumprimento do princípio básico do setor elétrico de minimização do custo operativo do Sistema

Interligado Nacional – SIN e, em última análise, assegurar a confiabilidade e estabilidade do

sistema para o atendimento do consumo em cada submercado.

Os custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema, conforme

informado acima, não estão incluídos no cálculo do PLD. O referido valor é pago por todos os

agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do seu consumo.

O ESS destina-se também ao ressarcimento aos agentes de geração dos custos das restrições de

operação e da prestação de Serviços Ancilares.

O ESS está previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004:

“Art. 59. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever o

pagamento de um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do

sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que

compreenderão, dentre outros:

I – custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de

mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado;

II – a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para

a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma;

III – a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior

aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de

Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e

IV – a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação e os

esquemas de corte de geração e alívio de cargas”

A imposição de pagamento e ESS aos demais agentes que não só aqueles com medição de

consumo registrada na CCEE, por se tratar de política tarifária, deve ser precedida de lei que

institua tal obrigação e não poderia ser efetivada por ato infralegal, mas apenas por lei.

45

Tal entendimento advém do disposto nos incisos III e IV do parágrafo único do art. 175 da

Constituição Federal, abaixo transcrito:

“Art. 175. Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente ou sob o regime

de concessão ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços

públicos.

Parágrafo Único. A lei disporá sobre:

(...)

III – política tarifária;

IV – a obrigação de manter serviço adequado;

(...)”

Assim é inafastável: a quem quer que seja atribuído o custo do pagamento do ESS, essa medida é

inteiramente irregular, pois afronta o princípio da reserva legal. Com efeito, o art. 175, parágrafo

único, inciso III, da Constituição preconiza que a lei (em sentido formal) disporá sobre política

tarifária.

Assim, à primeira vista, mostra-se equivocada a proposta da ANEEL neste quesito, pois viola o

princípio da reserva legal. Afronta o princípio da razoabilidade, pois onera quem proporciona o

benefício do aumento de oferta de energia, e não quem dele se aproveita, os consumidores. Por

fim, institui um encargo sem a necessária compensação financeira, infringindo o equilíbrio

econômico-financeiro dos contratos de concessão celebrados.

Além disso, a partir do momento em que se transfere o pagamento do encargo para as geradoras

e comercializadoras de energia, esse encargo se transforma em subsídio, o que, da mesma

maneira, demanda a edição de lei em sentido material.

Há ainda outros vícios na aludida proposta. Se há criação de encargo ou subsídio, deve-se

respeitar a equação econômico-financeira dos contratos. Segundo o princípio da causação do

custo, o referido custo deve ser imputado a quem o causa. Esse princípio tem por objetivo conferir

sinal de preço para que aquele que causa o custo possa, devidamente informado via preço, reagir

e assim, reduzir ou eliminar o custo.

46

6 Simulação de Impacto para as Distribuidoras A simulação de impacto para as Distribuidoras pode ser entendida, na realidade, como a

simulação de impactos para os Consumidores, uma vez que os custos com aquisição de energia

são repassados aos consumidores finais.

Praticamente, há cinco componentes de custos da compra de energia das distribuidoras que são

influenciados de forma direta pelo PLD, tal como indicado na Figura 24. Estas componentes são:

1. Exposição Involuntária: refere-se ao custo de compra de energia no mercado de curto

prazo, a PLD, resultante sobretudo da oferta reduzida nos Leilões de Energia Existente

e do cancelamento ou atraso de contratos de compra de energia em Leilões de

Energia Nova.

2. Risco Hidrológico: custo de compra de energia no mercado de curto prazo devido à

alocação de valores reduzidos de energia aos contratos oriundos das cotas referentes

à contratação das usinas que renovaram suas concessões nos termos da Lei

12.783/2014 e a energia de Itaipu.

3. CCEARs por Disponibilidade: quando a usina está despachada, o custo corresponde à

operação da usina (COP), abatida da receita da produção de energia superior à

garantia física. Quando a usina não está despachada, o custo corresponde à compra

de energia no mercado de curto prazo. Para as usinas despachadas com CVU acima do

PLD teto, haverá uma receita de ESS correspondente à diferença entre os dois preços5.

4. ESS: custo das usinas despachadas fora da ordem de mérito ou cujo CVU é superior ao

PLD teto. O custo corresponde à produção verificada valorizada à diferença entre

Custo Variável e o PLD.

5. CONER: cada usina que vendeu energia de reserva recebe mensalmente sua Receita

Fixa. Se a energia produzida valorizada a PLD é superior à Receita Fixa, há um

superávit que é repassado aos consumidores. Caso contrário, há um custo para os

consumidores, de modo a complementarem a Receita Fixa.

5

Quando analisado no todo, há uma perda de receita com a venda da energia gerada acima da garantia física da usina no CCEAR por disponibilidade. No entanto, essa perda de receita é muito menor do que a redução de custo do CCEAR pela limitação do PLD Teto.

