custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente ... · 13.203, de 08/12/2015 — custo...

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

Nota Técnica nº 076/2016-SRG-SRM/ANEEL

Em 22 de julho de 2016.

Processo: 48500.003224/2015-53 Assunto: Regulamentação do artigo 2º da Lei nº. 13.203, de 08/12/2015 — custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica acima da ordem de mérito econômico (GFOM).

I. DO OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é o de submeter à Diretoria proposta de regulamentação para o artigo 2º da Lei nº. 13.203/2015, que determina à ANEEL a competência de estabelecer a valoração e as condições de pagamento pelos participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) do custo de deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito e de importação de energia elétrica sem garantia física (doravante designada somente de GFOM).

II. DOS FATOS

2. No âmbito do processo em referência, a ABIAPE ajuizou ação em que requereu percepção de encargo de restrição de operação em favor de seus associados, à luz de suposto efeito de redução da geração das usinas hidrelétricas participantes do MRE motivada por despacho térmico fora da ordem de mérito econômico.

3. Subsidiariamente essa associação pediu para que fosse determinada à ANEEL, no prazo máximo de 45 dias, edição de regramento que disciplinasse pagamento do encargo aos autoprodutores associados, neles incluídos aqueles que figuram diretamente como concessionários de geração ou detêm participação em sociedades de propósito específico – SPEs.

4. O Juízo da 21ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal indeferira o pedido de antecipação de tutela1, o que motivou a interposição do agravo de instrumento.

5. Na esteira desse segundo estágio do requerimento judicial, o Juiz decidiu, nestes termos:

Em face do exposto, neste momento processual, limito-me a deferir, em parte, a antecipação dos efeitos da tutela, para determinar que a ANEEL, adotando como referencia as circunstâncias em que a geração térmica fora da ordem de mérito, em atendimento à regulação imposta pelo Operador Nacional do Sistema - ONS, emita no prazo de 60 (sessenta dias), norma administrativa que regule a participação das usinas

1 Em 23 de fevereiro de 2015.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 076/2016-SRG-SRM/ANEEL, de 22/07/2016.


hidrelétricas no rol das geradoras passiveis de recepção do Encargo Por Restrição de Operação.

6. A Procuradoria-Geral Federal junto à ANEEL emitiu o Parecer de Força Executória n° 00403/2015/PFANEEL/PGF/AGU, de 9 de julho de 2015, opinando pelo cumprimento da decisão judicial.

7. Em 18 de agosto de 2015 foi publicada a Medida Provisória n° 688, na qual, dentre outros assuntos, dispôs-se sobre a repactuação do risco hidrológico associado à hidroeletricidade.

8. Em 9 de setembro de 2015, mediante fundamentação técnica2, as Superintendências de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM) e de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) requereram junto à Procuradoria Geral na ANEEL dilação do prazo associado ao cumprimento da decisão judicial comentada, argumentando que esse deveria estar vinculado à completa conclusão da instrução administrativa atrelada à Audiência Pública nº. 32/2015.

9. A medida provisória mencionada foi convertida em lei em 9 de dezembro de 2015 (Lei nº 13.203), de onde se extrai determinação expressa à ANEEL para regulamentar a valoração e as condições de pagamento vinculados à GFOM. In verbis:

Art. 2º A Aneel deverá estabelecer, a partir de 2016, a valoração e as condições de pagamento pelos participantes do MRE do custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de:

I - geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito;

II - importação de energia elétrica sem garantia física; e

III - (VETADO).

III. DA ANÁLISE

10. Preliminarmente, considera-se que a disposição legal em tela vai ao encontro da decisão judicial arrolada, de modo que o deslinde da questão passa ter como referência o próprio comando emanado de seu art. 2º. Com efeito, procurou-se extrair objetivamente qual fora a determinação incumbida à Agência em termos de regulamentação. A literalidade do texto legal conduz-nos a pelo menos três eixos principais no que tange ao objeto que deve ser tratado. Seriam eles:

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

ii. Valoração do custo do deslocamento;

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

11. Vê-se que há estreita cronologia e interdependência entre as três etapas. Primeiramente, define-se e quantifica-se o que é o deslocamento de geração hidrelétrica, para então valorá-lo segundo alguma métrica de racionalidade econômica, na qual esteja embutido o conceito de custo de oportunidade

2 Nota Técnica nº. 186/2015-SRM-SRG/ANEEL.



e, derradeiramente, desenharem-se os mecanismos de pagamento do ativo econômico relacionado, cuja transação, por força da própria lei, deve ser conduzida no bojo do MRE.

12. Em síntese, o que se buscará é a resposta a estas três perguntas: i) O que é deslocamento hidrelétrico decorrente de GFOM? ii) como valorar o custo de oportunidade associado? iii) qual deve ser o mecanismo de pagamento pelos participantes do MRE?

III.1 Marco teórico sobre deslocamento de geração hidrelétrica

13. Diversos são os fatores que contribuem ou são causadores das diferenças entre expectativas planejadas e realizadas quando o assunto é a produção de energia hidrelétrica. Trata-se essencialmente de uma grandeza escalar cuja processo físico é regido por diversas variáveis aleatórias, o que inexoravelmente reveste-o de grau importante de incerteza. Se não se pode eliminar por completo a incerteza natural do tema, a boa prática regulatória deve sempre perseguir soluções que visem melhor estratificar e assentar os riscos indissociáveis ao fenômeno àqueles cuja responsabilização fora previamente e consensualmente pactuada.

14. Nesse diapasão, entende-se que não há como guiar a discussão de deslocamento hidrelétrico proveniente de GFOM3 sem que se atenha ao conceito de otimização da utilização dos recursos energéticos em sistemas hidrotérmicos, conceito esse concebido orginalmente na matemática e hoje comumente vinculado à área de pesquisa operacional4, cuja aplicação na prática operativa do parque gerador do sistema elétrico brasileiro não só acumula extenso desenvolvimento tecnológico e científico de programas de simulação computacional, como também é respaldado por extenso cabedal de atos legais e regulamentações infralegais – em especial, o Inciso I do § 4º do Art. 1º da Lei nº 10.848, de 15/03/2004.

15. De fato, esse é um fundamento central em qualquer discussão que envolva critérios para a geração de energia elétrica no SIN, e não poderia ser diferente se a controvérsia ora se dá, essencialmente, em torno da GFOM. A própria classificação de um despacho de uma central em meritoso ou não pressupõe a tomada de alguma referência, instante a partir do qual sobressai a importância da exploração do conceito de otimização econômica do uso dos recursos eletroenergéticos.

III.1.1 Sobre otimização de despacho em sistemas hidrotérmicos de geração de energia elétrica

16. A busca por eficiência na operação de um sistema do porte do SIN, com um grande número de usinas localizadas em bacias hidrográficas com regimes hidrológicos distintos, faz com que haja uma interdependência operativa entre todas as fontes de produção de energia. Com efeito, a operação de uma usina hidrelétrica, localizada em cascata onde há mais usinas presentes, depende da regra operativa atribuída à usina de montante, ao mesmo tempo em que sua operação afeta, de maneira análoga, as centrais localizadas a jusante.

17. Os principais desafios impostos à operação de sistemas hidrotérmicos são a variabilidade natural do fenômeno hidrológico e o limite físico da capacidade de armazenamento dos reservatórios. Se toda energia de origem hidráulica, estocada em um reservatório, é utilizada no presente, e, no futuro,

3 Lembra-se que nesta nota técnica o termo GFOM exprime não só a geração térmica fora da ordem de mérito econômico como também importação de energia elétrica sem garantia física. 4 A otimização é um elemento importantíssimo da pesquisa operacional, cujas aplicações são comuns em quase todos os setores do quotidiano, e.g. indústria, transportes, saúde, educação, agricultura, finanças, economia e administração pública. Maculan e Fampa (2006). Otimização Linear. Editora Universidade de Brasília, Brasília, DF, 310p.



ocorrer um período de estiagem, será necessário dispor de mais energia térmica (mais cara), ou, ainda, dependendo da intensidade desse evento, limitar o fornecimento de energia (racionamento). Por outro lado, se o nível dos reservatórios é preservado no estágio atual, e, por conseguinte, há uso mais intensivo de usinas térmicas, quando da ocorrência do outro fenômeno extremo do ciclo hidrológico natural, a cheia, essa poderá acarretar em vertimento excessivo de água, o que significa desperdício de uso do recurso energético mais barato e renovável (Pereira et al., 1998)5.

18. Essa relação evidencia a importância que uma decisão operativa tomada no presente tem sobre as condições operativas futuras e está diretamente relacionada ao custo da energia gerada ao longo do tempo. A questão de usar a água hoje, ou estocá-la para o futuro, implica em um trade-off entre a relação de custos imediato e futuro de operação do sistema. Tal relação é ilustrada na Figura 1.

Figura 1 – Decisão ótima de operação de sistemas hidrotérmicos

19. O ponto ótimo de utilização da água estocada nos reservatórios corresponde àquele que minimiza o somatório das funções de custo imediato (FCI) e futuro da operação (FCF). Matematicamente, esse ponto representa a igualdade entre as derivadas dessas duas funções com respeito à quantidade de água armazenada.

20. A derivada da FCF denota o custo de oportunidade do desestoque de água dos reservatórios, ou seja, ela mede a variação do custo operacional futuro em função de um estado de armazenamento também vislumbrado. No jargão especializado do setor, a esse custo de oportunidade dá-se o nome de valor da água6. A FCI, por seu turno, exprime, em ordem crescente, a integralização do escalonamento de custos de geração térmica — e eventualmente de déficit (racionamento) — necessários ao atendimento da demanda, em complementação a um montante de geração hidrelétrica previamente estabelecido no mesmo intervalo. A inclinação dessa curva, para cada estado de armazenamento, corresponde ao custo de geração térmica ou de déficit associados ao respectivo patamar de reservação

5 Pereira, M.V.F., Campodónico, N. e Kelman, R. (1998). “Long-term Hydro Scheduling Based on Stochastic Models”.

Conference on Electrical Power Systems Operation and Management (EPSOM’98), Zurich, Switzerland. 22p. 6 A valoração econômica da água estocada nos reservatórios constitui exemplo típico de casos na literatura em que há

inexistência de mercado estabelecido para valoração de insumos ou rendas, destacadamente projetos de valoração no contexto do planejamento em recursos hídricos, preservação ambiental ou atividades recreativas. Àqueles preços cujo mercado não reflete a internalização completa de seus custos dá-se o nome também de preços-sombra (do inglês, shadow prices) (Young, 1996). Measuring Economics Benefits for Water Investments and Polices. World Bank Technical Paper No. 338. The World Bank, Washington D.C., U.S.A.



de água.

21. O objetivo da operação é, portanto, minimizar o somatório dos custos imediatos e futuros (custo total). O despacho energético que conduz ao menor custo total, por sua vez, é obtido ao equilibrar-se a geração hidrelétrica e térmica de modo a igualar o valor da água ao custo de geração da térmica mais cara acionada, conforme matematicamente exprimido pelas Equações de 1 a 57.

*

| 1 1

1( ) min ( ) ( )

t tt t y X t t t tX E C U X

(1)

Sujeito a

1 ( , , )t t t t tX f X y U (2)

1 1( ) 0t tg X (3)

( ) 0t th U (4)

, 1,...,1t T T e tX (5)

Onde t = índice que define o estágio onde se encontra o problema; tX = vetor de variáveis que

definem o estado do sistema em um determinado estágio t ; ty = vetor de afluências ao sistema durante o

estágio t ;|t ty XE = valor esperado do custo de operação sobre o conjunto de valores possíveis de

afluências no estágio t , condicionadas pelo estado tX , considerado conhecido no início do estágio t ;

tU = vetor que engloba as decisões em um determinado estágio t ; T = total de estágios do horizonte de

planejamento; ( )t tC U = custo operativo relacionado com a decisão Ut (custo imediato); ( )t tX = valor do

custo total esperado de operação do estágio t até o final do horizonte de planejamento; ( , , )t t t tf X y U =

equação de transição de estados. Esta equação relaciona tX com 1tX . Para a operação energética esta

equação é a que representa a conservação de água nos reservatórios do sistema; = valor do fator de

atualização monetária; 1 1( )t tg X = conjunto de restrições relativas ao vetor de decisão tX ; ( )t th U =

conjunto de restrições relativas ao vetor de decisão tU .

