ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO · De acordo com o Banco de Informações de...

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO

Alteração da modalidade contratual dos

CCEARs da fonte de geração eólica

GOVERNO FEDERAL MINAMINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Ministério de Minas e Energia Ministro Wellington Moreira Franco

Secretário Executivo do MME Márcio Félix Carvalho Bezerra

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues

Secretário de Energia Elétrica Ildo Wilson Grudtner

Secretário Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

João Vicente De Carvalho Vieira

Secretário de Geologia, Mineração e

Transformação Mineral

Vicente Humberto Lôbo Cruz

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA

GERAÇÃO

Alteração da modalidade contratual dos CCEARs da fonte

de geração eólica

.

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Reive Barros dos Santos

Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Thiago Vasconcellos Barral Ferreira

Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Gonçalves Guerreiro

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho Diretor de Gestão Corporativa Alvaro Henrique Matias Pereira

Coordenação Geral e Executiva Reive Barros dos Santos

Amilcar Gonçalves Guerreiro

Coordenação Executiva Bernardo Folly de Aguiar

Jorge Trinkenreich

Equipe Técnica SGE SEG

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

Sede

Esplanada dos Ministérios Bloco "U" Sala 744 Brasília - DF BRASIL

CEP:70.065-900

Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar

20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

No EPE-DEE-RE-042/2018

Data: 16 de junho de 2018

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

4 EPE-DEE-RE-042/2018

4

Histórico de Revisões

Rev. Data Descrição

0 16/06/2018 Publicação Original

5 EPE-DEE-RE-042/2018

5

Índice

1. Considerações Iniciais ............................................................................................... 6

2. Apresentação .............................................................................................................. 7

3. Introdução .................................................................................................................. 9

4. Contrato por Disponibilidade, Quantidade e Regras de Comercialização ............ 10

5. Avaliações do Impacto da alteração da modalidade contratual para

Empreendimentos Eólicos ........................................................................................................... 13

6. Conclusões ................................................................................................................ 54

7. Referências ............................................................................................................... 57

8. Apêndice 1: Detalhes das análises de sensibilidades de TEQ e ICSD, considerando

distintos cenários de estrutura de capital e custo da dívida, para eólicasErro! Indicador não

definido.

6 EPE-DEE-RE-042/2018

6

1. Considerações Iniciais

Inicialmente cabe ressaltar que, considerando a possibilidade de assimetria de informação entre os

agentes do setor, suas respectivas previsões de preço de curto prazo e expectativas de geração de

energia elétrica, assim como as distintas opções de financiamento disponíveis, entende-se como

previsível a obtenção de resultados diferentes dos apresentados no estudo em questão não sendo,

portanto, pretensão do trabalhado exaurir as análises quantitativas.

Nesse contexto, ressalta-se que as análises aqui apresentadas se orientam exclusivamente a

subsidiar a discussão técnica, e pública, relacionada ao impacto da mudança da modalidade

contratual de empreendimentos eólicos, trazendo reflexões na ótica dos geradores e das

distribuidoras, levando em conta informações da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), como a

matriz de custos marginais da operação (CMO) e referências de custos de investimento do Plano

Decenal de Expansão de Energia 2026 (PDE 2026) (EPE, 2017), dados do Sistema de

Acompanhamento de Medições Anemométricas (AMA) e informações da base de dados dos

empreendimentos de geração participantes de leilões de energia do ambiente regulado.

Em particular, observa-se que não são quantificados elementos que podem representar benefícios

adicionais advindos da mudança da modalidade contratual, como o incentivo à novos mecanismos

de mercado para mitigação de riscos financeiros e melhor revelação de preços da fonte, com

consequente aprimoramento na seleção de projetos para a expansão do sistema, também não tendo

sido considerados os impactos da modulação pela geração nas estimativas de custo no ponto de

vista das distribuidoras.

Destaca-se também que, apesar do documento trazer cenários e avaliação de impactos nos

diferentes tipos de agentes envolvidos na contratação, não se trata de uma análise de impacto

regulatório. Ao publicar esse estudo, o intuito da EPE é apenas promover a discussão técnica

abordada pela Audiência Pública ANEEL n° 21/2018 para que os resultados futuros sejam os

melhores possíveis para todos os usuários e agentes do Setor Elétrico Brasileiro.

7 EPE-DEE-RE-042/2018

7

2. Apresentação

Esta Nota Técnica registra os estudos realizados pela EPE para estimativa dos impactos da alteração

da modalidade contratual de usinas eólicas, instituída para o leilão A-6/2018 pela portaria SPE/MME

n° 121/2018, especialmente considerando o constante na minuta do Edital do Leilão n° 03/2018,

conforme audiência pública estabelecida pela ANEEL.

Os Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR de empreendimento eólicos

vinham sendo firmados considerando a modalidade por disponibilidade, com alocação do risco

financeiro de curto prazo associado a produção de energia elétrica ao agente comprador. Mas o

aumento significativo da participação dessa fonte na matriz elétrica brasileira e o amadurecimento

do conhecimento e das informações relativas ao recurso eólico sinalizaram para a necessidade de

alterar a forma de contratação da energia a elas associada.

Nesse sentido, vê-se na modalidade de contrato por quantidade uma possibilidade de alocação mais

adequada dos riscos financeiros associados a geração, a quem pode gerenciá-los e precificá-los.

Com o vendedor assumindo os custos decorrentes do risco financeiro referente à operação

energética integrada e à variação da produção de energia de seu empreendimento, uma

consequência natural seria o incentivo para revelação de preços de energia mais aderentes as reais

contribuições dos projetos de geração ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Dessa forma, considerando dados técnicos atualizados de expectativa de geração, recurso natural e

cenários de Preços de Liquidação de Diferenças (PLD), alinhados com o modelo de operação utilizado

pelo setor e tendo como referência tanto a expansão contratada e indicada no horizonte decenal

pelo PDE 2026 (EPE, 2017) quanto a consideração de cenários a partir do histórico de preços, o

presente estudo buscou avaliar o impacto sobre os riscos financeiros decorrentes da mudança da

modalidade contratual de empreendimentos eólicos, de disponibilidade para quantidade, com

especial atenção para a definição da sazonalidade associada a tais contratos.

As análises aqui apresentadas se iniciam com uma investigação sob a ótica do agente gerador. Foi

avaliado, para distintas localidades e níveis de contratação, o impacto da variação da expectativa de

retorno financeiro e risco associado considerando contratação por disponibilidade com contabilização

em base anual e por quantidade em base mensal, tendo sido considerado, como premissa, preço de

venda fixo e sazonalidade flat.

Adicionalmente, considerando mantida a premissa de obrigação contratual flat, avaliou-se a variação

potencial do preço de oferta considerando elementos financeiros compatíveis com a metodologia

utilizada para indicação dos valores de preço-teto para leilões do ambiente regulado.

8 EPE-DEE-RE-042/2018

8

Em seguida, considerando as possíveis interpretações a partir da referida minuta de contrato em

Audiência Pública do Leilão n° 03/2018 no que se refere a sazonalidade do contrato, foram feitas

análises do risco financeiro, tanto para as distribuidoras quanto para os geradores.

Por fim, um resumo das conclusões do estudo é apresentado na seção 6 do presente documento.

9 EPE-DEE-RE-042/2018

9

3. Introdução

De acordo com o Banco de Informações de Geração (BIG – ANEEL), o Brasil já possui

aproximadamente 12 GW da fonte eólica em operação comercial. De acordo com o PDE 2026 (EPE,

2017), há indicação que no final do horizonte do estudo essas fontes sejam responsáveis por 28,5

GW de potência instalada, aproximadamente 13,4% da capacidade do país em 2026.

Os resultados dos últimos leilões de energia nova (LEN A-4/2017, A-6/2017 e A-4/2018) confirmam

um mercado maduro para a fonte eólica, onde se observou alta competitividade entre os

empreendimentos e uma oferta de projetos muito superior à demanda, levando a preços

consideravelmente mais baixos que dos certames anteriores.

Por outro lado, a sociedade discute a modernização do mercado de energia brasileiro e sua base

legal, sendo expressivas as iniciativas propostas pelo governo que apontam para a importância da

explicitação dos subsídios das fontes, a diminuição de incentivos específicos de mercado, fomento a

competição e estímulo a uma alocação de riscos em quem melhor tem capacidade de geri-los e

precificá-los.

Nessa visão, esses fatores estão intimamente relacionados com a evolução da modalidade de

comercialização e contabilização dos contratos de energia da fonte eólica, surgindo a oportunidade

de avaliar os impactos da mudança do tipo de contratação da fonte da modalidade de disponibilidade

para a de quantidade, especialmente considerando a natural variação de seu recurso e possibilitando

a ampliação dos incentivos para que o mercado de curto prazo apresente sinais econômicos mais

eficientes.

10 EPE-DEE-RE-042/2018

10

4. Contrato por Disponibilidade, Quantidade e Regras de Comercialização

Conforme as regras de comercialização da CCEE, “os CCEARs são contratos que formalizam a

contratação de energia por meio dos leilões realizados para o atendimento da demanda das

distribuidoras, e são promovidos diretamente pela ANEEL ou por intermédio da CCEE, observando

as diretrizes fixadas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) ”. O CCEARs podem ser na modalidade

por ”quantidade” ou “disponibilidade”.

Os contratos na modalidade por disponibilidade são aqueles nos quais os riscos, ônus e benefícios

da variação de produção no curto prazo são alocados ao grupo de distribuidoras participantes do

leilão e, posteriormente, repassados aos consumidores regulados por meio das tarifas. O agente

vendedor recebe mensalmente uma parcela fixa e, para empreendimentos termelétricos com custo

variável unitário não nulo, uma parcela variável relacionada ao despacho da planta. No caso de

produção de energia superior à energia contratada dentro de um intervalo especificado no contrato,

o agente comprador percebe as receitas de venda deste excedente no mercado de curto prazo. No

caso de produção inferior à quantidade contratada, o agente comprador arca com os custos da

liquidação desta diferença ao preço do mercado de curto prazo. Ou seja, nesse tipo de contrato, as

distribuidoras ficam sujeitas às exposições financeiras no mercado de curto prazo, sejam elas

positivas ou negativas.

Ao final do período de contabilização de cada contrato, os agentes vendedores ressarcem os

compradores de acordo com as exposições financeiras de produção em relação à energia contratada

caso o valor seja negativo durante o período. Dessa forma, pode-se compreender que na contratação

por disponibilidade algum risco de geração (quadrienal e, em seguida, anual) já é alocado no agente

vendedor. Porém, o preço de referência para a liquidação dessa diferença é o PLD médio do período.