47

Desta forma, quanto maior o valor do PLD, maior o custo da Exposição Involuntária e maior o

custo do Risco Hidrológico. Por outro lado, quanto maior o valor do PLD, menor o valor dos

pagamentos de ESS e menores são os custos da Energia de Reserva. Para as usinas termoelétricas

contratadas na Modalidade Disponibilidade, dependendo do valor do PLD, o custo do contrato

pode ficar mais caro ou mais barato quando o PLD é elevado. De forma bem simplificada,

conceitualmente os custos de compra de energia de uma distribuidora devem sofrer influência do

PLD segundo as curvas indicadas na Figura 25.

Figura 24 – Custos das Distribuidoras influenciados pelo PLD.

Figura 25 – Curva conceitual dos custos das Distribuidoras em função do PLD.

48

Apenas a análise conceitual não permite avaliar qual o valor de PLD que determina o mínimo custo

global para os consumidores, chamado de PLD*. Além disso, dependendo dos níveis de

subcontratação das distribuidoras, no parque termoelétrico existente, das usinas em operação

com contratação de energia de reserva, bem como do volume de cotas, o valor do PLD* pode se

alterar. Para efeito de análise, realizamos na sequência duas simulações: uma para o primeiro

semestre de 2014 e outra para 2015.

6.1 Determinação do PLD* para o 1º Semestre de 2014 O primeiro estudo realizado para determinar o valor de PLD* considerou todos os valores

realizados de produção de energia e consumo para o 1º semestre de 2014, incluindo:

Produção termoelétrica em contratos por disponibilidade.

Produção termoelétrica nas demais formas de contratação.

Produção hidroelétrica total e resultado do MRE.

Resultado das cotas de energia.

Resultado da conta de Energia de Reserva.

Encargos de Serviços do Sistema.

Valores publicados de PLD.

Consumo de energia das distribuidoras e de todos os demais agentes.

Perdas de energia na Rede Básica.

Partindo-se da suposição que todo o balanço energético manteve-se constante, nenhum dos

valores energéticos será alterado. A simulação consistente simplesmente em ir variando o PLD

Teto e ir recalculando os custos associados ao PLD, de modo a avaliar o custo total para os

consumidores e assim determinar, se existir, o valor de PLD* para o primeiro semestre de 2014.

Para o período em questão, o PLD Teto era de R$822/MWh. De modo a avaliar o impacto tanto de

elevações quanto de reduções do PLD Teto, a simulação inicial foi realizada com o PLD Teto de

R$1.500/MWh, e este valor foi gradativamente reduzido até R$20/MWh. Os resultados são

apresentados na Figura 26 e na Tabela 5.

Figura 26 – Composição do Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto.

49

Tabela 5 – Custo dos Consumidores para o 1º Semestre de 2014 em função do PLD Teto.

Conforme pode ser observado, o custo total para os consumidores – com a mesma operação do

sistema físico – varia de aproximadamente R$38bilhões a cerca de R$15bilhões quando o PLD Teto

varia de R$1.500/MWh para cerca de R$200/MWh.

Analisando os valores a partir do PLD Teto atual (pouco superior a R$800/MWh), observa-se que a

elevação do PLD Teto eleva de forma sensível os custos para o consumidor final, constatando-se

assim que qualquer elevação do PLD Teto é contrária à Modicidade Tarifária.

Por outro lado, reduções no PLD Teto reduzem o custo total. Se o PLD Teto fosse estabelecido em

torno de R$400/MWh (tal como proposto pela ANEEL e suportado pela EDP), haveria uma redução

de custos em relação à situação atual da ordem de R$8bilhões. Em outras palavras, se no 1º

semestre de 2014 o PLD Teto fosse R$400/MWh, o aditivo à Conta ACR – de R$6,7 bilhões – não

seria necessário.

Ainda é muito relevante destacar que as distribuidoras do Sudeste e do Sul ainda deverão pagar

no ano de 2015 o risco hidrológico de Itaipu referente ao ano de 2014, no valor de

aproximadamente R$4,8 bilhões. A redução do PLD Teto para R$388/MWh no ano de 2014

reduziria este montante para R$2,6 bilhões. Ou seja, haveria uma contribuição de R$2,1 bilhões

para a Modicidade Tarifária.

Conclusão Relevante 26 – PLD Teto menor beneficiaria a Modicidade Tarifária em 2014.

A redução do PLD Teto de R$800/MWh para cerca de R$400/MWh no primeiro semestre

de 2014 determinaria uma redução no custo total dos consumidores de cerca de

R$8bilhões. Isso significa dizer que o primeiro aditivo à Conta ACR não seria necessário.

Ademais, se a redução do PLD Teto ocorresse ao longo de todo o ano, haveria uma

econômica adicional de R$2,1 bilhões devido à redução do Risco Hidrológico de Itaipu.