22. De acordo com esses preceitos, os custos marginais de operação (CMO) consistem em referências de custo associadas a variações infinitesimais do próximo de recurso energético disponível no sistema: vertimento turbinável, água armazenada, combustível térmico, importação energética ou, no limite, corte de carga.

23. Sob a ótica regulatória, a conceituação de despacho ótimo no sistema elétrico brasileiro fora inclusive consubstanciada em lei8 e, com efeito, vem sendo ao longo de anos objeto de investigação em termos de representação em modelos matemáticos de suporte à decisão, cujo mote é o de representar o mais fielmente possível as equações ligadas aos balanços físicos de energia do parque gerador, levando-se em conta a demanda prevista e as condições de transporte pelo sistema de transmissão, assim como o principal elemento de incerteza do problema, a variabilidade hidrológica.

7 Pereira, M.V.F. e Pinto, L.M.V.G. (1985). “Stochastic Optimization of a Multireservoir Hydroelectric System: A Decomposition

Approach”. Water Resources Research, 21 (6), 779-792. 8 Como já assinalado, Lei nº 10.848/2004.



24. Ao fim e ao cabo o que se vislumbra é a melhor referência alocativa intertemporal para as fontes energéticas do sistema, tendo em vista sua conjuntura energética atual (notadamente o estoque de água nos reservatórios) e o melhor esforço em termos de prognóstico de sua performance (invariavelmente dependente da previsão de afluências futuras e carga). Sinteticamente, uma vez estabelecida essa referência ótima, a geração de energia cujo custo esteja abaixo do CMO está no mérito econômico.

25. E nesse ponto da discussão é preciso marcar uma distinção referencial importante no que tange à conceituação de referência ótima alocativa, sobretudo no que condiz ao instante em que ela é referenciada. Quando se lida com fenômenos estocásticos, ao se tomar uma decisão antes de se conhecer quais serão as trajetórias das variáveis intervenientes, a ciência estatística aconselha que o plano operativo seja pautado pelos respectivos valores esperados, o que certamente não conferirá o pleno acerto em relação ao realizado, mas assegurará mínimo arrependimento em termos de desvio, no longo prazo.

26. Por outro lado, ao se comparar desvios de variáveis aleatórias, conhecidas suas respectivas trajetórias reais, o enfoque deixa de ser probabilístico e passa a ser determinístico, o que invariavelmente pressupõe, além da medida da variável que se realizou na prática, alteração da referência comparativa ótima, que deve também migrar da seara probabilística para o plano determinístico. O resumo dessas características intrínsecas à operação hidrotérmica é disposto na Figura 2.

27. Desde a publicação da Resolução nº 109/2002, do Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), institucionalizou-se o despacho de recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico, competindo-o ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Não obstante esse marco inicial, a disposição explícita de geração termelétrica para além da referência preconizada nos modelos computacionais foi incrementada com o advento da Resolução nº 3 do CNPE, em 8/03/2013, momento em que se passou a formalizar o desenvolvimento de mecanismos de aversão ao risco endógenos, os quais, portanto, passariam a compor a formulação matemática embutida nos próprios modelos.

28. Antes disso, em março de 2004, com a Lei nº 10.848, já havia previsão de que a operação do sistema desse-se segundo mecanismos de segurança operativa9, em especial aqueles que incluíssem curvas de aversão ao risco de déficit de energia. Ou seja, dentre as restrições clássicas do problema de otimização de sistemas hidrotérmicos de geração de energia, conferiu-se especial ênfase àquela que inclui o balanço entre oferta e demanda, notadamente à variável déficit, sendo que, indiretamente, a redação legal pressupôs ações de valoração do déficit de energia para além da dimensão econômica strito sensu.

9 Inciso III do § 4° do art. 1°.



Figura 2 – Dilema da previsão sob incerteza

III.1.2 Sobre a flutuação natural da geração hidrelétrica

29. De acordo com os dados mais recentemente publicados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE)10, tanto a atual composição quanto a futura expansão da geração de energia no SIN revela uma topologia essencialmente hidrotérmica, com crescente participação de fontes cujo perfil de geração é intermitente ou incontrolável, ou seja, cuja caracterização impõe invariavelmente aumento do custo de oportunidade atrelado ao consumo de água dos reservatórios em cada instante de tempo do horizonte de planejamento operativo, ou, equivalentemente, maior volatilidade do valor da água em cada instante temporal de tomada de decisão. Uma ilustração desse fenômeno pode ser inferida da Figura 3, na qual se mostra a relação histórica entre o armazenamento máximo do SIN e a sua carga de energia.

30. Esse histórico revela tendência de diminuição da razão estoque/mercado ao longo das últimas duas décadas, o que sinaliza maior sujeição da oferta de energia à estocasticidade das vazões ou, alternativamente, maior peso às decisões operativas calcadas na previsão hidrológica. Trata-se de decaimento em torno de 25% do teto do armazenamento (EARmax) em relação ao consumo médio de energia, o que indica não só maior tendência ― como também maior frequência ― de deplecionamentos mais agudos ao longo de um ano operativo qualquer.

10 Plano Decenal de Expansão de Energia 2024, disponível em www.epe.gov.br. Consulta feita em 23/11/2015.



Figura 3 – Relação entre capacidade de armazenamento e a demanda11

31. Essa relação evidencia também a importância que o prognóstico da realização hidrológica passa a ter no quesito segurança de suprimento. Se levada em conta as projeções oficiais do governo no que concerne ao crescimento do mercado e à expansão da fonte hidrelétrica, a tendência de decaimento não só permanece, como intensifica-se, conforme projeção disposta na Figura 4. Consideradas as perspectivas dispostas nessa figura, a relação estoque/mercado, que hoje está em torno de 4,8 (vide Figura 3), passaria a compor a razão de 3,3 no ano de 2024, uma queda de mais de 30% em relação ao patamar atual.

Figura 4 – Crescimento da demanda versus EARmax (fonte: EPE, 2015)12

32. Esses fatores de incerteza crescentes somam-se àqueles próprios do fenômeno hidrológico per se, cuja variabilidade natural exerce importante fator de risco às decisões operativas, notadamente nas bacias hidrográficas cujos regimes não detêm sazonalidade marcada, característica

11 Histórico construído a partir de dados extraídos de www.ons.org.br. Consulta feita em 20/11/2015. 12 Empresa de Pesquisa Energética (2015). Plano Decenal de Expansão de Energia 2024. Brasília, 2015. Disponível em www.epe.gov.br. Consulta realizada em 20/11/2015.



típica da região sul do país. E mesmo em subsistemas em que há caracterização de estações úmida e seca, a dispersão temporal intramensal das afluências também não pode ser negligenciada.

33. Como ilustração dessa variabilidade natural, na Figura 5 apresenta-se exemplo de histograma de previsão de afluências de energia hidráulica (ENA) ao subsistema sudeste/centro-oeste em um mês típico do período úmido (março)13.

Figura 5 – Histograma de previsão de vazões para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste

34. Nesse exemplo nota-se a importante variabilidade que as vazões exercem sobre o aporte de energia ao sistema hidrelétrico, sendo que em meses em que o regime pluviométrico é proeminente (período úmido), a própria severidade de fenômenos extremos de cheia e a menor correlação intertemporal dessas severidades em relação à observação pretérita mais recente14 faz com que a vazão teoricamente prevista possa atingir, em seu limite superior (com 95% de confiança), valores 65% superiores ao respectivo valor esperado (cerca de 27.000MWm).

35. Marcas mais plausíveis, por seu turno ― e.g. desvios-padrão iguais ou superiores a 10% do valor esperado da previsão ―, detêm recorrências importantes, em torno de 30% no exemplo

13 Frisa-se que esse histograma constitui-se mera ilustração da variabilidade natural do fenômeno ora apresentado, não se prestando a exaurir a caracterização do período úmido do subsistema, tampouco a volatilidade preditiva dos próprios mês, uma vez que essa é importantemente influenciada pelo histórico recente de afluência registrado (tendência hidrológica), notadamente no que tange à representatividade desse histórico em termos da série temporal objeto da modelação estocástica (ordem “p” do modelo auto-regressivo). 14 Em razão da precipitação e do estado de umidade do solo, as afluências são em grande parte explicadas pela parcela de escoamento superficial, cujo aporte segue complexidade dos fenômenos de circulação atmosférica e, por conseguinte, contém componente aleatório significativo, em contrapartida aos instantes em que as afluências são majoritariamente devidas ao escoamento de base, tipificadas nas estações de estiagem.



considerado. Se levados em conta o mesmo intervalo a menor (desvios iguais ou inferiores a 10%), o caso considerado mostra que as chances de a vazão se realizar abaixo desse patamar é relevante e da ordem de 40%. Na Tabela 1 resumem-se estatísticas relevantes desse histograma.

Tabela 1 – Estatísticas do histograma da Figura 515

Previsão de ENA (MWm)

Mínimo 1º quartil Mediana Média 3º quartil Máximo

Março/15 24700 33374 39678 41693 48128 68841

Desvios em relação à média (%)

Mínimo 1º quartil Mediana Média 3º quartil Máximo

Março/15 -41% -20% -5% ― 15% 65%

36. Isso tudo para exprimir que o regime hidrológico é naturalmente volátil, o que confere, indubitavelmente, grau de incerteza relevante às decisões operativas do SIN. Essa complexidade ganha ainda mais vulto se são consideradas as especificidades hidrológicas dos quatro subsistemas, na medida em que a realização das afluências em cada um deles influencia diretamente os montantes de intercâmbio energético transacionados.

37. Diante disso, é desejável, minimizar a subjetividade de atitudes perante o risco, seja do próprio operador ou do CMSE. Mecanismos como o CVaR16, CAR17 e SAR18 são exemplos de métricas formalmente incorporadas aos modelos computacionais cujo objetivo é o de capturar a aversão ao risco, notadamente em face à incerteza hidrológica.

III.1.3 Perfil da geração de energia elétrica no SIN e o papel da incerteza

38. Atualmente a geração de energia no SIN notabiliza-se pela crescente participação de fontes intermitentes19 e não controláveis20, em complementação à geração hidrelétrica com capacidade de reservação e à geração termelétrica flexível. Na Figura 6 mostra-se o perfil histórico de geração no SIN apurado desde o final do ano de 2012 (mês de setembro) até o início do segundo semestre do ano de 2015 (mês de agosto), onde a produção térmica foi separada entre no mérito21 e as demais fontes (eólica, biomassa e PCHs) foram agregadas sob a denominação “outras fontes”.

15 Os intervalos máximo e mínimo foram tomados considerando a métrica de 95% de confiança. 16 Valor condicionado a um dado risco. 17 Curva de aversão a risco 18 Superfície de aversão a risco. 19 Notavelmente a energia eólica 20 Nessas incluem-se, novamente, as usinas elioelétricas, boa parte das pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas hidrelétricas com regime operativo a fio d’água, medido na escala diária, e plantas térmicas com inflexibilidade de geração mínima. 21 Nesse exemplo, despacho térmico pelo Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico – CMSE.



Figura 6 – Histórico operativo do SIN22

39. Vê-se que o protagonismo da geração cabe à fonte hidrelétrica, assim como o controle operativo instantâneo do sistema em termos do equilíbrio entre demanda e oferta. Desse perfil de geração também é possível inferir que há outros fatores de incerteza relacionados à programação da operação ex ante, além da hidrologia, sendo essa uma listagem extensa, da qual se destacam, em menor ou maior grau: a demanda de energia23, a projeção de ventos, a disponibilidade de combustível fóssil (gás, óleo) e de biomassa, índices de desempenho de todas as centrais (TEIFe IP)24 e condições elétricas da malha de transmissão.