Nos CCEARs por disponibilidade os volumes anuais são definidos no leilão correspondente, sendo

necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização.

Na sazonalização a quantidade anual é distribuída uniformemente em todos os meses de vigência

do contrato no ano, proporcionalmente ao número de horas de cada mês (flat). Por sua vez, na

modulação a distribuição horária da energia contratada é feita conforme o perfil da carga do

comprador, respeitando o limite de potência nominal associado do contrato.

Acrescenta-se que, no processo de contratação da modalidade por disponibilidade, como os custos

e riscos financeiros de curto prazo relacionados à geração são de responsabilidade do agente

comprador, ou seja, das distribuidoras, há necessidade de métrica para indicação de ordenação

econômica dos projetos candidatos, sob o ponto de vista do Sistema. Esta avaliação é realizada

através do índice de custo-benefício (ICB).

11 EPE-DEE-RE-042/2018

11

Observa-se que para o referido ordenamento econômico das usinas participantes de um dado leilão,

especificamente para empreendimentos eólicos, considerava-se o valor associado a garantia física

de energia (P90 anual) ponderado à expectativa média de geração mensal (P50 mensal) declarada

na certificação de produção de energia de cada usina, conforme métrica constante em Nota Técnica

específica anexa ao Edital de cada leilão. Dessa forma, quanto maior a indicação de

complementaridade com o recurso hidrelétrico, mais o empreendimento tende a ser avaliado como

atrativo ao SIN. Evidencia-se, entretanto, que além da referida avaliação ser feita em base mensal,

a sazonalidade refletida na ordenação econômica associada a um determinado leilão também não

se traduz em obrigatoriedade contratual.

Em relação a outra possibilidade de modalidade contratual, ainda de acordo com as regras de

comercialização, “os contratos na modalidade quantidade são aqueles em que o vendedor é

responsável pela entrega da quantidade de energia contratada no centro de gravidade do

submercado do empreendimento de geração, assumindo os custos decorrentes da operação

energética integrada”. No caso de produção de energia1 superior à quantidade contratada em um

intervalo de liquidação especificado no contrato, o agente vendedor percebe as receitas de venda

deste excedente no mercado de curto prazo. No caso de produção inferior à quantidade contratada,

o agente vendedor arca com os custos da liquidação desta diferença ao preço do mercado de curto

prazo. Ao agente gerador são, portanto, atribuídos os riscos de variação da quantidade produzida

pela planta e do preço do mercado de curto prazo2.

Os volumes anuais dos CCEARs por quantidade são definidos no leilão que o originou, de acordo

com a energia ofertada no certame pelo agente vendedor, também sendo necessária a realização

dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização da CCEE.

A sazonalização mensal de um CCEAR por quantidade, atualmente aplicável para fontes hidrelétricas,

é realizada seguindo o perfil da carga das compradoras conforme consolidado pelo sistema de

informações de mercado para o planejamento do setor elétrico (SIMPLES), admitindo-se uma

variação de até 15% em relação ao valor contratado.

Observa-se ainda que, no processo de contratação de hidrelétricas na modalidade por quantidade,

não são comparados os perfis de sazonalidade de entrega ou de geração dos agentes vendedores

participantes do certame. O requisito de entrega é o mesmo para todos os concorrentes, sagra-se

vencedor quem oferecer o menor preço de venda de energia para atendimento ao um mesmo

requisito de sazonalidade e modulação. Seu risco de atendimento ao contrato, considerando o

1 Ou alocação de créditos de energia através do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), para usinas hidrelétricas que dele participam. No restante do documento, subentende-se este fato quanto se menciona produção efetiva neste contexto. 2 Sob o formato historicamente utilizado em contratos de quantidade em leilões de energia nova, os riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre os submercados da entrega e do consumo são assumidos pelo comprador, uma vez que o ponto de entrega é no centro de gravidade do submercado onde esteja localizado o empreendimento de geração.

12 EPE-DEE-RE-042/2018

12

despacho centralizado e a alocação de garantia física para fins de MRE, é previsto em sua

necessidade de receita para a quantidade de energia ofertada.

13 EPE-DEE-RE-042/2018

13

5. Avaliações do Impacto da alteração da modalidade contratual para Empreendimentos Eólicos

Foram utilizadas três metodologias para avaliar os impactos da alteração de modalidade contratual

para a fonte eólica, passando de contratos por disponibilidade com contabilização anual para

contratação por quantidade.

Primeiramente, estima-se o lucro mensal e a taxa interna de retorno (TIR) dos agentes para

20 anos de contrato a partir de dados simulados de expectativa de geração para diferentes regiões,

cenários de CMO e percentuais de contratação. Considera-se nessa análise apenas a sazonalização

flat, visando manter os contratos por disponibilidade e quantidade em patamar de comparação;

Em seguida, utilizando premissas semelhantes, analisa-se a variação potencial do preço de

oferta considerando elementos financeiros compatíveis com a metodologia utilizada para indicação

dos valores de preço-teto para leilões do ambiente regulado;

Finalmente, diante da regulamentação proposta pela Audiência Pública ANEEL n° 21/2018,

avaliam-se os impactos de diferentes possibilidades de sazonalização de contrato do ponto de vista

do agente vendedor (gerador) e do comprador (distribuidora).

As seções 5.1, 5.2 e 5.3 apresentam as metodologias supracitadas e os resultados de sua aplicação.

5.1. Análise 1: Taxa Interna de Retorno (TIR) e Lucro Mensal

Quando se trata de comparar distintos projetos, é comum avaliar a expectativa de fluxo de caixa

simplificado que pode ser obtido para o período de contrato em relação ao montante previsto de

investimento. Para isso, uma das análises mais utilizadas é a comparação da Taxa Interna de Retorno

do projeto. Para as análises da TIR do projeto desta seção, considera-se o investimento com 100%

de capital próprio (ou seja, não se captura a dinâmica de financiamento por terceiros) e, por

simplificação, desembolsado em sua totalidade no momento anterior ao início da geração. Nesta

análise, o preço do contrato não foi calculado, tendo-se simplesmente arbitrado um valor como dado

de entrada.

Dessa forma, apresenta-se a análise da TIR encontrada para diversos cenários de geração, níveis

de contrato e PLD, considerando as modalidades de contratação por disponibilidade, com

contabilização anual, e quantidade.

5.1.1. Eólicas

5.1.1.a. Dados

Foram utilizados três grupos de dados: geração de energia, energia contratada e mercado.

14 EPE-DEE-RE-042/2018

14

Geração de energia

Os dados de geração eólica foram obtidos através da simulação de produção de energia para um

parque na Bahia, um no Rio Grande do Norte e outro no Rio Grande do Sul. Estes estados foram

selecionados pela representatividade nos leilões de energia e pelo perfil de geração diversificado.

A partir de dados anemométricos de torres da base AMA3 das regiões analisadas, foram simulados

4 anos de geração eólica considerando curvas de potência de aerogeradores adequados e

implementados pelos empreendimentos mais recentes de cada região, conforme Tabela 1.

Tabela 1 – Aerogeradores utilizados

Estado Diâmetro do rotor (m) Potência nominal (kW)

Bahia 125 3000

Rio Grande Do Norte 114 2000

Rio Grande Do Sul 116 3000

A partir dessa simulação, utilizou-se o MERRA2 (Gelaro et al., 2017), base de dados de velocidade

de ventos da NASA, para efetuar a extensão dos 4 anos para 36 anos, em base mensal, através de

regressões multilineares. Os resultados são qualificados pela tabela a seguir.

Tabela 2 – Resumo da validação das extensões das séries para longo prazo

Validação Bahia Rio Grande do Norte Rio Grande do Sul

Correlação mensal 0,98 0,96 0,89

Erro médio quadrático

normalizado 5,4% 6,8% 7,9%

A partir dos 36 anos de geração foram combinados 17 cenários de 20 anos consecutivos.

Energia Contratada

Considera-se como limite máximo para contratação, o valor de energia anual com probabilidade de

ocorrência igual ou maior a cinquenta por cento (P50). Os valores estimados de P50 relativos às

séries de geração de energia de 36 anos foram de 154.327 MWh para a Bahia, 173.069 MWh para

o Rio Grande do Norte e 104.526 MWh para o Rio Grande do Sul. Decidiu-se utilizar o P50 como

limite de contratação ao invés do P90, que é atualmente utilizado nos cálculos de garantia física de

energia (GF), dado que no longo prazo espera-se que a geração deve tender ao P50. Para além

disso, a análise aqui apresentada se aplica a empreendimentos eólicos independente de sua

referência para fins de cálculo de GF.

3 O sistema de Acompanhamento de Medições Anemométricas (AMA). As medições são realizadas em estações anemométricas instaladas nos parques eólicos vencedores de leilões de energia, conforme determinação expressa nos contratos firmados com esses parques, e seguem normas e procedimentos internacionais destinados a garantir a qualidade das medições.

15 EPE-DEE-RE-042/2018

15

Mercado

Os dados de mercado utilizados no estudo foram custos de investimento, O&M (custos fixos de

operação e manutenção), preço da energia contratada e PLD.

Para definição dos custos típicos da fonte tomou-se como referência o banco de dados da EPE,

formado especialmente pelas informações dos leilões de energia, bem como o PDE 2026 (EPE,

2017). Dessa forma, foram definidos os seguintes valores:

Tabela 3 – Dados de mercado utilizados nas simulações

Custos Típicos Valor

Investimento 5.300,00 R$/kW

O&M 100,00 R$/kW.Ano

Preço de Contrato 150,00 R$/MWh

Para elaboração dos cenários de PLD utilizam-se as matrizes de custo marginal da operação (CMO)

mensal dos subsistemas nordeste e sul, resultantes de duas simulações de PDE do NEWAVE™ com

horizonte de 15 anos.

O primeiro par de matrizes resulta da simulação do cenário de referência do PDE 2026, com início

em maio de 2016, cronograma do DMSE de setembro de 2016 e níveis de armazenamento de maio

de 2016.

O segundo par de matrizes resulta da simulação de um caso alternativo, com a base no caso do PDE

2026, porém com início da simulação em janeiro de 2018, níveis de armazenamento de janeiro de

2018, considerando a UTE Novo Tempo em 2021, retirando a oferta indicativa de 2020, substituindo

as ofertas indicativas de 2021 e 2023 pelos resultados dos leilões A-4 e A-6 de 2017, incluindo

atualização da projeção de carga e considerando restrições conjunturais de vazão mínima na bacia

do rio São Francisco. Devido às atualizações e restrições características desse caso, essa matriz

possibilita valores de CMO mensal mais elevados que os obtidos pelo cenário de referência do PDE

2026.