PLD Teto

R$/MWh

Custo Total

R$ milhões

Exposição

R$ milhões

Risco Hidrológico

R$ milhões

Contratos por

Disponibilidade

R$ milhões

ESS

R$ milhões

CONER

R$ milhões

20 11.367 485 12 548 10.767 -445

100 12.826 2.423 61 2.730 8.112 -500

200 14.598 4.845 121 4.442 5.758 -569

300 16.426 7.343 181 5.606 3.934 -638

350 17.435 8.607 210 6.157 3.133 -673

400 18.492 9.771 257 6.648 2.522 -708

450 19.470 10.776 303 6.981 2.151 -742

500 20.480 11.809 339 7.284 1.825 -777

525 20.997 12.328 358 7.435 1.671 -794

550 21.511 12.847 376 7.576 1.523 -811

575 21.966 13.366 394 7.645 1.390 -829

600 22.468 13.885 412 7.702 1.315 -846

700 24.524 15.968 484 7.875 1.112 -915

800 26.659 18.057 545 8.015 1.012 -971

900 28.703 20.044 566 8.069 994 -971

1000 30.538 21.859 571 8.093 986 -971

1500 38.319 29.622 548 8.144 976 -971

50

Finalmente, o PLD* não pôde ser determinado para o 1º semestre de 2014, pois o custo total

sempre se reduziu mediantes as reduções do PLD Teto. Ainda assim, pode-se concluir de forma

incontestável que reduzir o PLD Teto a partir do valor atual de R$800/MWh é altamente vantajoso

para o consumidor final. Façamos agora uma análise prospectiva...

6.2 Determinação do PLD* para o ano de 2015 Com o objetivo de aprimorar os estudos realizados para o 1º semestre de 2014, foram executadas

diversas simulações para o ano de 2015. Neste caso, considerou-se que todas as usinas

termoelétricas estariam despachadas ao longo de todo o ano, de modo que ao se reduzir o PLD

Teto, o despacho foi mantido, determinando-se assim seu impacto apenas sobre os custos

percebidos pelos consumidores para as cinco componentes indicadas anteriormente: Exposição a

PLD, Risco Hidrológico, CCEARs Disponibilidade, ESS e CONER.

Sem dúvida, para o ano de 2015, uma das maiores incertezas quanto aos custos das distribuidoras

e, consequentemente dos consumidores, é o nível de subcontratação das distribuidoras.

Dependendo do volume de energia disponibilizado por meio de cotas, as distribuidoras podem ter

um nível diferente de exposição ao mercado de curto prazo.

Supondo três níveis diferentes de exposição (3.000MWm, 2.000MWm e 0 MWm), as simulações

do custo total dos consumidores foram realizadas variando-se o PLD Teto de R$3.000/MWh a

R$20/MWh. Os resultados obtidos são apresentados na Figura 27.

Figura 27 – Custo dos Consumidores para o ano de 2015 em função do PLD Teto.

51

Conforme pode ser observado, de acordo com as simulações realizadas para o ano de 2015, neste

caso há sim valores de PLD*. Para a exposição ao mercado de curto prazo em 3.000 ou 2.000

MWm, quanto menor o PLD Teto menor o custo total para os consumidores.

Chama atenção ainda o fato que se não houver exposição ao mercado de curto prazo, o PLD Teto

em torno de R$400/MWh assegura o mínimo custo total para os consumidores. Em outras

palavras, mesmo em condições de equilíbrio contratual das distribuidoras, um PLD Teto menor

minimiza os custo da energia para os consumidores finais, não sendo – portanto – um benefício

meramente conjuntural e associado à subcontratação atual das distribuidoras.

Conclusão Relevante 27 –PLD Teto menor beneficiará a Modicidade Tarifária no Longo Prazo.

O PLD Teto em torno de R$400/MWh assegura o mínimo custo total para os consumidores

em 2015, mesmo na condição em que não há exposição ao mercado de curto prazo.

Obviamente, como se tratam de simulações, há sempre premissas e incertezas nos cálculos. Sem

entrar no mérito dos detalhes dos números, o que realmente importa é que os estudos atestam

que o PLD Teto de R$400/MWh determina valores mínimos de custo total aos consumidores

quando não há situação de exposição ao mercado de curto prazo. Quando há exposições ao

mercado de curto prazo, quanto menor o PLD teto menor o custo total aos consumidores.

Importante observar ainda que as simulações realizadas pela EDP possuem resultados e valores

muito próximos àquelas realizadas pela CCEE e apresentadas tanto na Nota Técnica no 001/2014-

ASD-SEM-SRG/ANEEL, de 10/10/2014 e na Audiência Pública presencial realizada no dia 3 de

novembro de 2014.

Conclusão Relevante 28 – Resultados da EDP são muito próximos aos apresentados pela CCEE.

Os resultados das simulações realizadas pela EDP são muito próximos aos das simulações

realizadas pela CCEE com dados oficiais do mercado e com as regras de comercialização

realmente utilizadas nos processos de contabilização.

52

7 Simulação de Impacto para os Geradores A simulação de impacto para os Geradores deve ser realizada considerando duas situações

distintas: (i) há agentes de geração com sobra de energia ou mesmo com energia descontratada,

sobretudo os Geradores de Energia Existente com contratos de venda que estão a vencer (GCP –

Geradores de Curto Prazo); e há agentes de geração que venderam suas Garantias Físicas em

contratos de longo prazo, sobretudo os Geradores de Energia Nova e os Geradores de Energia

Existente com contratos de venda de longo prazo (GLP – Geradores de Longo Prazo).