40. Toda essa incerteza concorre para os indissociáveis desvios entre os índices operativos programados ex ante e os verificados ex post. Ademais, em razão do papel exercido pela hidroeletricidade em termos do controle operativo, naturalmente a ela é designada a modulação entre a oferta total e a demanda, em cada instante. Com efeito, a produção de energia das outras fontes rebate indiretamente sobre a produção hidrelétrica, arrefecendo-a em relação à referência do modelo matemático, caso seja a maior do que a referência programada, assim como efeito inverso é percebido na hipótese de a produção das outras fontes seja a menor.

41. No que tange à carga, o deslocamento sobre a produção hidrelétrica tem relação direta, diminuindo-a caso seja inferior à programação ou elevando-a na hipótese de ter sido subestimada. Na Figura 7 detalham-se os desvios dos blocos de geração e de carga apurados ao longo do mesmo

22 Tabulação confeccionada a partir de informações brutas fornecidas pela CCEE. 23 A demanda aqui considerada – carga líquida – é resultado da subtração entre o consumo total registrado em todo o sistema (carga bruta), descontado de parcela específica de consumo próprio das plantas de geração. 24 Taxa equivalente de indisponibilidade forçada e taxa de indisponibilidade programada.



horizonte mostrado na Figura 6.

Figura 7 – Desvios de geração e de carga

42. De modo a comparar os desvios entre si, procurou-se sintetizá-los por meio do cômputo da conhecida estatística do erro percentual absoluto médio (MAPE), disposta na Equação 6. Destaca-se que nesse caso não se trata de um erro em si, mas sim um desvio entre a previsão programada e a realidade observada, uma vez que a previsão perfeita é inexequível, seja em termos teóricos, seja na prática operativa. Os resultados estão dispostos na Tabela 2.

𝑀𝐴𝑃𝐸 =1

𝑁(∑

|𝑍𝑃 − 𝑍𝑂|

𝑍𝑂

𝑁

𝑝=1

) × 100 (6)

Onde Zp é a variável prevista, Zo a observada e N o comprimento do horizonte, o qual foi de 36 meses.

43. Note-se que a geração térmica, em média, foi a variável que mais desvios acumulou ao longo desse horizonte, quando comparada às demais grandezas consideradas. Chama-se a atenção para o fato de que desvio ainda mais significativo (21,1%) ter-se-ia observado caso despacho por segurança energética tivesse sido nulo nesse período. A razão para tal efeito deve-se à expressiva indisponibilidade verificada para as centrais térmicas acionadas dentro da ordem de mérito de custo, indisponibilidade essa que, em alguns instantes, foi de tal sorte que o montante complementar acionado fora do mérito não fora capaz de minimamente suprir o seu déficit original25.

25 Conclusão semelhante já fora exarada pela Agência no âmbito do Processo nº. 48500.006270/2014-19, quando da edição da Nota Técnica (NT) nº. 038/2015-SRG-SRM/ANEEL, em 19/05/2015. Vide § 38 dessa NT.



Tabela 2 – Índices MAPE para variáveis operativas do SIN

Geração hidráulica Geração térmica

total26 Geração térmica dentro do mérito

Geração outras fontes

Carga

7,0% 15,5% 21,1% 9,3% 5,2%

44. Vale lembrar que deve ser consensual o fato de que a geração de fontes intermitentes ou não controladas, além da própria carga de energia, são fatores compulsórios ao vetor de desvios ordinário associado à geração hidrelétrica, deslocando-a para mais ou para menos, em razão da função exercida pelas hidrelétricas em termos do controle de estabilidade do sistema elétrico de potência. Com efeito, a análise do desvio da geração hidráulica não pode ser encarada como mera subtração entre os montantes programado e realizado. Além dos fatores compulsórios citados, há que se agregar à discussão mais um componente basilar associado à dispersão da produção hidrelétrica, que é a própria estocasticidade vinculada ao seu aporte de energia, em cujos exemplos do Item III.1.2 procurou-se ilustrar o alto grau de incerteza natural envolvido.

45. Nesse ponto, é importante salientar que a geração hidrelétrica despachada centralizadamente é resultante de duas grandes parcelas: i) geração hidráulica não controlável e ii) geração hidráulica controlável. A primeira refere-se a usinas cujo regime de operação se dá na modalidade a fio d’água27, cuja produção é compulsória — desde que não esteja em uma cascata onde haja reservatório de regularização a montante — e, portanto, soma-se às parcelas de geração inflexível das demais fontes28. A incerteza presente nessa parcela da geração deve-se essencialmente à variabilidade natural da ENA. Na segunda fração – geração hidráulica controlável29 –, a decisão operativa é capitaneada essencialmente pela intensidade de uso da água estocada nos respectivos reservatórios, para o qual há um valor econômico associado (valor da água), cuja precificação é também, naturalmente, função do risco associado à ENA, além das demais variáveis aqui já discutidas.

46. Ademais, em razão do caráter probabilístico das vazões e da incerteza relacionada à perfomance das térmicas e à composição da demanda, não se pode estabelecer uma relação unívoca entre a produção hidrelétrica e o armazenamento, tampouco entre despacho térmico programado e deslocamento hidráulico. De modo a melhor contabilizar o efeito da multiplicidade de cenários no âmbito do processo de tomada de decisão da geração hidráulica, seja em termos do problema teórico de otimização, seja mediante as decisões operativas tomadas na vida real, tão importante quanto a afluência em si é considerar a grandeza armazenamento, variável essa que não só agrega os efeitos cumulativos do aporte de afluência por meio do balanço hídrico dos reservatórios, como também aqueles decorrentes da composição da carga, da geração térmica e de fontes intermitentes, constituindo, portanto, a mais relevante variável de decisão da função-objetivo do problema de alocação ótima dos recursos energéticos de que participa a hidroeletricidade, segundo exame feito sobre as Equações de 1 a 530.

26 Inclui a geração fora da ordem de mérito econômico. 27 Destaca-se que a caracterização do regime em fio d’água depende da escala temporal considerada. 28 Exemplos notáveis de hidrelétricas com essas características no sistema elétrico brasileiro são Jirau e Santo Antônio, no rio Madeira, e Belo Monte, no rio Xingu. 29 Inclui usinas a fio d’água desde que estejam em bacias onde haja um ou mais reservatórios de regularização a montante. 30 Uma revisão conceitual relacionada à formulação desse problema, para o qual se expõem diversas técnicas de resolução

pode ser consultada em Labadie, J.W. (2004). “Optimal Operation of Multireservoir Systems: State-of-the-Art Review.” Journal of Water Resources Planning and Management, 130(2), 93-111.



47. Para tanto, compila-se na Figura 8 o mesmo histórico de 36 meses da variável armazenamento, programado e realizado, em conjunto com os respectivos montantes de geração hidrelétrica. Destaque-se o fato de que, ao longo dos meses considerados nesse histórico, apesar de a geração hidrelétrica ter sido sistematicamente inferior ao valor esperado preconizado pelo modelo, esse recolhimento de produção, na maior parte dos meses, não necessariamente se refletiu em incremento de estoque de água nos reservatórios.

Figura 8 – Histórico de armazenamento e de geração hidrelétrica no SIN

48. Descontando-se a parcela de erro, inerente à qualquer modelação matemática31 em representar fielmente a conversão de vazão em produção de energia, exerce papel relevante nessa comparação o próprio fato de os patamares de estoque determinados pelo algoritmo serem a ponderação (média) entre 2.000 cenários de reservação simulados, ao passo que o patamar de estoque observado na prática nada mais é do que uma única trajetória dentre milhares aventadas, essa última função da ENA bruta que, na prática, aportou-se ao sistema.

49. O fato é que, seja nas hipóteses idealizadas assumidas pelo modelo, seja na conjunção dos vetores que configuram a realização das grandezas na vida real, a geração hidráulica controlável é consequência dos diversos fatores enunciados: geração térmica, de outras fontes (intermitentes), hidráulica não-controlável, carga, e nível de estoque energético mantido em cada reservatório, ao final de cada estágio. Ou seja, o montante energético armazenado nas hidrelétricas não pode ser negligenciado porque é sobre ele que é determinado o valor da água (custo operativo de deplecionamento dos reservatórios) e os custos marginais operativos e, por conseguinte, o despacho que minimiza os custos totais intertemporais (vide novamente Figura 1).

31 Essa é uma discussão cuja dimensão e complexidade merecem instrução específica. Ela abarca não só aspectos limitadores do próprio algoritmo utilizado, tal como a agregação das capacidades de reservação e especificidades operativas individuais de cada empreendimento em grandes blocos de usinas equivalentes, como também envolve os seus dados cadastrais e a própria controvérsia teórica acerca da premissa de estacionariedade das séries temporais de vazões naturais.



III.1.4 Desvios da alocação ótima e a GFOM

50. Se levada em conta a função-objetivo do problema de otimização de despacho em sistemas hidrotérmicos (Equação 1), cuja essência é econômica, a análise quanto ao impacto da GFOM em termos de deslocamento do ponto ótimo (ideal) de alocação dos recursos energético deve ser norteada também pelo conceito econômico embutido na própria diretriz do problema em apreço.

51. Com efeito, considerando que a incerteza e, por conseguinte, a aversão a risco são características intrínsecas à minimização do custo total de operação, sob a ótica econômica cabe analisar os seus efeitos sobre a alocação ótima dos recursos energéticos e, a partir disso, diagnosticar os respectivos rebatimentos em relação à essa mesma referência ideal. Exemplos dessa variabilidade, que é sinônimo de risco, foram mostrados nas Figuras 5 e 7, nas quais se destacou a dispersão natural das vazões em um mês qualquer do subsistema sudeste/centro-oeste e os desvios das variáveis carga e geração térmica e de outras fontes.

52. Nesse ponto, volta-se a discussão ao conceito econômico sintetizado na Figura 1. Segundo aquele desenho conceitual, a decisão ótima de minimização de custos é calcada em esperanças matemáticas tomadas para todas as variáveis intervenientes ao problema decisório, ao longo do horizonte temporal considerado. Essa política operativa é estabelecida a partir de grau de incerteza indissociável ao tema, ou seja, desconhecendo-se quais serão os valores realizados das variáveis intervenientes ao problema, mas perfazendo, entretanto, a melhor estimativa inicial que se pode ter dos quantitativos de geração de cada fonte (minimização de arrependimento), do custo marginal da operação e do respectivo valor da água (VA)32, sem que se saiba a priori qual será a efetiva realização de todas as variáveis envolvidas.

53. Concretizado um instante temporal qualquer, é possível referenciar qual seria a nova ordenada de alocação ótima dos recursos energéticos, uma vez que nesse caso não só se conhece a demanda realizada, como também a geração total proveniente das fontes intermitentes além da realização hidrológica e, consequentemente, o custo de oportunidade efetivo de utilização da água (valor da água real).

54. Do ponto de vista formal, esse conceito equivale-se a resolver parcela reduzida do problema enunciado pelas Equações de 1 a 5, exclusivamente no que tange ao primeiro instante temporal do horizonte operativo (primeiro mês), mantendo-se inalterados os demais contornos relativos a todos os demais estágios do horizonte. Matematicamente esse enunciado corresponderia a estas equações:

𝐴𝑟𝑔𝑚𝑖𝑛 𝐹𝐶𝐼′(𝐺𝑇) = ∑ 𝐶𝑇𝑗(𝐺𝑇𝑗)

𝑁

𝑗=1

(7)

Sujeito a

∑ 𝐺𝑇𝑗 = 𝐿 − 𝐺𝐻

𝑁

𝑗=1

(8)

32 O valor da água no presente engloba não só a precificação do recurso no instante atual (utilização do reservatório), como também sua projeção futura ao longo de todo o horizonte considerado.