Para estender as matrizes de CMO obtidas ao período de 20 anos, aplica-se a média móvel entre os

valores de CMO dos três últimos anos para o mês e cenário hidrológico em questão. Dessa forma,

obtêm-se dois conjuntos de matrizes de CMO para um período de 20 anos (240 meses) e 2000

cenários hidrológicos.

A transformação dos valores de CMO mensal em PLD mensal foi feita substituindo os valores de

CMO inferiores ao mínimo definido de PLD pelo PLD mínimo e os valores maiores que o máximo

16 EPE-DEE-RE-042/2018

16

definido de PLD pelo PLD máximo. Para essa referência foram utilizados os valores de teto e piso de

PLD oficiais de 2018 (ANEEL, 2017).

Tabela 4 - Resumo das matrizes de PLD utilizadas nas simulações

Resumo PLD Valor

PLD Máximo 505,18 R$/MWh

PLD Mínimo 40,16 R$/MWh

PLD Sul Médio de 2000 Cenários

Caso PDE 2026

113,90 R$/MWh


Caso PDE Alternativo

186,03 R$/MWh

PLD NE Médio de 2000 Cenários

Caso PDE 2026

111,99 R$/MWh


Caso PDE Alternativo

183,04 R$/MWh

5.1.1.b. Metodologia

Para definição da energia contratada mensal foi considerado um cenário com sazonalidade flat, onde

a energia contratada é a mesma para todos os meses (valor constante em MWmed), com o limite

de contratação fixado em função do P50 da geração anual, definidos por região, conforme indicado

na seção anterior.

Como o empreendedor pode optar por não vender a totalidade disponível para contrato, avalia-se

também as estratégias de contratação e exposição aos riscos do mercado de curto prazo, simulando

os cenários com diferentes níveis de contratação, tendo sido assumidos valores de energia

contratada mensal de 100%, 80% e 65% (percentual médio de contratação em relação à garantia

física no leilão A6/2017) em relação ao seu limite máximo4. Dessa forma, para cada região com perfil

de geração simulado, foram elaborados 3 cenários de contratação, com 100%, 80% e 65% da

expectativa de geração de energia.

Para cada região e cada um dos 3 níveis de energia contratada, simula-se a contabilização da energia

por disponibilidade e por quantidade, avaliando-se do ponto de vista do vendedor. Em cada

contabilização são utilizados 17 cenários de geração eólica e 2.000 cenários de preços de PLD,

obtendo-se 34.000 contabilizações de contratos de 20 anos.

4 Como atualmente existem CCEARs de empreendimentos eólicos com garantia física com referência no P50 e no P90,

entende-se que a variação da energia contratada em relação ao P50 da geração anual simula também os diferentes limites máximos de contratação vigentes, além de apresentar seus respectivos impactos na rentabilidade.

17 EPE-DEE-RE-042/2018

17

Esse procedimento foi realizado para os dois conjuntos de matrizes de PLD de acordo com o

submercado dos três parques em questão. De forma simplificada, as contabilizações são definidas

conforme a formulação exposta na tabela seguinte. Para a contabilização na contratação por

quantidade, considera-se a receita mensal (produto do preço contratado pela quantidade mensal

contratada), a remuneração ou despesa referente à exposição energética mensal e a despesa de

operação e manutenção (O&M). Enquanto, para a contabilização na contratação por disponibilidade,

considera-se apenas a receita fixa mensal e as despesas de O&M, exceto para todos os meses de

janeiro a partir do segundo ano de contrato, quando é feito o ressarcimento ou recebimento da

exposição energética do ano anterior valorada ao PLD médio também do ano anterior, dado que na

contabilização mensal o comprador foi responsável pela liquidação das diferenças energéticas.

Tabela 5 – Contabilização dos tipos de contrato

Para quantificar o impacto da variabilidade anual característica da fonte em relação às matrizes de

PLD, para cada cenário contabilizado são elaboradas também as distribuições dos lucros mensais

obtidos e a distribuição de todos os lucros trimestrais contabilizados em todos os cenários. Dessa

forma é possível avaliar os rendimentos intermediários do período de contrato além da rentabilidade

geral das modalidades de contratação. Por simplificação, as análises apresentadas nesse documento

foram realizadas em base mensal, sem considerar a contabilização por semana, patamar ou hora.

Registra-se que, nesse estudo, chamamos de lucro mensal os resultados das contabilizações mensais

sejam eles positivos ou negativos (prejuízos). Enquanto lucro trimestral são os lucros mensais

acumulados de três meses consecutivos dos cenários analisados.

5.1.1.c. Resultados

Após todas as simulações, foram construídas curvas onde todas as 34.000 possibilidades de TIR por

projeto são apresentadas comparando as referidas contabilizações mensais (por quantidade) e

anuais (por disponibilidade) dos contratos. Como o empreendedor pode optar por não vender a

totalidade do seu limite de contratação, são avaliadas 3 opções de venda, 100% (Figura 1), 80%

(Figura 2) e 65% (Figura 3) do P50. Nesses três primeiros casos os cenários de PLD utilizados foram

Contrato Fórmula

Quantidade 𝐶𝑞𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 = 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 × 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 + (𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎)

× 𝑃𝐿𝐷𝑚ê𝑠 − 𝑂&𝑀

Disponibilidade para

janeiro

𝐶𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 = 𝐸𝑐ontratada × 𝑃𝑐ontrato

+ ((𝐸𝑔_𝐴𝑛𝑜𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 − 𝐸𝑐𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙) × 𝑃𝐿𝐷𝑀é𝑑𝑖𝑜𝐴𝑛𝑜𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟)

− 𝑂&𝑀

Disponibilidade para

outros meses

𝐶𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 = 𝐸𝑐ontratada × 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 − 𝑂&𝑀

18 EPE-DEE-RE-042/2018

18

obtidos a partir do conjunto de matrizes de CMO dos subsistemas dos parques em análise, tendo

como base o cenário de referência do PDE 2026.

Figura 1 - Curva de TIR acumulada para contratação de 100% do P50 com projeções de PLD do PDE 2026 para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos



19 EPE-DEE-RE-042/2018

19

Para ambas as modalidades de contrato, a dispersão da TIR ao longo dos cenários aumenta

conforme a quantidade contratada diminui. Uma maior dispersão significa um maior risco do

empreendedor. Contudo, pode-se observar na parte direita das curvas que, em alguns cenários, é

possível obter uma maior remuneração quando nem todo o P50 é comprometido no contrato.

Independente da escolha do empreendedor quanto à parcela de sua geração com a qual se

compromete no contrato observa-se que, consideradas as premissas do estudo, para todos os

estados e para todas as quantidades contratadas o contrato por quantidade com obrigação mensal

flat se mostra mais vantajoso para o empreendedor que o contrato por disponibilidade com

liquidação anual.

A partir da comparação das três figuras e tendo como referência de comparação os menores valores

de TIR e a TIR média de cada projeto, neste cenário de PLD, a opção do empreendimento estar

totalmente contratado se apresenta como de retorno mais seguro. Ressalta-se, entretanto, que isso

é um reflexo de um PLD médio, próximo a 115,00 R$/MWh, inferior ao preço de contrato, aqui

considerado como um dado de entrada no valor de 150,00 R$/MWh.

Pode-se observar em todas as figuras que o Rio Grande do Norte possui sempre maior TIR, seguido

da Bahia e do Rio Grande do Sul. Tal resultado é função, principalmente, do recurso eólico de cada

estado e da turbina escolhida. Contudo, apesar dos valores serem representativos das regiões, isso

não restringe a existência de projetos (e recursos) com TIR diferentes das apresentadas.

Considerando tais ressalvas, e os valores e premissas aqui apresentados, há uma tendência de TIR

mais atraentes no nordeste do país, fato que também pode ser observado pelos resultados dos

últimos leilões.

Tendo em conta a possibilidade de valores de PLD mais elevados que os obtidos tomando-se como

referência o PDE 2026, foram avaliadas as mesmas três opções de venda de energia (100%, 80%

e 65% do P50), com cenários de PLD obtidos a partir de uma matriz alternativa de CMO, derivado

do cenário de referência do PDE 2026 (conforme descrito na seção de dados), mas que apresenta

como média um valor aproximado de 185,00 R$/MWh. A Figura 4, a Figura 5 e a Figura 6 mostram

as curvas de TIR para tal avaliação.

20 EPE-DEE-RE-042/2018

20

Assim, como nos casos utilizando o PLD obtidos a partir do cenário de referência do PDE 2026, a

dispersão da TIR aumenta conforme a quantidade contratada diminui. Observa-se também que para

Figura 4 - Curva de TIR acumulada para contratação de 100% do P50 com projeções de PLD atualizadas para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos



21 EPE-DEE-RE-042/2018

21

todos os casos avaliados, o contrato por quantidade continua a se mostrar mais vantajoso para o

empreendedor quando comparado ao contrato por disponibilidade com contabilização anual.

Nos casos simulados com PLD obtidos a partir da matriz alternativa de CMO, com valores mais

elevados em média que os obtidos a partir do cenário de referência do PDE 2026, nota-se, com a

exceção para a contratação de 100% do P50 no Rio Grande do Norte na modalidade disponibilidade,

uma maior taxa interna de retorno. Isso pode ser explicado pela sazonalidade do recurso eólico,

praticamente complementar em termos de energia mensal às hidrelétricas, que respondem pela

maior parte da geração total do SIN em todo o horizonte de análise. Portanto, devido ao

acionamento de térmicas no período seco, se observa uma tendência de que os excedentes de

produção da planta eólica em relação à obrigação contratual (sazonalização flat) ocorra quando os

valores de PLD são mais elevados, inclusive com liquidações a valores superiores ao preço do

contrato.

Na simulação do contrato de quantidade, atenção deve ser dispensada à variação dos influxos

monetários mensais dos empreendedores. Sob os contratos de disponibilidade, os empreendedores

recebem um valor fixo mensal das distribuidoras e a contabilização das diferenças de geração ocorre

no início do ano posterior considerando o PLD médio do período associado à geração. Na simulação

do contrato de quantidade feita nesse estudo, há uma liquidação mensal, com os influxos monetários

afetados pelas exposições positivas ou negativas valoradas ao PLD médio do mês em questão.

A Figura 7 ilustra algumas possibilidades de variação de influxos monetários mensais (chamados de

lucro nos gráficos e parágrafos seguintes em prol da concisão, embora não representem lucro no

sentido contábil) para o projeto no Rio Grande do Norte. Este projeto foi escolhido para ilustrar o

problema por ser, dos casos avaliados, o que possui maior variação mensal de receita, considerando

contratação por quantidade.