De forma geral, o PLD influencia diretamente os resultados dos geradores de três formas, tal como

indicado na Figura 28.

1. Venda de Energia: se há contratos a serem firmados, o preço de comercialização da

energia sofre influência do PLD esperado para o período contratual. Assim, para PLDs

baixos, o preço de venda se reduz, e vice-versa.

2. Risco Hidrológico: quando há despacho termoelétrico elevado, ou mesmo quando há

deslocamento da energia hidroelétrica por fontes intermitentes e de base, tais como a

energia eólica, a energia a biomassa ou mesmo a energia solar, a energia alocada das

hidroelétricas se reduz. Nestes casos há um custo de compra de energia a PLD.

3. Energia Secundária: quando há abundância de água, a produção hidroelétrica é

superior à Garantia Física, de modo que a energia alocada se eleva. Nestes casos há

uma receita extra de venda de energia a PLD. Normalmente o valor desta receita é

baixo, pois o PLD é baixo (lembre-se que há abundância de água!).

No que se refere a GCPs e GLPs, o Risco Hidrológico e a Energia Secundária se comportam da

mesma forma; diferenças entre estes geradores ocorrem sobretudo na Venda de Energia. Para os

GLPs, os contratos de venda de energia estão firmados (ou são firmados no momento do Leilão)

em horizontes de longo prazo e com preço de venda estabelecido; logo, variações de PLD não

alteram a receita de venda de energia a preço do contrato. Este comportamento é explicado pela

linha vermelha constante na Figura 29.

53

Figura 28 – Receitas e Custos dos Geradores influenciados pelo PLD.

Figura 29 – Curva conceitual dos custos dos Geradores de Longo Prazo (GLPs) em função do PLD.

Para os GCPs, os contratos de venda de energia estão a ser estabelecidos. Assim, parte da Garantia

Física – aquela disponível para comercialização – passa a determinar uma receita que depende do

PLD: quanto maior a expectativa de PLD para o período de comercialização do contrato, maior o

preço de venda que se pode comercializar a energia, e maior a receita que se vai faturar. Esta

relação entre PLD e receita de venda é ilustrada na Figura 30.

Comparando a Figura 29 e a Figura 30, percebe-se que os GCPs e os GLPs possuem opiniões

diferentes sobre o PLD. Para um GLP, que normalmente fez investimentos recentes e está a operar

um ativo novo com obrigações de financiamento, um PLD menor é melhor, pois isso reduz os

custos com o Risco Hidrológico e garante receitas mais estáveis e compatíveis com a natureza do

ativo. Para um GCP, a usina já está amortizada e há Garantia Física a ser comercializada no

mercado; logo, um PLD maior é melhor, pois os ganhos de Receita de Venda seriam – a princípio –

superiores aos custos com o Risco Hidrológico.

54

Para que a análise qualitativa possa ser aprofundada, realizamos uma série de simulações para os

GLPs e para os GCPs que são apresentadas na sequência.

Figura 30 – Curva conceitual dos custos dos Geradores de Curto Prazo (GCPs) em função do PLD.

7.1 Simulação de Impacto para os Geradores de Longo Prazo (GLPs) Para simular os impactos dos GLPs, utilizou-se um conjunto de custos marginais de operação e de

GSFs oriundos do Programa Mensal da Operação (PMO) do mês de setembro de 2014. Trata-se de

um conjunto de 2.000 séries de energia afluente aos reservatórios, que acabam determinando

conjuntos de 2.000 séries de produção hidroelétrica, produção termoelétrica, custo marginal de

operação, etc.

Para cada uma das 2.000 séries, simulou-se a Receita Líquida de um gerador hidroelétrico de

150MW de capacidade e 100MWm de Garantia Física, que vendeu sua energia em contratos ao

preço de R$200/MWh. O período de simulação envolveu horizontes de 6 meses (curtíssimo prazo),

24 meses (médio prazo) e 48 meses (longo prazo).

Em cada série, para cada um dos meses, calcula-se o valor da Receita de Contratos, da Receita com

Energia Secundária e do custo do Risco Hidrológico, obtendo-se assim a Receita Líquida, em R$.

Somando-se os valores mensais, obtém-se o resultado da simulação para a série, que é então

dividido pela Garantia Física da usina, de modo que o resultado final é a Receita Líquida por MWh

de Garantia Física. Este resultado em R$/MWh permite que as diversas simulações possam ser

comparadas utilizando-se uma mesma unidade de medida.

O primeiro caso simulado considera um agente que vendeu 100% da Garantia Física da usina em

contratos. Os resultados das simulações indicam que as operações de curto prazo valoradas a PLD

– sobretudo do Risco Hidrológico – influenciam de forma determinativa a Receita Líquida da usina.

Como o PLD influencia o resultado, o PLD Teto também passa a influenciar o resultado de forma

sensível. Para avaliar o impacto do PLD Teto, as simulações foram realizadas também

considerando-se três valores de PLD Teto: R$1.500/MWh, R$800/MWh e R$400/MWh.