∑ 𝐺𝑇𝑗

𝑁

𝑗=1

≤ ∑ 𝐺𝑇𝑗

𝑁

𝑗=1

≤ ∑ 𝐺𝑇𝑗

𝑁

𝑗=1

(9)

onde FCI’ é a função de custo imediato ajustada à observação real para o estágio em apreço (1º mês), CTj(GTj) é o custo de geração térmica de cada planta j, GTj o montante de produção individual da térmica

j, 𝐺𝑇𝑗 e 𝐺𝑇𝑗 os limites superior e inferior de capacidade de geração de cada planta térmica j, N o número

total de térmicas disponíveis para operação, L a carga real observada no estágio da análise, GH o bloco de geração hidráulica condizente com a política de operação futura, mas deterministicamente reestabelecido para a as afluências efetivamente observadas no estágio de análise (tempo presente).

55. Trata-se de problema de programação linear de dimensão e resolução bem mais simples do que a PDDE aplicada a todo o horizonte operativo de 5 anos e, pragmaticamente, é possível resolvê-lo com as mesmas ferramentas computacionais do setor (e.g. Newave, Decomp), adequando-se as grandezas operativas de entrada à realidade observada, exclusivamente no primeiro estágio, mantendo-se inalteradas todas as demais informações de contorno estabelecidas nos outros estágios do horizonte da análise.

56. De modo a auxiliar a compreensão e a visualização desse conceito, utilizar-se-á na sequência recurso comumente empregado por economistas em complexas análises de mercado (axioma ceteris paribus), onde também usualmente muitas variáveis concorrem para o resultado de um indicador de interesse. No caso em apreço, à realidade da otimização do despacho hidrotérmico de horizonte restrito serão detalhados individualmente os efeitos da carga, geração de fontes intermitentes, indisponibilidade térmica e hidrologia.

Figura 9 – Otimização sob incerteza — efeito da carga sobre o resultado ótimo

57. Na Figura 9, nota-se que, antes de se conhecerem as trajetórias reais das variáveis intervenientes, a otimização estocástica leva à configuração de despacho apresentada à esquerda. Sob a seara determinística e restrita ao intervalo mais imediato — resolução do problema enunciado pelas Equações de 7 a 9 —, variando-se exclusivamente a carga e assumindo-se que as demais variáveis



realizar-se-iam perfeitamente como antevistas (foram idênticas às respectivas médias), a solução do problema leva às representações mostradas à direita, a depender ser a carga for menor ou maior do que o respectivo valor esperado.

58. Vê-se que a solução ótima nessa hipótese seria alterar na mesma proporção a participação do bloco térmico para mais ou menos, diretamente proporcional à variação da carga. Essa resposta pode ser comprovada a partir de exame sobre as equações de 7 a 9. Como o objetivo é minimizar o custo imediato (Equação 7) e, por premissa inicial, as indisponibilidades térmicas foram fixadas (Equação 9), assim como a geração hidráulica33, dada uma variação unitária da carga em uma unidade, a solução de mínimo custo é aumentar ou diminuir a geração térmica na mesma proporção e sentindo.

59. Na Figura 10 faz-se o mesmo exercício, agora medindo-se apenas o efeito de variação de geração proveniente das fontes intermitentes. Nesse caso, a solução ótima seria alterar, em direção contrária e proporcionalmente, a participação do bloco térmico segundo a movimentação empregada na variável em apreço. Tal disposição poder ser inferida analiticamente a partir dos exames da Equações de 7 a 9, sabendo-se que a geração intermitente é abatida da carga para efeitos da resolução do problema.

Figura 10 – Otimização sob incerteza — efeito da carga sobre o resultado ótimo

60. Para o exemplo da Figura 11 — alteração exclusiva das indisponibilidades previstas na Equação 9 — o quantitativo ótimo de térmica em função dessa variação não se altera, desde que, obviamente, a disponibilidade máxima real do parque seja ainda suficientemente abrangente para atender ao chamado ótimo; na ilustração, o equivalente a 2 unidades de energia.

33 Na enunciação do problema em questão, um dos axiomas originais foi a de que o custo futuro é mantido inalterado. Como também no exemplo em discussão, presume-se que a hidrologia realizada é idêntica à média prevista, o que implica em fixação da variável GH na Equação 8.



Figura 11 – Otimização sob incerteza — efeito da indisponibilidade térmica sobre o resultado ótimo

61. Finalmente, reflete-se na Figura 12 o efeito da variação da hidrologia naquilo que deveria ser a resposta ótima do sistema no horizonte de curto prazo. Nessa hipótese, há reflexos não só no bloco de geração térmica, como também na soma total da produção hidrelétrica. Analiticamente, isso deve-se ao fato de que a variável GH na Equação 8 é função direta da trajetória de afluência realizada.

Figura 12 – Otimização sob incerteza — efeito da hidrologia sobre o resultado ótimo

62. Tal como já enunciado nesta nota, a prática operativa na realidade é mais complexa do que as simplificações analíticas ora proferidas, muito embora o passo-a-passo aqui construído constitua iniciativa à melhor compreensão do tema. Em tempo real, todas as variações ocorrem simultaneamente e, devido à resposta rápida e segura da hidrelétrica ante aos transientes de demanda, instantaneamente a ela incube a manutenção da frequência do sistema no patamar de equilíbrio de 60 Hz.

63. Diante do exposto, pode-se concluir que a única maneira de se medir corretamente o



deslocamento da geração hidrelétrica decorrente de geração térmica é, não só medir-se a realização da geração térmica ao longo do horizonte pretendido – porque ela é necessariamente diferente da programação determinada no início do horizonte de análise34 –, mas, também, não tomar como referência ótima montantes térmicos resultantes de uma expectativa média das variáveis intervenientes, e sim um balizador referencial que possa capturar as condições ideais segundo a realidade do mundo operativo tal qual ele se deu. Na Figura 13 procura-se ilustrar essa última assertiva.

Figura 13 – Determinação do deslocamento hidrelétrico decorrente de GFOM

64. Se esse último conceito não for observado, indubitavelmente à medida do deslocamento hidrelétrico incluíram-se desvios ordinariamente e propriamente absorvidos pela geração hidrelétrica em tempo real, completamente estranhos à causa original da problemática que ora se analisa, inequivocamente imputando-lhe distorções importantes, para mais ou para menos, e refletindo diretamente no quantitativo original que deverá ser objeto da cadeia restante de valoração e de pagamento que a lei previu.

65. Nos termos da métrica aqui desenvolvida (Figura 13), a GFOM poderia ser classificada como subestimada caso o montante de geração térmica indicado pela otimização determinística fosse superior àquele medido na prática operativa do operador, não havendo, portanto, deslocamento indevido da geração hidrelétrica, mas sim seu favorecimento em relação às condições ideais. Ao contrário, se o referencial ótimo de despacho térmico for inferior à prática desempenhada, de acordo com o ordenamento econômico que conduz à alocação ótima dos recursos energéticos, poder-se-ia afirmar que houve frustração de geração hidrelétrica, cuja magnitude seria então a diferença entre as duas grandezas em questão. Nas próximas duas figuras dispõem-se ilustrativamente essas duas possibilidades.

34 Horizonte aqui discorrido pode ser qualquer escala temporal, e.g. mês, semana, dia.



Figura 14 – Deslocamento hidrelétrico positivo

Figura 15 – Deslocamento hidrelétrico negativo

III.1.5 Aplicações Numéricas

III.1.5.1 Ano operativo de 2014 com o modelo Newave

66. O ano de 2014 notabilizou-se por ser um dos mais severos em termos de baixo aporte hidrológico às principais bacias hidrográficas do SIN. Na seara operativa, despachos motivados por segurança energética foram registrados majoritariamente no segundo semestre. No fluxograma a seguir mostra-se o encadeamento das ações necessárias ao reprocessamento do modelo Newave, de modo



obter o resultado do problema enunciado pelas Equações de 7 a 935.

Figura 16 – Fluxograma das atividades realizadas

67. As variáveis operativas carga e geração de fontes intermitentes foram obtidas junto à CCEE, ao passo que as indisponibilidades das térmicas e o histórico de vazões afluentes foram coletados junto ao ONS. A mesma versão do modelo Newave processada por ocasião dos respectivos PMOs foi utilizada nesse exercício (Versão 19) e os resultados encontram-se disponibilizados nas Figuras 17, 18 e Tabela 3.

Figura 17 – Exercício de apuração do deslocamento proveniente de GFOM para o ano de 2014

35 A rigor, outras variáveis operativas que devem ser incluídas nessa métrica seriam as indisponibilidades apuradas das hidrelétricas e o intercâmbio internacional de energia.



Figura 18 – Deslocamento líquido proveniente de GFOM em 2014

Tabela 3 – Cômputo do deslocamento proveniente de GFOM para o ano de 2014 (MWm)

68. Esses resultados mais uma vez evidenciam a importância de se equalizar o cômputo de desvios operativos segundo o mesmo estágio temporal. Se há o argumento de que a GFOM deslocaria o gerador hidrelétrico, certamente essa arguição é fundamentada a partir de verificação da realidade operativa, transcorrido algum intervalo de tempo. Se assim o é, não se poderia tomar como referência ideal, balizadora desse mesmo deslocamento, uma métrica que é calcada em expectativas de realização (valores esperados), notadamente porque se a referência de deslocamento for tomada sobre a média incluir-se-á, nesse mesmo resultado, efeitos maiores ou menores atrelados aos desvios ordinários de todas as variáveis em comento. Ao fim e ao cabo, não se refletiria nesse indicador o montante líquido real condizente com a realidade operativa verificada.

69. Na Figura 19 procura-se ilustrar essa última conceituação, destacando algumas das mais importantes incertezas embutidas no quantitativo de GFOM bruto ex-ante, que recebera a coloração avermelhada nos blocos de geração térmica da Figura 18.



Figura 19 – Incertezas intrínsecas à GFOM bruta

70. Em razão de ser improvável prever perfeitamente a natureza e a complexidade operativa do mundo real, os blocos térmicos condizentes com a prática operativa (soma do montante indicado pelo modelo matemático com parcela adicional proveniente de decisão do CMSE) são sempre diferentes da referência ótima idealizada: às vezes superior, outras tantas, inferior. Mas, certamente, nesse caso medir-se-á exclusivamente a causa original do problema, sem que haja qualquer contaminação de outras influências estranhas a esse resultado.

71. Em alguns meses do histórico computado, conclui-se que a prática do despacho termelétrico foi aquém das necessidades ótimas do sistema, considerando a mesma conjunção dos vetores hidrologia, indisponibilidades, carga e geração de intermitentes. Em outros meses, essa conclusão inverteu-se e, portanto, houve deslocamento positivo em termos de expectativas de produção pelas hidrelétricas. Ao final desse horizonte, em que pese terem sido concretizados 801MWm para fins de garantia do suprimento energético do sistema, poder-se-ia afirmar que apenas 30MWm foram responsáveis por uma frustração efetiva sobre a produção energética do parque hidrelétrico.

III.1.5.2 Ano operativo de 2013 com o modelo Decomp (simulações CCEE)

72. Em função de demanda originária da ANEEL, requisitou-se à CCEE que procedesse ao mesmo exercício conceitual aqui desenvolvido sobre outro histórico operativo, de modo a ampliar a sensibilidade acerca da aplicação desse desenho teórico. Para tanto, aquela instituição propôs utilizar o modelo computacional Decomp e o ano de 2013 fora escolhido para a análise. As informações históricas utilizadas foram todas elas obtidas junto ao próprio acervo da instituição e o resumo dos resultados dispõem-se nas Figuras 20 e 21.