Figura 7 – Variação do lucro mensal para projeto no Rio Grande do Norte para 3 percentuais de contratação do P50 com contrato por quantidade mensal no cenário de PLD da matriz de CMO

alternativa

22 EPE-DEE-RE-042/2018

22

A Figura 7 mostra o mínimo, primeiro quartil, mediana, terceiro quartil e máximo de lucro para cada

mês em cada cenário de contratação do projeto no Rio Grande do Norte, com o cenário de PLD

obtido a partir da matriz alternativa de CMO e contrato por quantidade. Pelos gráficos pode-se

observar a variação do lucro mensal e a pequena possibilidade de ocorrência de prejuízos, alertando

para a necessidade de precauções para lidar com possíveis exposições financeiras.

Para reforçar a existência do risco de possíveis períodos de prejuízo, foi efetuada uma análise dos

prováveis lucros ou balanços trimestrais dentro dos 34.000 cenários avaliados para o projeto no Rio

Grande do Norte, considerando o mesmo cenário de PLD obtido a partir da matriz alternativa de

CMO (Figura 8). Esta análise foi uma forma simplificada de avaliar uma possível exposição financeira

continuada, que poderia agregar maior risco à sobrevivência do projeto.

Mais uma vez, o projeto do Rio Grande Norte foi selecionado para ser exibido, agora na análise de

lucro trimestral, por ser o projeto que apresentou maior variação de retorno. Nas curvas indicadas

na Figura 8 pode-se observar a possibilidade de trimestres com elevado prejuízo. Contudo com

probabilidade de ocorrência bastante inferior a 1% (corte da linha vermelha) de todos os lucros ou

balanços trimestrais simulados.

Além da baixa ocorrência, pode-se observar ainda na Figura 8, nos cenários de menor percentual

de contratação, que os trimestres com maior prejuízo podem ser consideravelmente minimizados

com uma venda parcial do limite de contratação, aqui representado pelo P50.

5.1.2. Conclusões da Análise 1

A partir das análises realizadas nesta seção, que avalia exclusivamente a TIR do projeto para um

preço de contrato arbitrado como variável de entrada, e não simula a dinâmica de financiamento do

projeto, observa-se que, em ambos os conjuntos de cenários de PLD avaliados, um a partir do PDE

2026 e outro com valores mais elevados obtido a partir de um caso derivado do PDE 2026, e nos

Figura 8 – Curvas de lucro trimestral para projeto no Rio Grande do Norte para 3 percentuais de contratação do P50 com contrato por quantidade mensal no cenário de PLD do PDE atualizado

23 EPE-DEE-RE-042/2018

23

três níveis de contratação considerados, para a fonte eólica o contrato por quantidade se mostra

financeiramente mais vantajoso quando comparado ao contrato por disponibilidade com liquidação

anual.

Considerando que, atualmente, os vendedores recebem um valor fixo mensal das distribuidoras e a

contabilização das diferenças de geração acontece no início do ano posterior, considerando o PLD

médio do período5, e que em contratos por quantidade com liquidação mensal as exposições,

positivas ou negativas, são valoradas ao PLD médio do mês em questão, ressalta-se uma natural

preocupação com o impacto da alteração da modalidade contratual na variação mensal do fluxo de

caixa dos vendedores.

Contudo, essa possibilidade de variação mensal do fluxo de caixa dos vendedores (risco) já existia

para os primeiros meses do ano na contratação por disponibilidade. Dessa forma, é importante

observar que os agentes vendedores não eram isentos ao risco de entrega da geração anual na

contratação por disponibilidade. Não se trata, portanto, de uma migração de modalidade sem

nenhum risco (disponibilidade) para uma modalidade com risco (quantidade). Na verdade, a

mudança de modalidade aumenta o risco de entrega, tornando-o mensal, ao mesmo tempo que

oferece ao agente vendedor a possibilidade de liquidações positivas de sua energia no MCP.

5.2. Análise 2: Impacto na estimativa da Tarifa de Equilíbrio

Esta análise tem por objetivo estimar o impacto da alteração de modalidade contratual na Tarifa de

Equilíbrio – TEQ da energia eólica – EOL.

A TEQ corresponde à tarifa que, em termos reais e com moeda constante, ao compor a receita de

venda de energia elétrica de uma planta de geração ao longo do horizonte de análise, iguala o valor

presente do investimento ao valor presente do fluxo do resultado líquido do empreendimento.

A metodologia utilizada para a estimativa da TEQ é, em alguns aspectos, similar àquela utilizada

pela EPE para a determinação do preço-teto para leilões de energia. Trata-se de uma análise

econômico-financeira, com base em simulação de fluxo de caixa descontado para diversos cenários,

considerando premissas como: custos de investimento e de O&M, fator de capacidade de referência

para cada fonte, prazo contratual, condições de financiamento incluindo índice de cobertura do

serviço da dívida - ICSD, custos de capital próprio e de terceiros, bem como encargos e impostos

aplicáveis.

5 Para empreendimentos eólicos contratados no ambiente de contratação regulada (ACR) antes de 2017, a contabilização é quadrienal, considerando o PLD médio dos quatro anos anteriores.

24 EPE-DEE-RE-042/2018

24

Cabe aqui destacar que esta análise também pode ser interpretada como a visão do empreendedor

que busca um determinado retorno do seu investimento, considerando o montante próprio de

investimento e o seu custo de capital próprio. Um aspecto importante desta análise, que a diferencia

daquela apresentada na seção anterior, é a simulação detalhada da dinâmica de contratação e

amortização de financiamento por parte do empreendedor.

Como veremos a seguir nesta seção, a adoção da modalidade quantidade pode impactar tanto a

parcela das despesas de capital que o financiador aceita conceder ao desenvolvedor do projeto como

os custos de capital de terceiros. Um dos objetivos principais desta análise é indicar que os impactos

sobre a estrutura de capital e sobre os custos da dívida podem resultar em incremento das ofertas

de preço nos leilões.

Veremos que os resultados da análise econômica da seção anterior, que desconsidera impactos

sobre a dinâmica de financiamento do projeto, apontam para perspectivas de redução de preços em

leilão para plantas com produção correlacionada positivamente com valores de PLD devido aos

projetos perceberem, ao longo do horizonte de liquidação, benefícios esperados da liquidação ao

PLD de excedentes e déficits de produção em relação à obrigação contratual constante. No entanto,

o fato de que financiadores podem aumentar os custos de financiamento no momento de migração

da modalidade contratual e reduzir a parcela máxima de dívida na estrutura de capital do projeto

para obterem os valores desejados de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (ICSD), para os

quais os valores mínimos mensais são relevantes, pode levar a incremento dos preços nominais de

energia ofertados em leilões.

Por simplificação e celeridade na obtenção do resultado, nesta seção foram realizadas três análises

distintas:

(i) Análise de migração de modalidade contratual por disponibilidade, com liquidação anual,

para modalidade quantidade feita sem considerar alterações na estrutura de capital ou custo da

dívida;

(ii) Análise da distribuição de TEQ e ICSD para contrato de quantidade considerando outros

cenários de geração e PLD; e

(iii) Sensibilidades de TEQ e ICSD, considerando distintos cenários de estrutura de capital (nível

de alavancagem) e custo da dívida.

25 EPE-DEE-RE-042/2018

25

5.2.1. Eólicas

5.2.1.a. Dados

Os dados utilizados são similares àqueles apresentados no item 5.1, considerando apenas o parque

na região da Bahia, mencionada anteriormente. Quanto ao PLD, foram avaliados 21 cenários,

retirados do conjunto apresentado no item 5.1, equidistantes em relação ao valor médio de CMO de

cada cenário.

Um resumo dos dados da usina eólica de referência utilizados nesta simulação são apresentados na

tabela abaixo:

Tabela 6 - Parâmetros para análise de TEQ e ICSD

Parâmetros principais Unidade Valores

1 Características Gerais

Potência instalada MW 30,0

Distribuição estatística do Fator de Capacidade médio anual da

geração (FC)

- Garantia Física - valor médio (P50) MWmed 16,5

Fator de perdas na rede básica % 2,5

Contratação MWmed 16,5

2 Investimento

Investimento total R$/kW 5.300

3 Despesas operacionais

O&M fixo R$/kW.ano 94

TUST/TUSD R$/kW.mês 3,50

4 Parâmetros financeiros

Prazo contratual anos 20

Período dos fluxos de caixa anos 20

Custo de Capital Próprio % aa 13,0

Depreciação anos 20

5 Financiamento

Total Financiado % Inv. total 65

a) Parcela Financiada 1 (ex: BNDES) % Inv. total 50,0

Taxa BNDES / prazo amortização (SAC) % a.a./ anos 5,0%/ 16

b) Parcela Financiada 2 (ex: Mercado) % Inv. total 15,0

Taxa Outros / prazo amortização (SAC) % a.a./ anos 9,0%/ 10

Além dos referidos dados, cabe destacar que, nos cálculos, diante do limite de faturamento anual

do empreendimento, foi utilizado o regime de tributação baseada no Lucro Presumido (e os

respectivos valores de PIS/COFINS, IR e CSLL), além de outras premissas como: enquadramento no

REIDI, Seguro Operacional, Fiança Bancária e Taxa de Fiscalização da ANEEL.

5.2.1.b. Resultados

(i) Análise de migração de modalidade disponibilidade para modalidade quantidade

feita sem considerar alterações na estrutura de capital ou custo da dívida

26 EPE-DEE-RE-042/2018

26

Esta análise foi feita considerando apenas um cenário de geração, que consiste de uma série de

geração mensal de energia do parque para todo o horizonte do contrato. Foram utilizados, no

entanto, 21 cenários de variação do PLD, que consistem de série de valores médios mensais para

todo o horizonte do contrato. Nas tabelas de resultados desta seção, PLDmed refere-se à média dos

valores mensais de PLD ao longo do horizonte do contrato. Apenas para fins de comparação, o

cenário “FLAT” refere-se a um cenário fictício de geração de energia mensal constante em todos os

meses, desconsiderando variações intranuais e os efeitos da sazonalidade da geração.

Considerando as premissas mencionadas na tabela anterior, a migração do contrato de

disponibilidade com contabilização anual para quantidade com contabilização mensal leva a uma

redução da TEQ (indicando possibilidade de redução do preço nominal no leilão) e não acarreta, na

maioria dos casos, redução significativa do ICSD, conforme se pode notar na tabela abaixo. Cabe

ressaltar que, em todos os casos, determina-se a TEQ que resulta em Taxa Interna de Retorno -

TIR real de 13%/ano para o investidor (conforme apontado na tabela de premissas – Custo de

Capital Próprio).

Tabela 7 - Resultados de simulação de impacto de migração na TEQ e ICSD

A partir dos resultados, elabora-se um gráfico de distribuição acumulada, considerando os resultados

de TEQ e de ICSD mostrados acima.