55

Os resultados das simulações são apresentados na Figura 31. O eixo x corresponde aos valores de

PLD Teto utilizados nos cálculos, e no eixo y tem-se a Receita Líquida resultante, em R$/MWh. As

barras da cor cinza e os números em preto correspondem aos valores esperados de Receita

Líquida, ou à Receita Líquida média obtida nas 2.000 séries simuladas. A linha azul e os números

em azul correspondem aos piores resultados obtidos nas 2.000 séries (na realidade,

desconsideram-se os 100 piores cenários por serem casos muito extremos, ou seja, trata-se do

pior a um nível de 5%), e a linha vermelha e os números em vermelho referem-se aos melhores

resultados obtidos nas 2.000 séries (também são desconsiderados os 100 melhores cenários,

tratando-se do melhor caso a um nível de 5%).

Atentando-se agora aos números, observamos que o resultado esperado para os próximos seis

meses cresce à medida que o PLD Teto é reduzido. Com o PLD Teto de R$1.500/MWh, a Receita

Líquida esperada é de R$151/MWh; com R$800/MWh, R$162/MWh; e com R$400/MWh,

R$177/MWh. Este crescimento de Receita Líquida esperada é explicado neste caso pelo

crescimento da Receita Líquida nos piores casos.

Avaliando a linha azul, observa-se com o PLD Teto de R$1.500/MWh o gerador pode inclusive

observar prejuízo nos próximos 6 meses. Tratam-se neste caso de séries de energia afluente muito

baixas, que acionam praticamente todas as usinas termoelétricas, o GSF fica muito inferior à

unidade e os PLDs encontram-se muito elevados. Como toda a Garantia Física foi vendida em

contratos, o Risco Hidrológico (compra de energia a PLD elevado) acaba apresentando um valor

superior à Receita de Venda, determinando assim o prejuízo. Conforme o PLD Teto vai sendo

reduzido, o custo do Risco Hidrológico vai diminuindo e a Receita Líquida nas séries secas vai

aumentando. Para o PLD Teto de R$1.500/MWh tem-se prejuízo de R$14/MWh; para R$800/MWh

tem-se Receita Líquida positiva de R$60/MWh, e para R$400/MWh, R$129/MWh.

Finalmente, avaliando a linha vermelha, observa-se que o PLD Teto praticamente não influencia a

Receita Líquida nas melhores séries. Tratam-se neste caso de séries de energia afluente alta, com

excesso de produção hidroelétrica, e em que são observados valores de Energia Secundária e PLDs

baixos. Como toda a Garantia Física foi vendida em contratos, a Energia Secundária (venda de

energia a PLD baixo) acaba representando um pequeno valor a ser somado à Receita de Venda,

determinando assim uma Receita Líquida de R$202/MWh, 1% superior ao preço do contrato.

Simulações semelhantes, sempre considerando que 100% da Garantia Física foi comercializada em

contratos, são apresentadas na Figura 32 e Figura 33, porém em períodos de 24 meses e de 48

meses. De forma geral, as conclusões são as mesmas:

(i) Quanto menor o PLD Teto, maior o valor esperado da Receita Líquida, pois a barra

cinza sempre se eleva quando o PLD Teto é reduzido, independentemente do prazo do

contrato de venda de energia.

(ii) Quanto menor o PLD Teto, maior é o valor da Receita Líquida nas piores séries, pois a

linha azul sempre se eleva quando o PLD Teto é reduzido.

(iii) O PLD Teto não influencia o valor da Receita Líquida nas melhores séries, pois a linha

vermelha mantem-se praticamente constante em todos os casos.

56

Figura 31 – Resultado de um GLP que vendeu 100% da Garantia Física para os próximos 6 meses.


151 162 177

-14

60

129

202 202 202

-100

-50

0

50

100

150

200

250

1500 800 400Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

176

181 189

82 122

157

203 203 203

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

57


Ocorre que negociar 100% da Garantia Física em Contratos de Venda pode ser considerada uma

estratégia de muito risco, pois podem ser observadas Receitas Líquidas negativas nos momentos

de seca severa, PLD elevado e despacho intenso de usinas termoelétricas. Para avaliar se os

resultados encontrados até o momento são robustos ou somente decorrem de uma estratégia

particular de negociar 100% da Garantia Física, foram realizados estudos em que a usina vende

95% da sua Garantia Física em contratos.

Os resultados são apresentados de forma análoga aos estudos anteriores, porém agora nas Figuras

que se encontram na página seguinte.


187 190 194

132

155 175

203 203 203

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

161

170 180

31

90

139

198 198 198

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

58



Conclusão Relevante 29 – PLD Teto menor reduz risco dos Geradores.

De forma geral, quanto menor o PLD Teto, menos incertos são os resultados, pois as linhas

azul (piores séries) e vermelha (melhores séries) se aproximam, ou seja, há menos

variação na Receita Líquida do Gerador de Longo Prazo.