73. Trata-se de ano em que a hidrologia média no SIN não foi tão severa (sob a perspectiva de estiagem) quanto aquela registrada em 2014, o que fez com que menos térmicas fossem classificadas a priori dentro da ordem de mérito econômica, essa última, frise-se, conceituada sob a ótica de minimização de arrependimento. Com efeito, dentre toda a geração térmica registrada, contabilizaram-se 2.514MWm como sendo via segurança energética. Ao se opor esse montante com a referência ideal de despacho, ou seja, expurgadas as influências de todas as variáveis operativas intervenientes (vide novamente Figura 19), o deslocamento líquido seria de 1.865MWm. Nesse exemplo, a diferença entre os dois valores (648MWm) seria justamente o desvio líquido médio decorrente da flutuação das outras variáveis em relação às respectivas programações (carga, indisponibilidades, geração intermitente e hidrologia) observadas ao longo do mesmo ano, cuja volatilidade, repise-se, é ordinariamente absorvida pelas hidrelétricas no âmbito da operação em tempo real do sistema.



Figura 20 – Exercício de apuração do deslocamento proveniente de GFOM para o ano de 2013 (CCEE)

Figura 21 – Deslocamento líquido proveniente de GFOM em 2013 (CCEE)



74. Diante dos dois exercícios efetuados, tendo em vista que ora se concebe o cálculo do deslocamento de forma agregada (escala do MRE) e desvinculado de qualquer ótica de formação de preço, julga-se mais oportuno, por razões de simplicidade e menor esforço computacional, que a ferramenta computacional empregada para tal seja o Newave. Frisa-se que esse posicionamento é discricionário porque a métrica ora concebida fundamenta-se no conceito matemático do problema de otimização classicamente empregado no setor, sendo passível, portanto, de ser operacionalizada por quaisquer das ferramentas computacionais disponíveis no setor (Newave, Decomp ou mesmo o modelo Suishi), além de qualquer outro pacote de otimização disponível no mercado.

III.2 Valoração do deslocamento e desenho das condições de pagamento no âmbito do MRE

75. A partir deste item, cuida-se do segundo e terceiro eixos temáticos relacionados à regulamentação do comando legal emanado do art. 2º. da Lei 13.203/2015. Três foram as propostas concebidas no bojo desta nota técnica, de modo que cada qual delas passará a compor um subitem deste tópico III.2.

III.2.1 – GFOM via mecanismo de sazonalização de energia (Conceito de Reparação Econômica)

76. Em termos econômicos, a resolução do problema formulado via as Equações de 7 a 9 invariavelmente levaria a referências de custo imediato distintas daquela obtida quando se otimiza sob cenários de incerteza36. A alteração do montante térmico de referência resulta em um custo marginal (Cmg) distinto do original, o que por sua vez altera o valor da água estocada nos reservatórios das hidrelétricas37.

77. Tal assertiva provém do fato de que o conceito de ponto ótimo operativo continua a ser aquele em que as derivadas das funções de custo futuro e imediato são igualadas, em módulo38. Uma ilustração desse mecanismo é mostrada na Figura 2239.

78. Dessa figura nota-se que, sob a perspectiva teórica, o novo ponto ótimo é aquele condizente com novos patamares de armazenamento e de geração térmica, os quais refletem as condições reais de hidrologia, carga e demais variáveis.

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

36 Porque o valor idealizado resulta de uma operação matemática (expectância) aplicada a todos os cenários simulados, denotando uma média ponderada entre todos eles, segundo as respectivas probabilidades. 37 Como já discorrido, o valor da água reflete o trade-off econômico entre a utilização do recurso hidráulico no presente e no futuro, esse medido em termos de economia esperada atrelada ao uso de combustíveis de origem termelétrica. 38 Frisa-se que diante da possibilidade de transmissão de energia entre os subsistemas, a igualdade entre CMO e VA não se restringe aos respectivos valores computados intramercado. 39 As variáveis ou definições com índices indicam mensurações ex-post.



Figura 22 ― Análise da decisão ótima operativa segundo a prática operativa ocorrida

80. Muito embora sob a ótica operativa a alteração do montante térmico de referência sugira novo custo marginal e esse, por sua vez, reflita com maior exatidão a alocação ótima dos recursos energéticos, sob a perspectiva comercial, o arcabouço regulatório em vigor já norteia e condiciona a formação do preço para valoração de energia no mercado.

81. Assim sendo, de modo a melhor refletir, simultaneamente, o custo de oportunidade associado ao deslocamento hidrelétrico decorrente de GFOM e a diretriz legal de que a transação desse custo se dê pelos próprios participantes do MRE, entende-se como desenho regulatório compatível para a questão, a estipulação de fator econômico adimensional baseado no próprio PLD, de modo que seja preservada a dimensão física da variável energética e, assim, essa ficar adstrita ao mecanismo de compensação próprio dos geradores hidrelétricos.

82. Esse fator adimensional pode ser simplesmente a razão entre o preço quando o deslocamento é percebido e o preço quando ele é transacionado, necessariamente em oportunidade futura. Nesses termos, refletir-se-ia sobre o deslocamento a importante componente do custo de oportunidade relacionado à dinamicidade do valor da energia no tempo sem que, para tanto, restassem compromissos financeiros em cujo comando legal originário é difícil o assentamento, tampouco haja extrapolação do ambiente de valoração originário da própria lei. Matematicamente o custo de oportunidade (GFOM) seria:

𝐺𝐹𝑂𝑀𝑡+𝑚 = 𝑑𝐺𝑇𝑡 × 𝐹𝑃𝐿𝐷𝑡 (10)

onde dGTt é o deslocamento hidrelétrico medido segundo a resolução das equações de 7 a 9 e FPLDt o fator adimensional de referência para o custo de oportunidade do valor da energia, ambos tomados sobre a mesma referência de tempo t. O FPLDt, por sua vez, seria a razão entre o PLD médio do mês t, quando o deslocamento é originalmente percebido, e o PLD do mês (t+m), oportunidade futura quando for exercida sua respectiva liquidação.



𝐹𝑃𝐿𝐷𝑡=

𝑃𝐿𝐷𝑡

𝑃𝐿𝐷𝑡+𝑚 (11)

83. Outra vantagem de se valorar o desvio referencial proveniente de geração térmica segundo os mesmos valores que seriam transacionados no mercado real é que se escapa de qualquer outra sistemática de valoração sobre a qual invariavelmente recair-se-ia em se tratar a flutuação hidrológica ordinária. Em suma, a água que restou a maior ou a menor no reservatório é precificada segundo o valor que seria percebido pelo gerador hidráulico vis-à-vis a conjuntura hidrológica do respectivo estágio temporal. Quando consumida ou restabelecida futuramente, a essa ação serão empregados os valores econômicos condizentes com a conjuntura hidrológica do outro momento, conferindo-lhe incremento ou decaimento de volume energético em relação ao do instante original, quando o deslocamento fisicamente ocorrera.

84. De modo a exercitar esse último conceito, sobre os deslocamentos obtidos para o ano de 2014 (Tabela 3), foram arbitradas duas situações de apuração: i) Na primeira simulação, considerou-se que todo o quantitativo deslocado no mês t seria liquidado no mês subsequente t+1; ii) no segundo caso, supôs-se que a contabilização dos deslocamentos do mês t dar-se-ia exatamente um ano à frente (t+12), segundo a série de preços médios observada para os mesmos meses do ano subsequente (2015)40. Os resultados estão dispostos na Figura 23.

40 Os PLD médios mensais foram extraídos diretamente do sítio da CCEE, http://www.ccee.org.br, onde se assumiram os do submercado Sudeste/Centro-Oeste como sendo os mais representativos do SIN. Consulta feita em abril/2016.



Figura 23 – Simulação do custo de oportunidade da GFOM em 2014

85. Vê-se que a consideração do preço da energia (custo de oportunidade) no cômputo do deslocamento conduz a alterações relevantes nos volumes originalmente estabelecidos, alterando inclusive o sinal do impacto ao final do período computado, sobretudo porque nesse exemplo os deslocamentos negativos ocorreram quando o valor da energia foi relativamente maior do que o mesmo sintoma nos casos positivos – custos de oportunidades superiores.

86. É importante salientar que a captura da dimensão econômica mediante aplicação da Equação 10 nada mais é do que a determinação e a consideração do custo de oportunidade vinculado ao deslocamento em si – conceito esse que enseja a completude de sua definição, cuja dimensão não é apenas física, mas também econômica –, independentemente da conjuntura energética que se estabelecerá futuramente.

87. Uma vantagem dessa metodologia é a unidade final do custo de oportunidade estampar apenas a dimensão energética. E essa característica faz com que sua aplicação em termos de liquidação no MRE seja imediata. Ademais, a preservação da unidade do deslocamento em termos de energia vai ao encontro da premissa legal, a qual determinou que as condições de apuração e liquidação fossem processadas no âmbito do próprio MRE.

88. Conquanto o mote da regulação seja o desenho da transação energética em si, outro importante contorno que deve ser apontado preliminarmente refere-se à discriminação dos participantes do MRE em termos de alocação de riscos e de protagonismo no que se refere a estratégias comerciais. Na Figura 24, mostra-se disposição agregada dos principais segmentos constituintes do MRE, cuja composição foi aproximada segundo dados secundários41.

41 Essa tabulação foi construída a partir de informações com nível de precisão secundário, oriundas do acervo da ANEEL e CCEE, não tendo a pretensão ou intenção de ultimar com exatidão as respectivas frações de participação.



Figura 24 – Constituição aproximada dos segmentos participantes do MRE

89. Nota-se que a fatia de garantia física do MRE que hoje está submetida aos termos da Resolução nº. 584/2015 é de aproximadamente 19%. Esse montante, portanto, representaria a parcela máxima de agentes cuja participação no desenho regulatório aqui descrito lhes seria facultada. A participação líquida e efetiva desse grupo dependeria ainda de uma estratificação em segundo nível, essa última função dos produtos de repactuação adquiridos e da conjuntura sazonal do próprio fator de ajuste do MRE42.

90. Do outro restante (cerca de 81%), vê-se que 45% estariam relacionados a geradores hidrelétricos detentores de ato de outorga para exploração de potencial hidráulico em regime de produção independente e/ou autoprodução43. Os demais (parcela em torno de 36%), que respondem pela participação da UHE Itaipu somada às hidrelétricas cuja modalidade de contratação se dá segundo o regime de cotas44, malgrado o impacto do deslocamento vincular-se ao lastro físico de cada qual das hidrelétricas constituintes, os efeitos comerciais da produção ou do deslocamento são repassados ao consumidor.

91. Sobre esse último estrato participativo do MRE, a regulação vigente45 torna inócuas repercussões comerciais oriundas de estratégias de sazonalização de energia, uma vez que essas são estabelecidas em estreito paralelismo com o perfil médio praticado por demais agentes do mecanismo. A curva de estratificação de garantia física dos consumidores é proveniente do perfil médio composto pelo grupo que hoje responde mais ou menos por 45% de participação no condomínio hidrelétrico, o que lhes surte efeito comercial nulo em termos de prognóstico discricionário exercido propriamente por aqueles que

42 Com o advento da Resolução nº 684/2015, em virtude da métrica aplicada para fins de estabelecimento dos prêmios associados à repactuação do risco hidrológico, acabou-se por disponibilizar produtos nos quais havia sorte maior de incertezas atreladas à realização operativa do parque hidrelétrico, incluindo-se nessa, desvios provenientes de despacho por razões de segurança energética. Resumidamente, os produtos que compuseram o cardápio de opções de repactuação do risco hidrológico foram estabelecidos a partir de uma matriz de risco calcada no registro histórico de produção do parque hidrelétrico, variável essa que compila não só a conjuntura hidrológica governada pela natureza, mas também o vetor resultante de todas as decisões operativas tomadas, entre as quais se destaca o despacho motivado por segurança energética. 43 Esse percentual varia de acordo com a conjuntura do fator de ajuste do MRE e segundo a carteira de produtos repactuados nos termos da Resolução nº. 684/2015. 44 Lei 12.783/2013 45 Resolução Normativa 584/2013, de 29 de outubro de 2013.



se sujeitam a esse ambiente de risco, segundo perfis de liquidação energética distintos e por cada qual julgados mais convenientes46.