Cenário PLDmed TEQ ICSD TEQ ICSD

FLAT FLAT 164,5 1,34 165,4 1,29

1 88,9 158,28 1,31 164,5 1,36

2 125,0 156,97 1,29 163,9 1,35

3 132,7 156,06 1,29 162,8 1,34

4 142,0 159,65 1,31 165,0 1,37

5 146,9 155,92 1,30 164,0 1,34

6 155,1 157,98 1,31 164,2 1,36

7 156,9 160,39 1,11 163,0 1,27

8 165,4 161,07 1,30 164,8 1,36

9 169,1 161,04 1,28 164,4 1,36

10 173,2 155,18 1,31 161,7 1,30

11 183,3 160,53 1,28 163,9 1,35

12 186,1 160,23 1,35 163,1 1,31

13 193,5 161,63 1,37 165,6 1,35

14 199,8 159,94 1,30 163,2 1,37

15 187,6 154,68 1,19 159,7 1,31

16 212,7 161,79 1,36 165,5 1,35

17 217,3 157,56 1,27 161,5 1,30

18 233,2 161,39 1,35 164,6 1,35

19 245,2 163,84 1,31 164,4 1,32

20 268,2 160,58 1,34 164,2 1,34

21 294,2 155,32 1,29 160,4 1,26

QUANTIDADE

BASE MENSAL

GF e CONT P50

Cenario 1 Geração

DISPONIBILIDADE

BASE ANUAL

GF e CONT P50

Cenario 1 Geração

27 EPE-DEE-RE-042/2018

27

Figura 9 – Dispersão dos valores de TEQ e ICSD para as modalidades quantidade e disponibilidade

O gráfico acima, obtido de simulações em que se mantém inalterada a estrutura de capital e os

custos da dívida, sugere que, com a migração da modalidade contratual de Contrato de

Disponibilidade com contabilização anual para Contrato de Quantidade: (i) o empreendedor poderia

reduzir os preços ofertados em leilão (aproximados pela TEQ) para atingir a mesma remuneração

do capital próprio; e (ii) o percentual de redução viável varia de acordo com os cenários.

No entanto, o gráfico aponta que, caso o empreendedor realizasse a redução dos preços para

simplesmente manter inalterada sua taxa interna de retorno, o mínimo valor de ICSD verificado

durante o período de amortização da dívida (os pontos vermelhos no gráfico acima) apresentaria

redução significativa em diversos dos cenários. Alguns destes valores de ICSD não seriam aceitáveis

para financiadores, e o financiador poderia reduzir o financiamento disponibilizado ao

empreendedor, alterando a estrutura de capital do projeto, e/ou aumentar os custos da dívida. O

financiador poderia recorrer à redução da alavancagem e o aumento dos custos da dívida também

simplesmente como reação conservadora quanto à introdução de uma nova modalidade contratual,

com a qual não está familiarizado. Em qualquer caso, a redução da alavancagem do projeto e/ou

aumento dos custos da dívida implica que o empreendedor deve aumentar o preço ofertado para

ainda reter níveis adequados de remuneração de seu capital.

Resta claro, portanto, que se deve avaliar quantitativamente os efeitos potenciais desta redução da

alavancagem e do aumento dos custos da dívida sobre os preços finais do leilão. Isto é feito ao final

desta seção, logo após verificarmos como a consideração de outros cenários de geração afeta a TEQ

e o ICSD, e quais efeitos em relação às conclusões obtidas até o momento.

28 EPE-DEE-RE-042/2018

28

(ii) Análise da distribuição de TEQ e ICSD para contrato de quantidade considerando

outros cenários de geração e PLD

Aqui, estende-se as análises da seção anterior para outros cenários de geração e de PLD. Nesta

análise, foram utilizados 3 casos de geração, utilizando 2 casos de valores de PLD, apresentados no

item anterior. Nestas análises, ainda se consideram inalteradas as condições de alavancagem e os

custos da dívida para os projetos.

Tabela 8 – Resultados de TEQ e ICSD considerando 3 cenários de geração e 21 cenários de PLD PDE 26

CMO_PDE_MED_NE_seg 100% contratado

Cenário Geração 1 Cenário Geração 2 Cenário Geração 3

CenárioMédia dos

PLDsTEQ ICSD TEQ ICSD TEQ ICSD

1 56,6 161,9 1,32 164,8 1,35 163,4 1,31

2 73,1 155,5 1,29 160,6 1,30 157,1 1,17

3 76,8 159,9 1,30 163,2 1,27 161,4 1,21

4 84,7 161,8 1,32 165,3 1,32 164,1 1,28

5 87,9 160,4 1,30 165,6 1,26 163,7 1,23

6 92,6 159,0 1,29 163,6 1,33 160,3 1,26

7 94,5 160,8 1,31 164,7 1,32 161,8 1,26

8 96,8 161,4 1,32 164,4 1,35 162,7 1,30

9 97,6 159,3 1,29 164,2 1,28 160,5 1,21

10 102,9 159,5 1,32 163,6 1,27 161,2 1,20

11 105,0 155,6 1,29 163,9 1,25 158,7 1,11

12 108,7 156,6 1,27 164,3 1,28 159,1 1,18

13 112,8 159,8 1,30 165,0 1,34 161,9 1,27

14 115,9 161,5 1,31 165,4 1,36 163,5 1,31

15 118,3 161,2 1,27 167,4 1,32 164,7 1,24

16 128,3 161,3 1,31 166,9 1,34 163,5 1,26

17 135,6 159,3 1,29 162,5 1,33 160,5 1,28

18 143,3 156,6 1,32 161,3 1,30 158,6 1,17

19 156,1 160,3 1,34 164,9 1,34 161,5 1,28

20 173,3 161,0 1,27 166,3 1,35 164,7 1,30

21 223,6 163,3 1,33 166,7 1,35 165,3 1,32

29 EPE-DEE-RE-042/2018

29

Tabela 9 – Resultados de TEQ e ICSD considerando 3 cenários de geração e 21 cenários de PLD Alternativo

Considerando o resultado mostrado acima, construiu-se a curva abaixo, onde em 78% dos casos o

preço é menor no contrato de quantidade do que no contrato de disponibilidade.

Figura 10 – Distribuição de probabilidade da variação entre o preço ofertado na modalidade quantidade e

na modalidade disponibilidade

Entretanto, cabe destacar que o item em amarelo da tabela anterior, aponta para uma necessidade

de aumento da participação de capital próprio (mantendo outras premissas inalteradas), por atingir

um valor de ICSD bastante inferior (1,09) ao ICSD de referência (1,3).

Estes resultados corroboram as conclusões anteriores, de que valores de ICSD não admissíveis

podem ser obtidos, levando os financiadores a redução da alavancagem e ao aumento dos custos

CMO_MED_NE_seg 100% contratado

Cenário Geração 1 Cenário Geração 2 Cenário Geração 3

CenárioMédia dos

PLDsTEQ ICSD TEQ ICSD TEQ ICSD

1 85,7 158,3 1,31 161,1 1,32 159,3 1,27

2 122,4 157,0 1,29 162,0 1,23 158,6 1,20

3 130,9 156,1 1,29 163,7 1,26 160,6 1,19

4 139,7 159,6 1,31 164,7 1,35 162,9 1,30

5 145,1 155,9 1,30 162,0 1,33 158,1 1,26

6 153,1 158,0 1,31 163,0 1,33 161,3 1,29

7 155,6 160,4 1,11 167,0 1,20 164,3 1,20

8 163,6 161,1 1,30 167,0 1,20 164,4 1,32

9 167,7 161,0 1,28 166,1 1,37 161,9 1,27

10 172,2 155,2 1,31 166,9 1,35 161,0 1,23

11 181,4 160,5 1,28 165,7 1,37 165,1 1,29

12 184,7 160,2 1,35 165,3 1,31 165,0 1,29

13 192,1 161,6 1,37 165,3 1,11 164,3 1,27

14 198,5 159,9 1,30 167,0 1,12 164,5 1,21

15 186,8 154,7 1,19 168,5 1,32 162,8 1,14

16 211,5 161,8 1,36 166,6 1,06 164,0 1,22

17 216,9 157,6 1,27 172,5 1,09 164,8 1,19

18 231,9 161,4 1,35 168,2 1,31 164,3 1,29

19 244,5 163,8 1,31 170,6 1,32 165,2 1,31

20 267,5 160,6 1,34 170,2 1,46 165,9 1,36

21 297,9 155,3 1,29 173,0 1,17 163,8 1,12

30 EPE-DEE-RE-042/2018

30

de dívida do projeto, o que por sua vez evocaria aumento dos preços ofertados pelos

empreendedores para manter níveis adequados de remuneração do capital próprio.

(iii) Sensibilidades de TEQ e ICSD, considerando distintos cenários de estrutura de

capital (nível de alavancagem) e custo da dívida

Neste item são apresentadas sensibilidades dos valores de TEQ e ICSD, especialmente no que se

refere aos distintos níveis de alavancagem ou financiamento do projeto, bem como diferentes

valores de taxas de financiamento ou a consideração de um maior spread de risco.

A opção pela contratação dos empreendimentos na modalidade quantidade, onde o risco de

produção e de preços de mercado de curto prazo está alocado ao gerador, pode levar a uma maior

percepção de risco das instituições financeiras, acarretando em condições mais restritivas de

financiamento. Entendendo-se por consequências das condições mais restritivas eventuais

alterações nas regras de obtenção de crédito de terceiros, nos quais podem ser citados:

- Adoção de expectativas de geração mais conservadoras (exemplo: em um projeto de eólica, reduzir

a expectativa de geração de P90, de longo prazo, para uma geração P95, de curto prazo);

- Aumento do índice mínimo do ICSD (exemplo: nos projetos participantes de leilões de energia

elétrica, aumentar de um ICSD mínimo de 1,3 para um ICSD mínimo de 2,0);

- Aumento do spread de risco ou da remuneração da instituição financeira;

- Adoção/aumento no valor das garantias financeiras nas operações de crédito; e

- Considerações extremas de preços de PLD, para liquidação dos excedentes ou déficits (ocorrência

do conceito de tempestade perfeita).

Considerando o exposto acima, avaliou-se distintos cenários, considerando as seguintes variáveis:

(i) participação de capital próprio; (ii) participação de capital de terceiros – BNDES; (iii) participação

de capital de terceiros – Mercado; e (iv) taxa de financiamento do capital de terceiros – BNDES. O

gráfico seguinte resume algumas análises realizadas neste estudo.