Avaliando a redução do volume de venda, observa-se que ao reduzir o volume de venda de 100%

para 95% da Garantia Física, as Receitas Líquidas nas melhores séries se reduzem de R$202/MWh

para R$198/MWh. Ou seja, quando há muita água e PLD Baixo, o agente que vendeu 95% da sua

Garantia Física apresenta uma Receita Líquida menor que o que vendeu 100%.

Por outro lado, as linhas azuis da usina que vende 95% da sua Garantia Física são sempre muito

superiores às da que vende 100% da sua Garantia Física. Ou seja, quando há pouca água e PLD

179 183 188

107 138

165

198 198 198

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

187 190 192

148 164

178

198 198 198

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

59

alto, o agente que vendeu 95% da sua Garantia Física apresenta uma Receita Líquida bem superior

à do que vendeu 100%.

Conclusão Relevante 30 – PLD Teto em torno de R$400/MWh não eleva propensão ao risco dos Agentes de Geração.

Reduzir o PLD Teto reduz o risco percebido pelos agentes, porém o PLD Teto em torno de

R$400/MWh não torna os agentes de geração de longo prazo apetitosos ao risco de

venderem 100% de suas Garantias Físicas. A venda de um volume inferior a 100% da

Garantia Física ainda é um importante mitigador de risco, pois o PLD Teto de R$400/MWh

continua a impor custos elevados no caso de secas severas.

Contudo, poder-se-ia afirmar que vender 95% da Garantia Física ainda é uma postura agressiva, de

modo que o volume de venda deveria ser ainda menor para garantir a gestão do Risco Hidrológico.

Para avaliar estes impactos, foram realizadas simulações com uma venda igual a 90% da Garantia

Física e os resultados estão apresentados nas Figuras da próxima página.

Avaliando as diferentes estratégias de volume de venda da energia, observa-se que em cenários

de muita água, a venda de 100% da Garantia Física é mais vantajosa. No entanto, o contrário

ocorre para os cenários mais secos e com PLD elevado.

No que se refere ao PLD Teto, a conclusão permanece a mesma: quanto menor o PLD Teto, menos

incertos são os resultados do agente de Gerador de Longo Prazo, pois as linhas azul e vermelha se

aproximam, indicando menor variação de Receita Líquida entre as piores e as melhores séries.

Como um PLD Teto menor se traduz em menos risco para o Gerador de Longo Prazo, concluímos

que a redução do PLD ajudará a reduzir a percepção de risco dos empreendimentos de Energia

Nova, bem como incentivará a venda de energia em contratos de Longo Prazo. Logo, a redução do

PLD Teto contribui para:

(i) A Modicidade Tarifária, pois ao reduzir o risco permite a oferta de energia a preços

menores.

(ii) A Segurança Energética, pois com menos risco a oferta de energia tende a ser maior.

(iii) A Segurança Contratual, pois com menos risco nos contratos de longo prazo, a oferta

dos geradores tende a ser mais intensa, elevando a oferta nos Leilões Regulados e

também no Mercado Livre.

Conclusão Relevante 31 – PLD Teto menor incentiva a venda de energia em contratos de Longo Prazo.

A redução do PLD Teto reduz o risco dos empreendimentos de Energia Nova e incentiva a

venda de energia em contratos de Longo Prazo.

60




172

178 184 79

119

149

197 197 197

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

182 185 188

134 155

170

197 197 197

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

186 188 189

160 172 180

196 196 196

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

61

7.2 Simulação de Impacto para os Geradores de Curto Prazo (GCPs) Conforme já avaliado qualitativamente, a grande diferença entre um Gerador de Longo Prazo

(GLP) e um Gerador de Curto Prazo (GCP) é o preço de venda da Garantia Física. Enquanto que

para um GLP o preço está firmado em contrato, para um GCP o preço de venda que vai

formalizado nos contratos está a ser definido com base no PLD.

De modo a estimar a curva dos Preços de Venda, adotou-se como o Preço de Venda de um

contrato para um determinado período, o próprio PLD Médio do período, utilizando-se para tanto

os resultados do PMO de setembro de 2014. Os resultados dos cálculos para o Preço de Venda são

apresentados na Figura 40.

Pode-se observar que os preços dos contratos de 6 meses de duração (linha vermelha) são sempre

superiores aos dos contratos de 24 meses (azul), que são superiores aos dos contratos de 48

meses. Trata-se de uma consequência da conjuntura atual, em que a seca severa que assola o país

nos últimos semestres faz com que no curto prazo os preços sejam altos, havendo, no entanto, a

expectativa desta situação ser revertida no médio e no longo prazo.

Além disso, quanto maior o PLD Teto, mais elevados são os valores de PLD e mais elevado se torna

o preço do contrato de venda. É justamente por este motivo que os GCPs devem ser contrários à

redução do PLD Teto, pois aos reduzir o preço de venda, a Receita Líquida deve diminuir, pois o

Risco Hidrológico deve crescer a uma taxa menor que a de elevação da Receita de Venda.