92. Com efeito, neste primeiro desenho proposto, o grupo de geradores formado pela UHE Itaipu e pelas usinas cotistas47, ainda que elegíveis sob a perspectiva física do deslocamento, teriam seus efeitos comerciais completamente mitigados no âmbito da regra construída, uma vez que essa seria calcada na relativização do balanço energético físico e comercial decorrente de estratégias de sazonalização distintas entre as partes, cujo ambiente de transação hoje é disciplinado pela REN 584/2013. Na Figura 25 resume-se essa discussão acerca dos distintos papéis exercidos por cada grupo participante do MRE, considerando que a regra de alocação da GFOM pautar-se-ia pelo regramento de sazonalização comercial vigente.

Figura 25 – Desenho das condições de pagamento da GFOM

III.2.1.1 Pagamento na escala do MRE

93. Em termos de pagamento strito sensu, o primeiro desenho que se vislumbra seria aquele em que se procura compensar integralmente o custo de oportunidade contabilizado em ano operativo anterior em calendário subsequente de liquidação do MRE, fiando-se, para tanto, na relativização energética que há entre os ambientes físico e comercial promovida pela própria concepção de funcionamento do MRE.

94. Nesse caso, o fluxo energético condizente com o custo de oportunidade incorrido surtiria efeito apenas sobre os participantes do mecanismo sobre os quais é facultada a discretização de suas respectivas energias segundo estratégias individuais de sazonalização, ao longo de um ano operativo qualquer. Essa parcela dos agentes correspondente a cerca de 64% do total de participantes vinculados

46 § 3º do Art. 3º da Resolução Normativa nº. 584/2015. 47 Sob égide da Lei nº. 12.783/2013.



ao mecanismo, disposta na Figura 2548.

95. Para esse subconjunto, em função das distintas estratégias comerciais praticadas pelos seus pares, a alocação do volume de GFOM obtido via aplicação da equação 10 importaria em fluxo energético entre eles, cujo mecanismo propulsor seria os distintos perfis de energia que são ordinariamente estabelecidos pelos agentes, os quais conduzem a uma relativização comercial do montante de energia a que faz jus cada central, fazendo com que os volumes alocados sejam na mesma proporção das quantidades fracionadas.

96. Esse fluxo energético entre as partes – ou equivalentemente o pagamento de que trata a Lei 13.203/2015 – seria assegurado porque o montante de energia condizente com o custo de oportunidade proveniente de GFOM estaria vinculado ao lastro físico contratual dos agentes, referência essa diferente dos respectivos volumes comerciais por eles referenciados em cada mês, implicando, assim, em fluxos energéticos positivos e negativos entre as partes, a depender das estratégias comerciais particulares.

97. Visando a subsidiar sensibilidade acerca do desenho conceitual ora exposto, exemplificar-se-á na sequência métrica alocativa no MRE segundo cenário hipotético onde a alocação oriunda do deslocamento apurado em 2013 fosse rateada uniformemente ao longo dos doze meses do próximo ano (2014), o que implicaria em considerar o pagamento do custo de oportunidade total contabilizado em doze parcelas iguais. Frisa-se que dividir o custo de oportunidade em parcelas iguais não implica valores energéticos idênticos alocados no MRE, muito menos em efeitos idênticos percebidos por seus constituintes, os quais, como já sublinhado, dependeriam das respectivas estratégias comerciais.

98. Ademais, reforça-se que essa assunção é meramente ilustrativa, uma vez que o desenho ora concebido não requereria qualquer compulsoriedade em termos da sazonalização do montante energético vinculado à GFOM. Em tese, o custo de oportunidade a que faria jus cada agente poderia ser por ele distribuído ao longo do ano com a mesma discricionariedade hoje exercida em termos de garantia física. Escolheu-se o ano de 2013 porque os montantes de deslocamento contabilizados naquele período foram mais significativos do que as mesmas grandezas apuradas em 2014, pelas razões já conhecidas do Item III.1. Também por razões meramente didáticas, optou-se por celebrar esse exercício como se dele participasse somente o grupo de geradores que responde por 45% do volume total de rateio do mecanismo (vide Figura 25). Resumo de todas essas premissas está disposto na Tabela 5.

99. Além das motivações apontadas, assumiu-se que a fatia do MRE hoje vinculada ao grupo que detém mais ou menos 45% de sua garantia física total – cerca de 24GWm – seria representada por três usinas, A, B e C, cada qual respondendo, portanto, por 8 GWm. As estratégias de sazonalização de cada um dos três agentes também foram escolhidas segundo critérios completamente arbitrários, cujos padrões estão ilustrados na Figura 26, em conjunto com a respectiva proporção de produção hidrelétrica contabilizada para o ano de 201449. A memória de cálculo obtida a partir da aplicação desses conceitos está disposta na Tabela 6.

48 Como já sublinhado no item anterior, esse número variaria mês a mês, a depender do nível de aceitação desse mecanismo no âmbito do grupo de geradores que repactuaram o risco hidrológico, da conjuntura de fator de ajuste do MRE verificada e do respectivo rebatimento sobre os produtos de repactuação celebrados no âmbito da REN 684/2015. 49 Esses valores foram aproximados a partir de base de dados distintas, coletadas junto ao ONS e CCEE, com intuito de exprimir tão somente sua ordem de grandeza diante dos fins aqui propostos, não necessariamente refletindo com exatidão os respectivos valores históricos.



Tabela 5 – Aplicação do ressarcimento de GFOM em 2014, a partir dos resultados computados em 2013

Figura 26 – Exercício de aplicação do ressarcimento do custo de oportunidade – escala do MRE

Tabela 6 – Memória de cálculo do ressarcimento da GFOM pelo custo de oportunidade – escala do MRE



100. Desse exercício é possível concluir que há transação de energia entre os participantes e que esse fluxo seria integralmente transacionado entre os participantes sem que ao final houvesse saldo remanescente (balanço energético final nulo). Nesse exemplo, no entanto, a direção positiva do fluxo (cessão de energia) deu-se segundo aquele que dispôs mais energia em um mesmo período para aquele cuja participação relativa total fora menor, lógica essa inversa àquela normalmente condutora das estratégias de comercialização.

101. Tal inversão de resultado explica-se em razão de o incremento de energia de GFOM sazonalizada, tomada sobre o volume original de cada planta, exercer participação tanto maior quanto menor for o respectivo volume inicial. Com efeito, se a discretização da GFOM seguir o mesmo padrão comercial da garantia física original, a energia proveniente dela tornar-se-ia um mecanismo de mitigação de efeitos comerciais (arrefecimento de ganhos e perdas) em relação àqueles que seriam percebidos pelas partes sem qualquer consideração anterior desse tipo.

102. Por exemplo, de acordo com memória de cálculo da Tabela 6, no mês de janeiro, a usina B embora tivesse optado pela disposição do maior volume energético entre as três plantas, o resultado alocativo daquele mês resultou em uma cessão energética dela para a usina C. A usina A restou inerte nesse mesmo período porque o respectivo volume alocado foi exatamente a média aritmética tomada entre os três valores.

103. Não obstante as particularidades de cada mês, ao final do período considerado, a usina B, em média, teria usufruido da maior parcela de alocação condizente com a GFOM, seguida pela usina A. E ainda que os fluxos positivos e negativos tenham tido diferentes destinatários em cada mês, a usina C, ao final desse mesmo horizonte, mais cedeu do que capturou energia do condomínio, de modo que o seu saldo final restou negativo na mesma ordem de grandeza da soma dos saldos positivos contabilizados



para os outros dois integrantes, no tocante aos volumes exclusivos do deslocamento.

104. O efeito contraditório assinalado acima poderia ser revertido desde que a estratégia alocativa seja exatamente oposta àquela perseguida em termos da sazonalização convencional. Se essa lógica não for invertida, outra consequência dessa sistemática seria a de a GFOM constituir hedge natural quanto a eventuais ações de cunho especulativo.

105. Não obstante os aspectos positivos e negativos expostos, frisa-se, novamente, que o custo de oportunidade decorrente do deslocamento hidrelétrico também foi plenamente observado via a consideração da flutuação do preço da energia nos dois momentos de interesse: quando ele ocorreu e quando ele foi liquidado, sendo que sua apreciação é compatibilizada à dimensão energética do MRE por meio da aplicação da Equação 10.

106. Reforça-se, também, que o fato de não ter sido incluída a participação dos demais extratos do MRE deve-se ao fato de que as respectivas sazonalizações serem pautadas pela média dos cenários conformados pela fatia de participantes aqui aproximada em 45%. E, nesse último caso, como o fluxo de energia do mecanismo reger-se-ia pela diferença relativa entre as parcelas de energia fracionadas em cada período, o valor médio tem o efeito de anular completamente os desvios decorrentes, implicando em resultado indiferente em termos de ganhos ou perdas relativas, tal como percebido pela usina A no mês de janeiro da simulação por exemplo.

III.2.1.2 Pagamento na escala da GFOM

107. A simulação desempenhada no item anterior consistiria em um segundo processamento do mecanismo do MRE. Ocorre que essa rotina ad hoc não precisaria pautar-se pelos mesmos números de produção hidrelétrica verificados e pela própria sazonalização de garantia física tal como ordinariamente considerada. Bastaria que na métrica de liquidação fossem confrontados os respectivos montantes de garantia física condizentes com a GFOM de cada gerador com o perfil de deslocamento líquido computado no mesmo período.

108. Seguindo o mesmo caminho percorrido anteriormente, ou seja, a partir do mesmo deslocamento contabilizado para o ano de 2013, simulou-se rotina alocativa para o ano seguinte, considerando apenas a parcela relativa ao montante físico devido aos geradores hidrelétricos (GFOM).

109. Sobre esse deslocamento, ajustou-se o custo de oportunidade para fins de sua utilização no período seguinte e sua modulação fora equânime ao longo de todo o período (premissa arbitrária), o que, no jargão do setor, recebe a denominação flat. As parcelas moduladas de cada usina hidrelétrica mais uma vez seguiram as mesmas curvas aventadas no exercício anterior, só que agora tendo sido proporcionalizadas pelo montante energético total disponível para sazonalização em cada mês. Também se assumiu, por simplicidade, que cada qual das três usinas integrantes responderia por 1/3 de participação em termos de lastro físico. Essas presunções estão dispostas em forma gráfica na Figura 27.



Figura 27 – Exercício de aplicação do ressarcimento do custo de oportunidade – escala da GFOM

110. Note-se que as disposições de garantia física não ficaram exatamente iguais a do exercício anterior porque sobre elas não só incidiu a escolha de sazonalização exercida por cada agente, essa relativizada segundo o somatório de toda energia discretizada, como também a participação relativa desse arbítrio sobre o volume total de deslocamento existente naquele mesmo instante. Assim, a depender da referência que se utilize para efeitos da composição do volume energético associado ao custo de oportunidade (curva preta da figura, flat ou sazonal) e da própria participação relativa de cada sazonalização sobre o respectivo volume total, o formato das curvas da Figura 27 também alterar-se-ia. De todo modo, após aplicar-se a métrica de alocação ordinária do MRE, chegou-se ao resultado compilado na Tabela 7.

Tabela 7 – Memória de cálculo do ressarcimento da GFOM pelo custo de oportunidade – escala da GFOM



111. Nesse segundo caso, tendo em vista tratar-se de escala energética muito inferior à do MRE, a participação relativa de cada energia alocada torna-se maior do que quando na vertente anterior (agregada), fazendo com que os volumes transacionados entre as partes também sejam superiores. Outro resultado que chama a atenção é o de que o fluxo energético (cessão de energia) deu-se segundo a ótica convencional, ou seja, daquele que dispôs menos energia em um mesmo período para aquele cuja participação relativa total foi maior. Assim a percepção comercial do resultado alocativo continua premiando aquele que assumiu os maiores riscos em termos da sazonalização original.