31 EPE-DEE-RE-042/2018

31

Figura 11 – Sensibilidades nos resultados de TEQ

Figura 12 – Sensibilidades nos resultados de ICSD

As figuras anteriores indicam que, dependendo da reação das instituições financeiras à mudança da

modalidade de Contrato de Disponibilidade com liquidação anual para Contrato de Quantidade, o

efeito final sobre os preços de energia nominais ofertados no leilão pode ser de aumentos de preços

de ofertas em leilões (aqui aproximados pelo aumento da TEQ) de até 10%, considerando o universo

dos cenários simulados, em uma situação em que participação de dívida na estrutura de capital

diminui para atender a requisitos de ICSD mais restritivos e em que há aumento dos custos da

150,00

155,00

160,00

165,00

170,00

175,00

180,00

185,00

TEQ%Cap Prop 35%% BNDES 50%

% Mercado 15%Tx BNDES 5%

Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%

TEQ (R$/MWh)

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

2,40

ICSD%Cap Prop 35%% BNDES 50%


Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%



Tx Mercado 9%

ICSD

32 EPE-DEE-RE-042/2018

32

dívida. Cabe ressaltar que os valores de ICSD/alavancagem e de custo de dívida a serem de fato

adotados por financiadores podem ser ainda mais restritivos que as estimativas utilizadas nas

análises deste documento, o que poderia levar a aumentos mais significativos de preços ofertados

em leilões.

Destaca-se que os resultados reportados no parágrafo anterior se referem aos preços de energia

ofertados no leilão e um aumento destes preços por determinada percentagem não significa que

consumidores finais perceberiam um aumento de custo pela mesma percentagem. Primeiro, porque

parcela significativa dos riscos de quantidade e preço estão alocados ao consumidor sob o Contrato

de Disponibilidade e, portanto, a realocação destes riscos ao vendedor com a migração ao Contrato

de Quantidade pode, inclusive, significar uma redução dos custos do consumidor sob uma métrica

de risco ainda que o valor de preços ofertados no leilão aumente. Segundo, porque a alocação de

riscos ao vendedor pode levar a melhoras na expansão do sistema no longo prazo, na medida em

que: (i) tem potencial de evocar a revelação de preços e aprimorar a seleção de projetos para a

expansão do sistema; e (ii) tem potencial de evocar inovações tecnológicas e comerciais de agentes

para gerir os riscos e, indiretamente, auxiliar na gestão de riscos sistêmicos.

5.3. Análise 3: Impactos de diferentes sazonalidades de contrato dos pontos de

vista do agente vendedor (gerador) e do agente comprador (distribuidora)

Tendo como base a minuta do edital do leilão n° 03/2018-ANEEL (A-6/2018), seus respectivos

anexos e Nota Técnica SEL/ANEEL n° 15/2018, disponibilizados por ocasião da Audiência Pública

ANEEL n° 21/2018, a Agência propõe que a contratação de energia nova oriunda de

empreendimentos eólicos pela modalidade quantidade considere sazonalidade declarada no

momento do contrato pelo agente vendedor (gerador) e modulação conforme o perfil de geração

verificada (ex-post).

Nesse sentido, e diante da transição do PLD por semana e patamar para a base horária, com previsão

de início de vigência em 2020, entende-se que a adoção do contrato por quantidade com modulação

conforme a carga para empreendimentos eólicos poderia representar um risco elevado e de difícil

avaliação neste momento. Dessa forma, apesar de se entender necessária uma reavaliação futura,

a EPE não tem objeções para a adoção da proposta no Leilão A-6/2018, motivo pelo qual o tema

não é objeto deste documento.

Por outro lado, em relação à sazonalização conforme declaração do gerador no momento de

assinatura do contrato, entende-se que as possibilidades de impacto devem ser avaliadas com

cautela, visto que agora os resultados da liquidação de diferenças mensais de energia serão de

responsabilidade do gerador e, em tese, não deveriam elevar os riscos financeiros dos consumidores.

33 EPE-DEE-RE-042/2018

33

Dessa forma, tanto no ponto de vista do vendedor, como no ponto de vista do comprador, sugerimos

reflexões para a avaliação dos efeitos colaterais de distintas formas de sazonalidade contratual,

incluindo a apresentada na proposta colocada em audiência. Para tal análise, utilizam-se dados e

metodologia similares aos utilizados na seção 5.1.

5.3.1.a. Dados

Nessa análise também foram utilizados cinco tipos de dados: geração de energia, energia

contratada, requisito mensal do comprador (distribuidora), mercado e possibilidades de sazonalidade

de contrato.

Geração de Energia e Energia Contratada

Os cenários de geração eólica utilizados foram os mesmos da seção 5.1.1.a, para um parque na

Bahia, um no Rio Grande do Norte e outro no Rio Grande do Sul. Estes estados foram novamente

selecionados pela representatividade nos leilões de energia e pelo perfil de geração diversificado.

Os valores de energia contratada também foram os mesmos utilizados da seção 5.1.1.a, porém

apenas para o percentual de 80% do limite de contratação. Tal redução na avaliação de

comprometimento de contratação foi escolhida para não haver uma quantidade excessiva de

análises com resultados semelhantes e por este percentual de contratação ser próximo do que

atualmente é comprometido em contrato.

Requisito mensal do comprador

Para a avaliação do ponto de vista do comprador, ou seja, da distribuidora, foram utilizados dados

declarados pelas distribuidoras ao SIMPLES. A partir dos dados de consumo mensal realizados e

previstos pelas distribuidoras para o período entre janeiro de 2016 a dezembro de 2022, foram

realizadas análises temporais de tendência, sazonalidade e resíduos para definição do requisito

mensal para cada distribuidora e para a soma de todo o SIMPLES, o que pode ser compreendido

como o perfil de uma distribuidora que atenda todo o Brasil.

34 EPE-DEE-RE-042/2018

34

Dentre todas as sazonalidades, as seguintes foram adotadas como requisitos mensais para análise

do ponto de vista da distribuidora:

o Requisito pela sazonalidade SIMPLES: Requisitos mensais conforme a sazonalidade de

consumo de todo o Brasil;

o Requisito pela sazonalidade da Distribuidora 1 (Dist 1): Requisitos mensais conforme a

sazonalidade de consumo da Distribuidora 1, escolhida por ter um mercado significativo, ter

contratado energia em leilão recente e possuir uma variação mensal de carga maior que a

sazonalidade SIMPLES.


sazonalidade de consumo da Distribuidora 2, escolhida por ter um mercado significativo, ter

contratado energia em leilão recente e possuir uma variação mensal de carga maior que a

sazonalidade SIMPLES e diferente para o período de inverno.


sazonalidade de consumo da Distribuidora 3, escolhida por ter um mercado grande, ser uma

compradora em leilão recente e possuir uma variação de carga entre os meses com

correlação negativa em relação a sazonalidade SIMPLES.

Figura 13 – Distribuição mensal dos valores de sazonalidade das distribuidoras do SIMPLES. As linhas vermelhas representam os atuais limites de variação de 15%

35 EPE-DEE-RE-042/2018

35

Mercado

Os custos de investimento, O&M (custos fixos de operação e manutenção) e preço da energia

contratada utilizados para simulação do ponto de vista do gerador foram os mesmos descritos na

seção 5.1.1.a.

No entanto, além de utilizar um conjunto de matrizes de cenários de PLD tomando como base o

caso de referência do PDE 2026, conforme descrito na seção 5.1.1.a, mais dois casos com 2000

cenários de 20 anos de PLD mensais foram gerados a partir dos históricos de PLD mensal dos

submercados nordeste e sul, disponibilizados pela CCEE (CCEE, 2018).

Para a elaboração desses casos adicionais, foram utilizados os valores de PLD mensal de janeiro de

2004 a dezembro de 2017 corrigidos pelo respectivo IPCA para dezembro de 2017 (IBGE, 2018)

para cada submercado analisado, limitados pelos valores de PLDmin e PLDmáx da Tabela 4, com o

intuito de adequar a regra atual do PLD.

Para o primeiro caso, denominado nesse estudo de histórico de PLD limitado, foram criados 2000

cenários de 20 anos a partir de uma amostragem uniforme dos 14 anos de PLD mensais, corrigidos

para cada submercado.

Já para o segundo caso, denominado como histórico 2012-2017 de PLD limitado, a amostragem foi

feita apenas a partir dos históricos de PLD mensais corrigidos dos submercados nordeste e sul de

janeiro de 2012 a dezembro de 2017, período crítico de preços para o setor.

Assim, as avaliações abrangem a visão de preços futuros considerando a visão do planejamento e

do modelo oficial do setor (caso descrito na 5.1.1.a, referente ao PDE 2026) como também a visão

de preços futuros a partir dos históricos dos próprios valores oficiais de PLD mensal corrigidos para

os submercados nordeste e sul considerando tanto todo o período disponível, quanto apenas um

período mais crítico, compreendido pelos últimos 6 anos.

Tabela 10 - Resumo das matrizes de PLD utilizadas na análise 3

Resumo PLD Valor

PLD Máximo 505,18 R$/MWh

PLD Mínimo 40,16 R$/MWh


Caso PDE 2026

113,90 R$/MWh


Caso Histórico PLD limitado

188,46 R$/MWh

36 EPE-DEE-RE-042/2018

36

Resumo PLD Valor


Caso Histórico 2012-2017 PLD limitado

297,35 R$/MWh


Caso PDE 2026

111,99 R$/MWh


Caso Histórico PLD limitado

197,24 R$/MWh


Caso Histórico 2012-2017 PLD limitado

324,55 R$/MWh

Possibilidades de sazonalidades de contrato

Na seção 5.1, quando foi comparada a rentabilidade dos contratos por disponibilidade com

contabilização anual e por quantidade, a sazonalidade de entrega da energia contratada foi avaliada

no perfil flat. Afinal, como a sazonalidade de entrega de energia do contrato por disponibilidade é

flat, a melhor forma de comparar as duas modalidades do ponto de vista do gerador seria

considerando uma contratação por quantidade com a mesma sazonalidade de entrega.

Porém, diante da publicação dos documentos da Audiência Pública ANEEL n° 021/2018, observa-se

que a proposta para o CCEAR por quantidade de empreendimentos eólicos é que a sazonalidade de

entrega de energia seja definida pelo próprio agente gerador.

Na Nota Técnica SEL/ANEEL n° 15/2018, conforme argumentação do item II.4, explica-se o

entendimento da agência sobre a alteração de modalidade para a fonte eólica e indica, no parágrafo

18, que “a sazonalização observaria os montantes mensais (em MWmédios) utilizados para o cálculo

da garantia física da usina (portanto definida antes do leilão pelo vendedor) ”. Nesse contexto,

alertamos que atualmente não existem montantes mensais utilizados para o cálculo da garantia

física de energia de empreendimentos eólicos, visto que, conforme Portaria MME n° 101/2016,

equação 10, apenas a produção anual de energia certificada (em MWh) referente ao valor de energia

anual com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a noventa por cento é utilizada.