Para avaliar a Receita Líquida dos GCPs, adotou-se procedimento de simulação análogo ao

utilizado na seção anterior. Para evitar a repetição de todos os casos, são apresentados nas Figuras

da próxima página os resultados para uma venda de 95% da Garantia Física. A única diferença em

relação aos GLPs é que para cada período e para cada PLD Teto, os preços de venda correspondem

aos valores apresentados na Figura 40.

Figura 40 – Preço de Venda da Garantia Física para Geradores de Curto Prazo.

269

358 410

192

237 262

148 174 188

0

100

200

300

400

500

400 800 1500

Pre

ço d

e V

en

da

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

6m 24m 48m

62

Figura 41 – Resultado de um GCP que venderá 95% da Garantia Física para os próximos 6 meses.



361 320

246

231 241

205

398 348

263

0

100

200

300

400

500

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

237 219 181

165 174 157

257 234

191

0

50

100

150

200

250

300

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

175 164 142

136 139 129

186 173

148

0

50

100

150

200

250

1500 800 400

Re

ceit

a Lí

qu

ida

- R

$/M

Wh

PLD Teto - R$/MWh

63

Analisando a Figura 41, observa-se que para contratos de curtíssimo prazo (6 meses), a redução do

PLD Teto é prejudicial aos GCPs, pois a Receita Líquida esperada de R$320/MWh (PLD Teto de

R$800/MWh) se reduz para R$246/MWh no caso de um PLD Teto de R$400/MWh. Aliás, para um

GCP, o ideal seria elevar o PLD Teto, pois para o PLD Teto de R$1.500/MWh, a Receita Líquida

esperada se elevaria para R$361/MWh. Assim, reduzir o PLD significa reduzir sensivelmente o

benefício marginal de geradores que possuem usinas amortizadas e podem oferta-la a mercado

em contratos de curtíssimo prazo.

Ainda que haja esta perda de valor esperado de Receita Líquida, avaliando as linhas azul e

vermelha da Figura 41, constata-se que quanto menor o PLD Teto, menor é a distância entre elas.

Logo, menor é a diferença entre a pior e a melhor série. Ou seja, ainda que a Receita Líquida

esperada se reduza e isto seja prejudicial ao GCP, o risco associado às operações de venda de

energia também se reduz, trazendo assim um benefício indireto ao gerador.

Para a venda de energia em um horizonte de médio prazo (24 meses - Figura 42) ou mesmo de

mais longo prazo (48 meses - Figura 43), as conclusões são aparentemente as mesmas:

(i) Se o PLD Teto for elevado para R$1.500/MWh, o valor esperado da Receita Líquida

aumenta em relação à situação atual.

(ii) Se o PLD Teto for reduzido para R$400/MWh, o valor esperado da Receita Líquida se

reduz em relação à situação atual.

Esta aparente uniformidade nas conclusões pode ainda ser investigada com um pouco mais de

detalhes, principalmente se for relativizada, tal como apresentado na Figura 44. De acordo com a

Figura, se o PLD Teto é aumentado para R$1.500/MWh, a Receita Líquida esperada para um

contrato de 6 meses corresponde a 113% do valor da Receita Líquida esperada com o PLD Teto de

R$800/MWh (buscando as informações na Figura 41: 361/320 = 113%). De forma inversa, a

Receita Líquida esperada para o PLD Teto de R$400/MWh corresponde a 77% da Receita Líquida

esperada para o PLD Teto de R$800/MWh.

Figura 44 – Variação de Receita Líquida Esperada devido à variação do PLD Teto.

113% 109% 106%

77% 83% 86%

6m 24m 48m

Aumento do PLD Teto Redução do PLD Teto

64

Seguindo com o raciocínio, como para 24 meses o percentual da barra azul escura é 109%, conclui-

se que elevar o PLD Teto traz menos benefício para contratos de 24 meses do que para contratos

de 6 meses (109% < 113%). No que se refere à redução do PLD Teto a conclusão é a mesma: como

83% é maior que 77%, reduzir o PLD Teto traz menos redução de Receita Líquida para contratos de

24 meses do que para contratos de 6 meses.

Finalmente, para contratos de 48 meses os impactos de elevações ou reduções de PLD Teto são

ainda menores. Logo, conclui-se que uma eventual redução do PLD Teto pode ser mitigada pelos

Geradores de Curto Prazo pela extensão dos prazos contratuais com que negociam a energia. Por

outro lado, uma elevação do PLD Teto os incentivará a negociar contratos de curto prazo, pois o

benefício marginal é maior.

Conclusão Relevante 32 – PLD Teto menor reduz a Receita Esperada dos Geradores de Curto Prazo. Mitigação se dá por venda em contratos mais longos.

A redução do PLD Teto reduz o resultado de curto prazo dos agentes que possuem lastro

a ser ofertado neste momento ao mercado (Geradores de Curto Prazo). Ainda que haja

redução do resultado esperado, quanto menor o PLD Teto, menor o risco percebido pelos

agentes. Como medida mitigadora à perda de valor imediato, identificou-se a venda de

energia em contratos de longo prazo, o que é desejável para o Ambiente Regulado e pode

ser concretizado de forma imediata, no Leilão A-1 de 2014.