112. Diante da maior simplicidade, do menor custo de processamento, e do resultado mais condizente com o mote comercial da própria sazonalização, entende-se que esse segundo desenho seria mais adequado para fins de composição em normativo da Agência.

III.2.2 – GFOM via constituição de seguro energético-financeiro (Conceito de Repactuação de Risco)

113. Segunda sistemática teórica aventada nesta nota técnica seria a de constituição de mecanismos de repactuação de risco entre agentes do setor, os quais poderiam se dar bilateralmente entre os próprios geradores ou, alternativamente, entre os geradores e consumidores, essa última a exemplo da Resolução nº 684/2015. Nos próximos dois itens detalhar-se-á concepção de cada qual das alternativas, destacando as vantagens e requisitos jurídico-regulatórios que teriam que ser atendidos na hipótese de sua promulgação, notadamente no segundo caso.

III.2.2.1 Repactuação de risco bilateral entre geradores

114. Inicialmente, destaca-se que esse tipo de sistemática, independentemente do comando legal ora discutido, sempre pôde ter sido livremente concebido e comercializado entre os agentes hidrelétricos sem que, para tanto, houvesse qualquer necessidade de atuação do órgão regulador. O papel da Agência, nesse caso, restringir-se-ia ao de meramente fomentador do mecanismo à luz da determinação legal que ora lhe incumbiu a missão de disciplinar a matéria.

115. Com efeito, tratar-se-ia de solução preexistente e de caráter exclusivamente privado, onde as respectivas apólices seriam determinadas a partir da comunhão de interesses entre, de um lado, os níveis de aversão ao risco de GFOM daqueles agentes que desejam se proteger do respectivo deslocamento e, do outro, aqueles cuja propensão ao risco permitir-lhes-ia incorrer em certos níveis de exposição de frustração de geração hidrelétrica vis-à-vis a expectativa de ganho auferida ao final de um



horizonte maior, proporcionada pelo pagamento do prêmio cobrado na respectiva apólice segurada. Nada mais isso seria, portanto, do que a formalização de um contrato de seguro entre os geradores hidrelétricos, cuja precificação ficaria a cargo das partes e cuja eficácia estaria sujeita ao clássico mecanismo econômico de oferta e demanda.

116. Em termos de caracterização da apólice do seguro, uma vez que o desenho teórico é ditado pelas ciências atuariais, importante diferença nesse caso seria que toda a celebração e caracterização do risco estaria exclusivamente a cargo dos agentes hidrelétricos. O fluxo de pagamentos de GFOM observaria croqui semelhante àquele já disposto na Figura 25.

117. De modo a elucidar o conceito, passa-se a exercitar condição hipotética de constituição do seguro entre dois agentes do MRE quaisquer. Com efeito, suponha-se que esses dois agentes (A e B) tivessem interesse em pactuar seguro para a GFOM e que as condições de contorno desse contrato tenham sido estas:

A: agente segurado;

B: agente segurador;

Valor da apólice: R$ 4,00/MWh;

Prazo de vigência da apólice: 5 anos.

118. Nessa hipótese, o agente A adquirira de B o produto de mitigação de risco acima apontado, cuja consequência financeira seria a de o primeiro conferir pagamento mensal do valor da apólice ao segundo, essa última tomada sobre sua receita operacional bruta, por exemplo. Ou seja, durante os cinco anos de vigência do contrato, A pagaria para B a mensalidade fixa de R$ 4,00/MWh, subtraída diretamente de seu faturamento energético, recebendo, em contrapartida, a assunção total do deslocamento financeiro proveniente da ocorrência de sinistros GFOM pelo segurador. Isso implicaria em ressarcimento da receita frustrada de A por B toda vez em que houvesse despacho térmico por razões de segurança energética, segundo os respectivos valores unitários conjunturais de GFOM, cujos termos também caberiam exclusivamente às partes.

119. Em base quantitativa, supondo que essa transação fosse negociada em meados do ano de 2009, com início de vigência a partir do início do ano de 2010 e, portanto, cobertura assegurada até o final do ano de 2014, dispõe-se abaixo simulação do resultado dessa operação de acordo com a realização medida pela CCEE no mesmo período, cujos dados históricos foram extraídos do boletim InfoMercado50.

50 Disponível em www.ccee.org.br.



Figura 28 – Simulação hipotética de seguro de GFOM contratado entre geradores hidrelétricos

120. Ressalte-se que nesse caso, como não haveria qualquer tutela do Regulador sobre riscos, quantidades, preços e prazos celebrados entre as partes, não se justificaria quantificar a GFOM nos moldes do apresentado no Item III.1, já que esse volume também seria uma das variáveis livremente transacionadas, segundo respectivas expectativas e competências em termos de precificação do próprio produto segurado.

121. Com efeito, no gráfico da Figura 28, o valor de referência (VR) exprime o produto entre duas grandezas: i) razão entre o montante de GFOM bruta contabilizado na CCEE e a produção hidrelétrica total aferida no MRE (GMRE) e ii) respectivo PLD médio mensal. Essa variável de referência procura sintetizar a frustração financeira que cada gerador hidrelétrico perceberia no âmbito do MRE em decorrência da geração termelétrica supostamente excessiva, ou seja, o custo mensal da GFOM sobre seu balanço financeiro. Em linguagem matemática:

𝑉𝑅𝑖 =𝐺𝐹𝑂𝑀𝑖

𝐺𝑀𝑅𝐸𝑖× 𝑃𝐿𝐷𝑖 (12)

122. Nesses termos, o agente A teria auferido vantagem ao contratar o respectivo seguro em exato R$ 1,90/MWh, já que essa foi justamente a diferença entre a mensalidade paga por ele (4,00 R$/MWh) e a realização média de custo da GFOM no mesmo período (R$ 5,90/MWh). O agente B, por seu turno, perceberia prejuízo em celebrar esse seguro, nos moldes estabelecidos, porque o bônus auferido por A (R$1,90/MWh) contara integralmente com financiamento por ele provido.

123. Em suma, trata-se de desenho de condições de pagamento completamente aderente às diretrizes legais, mas que, também, aos moldes da regulação aventada em III.2.1, o benefício auferido por um participante do MRE necessariamente implica em desembolso proveniente de outro par. Conquanto seja essa uma sistemática cuja participação implique em chance de ganho ou perda, o mote de sua atratividade seria justamente a combinação das dimensões propensão/aversão ao risco combinada às respectivas competências em precificar a volatilidade associada à GFOM. A vantagem percebida em comercializar o seguro estaria completamente vinculada à assertividade do prognóstico feito em relação ao despacho motivado por segurança energética.



III.2.2.2 Repactuação de risco entre geradores e consumidores

124. Muito embora tenha-se aqui frisado que GFOM em nada confunde-se com risco hidrológico strito sensu, sobretudo no que se refere à realização do fator de ajuste do MRE51, o desenho do mecanismo de contratação de seguro entre consumidor e gerador seria tecnicamente aplicável também nesse caso, conforme croqui esquemático disposto na Figura 29.

Figura 29 – Repactuação de risco GFOM entre geradores e consumidores

125. Sublinhe-se o termo “tecnicamente” porque, sob a ótica regulatória, diferentemente da expressa previsão legal de transferência de risco para os consumidores que havia no primeiro caso52, o art. 2º da mesma lei não autoriza qualquer transação energético-financeira para além do ambiente de mitigação de risco próprio do MRE.

126. E justamente em função dessa barreira jurídica, em linha com o que foi exposto no preâmbulo do Item III desta nota técnica, a investidura em desenho regulatório que considere essa ferramenta analítica para fins de cômputo de prêmio de risco cobrado pelo consumidor revela-se contraproducente.

127. Conquanto avalie-se não valer a pena investir esforço sobre esse modelo, sem que antes haja eventual pavimentação jurídica que dê o devido e necessário conforto ao respectivo desenho técnico-regulatório, vislumbra-se que um esboço que possa fomentar essa discussão no âmbito da audiência pública poderia ser válido, tendo em vista tratar-se de arranjo contratual cujo rito regulatório fora recentemente testado e aplicado pela Agência com relativo sucesso.

51 Conforme demasiadamente apontado nesta NT, em virtude da métrica aplicada para fins de estabelecimento dos prêmios associados à repactuação do risco hidrológico, os produtos que compuseram o cardápio de opções de repactuação foram estabelecidos a partir de matriz de risco calcada no registro histórico de produção do parque hidrelétrico, variável essa que inexoravelmente agrega a conjunção vetorial de todas as incertezas e decisões operativas tomadas, entre as quais, ora figura como subconjunto de interesse, o despacho motivado por segurança energética. 52 §1º do art. 1º da Lei nº 13.203/2015: O risco hidrológico repactuado relativo à energia contratada no Ambiente de Contratação

Regulada de que trata o art. 2º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, será coberto pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, observadas as seguintes condições: (...)

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2004/Lei/L10.848.htm#art2



128. Nessa perspectiva, empregou-se inferência estatística semelhante àquela utilizado na temática do GSF, a partir da compilação de dados históricos levantados junto à CCEE. Essa amostra contemplou o registro histórico compreendido entre os meses de 1/2006 a 3/2016, totalizando, portanto, 123 realizações mensais da variável aleatória de interesse.

129. Na Figura 30 dispõe-se o histograma amostral das realizações da variável VR ao longo do período assinalado, para o qual ainda não foi empregado o conceito de deslocamento líquido, largamente discutido no Item III.153, em vista da ordem pragmática acima discutida.

Figura 30 – Histograma do custo unitário bruto

130. Vale lembrar que as incertezas e arbitrariedades presentes na instrução anterior novamente emergiriam em análise que passasse a empregar o mesmo ferramental estatístico do valor em risco54, sobretudo no que se refere às premissas teóricas que buscassem inferir sobre o melhor prognóstico da variável aleatória de interesse (e.g. estatística descritiva, técnicas de otimização estocástica, simulações de monte carlo).

131. Outra definição difícil e importante que deveria ser conduzida nessa seara refere-se ao estabelecimento da aversão em risco do consumidor (cálculo do prêmio de risco), tarefa essa per se de notável densidade caso sejam aventados conceitos oriundos de funções de utilidade da microeconomia, razão pela qual à época se optou por preceitos estatísticos:55 i) arbítrio de um quantil da distribuição estatística tal que esse fosse superior ao valor esperado e ii) adição da amortização e da remuneração de uma ocorrência gravosa no histórico ao valor esperado da função densidade escolhida. Ao final, a segunda abordagem prevaleceu.

53 A partir da resolução do problema enunciado pelas Equações de 7 a 9. 54 Do inglês, Value at Risk (VaR). 55 Nota Técnica SRM/SRG nº 283/2015, de 29/10/2015. Processo nº 48500.006210/2014-19.

VaR_GFOM Mensal

Custo Unitário (R$/MWh)

Fre

qu

ên

cia

Re

lativa

0 10 20 30 40

0.0

00

.05

0.1

00

.15

0 5 10 15 20 25 30 35 40

E(X) =

4.5750406504065



132. Mas como aqui se trata de uma discussão preliminar, carente de sustentação jurídica, julga-se que uma análise expedita calcada na distribuição acumulada da densidade histórica atenderia ao objetivo rasteiro do momento. Essa informação encontra-se disposta na Figura 31.

Figura 31 – Distribuição acumulada do custo unitário bruto

133. Nessa hipótese, o quantil escolhido acima do valor esperado (recorrência de 72%) representaria o prêmio a ser pago pelos geradores em face a aversão ao risco intrínseca dos consumidores em relação a aquisição de um produto cuja natureza de gestão não estava sob sua alçada, além de abarcar precificação de natureza difícil, bastante volátil e fortemente assimétrica. Nesse ínterim é importante salientar que a manutenção do prêmio de risco como sendo exatamente igual ao valor esperado da amostra histórica implicaria na aceitação tácita de que o consumidor seria indiferente em relação a esse tipo de negócio, premissa essa frágil sob qualquer perspectiva que se aborde: técnica, jurídica ou regulatória.