Dessa forma entende-se, portanto, que a agência se referia à geração mensal estimada definida

anteriormente para cálculo do Índice de Custo Benefício (ICB). A geração mensal estimada do ICB

era utilizada para cálculo do índice componente de Custo Econômico de Curto Prazo (CEC), aplicável

apenas nas contratações por disponibilidade, definida da seguinte forma:

𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 =(

𝑃50𝑚𝑐𝑃50𝑎𝑐

× 𝐺𝐹)

H𝑚

Onde:

37 EPE-DEE-RE-042/2018

37

𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 = valores mensais sazonalizados da produção anual de energia certificada, referente

ao valor de energia anual que é excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou

maior a 90% (P90ac), em MW médios;

𝑃50𝑚𝑐 = valores mensais de energia certificada, referente ao valor de energia anual que é

excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 50%, que deve constar do

documento de Certificação de Medições Anemométricas e de Produção Anual de Energia

Elétrica, em MWh;

𝑃50𝑎𝑐 = produção anual de energia certificada, referente ao valor de energia anual que é

excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 50%, que deve constar do

documento de Certificação de Medições Anemométricas e de Produção Anual de Energia

Elétrica, em MWh/ano;

𝐺𝐹 = garantia física do empreendimento calculada com probabilidade de ocorrência igual ou

superior a 90%, em MWh; e

H𝑚 = número de horas no mês.

Para o intuito do ICB de empreendimentos eólicos, o 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 era a melhor métrica disponível de

sazonalização de entrega de energia. Porém, independente das ressalvas aqui apresentadas, como

entende-se que o intuito da Agência seria vincular a sazonalidade de entrega de energia à

característica mensal do recurso, com consequente aderência ao perfil de geração do

empreendimento eólico ao longo do contrato, resguardada a lógica de alocação de riscos financeiros

de uma contratação por quantidade, o presente estudo avalia distintas interpretações relacionadas

a proposta de sazonalidade, e suas implicações.

Sendo assim, foi feita avaliação tomando como referência empreendimentos habilitados

tecnicamente pela EPE em leilões anteriores que tiveram o mesmo valor de garantia física de energia,

mas que, por apresentarem distintos valores de P50 mensais declarados em seus respectivos

documentos de Certificação, resultariam em distintos valores de 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 e, consequentemente,

diferentes obrigações contratuais mensais.

Um entendimento alternativo da minuta de contrato em Audiência Pública é que não existe

vinculação com o documento de certificação, sendo a declaração de sazonalidade da obrigação

contratual de livre escolha do gerador, conforme sua própria estratégia de geração ou de negócio e

tolerância de risco, apenas respeitado o limite anual imposto pelo valor em energia do lote

contratado. Dessa forma, esta opção também foi considerada, aqui modelada como um caso

extremo de sazonalidade de entrega de energia concentrada nos primeiros seis meses de cada ano.

Adicionalmente, avaliou-se também a sazonalidade de entrega de energia do gerador conforme

perfis mais próximos aos das distribuidoras, com simulação de casos considerando a sazonalidade

conforme perfil flat e conforme os requisitos mensais dos compradores definidos anteriormente.

38 EPE-DEE-RE-042/2018

38

Em resumo, os requisitos de entrega simulados foram:

o Sazonalidade Caso 1: Sazonalidade de entrega conforme um empreendimento habilitado no

leilão A-4/2017;

o Sazonalidade Caso 2: Sazonalidade de entrega conforme um empreendimento habilitado no

leilão A-4/2017, com mesma garantia física de energia do Caso 1, localizado em região

próxima, mas com sazonalidade bem distinta (diferentes valores de P50 mensal);

o Sazonalidade P50 mensal: Sazonalidade de entrega conforme valores de produção de

energia mensal P50 das series de geração de longo prazo descritas na análise 1;

o Sazonalidade SIMPLES: Sazonalidade de entrega conforme perfil mensal de carga calculado

do consumo de todo Brasil;

o Sazonalidade Distribuidora 1 (Dist 1): Sazonalidade de entrega conforme perfil mensal de

carga calculado da distribuidora Distribuidora 1;


carga calculado da distribuidora Distribuidora 2;


carga calculado da distribuidora Distribuidora 3.

5.3.1.b. Metodologia

Para avaliar os impactos financeiros das distintas possibilidades de sazonalidade contratual aqui

apresentadas, tendo como base as interpretações a partir da proposta da Audiência Pública ANEEL

n° 021/2018, foram utilizados dois pontos de vista: a rentabilidade do ponto de vista do gerador e

a expectativa de custo do ponto de vista da distribuidora.

A avaliação do ponto de vista do vendedor, considerando a rentabilidade do gerador a partir de

todos os dados e possibilidades descritas anteriormente, foi uma avaliação de TIR similar à utilizada

na Análise 1 para os contratos por quantidade.

Conforme descrito anteriormente, nessa análise foi considerado apenas um percentual de

contratação de 80% do limite máximo6 de contratação.

Na Análise 3 serão considerados diferentes cenários de sazonalidade de entrega de energia. São

utilizadas oito sazonalidades diferentes (descritas na seção 5.3.1.a) ponderadas pela energia

contratada anual para simulação dos efeitos na rentabilidade do gerador.

6 Entende-se o percentual de 80% da energia contratada em relação ao P50 da geração anual representa o atual percentual

médio de contratação dos CCEARs de empreendimentos eólicos, visto que no limite atual a garantia física de energia é definida considerando a expectativa de produção de energia P90.

39 EPE-DEE-RE-042/2018

39

Para cada região e para cada uma das 8 sazonalidades, foi simulada a contabilização da energia na

contratação por quantidade, do ponto de vista do vendedor. Em cada contabilização são utilizados

17 cenários de geração eólica e 2.000 cenários de preços de PLD, obtendo-se 34.000 contabilizações

de contratos de 20 anos. Esse procedimento foi realizado para três conjuntos de matrizes de PLD

indicadas na seção 5.3.1.a.

De forma simplificada, a contabilização aqui tratada é definida conforme a formulação exposta na

tabela seguinte. Para a contabilização na contratação por quantidade, considera-se a receita mensal

(produto do preço contratado pela quantidade mensal contratada), a remuneração ou despesa

referente à exposição energética mensal e a despesa de operação e manutenção (O&M).

Tabela 11 – Contabilização do ponto de vista do vendedor

Já a avaliação do ponto de vista do comprador, considera o custo da distribuidora para atender o

seu requisito de energia diante da sazonalidade de contrato e a respectiva liquidação de excedentes

no Mercado de Curto Prazo.

Para correta verificação dos impactos no custo das distribuidoras, desconsidera-se nessa análise os

efeitos no mercado de curto prazo dos outros contratos existentes em seu portfólio, sejam eles de

quaisquer modalidades. Logo, considera-se que o seu requisito de energia anual é igual a energia

contratada com o empreendimento eólico, visando eliminar também os efeitos de sub ou

sobrecontratação.

Para cada um dos quatro perfis de requisitos mensais de energia e para cada uma das oito

sazonalidades de entrega de energia, foi simulada a contabilização de energia na contratação por

quantidade, do ponto de vista do comprador7. Em cada contabilização foram utilizados 2.000

cenários de preços de PLD durante um contrato de 20 anos, detalhados na seção 5.3.1.a. Esse

procedimento foi realizado para os três conjuntos de matrizes de PLD indicadas na seção 5.3.1.a.

De forma simplificada, a contabilização é definida conforme a formulação exposta na tabela seguinte.

Para a contabilização na contratação por quantidade, considera-se a receita mensal (produto do

preço contratado pela quantidade mensal contratada), a remuneração ou despesa referente à

exposição energética mensal e a despesa de operação e manutenção (O&M).

7 Para fins de simplificação e considerando a diminuição de restrições entre os submercados a partir da data de entrada

dos empreendimentos, considera-se o PLD do submercado do agente vendedor.

Parte Fórmula

Vendedor 𝐿𝑢𝑐𝑟𝑜 = 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 × 𝑃𝑟𝑒ç𝑜𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 + (𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎) × 𝑃𝐿𝐷𝑚ê𝑠 − 𝑂&𝑀

40 EPE-DEE-RE-042/2018

40

Tabela 12 – Contabilização do ponto de vista do comprador

5.3.1.c. Resultados

Matriz de PLD mensal NE Caso PDE 2026

A comparação dos impactos de diferentes sazonalidades de entrega de energia dos pontos de vista

do agente vendedor (gerador) e do agente comprador (distribuidora) se inicia pela análise do

problema da isonomia na escolha do agente vendedor quando, por exemplo, temos sazonalidades

distintas com a mesma oferta de energia, ou seja, mesma quantidade de lotes contratados. Para

essa análise foram selecionados dois parques eólicos habilitados em leilão, com mesma garantia

física e sazonalidades diferentes (tomando como referência os valores de P50 mensal). Pela

localização dos parques escolhidos, estas opções de sazonalidade foram relacionadas ao parque da

Bahia utilizado nas análises anteriores.

Dessa forma, considerando cenário de preços do Nordeste do caso PDE 2026, requisito mensal do

comprador conforme perfil de carga a partir do consumo de todo Brasil (SIMPLES) e mesma energia

contratada, foram avaliados os impactos de risco financeiro do ponto de vista do comprador e do

gerador para 03 curvas de sazonalidade distintas, obtidas considerando os valores de P50 mensal

dos dois projetos habilitados em leilões anteriores e a geração indicada no item 5.1.1.a., conforme

Caso 1 (Figura 14), Caso 2 (Figura 15) e o P50 mensal calculado para o projeto (Figura 16).

Parte Fórmula

Comprador 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 = 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 × 𝑃𝑟𝑒ç𝑜𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 + (𝐸𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑡𝑜 − 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎) × 𝑃𝐿𝐷𝑚ê𝑠

Figura 14 – Sazonalidade pelo Caso 1

41 EPE-DEE-RE-042/2018

41

Destaca-se nas figuras acima a grande variação da percepção de risco por parte do conjunto das

distribuidoras, representada pela sazonalidade do SIMPLES, para a mesma energia contratada, o

que pode ser observado através das variações de custo da energia, evidenciando-se as diferenças

entre os valores mínimos e máximos e percentis apresentados nos gráficos da esquerda da Figura

14, Figura 15 e Figura 16.