65

8 Conclusões A ANEEL propôs a redução do PLD Teto para R$388/MWh e a elevação do PLD Piso para

R$30/MWh. A EDP concorda com estas propostas, pois os valores são muito próximos às

propostas da EDP apresentadas na Consulta Pública ANEEL 09/2014.

Na Consulta Pública 09/2014, a EDP propôs uma forma de cálculo do PLD Teto que

estruturalmente avalia as usinas que são pouco despachadas e calcula o limite de PLD como uma

média ponderada dos valores de Custo Variável e Capacidade das usinas pouco despachadas.

Trata-se de uma metodologia que busca uma finalidade econômica, pois usinas termoelétricas

com CVUs mais elevados que o resultado desta metodologia são muito pouco frequentemente

despachadas e assim devem ser pagas via Encargos de Serviços do Sistema e não formarem preço

de mercado.

A EDP também propôs metodologia semelhante para o cálculo do PLD Piso e encontrou o valor de

R$39/MWh. Porém, como o Decreto 5.163 determina que o PLD Piso seja calculado a partir dos

custos de Operação e Manutenção das hidroelétricas, a EDP está alinhada com a proposta de que

seja utilizado como PLD Piso o preço médio das cotas de energia.

Como as propostas da EDP na Consulta Pública 09/2014 determinavam uma nova metodologia de

cálculo, a EDP entende que a proposta da ANEEL é mais robusta para o momento, pois não altera

metodologia, tão somente os critérios de escolha da UTE Relevante. Assim, regulatoriamente, a

proposta da ANEEL preza pela estabilidade regulatória e pela segurança jurídica, de modo que

concordamos com a proposta da ANEEL.

Independentemente da metodologia, para avaliar os impactos das mudanças, a EDP realizou uma

série de simulações de aplicação do novo PLD Teto para as Distribuidoras de energia elétrica,

concluindo que:

(i) No primeiro semestre de 2014, caso o PLD fosse R$400/MWh, poder-se-ia ter

economizado cerca de R$8bilhões de custos repassados à tarifa, considerando para

tanto as variações de custo de Exposição Involuntária, Risco Hidrológico, Contratos por

Disponibilidade, Encargos de Serviços do Sistema e Energia de Reserva e ainda evitado

o pagamento de R$2,1bilhões de risco hidrológico de Itaipu referente ao ano de 2014.

Em outras palavras, o aditivo à Conta ACR não precisaria ter sido realizado!

(ii) Em 2015, o mínimo custo global para as distribuidoras é alcançado com PLD Teto

entre R$350/MWh e R$400/MWh. Ainda que não houvesse Exposição Involuntária, a

correlação entre os demais itens de custo (Risco Hidrológico, Contratos por

Disponibilidade, Encargos de Serviços do Sistema e Energia de Reserva) determina que

um PLD Teto da ordem de R$400/MWh reduz o custo global das distribuidoras.

A EDP avaliou o impacto das mudanças do PLD Teto em Geradores de Longo Prazo (GLPs),

definidos como usinas oriundas dos Leilões de Energia Nova ou mesmo que possuam contratos

firmados para horizontes longos de tempo. Para os Geradores de Longo Prazo a redução do PLD

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Teto é benéfica, pois reduz a percepção de risco dos empreendimentos de Energia Nova, bem

como incentiva a venda de energia em contratos de Longo Prazo. Logo, a redução do PLD Teto

contribui para a Modicidade Tarifária, para a Segurança Energética e para a Segurança Contratual.

A EDP também avaliou o impacto das mudanças do PLD Teto em Geradores de Curto Prazo (GCPs),

definidos como usinas existentes que estão descontratadas e querem vender suas energias no

mercado, aproveitando a conjuntura de PLD Alto. Para os GCPs, reduzir o PLD Teto significa reduzir

sensivelmente a Receita Líquida em contratos de curtíssimo prazo, ainda que o PLD Teto lhes traga

o benefício de reduzir o risco nas operações de venda de energia. Para mitigar as perdas de valor

esperado, a solução mitigatória avaliada foi a negociação de contratos de energia existente de

longo prazo (4 anos ou mais), ao invés de contratos curtos.

Finalmente, a EDP realizou também uma pesquisa para relacionar a teoria econômica de Preços ao

Setor Elétrico Brasileiro. Devido às características de alta inelasticidade do setor elétrico, tanto da

curva de oferta de energia quanto da curva de demanda de energia, o preço de mercado em anos

de seca tende a disparar. Essa situação cria a possibilidade de lucros extraordinários no mercado

de curto prazo, aferidos pela área do Excedente do Produtor (Figura 16). Exemplos recentes dessa

situação ocorreram em 2013 e 2014, onde o Excedente do Produtor causou aos consumidores

cativos custos bilionários e endividamento setorial, sem atrair oferta de energia ou reduzir o

consumo.

Com base nos estudos realizados para desenvolver sua proposta de metodologia, bem como nas

simulações para os negócios de distribuição e de geração de energia, a EDP conclui que o PLD

Piso deve ser elevado para R$30/MWh e que o PLD Teto deve ser reduzido para R$388/MWh.

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