134. Explorando-se as informações dispostas na Figura 31, vê-se que a escolha do quantil 80% – o que equivaleria a uma proteção ao consumidor em 80% dos cenários de GFOM56 – levaria a um pagamento de prêmio pelos geradores de R$ 8,62/MWh. A exposição ao risco do consumidor em apenas 10% das realizações possíveis, por sua vez, implicaria na assunção de um seguro cujo custo estaria próximo aos R$19,00/MWh. Finalmente, ressalte-se que o valor unitário máximo conhecido do histórico, sem que se tenha nele empregado qualquer tratamento em relação à definição do deslocamento hidrelétrico, foi de R$38,42/MWh.

56 Afirmação baseada em premissa empírica de que o histograma histórico explicaria completamente e suficientemente o fenômeno em apreço, o que é bastante difícil de se comprovar na prática.

0 10 20 30 40

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

VaR_GFOM Mensal

Custo Unitário GFOM (R$/MWh)

Pro

ba

bilid

ad

e d

e s

er

igu

al o

u in

feri

or

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Recorrência E(X) =

0.723577235772358



IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

135. A argumentação desta Nota Técnica fundamenta-se nestes dispositivos legais e regulatórios:

Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015;

Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013;

Resolução Normativa nº. 584, de 29 de outubro de 2013;

Resolução Normativa nº. 684, de 11 de dezembro de 2015.

V. CONCLUSÃO

136. Tendo em vista todo o conteúdo exposto, entende-se que os três propósitos legais enunciados no início desta nota57 foram contemplados a partir do rito técnico e regulatório aqui apresentado. Primeiramente, cuidou-se da delimitação do conceito físico afeto ao deslocamento hidrelétrico originário de geração termelétrica tida como excessiva, sobre o qual invariavelmente recaíram importantes considerações associadas a todo cabedal de variáveis operativas intervenientes à realização da produção hidroelétrica em si, além de indispensável balizamento conceitual vinculado à referência temporal que deve ser empregada quando alguma medida comparativa é empregada nesse sentido – abordagem estocástica ou determinística.

137. Com efeito, em virtude do próprio norte sobre o qual a tomada de decisão operativa de sistemas hidrotérmicos é conduzida, toda a discussão quanto à caracterização do deslocamento hidrelétrico esteve imergida em contexto maior relacionado à otimização alocativa dos recursos energéticos disponíveis em cada instante, sobre a qual desempenha papel central não só a dimensão do tempo, mas também a incerteza intrínseca a diversas variáveis operativas que compõem a formulação de todo esse processo decisório.

138. O deslocamento hidrelétrico bruto corresponde ao montante de geração termelétrica efetivamente produzida fora da ordem de mérito. Contudo, importa reconhecer que essa geração decorre da percepção do CMSE sobre a evolução, no curto e médio prazo, das variáveis relevantes para o planejamento da operação. Desse modo, se, por exemplo, o Comitê chegar a conclusão que a perspectiva hidrológica nas principais bacias é sistematicamente mais desfavorável que aquelas previstas nos modelos computacionais, poderá comandar um maior chamamento de termelétricas fora do modelo, de modo a assegurar o suprimento dado um risco de déficit preestabelecido.

139. Com efeito, não se pode afirmar que toda a GFOM resulta em deslocamento hidrelétrico. Parte dela pode estar compensando outras variáveis relevantes para o despacho, tais como a carga, a geração de fontes intermitentes, ou mesmo a indisponibilidade de termelétricas despachadas dentro da ordem de mérito.

140. O entendimento contrário, de que toda a GFOM caracterizaria deslocamento hidrelétrico, pressupõe que todo o despacho “correto” seria aquele obtido por meio dos modelos computacionais. Ocorre que o modelo setorial vigente incorpora a possibilidade de despacho termelétrico fora da ordem de mérito por razões de segurança energética.

141. Concluiu-se, por conseguinte, que uma maneira adequada de se medir o deslocamento

57 i) Definição de deslocamento hidrelétrico decorrente de GFOM, ii) valoração do respectivo custo de oportunidade e iii) desenho das condições de pagamento.



da geração hidrelétrica proveniente de geração térmica é comparar a realização da geração térmica ao longo do horizonte pretendido a partir de referência ótima também calcada na realidade do mundo operativo tal com ela se deu.

142. Ao final dessa etapa, o deslocamento hidrelétrico real decorrente de GFOM é apenas um elemento de um vetor com maior dimensão, composto por diversos outros desvios que ordinariamente afetam as expectativas (para mais ou para menos) relacionadas à realização da produção hidrelétrica. Decorre-se, então, a definição de deslocamento líquido, cuja natureza é determinística, para a qual se propôs métrica objetiva para fins do cômputo do respectivo valor devido – Item III.1 desta nota.

143. A métrica proposta para o cálculo do deslocamento hidrelétrico compara a operação que seria realizada caso fossem conhecidas a carga, a geração e a energia natural afluente do sistema com a operação programada. Essa comparação permite extrair o deslocamento aquém ou além do ótimo operativo, obtido a partir do conhecimento dos valores realizados de carga, geração e vazões.

144. A partir de exercícios de sensibilidade processados segundo os registros históricos operativos dos anos de 2014 e 2013, mostrou-se que a métrica concebida para o cálculo do deslocamento líquido fundamentou-se no próprio conceito matemático do rito de otimização balizador das decisões operativas do setor, porquanto ser passível de ser operacionalizada por quaisquer das ferramentas computacionais existentes, Newave, Decomp ou até mesmo o modelo Suishi.

145. Em razão da desvinculação desse cálculo com a formação de preço e o fato de que boa parte de sua aplicação vigorar em termos agregados no âmbito do MRE, opinou-se neste momento pelo uso do modelo Newave, diante de sua maior simplicidade em termos de compilação de informações necessárias ao respectivo processamento e do fato de que a base de cálculo da metodologia empregada ter sido fiada na escala temporal do mês, a mesma do referido programa computacional.

146. No que tange às modalidades de valoração do custo de oportunidade da GFOM e respectivos desenhos de condições de pagamento, dois foram os eixos aqui contemplados.

147. O primeiro deles norteou-se pelo conceito de reparação econômica. Efetuaram-se dois exercícios de alocação no MRE, ambos ancorados na sistemática de sazonalização própria da Resolução nº 584/2013. Nessa modalidade, a importante consideração da dimensão econômica no custo de oportunidade levou em conta a razão entre os PLDs nos dois instantes de interesse, quais sejam, quando o deslocamento ocorre originariamente e o momento futuro, quando seu pagamento é transacionado. Essa solução, além de não intervir no mecanismo vigente de formação do preço, procura converter a escala própria de transação de obrigações financeiras para a dimensão energética, condizente com o ambiente de transação do próprio MRE, sem que para tanto incorra-se em qualquer perda ou ganho indevidos sobre o custo de oportunidade original.

148. Ainda na esfera da reparação econômica, os desenhos alocativos propostos preservaram a discricionariedade participativa de cada agente em termos de assunção dos riscos associados e, ao mesmo tempo, mantendo a indiferença, em termos de exposição financeira, daqueles que regularmente devem dispor as respectivas energias segundo a média dos perfis comerciais praticados no próprio mercado.

149. Ressalta-se que a proposta apresentada é aderente ao texto legal, ao circunscrever o pagamento do custo do deslocamento hidrelétrico aos participantes do MRE. A sistemática proposta, em linhas gerais, reconhece e quantifica o deslocamento hidrelétrico ocorrido e faculta o gerador afetado a



utilizar o crédito de GFOM dentro do MRE quando mais lhe aprouver.

150. Deve-se frisar que a reparação econômica mediante cobrança de encargo do consumidor, além de não estar respaldada na lei, faria com o que o consumidor pagasse duas vezes pela mesma energia consumida. O consumidor já paga pela geração fora da ordem de mérito e teria, sob essa ótica, ter de pagar novamente para o gerador hidrelétrico pela frustração de sua expectativa de geração.

151. Em relação à segunda vertente – repactuação de risco – também dois foram os desenhos desenvolvidos.

152. No primeiro deles, a repactuação seria bilateral entre os próprios geradores, fazendo com que o papel da Agência fosse meramente fomentador do mecanismo à luz da determinação legal que lhe incumbiu a missão de disciplinar a matéria. Trata-se, pois, de sistemática que sempre pôde ter sido livremente concebida e transacionada entre os agentes hidrelétricos, cujos termos incluiriam questões sobre riscos, quantidades, preços e prazos. Nada mais seria, portanto, do que a formalização de um contrato de seguro privativo entre os geradores hidrelétricos, cuja precificação ficaria a cargo das partes e eficácia estaria sujeita ao clássico mecanismo econômico de oferta e demanda.

153. Já na vertente de repactuação entre geradores e consumidores, em razão de envolver transferência de responsabilidade financeira para o consumidor, cujos termos e composição são ordinariamente regulados pela ANEEL, haveria que ter atuação da Agência para fins de determinação das condições em que tal transação desenrolar-se-ia.

154. Não obstante o exposto, apontou-se barreira legal para que a condução da matéria, diante da ausência de qualquer dispositivo, no bojo do art. 2º, que expressamente autorizasse a alocação de débito ou crédito adicional junto à carteira de obrigações financeiras do consumidor. Com efeito, o que se desenvolveu nesta nota foi exercício de estatística descritiva sobre dados históricos de geração termelétrica e hidrelétrica, sem que devidas considerações acerca da própria definição de deslocamento exaustivamente discutida no Item III.1 fossem exploradas.

155. Tal ação se justificou em razão do relativo sucesso colhido quando da edição da Resolução nº 684/2015, o que poderia ser também vislumbrado neste caso, mas cujo desenvolvimento restou comprometido em razão do texto legal não prever qualquer ação nesse sentido.

156. Finalmente, diante da diversidade de possibilidades aqui vislumbradas e da complexidade do tema, julga-se de suma importância a discussão da matéria com o mercado e a sociedade, o que invariavelmente levaria o termo final da regulação para, pelo menos, duas etapas de discussão. Essa primeira, conceitual, em que um leque maior de sistemáticas são apresentadas, incluindo-se respectivas vantagens, desvantagens e desafios legais e, a segunda, onde o necessário detalhamento do desenho regulatório escolhido seria novamente submetido ao crivo da mesma audiência.

157. Como encaminhamento, diante dos contornos legais estabelecidos, entende-se como a melhor regulação possível para o tema aquela calcada no conceito de reparação econômica, mediante cálculo do deslocamento líquido, nele incluído o conceito de custo de oportunidade da energia, com pagamento em escala condizente com a do próprio volume da GFOM – Item III.2.1.2 da nota técnica.



VI. DA RECOMENDAÇÃO

158. Recomenda-se remissão desta nota técnica à Diretoria, de modo a subsidiar instauração de audiência pública para fins de discussão da regulamentação do deslocamento hidrelétrico proveniente de GFOM, nos termos do que foi preconizado pela Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, e em conformidade ao estabelecido na agenda regulatória da Agência para o biênio 2016-2018.

BRUNO GOULART DE FREITAS MACHADO

Especialista em Regulação

RAFAEL COSTA RIBIERO Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUEZ VAZ Especialista em Regulação

MATEUS MACHADO NEVES

Especialista em Regulação

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Especialista em Regulação

FERNANDO COLLI MUNHOZ

Assessor da SRG

RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU Assessor da SRM

De acordo:

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA

Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e

Estudos do Mercado

custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente ... · 13.203, de 08/12/2015 — custo...

Documents

Transcript of custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente ... · 13.203, de 08/12/2015 — custo...