Já do ponto de vista do gerador, a alocação da sazonalidade continua a representar certo risco, mas

as análises reforçam que, conforme sua estratégia e sua disposição ao risco, a rentabilidade de seu

parque continua resguardada em todas as opções analisadas em menor ou maior grau. No entanto,

reforçamos que a distribuidora não pode optar por contratar o gerador com a sazonalidade que

represente menor risco, visto que a contratação por quantidade se baseia apenas no valor do lance,

e, por atualmente ser orientada ao atendimento do perfil de carga, onde todos os concorrentes

devem entregar a mesma característica, não possui nenhum mecanismo que permita a melhor

escolha do vendedor de mesma fonte a luz dos requisitos mensais do comprador.

Considerando como uma possível interpretação do texto contido na minuta de contrato do edital

proposto para o leilão n° 03/2018-ANEEL (A-6/2018), a livre declaração pelos geradores de 12

Figura 15 – Sazonalidade pelo Caso 2

Figura 16 – Sazonalidade pelo P50 Mensal da Geração

42 EPE-DEE-RE-042/2018

42

parcelas de energia contratada mensal, a Figura 17 mostra uma opção extrema de venda da energia,

com contratação totalmente alocada no primeiro semestre para um parque na Bahia.

Nos cenários de preços apresentado pelo caso PDE 2026, até o agente mais avesso ao risco teria

incentivos à escolher arbitrar sua sazonalidade, dado que o risco é inferior aos apresentados

anteriormente. Contudo, a situação das distribuidoras ficaria bastante precária, dado que em 60%

dos cenários o custo da energia seria superior ao contrato de 150,00 R$/MWh. Vale destacar que o

processo de arbitragem é uma prática comum e aceita nos mercados liberalizados. Entretanto, na

sistemática e na contratação proposta para os leilões do ACR no Brasil, o agente comprador não

tem como se proteger desta prática por não poder escolher a sazonalidade mais adequada.

Nesse contexto, e entendendo que também não é essa a intenção da Agência reguladora, sugere-

se adequação do texto da minuta de contrato de forma a vedar a possibilidade dessa interpretação.

Uma opção para o problema de isonomia na escolha das fontes é a existência de uma sazonalização

de contrato conhecida previamente e que não apresente risco excessivo para as duas partes. Dessa

forma, uma possibilidade analisada foi a contratação pela sazonalidade de entrega de energia flat

(12 parcelas iguais), prática já realizada nos contratos de disponibilidade das eólicas. A Figura 18

mostra tal simulação de sazonalização de contrato de quantidade.

Figura 17 – Sazonalização no Primeiro Semestre

Figura 18 – Sazonalização Flat

43 EPE-DEE-RE-042/2018

43

A partir da Figura 18 se observa que há uma grande redução de risco na perspectiva do comprador,

e também uma redução de riscos pelo lado do gerador, se mostrando uma opção vantajosa para

ambas as partes e resguardando a isonomia no processo de escolha.

Considerando que não se pode negar que, do ponto de vista da distribuidora, a sazonalização deveria

ser atender ao seu requisito, como ocorre nos contratos de quantidade atuais dos empreendimentos

hidroelétricos. Dessa forma, foram avaliados ainda os impactos considerando a sazonalidade do

contrato conforme perfil do SIMPLES, conforme apresentado na Figura 19.

Supondo que a soma dos contratos das distribuidoras do leilão forme uma sazonalidade como a do

SIMPLES, o impacto esperado pelo gerador não seria, nestes cenários de preços, muito diferente da

sazonalização flat, sendo até a expectativa de retorno financeiro ligeiramente superior. Claramente

essa opção não acarretaria aumento da percepção de risco para o agente comprador, dado que o

contrato sempre atenderia a sua sazonalidade. Como no contrato por quantidade a distribuidora não

liquida os excedentes e déficits energéticos no Mercado de Curto Prazo, podendo repassar os custos

financeiros aos consumidores, entende-se que essa seria a melhor sazonalidade para o agente

comprador.

Com o intuito de estressar o risco do gerador, a análise foi feita também com a sazonalidade de três

distribuidoras que apresentam sazonalidade bastante distinta da do SIMPLES, sendo estas a Dist 3

(Figura 20), Dist 2 (Figura 21) e Dist 1 (Figura 22).

Figura 19 – Sazonalização pelo SIMPLES

44 EPE-DEE-RE-042/2018

44

Observa-se, a partir das figuras anteriores, que a sazonalização pelo perfil das distribuidoras não

acarretaria em um aumento de risco em comparação com as outras sazonalidades contratuais

analisadas, com a exceção do contrato com toda a geração no primeiro semestre, que ainda parece

ser o mais vantajoso para o gerador. Ressalta-se que no caso de sazonalização pelo perfil da

distribuidora deve-se criar algum balizador de máxima variação da sazonalidade, assim como já

Figura 20 – Sazonalização pela Dist 3



45 EPE-DEE-RE-042/2018

45

existe o limite de 15% para os contratos de empreendimentos hidroelétricos, para não expor o

gerador a grandes variações mensais de entrega de energia.

Resumo e avaliação com outros cenários de PLD para parque na Bahia

O mesmo procedimento de análise realizado para a matriz de PLD do caso PDE 2026 foi realizado

também para outras duas as matrizes de PLD, derivadas do histórico de PLD mensal disponibilizado

pela CCEE, um caso com base em todo o histórico e outro caso considerando somente o histórico

de 2012 a 2017, ambos limitados ao PLDmin e PLDmáx vigente para 2018. Os resultados do ponto

de vista do vendedor (gerador) estão expostos na Tabela 13.

Tabela 13 – Resultados estatísticos da distribuição de TIR para todas os casos de PLD do parque da Bahia

Sazonalidade PLD (NE) TIR [%]

Min P25 P50 P75 Max

Caso 1 PDE 2026 8,9 9,7 10,0 10,4 13,0

Caso 2 PDE 2026 9,4 10,3 10,7 11,1 14,1

P50 mensal PDE 2026 9,3 10,1 10,4 10,8 13,8

1° Semestre PDE 2026 10,1 11,6 12,1 12,8 19,7

Flat PDE 2026 9,5 10,4 10,7 11,1 14,3

SIMPLES PDE 2026 9,5 10,4 10,7 11,2 14,3

DIST 3 PDE 2026 9,4 10,4 10,7 11,1 14,2

DIST 2 PDE 2026 9,5 10,5 10,9 11,3 14,6

DIST 1 PDE 2026 9,5 10,5 10,8 11,2 14,4

Caso 1 PLD 12-17 13,8 16,1 16,8 17,5 22,1

Caso 2 PLD 12-17 12,9 15,2 15,9 16,6 21,3

P50 mensal PLD 12-17 13,4 15,5 16,2 16,9 21,5

1° Semestre PLD 12-17 8,0 14,4 16,0 17,6 24,5

Flat PLD 12-17 13,1 15,2 15,9 16,6 21,2

SIMPLES PLD 12-17 13,0 15,1 15,8 16,6 21,2

DIST 3 PLD 12-17 12,6 14,7 15,4 16,1 20,4

DIST 2 PLD 12-17 13,0 15,2 15,9 16,7 21,2

DIST 1 PLD 12-17 12,9 15,1 15,8 16,5 21,1

Caso 1 PLD Histórico 9,8 12,4 13,2 14,0 19,0


P50 mensal PLD Histórico 9,5 12,3 13,0 13,7 18,9

1° Semestre PLD Histórico 7,9 12,7 14,1 15,5 21,9

Flat PLD Histórico 9,3 12,2 12,9 13,6 19,0

SIMPLES PLD Histórico 9,3 12,1 12,8 13,6 19,0

DIST 3 PLD Histórico 10,1 12,1 12,8 13,4 18,3



Observa-se que nas matrizes relacionadas ao histórico de PLD, com valores médios mais altos e uma

sazonalidade menos marcada entre o período úmido e o chuvoso, os resultados possuem uma maior

46 EPE-DEE-RE-042/2018

46

faixa de variação para a TIR. Porém, se considerar individualmente cada matriz não existe grande

diferença para cada valor estatístico entre as sazonalidades simuladas.

Para cada matriz de preço considerada, a sazonalidade mais vantajosa pode variar, como pode ser

observado na Tabela 13, mas a variação de risco entre as opções não é tão expressiva (com exceção

do cenário extremo com sazonalidade concentrada no 1º semestre, caso com maior arbitragem pelo

vendedor).

Dessa forma, considerando que as matrizes possuem séries diferentes e, conforme demonstrado na

Análise 1, os riscos dos contratos por quantidade são semelhantes aos contratos por disponibilidade,

com contabilização anual, considerando sazonalidade flat e modulação pela geração para ambos,

pode-se inferir que, como a expectativa mensal de geração do gerador eólico possui correlação

positiva com o PLD característico e, portanto, captura renda pela liquidação no Mercado de Curto

Prazo, o risco financeiro associado à obrigações mensais de entrega de energia pode ser absorvido

pelo vendedor com esse parque na Bahia, inclusive considerando o atendimento ao perfil da carga

(avaliações pelo SIMPLES, DIST 3, DIST 2 e DIST 1).

Já do ponto de vista do comprador, aqui tratado como distribuidora SIMPLES, e considerando as

variações de sazonalidade de entrega de energia do mesmo parque na Bahia, os resultados para as

simulações com as outras três referidas matrizes de PLD estão na Tabela 14.

Tabela 14 – Resultados estatísticos da distribuição de custo para a Distribuidora SIMPLES com energia contratada do parque na Bahia

Sazonalidade PLD (NE) Custo da energia contratada R$/MWh

Min P25 P50 P75 Max

Caso 1 PDE 2026 -87 106 145 171 357

Caso 2 PDE 2026 96 145 150 156 222

P50 mensal PDE 2026 41 135 148 159 228

1° Semestre PDE 2026 -228 85 167 255 505

Flat PDE 2026 135 148 150 151 161

SIMPLES PDE 2026 150 150 150 150 150

Caso 1 PLD 12-17 -87 99 150 217 357

Caso 2 PLD 12-17 96 130 149 159 222

P50 mensal PLD 12-17 41 129 151 181 228

1° Semestre PLD 12-17 -228 17 155 304 505

Flat PLD 12-17 135 149 150 153 161

SIMPLES PLD 12-17 150 150 150 150 150

Caso 1 PLD Histórico -87 106 148 196 357

Caso 2 PLD Histórico 96 134 149 159 222

P50 mensal PLD Histórico 41 131 149 169 228

1° Semestre PLD Histórico -228 40 172 256 505

Flat PLD Histórico 135 148 150 152 161

SIMPLES PLD Histórico 150 150 150 150 150

47 EPE-DEE-RE-042/2018

47

Diferentemente do ponto de vista do vendedor, é possível observar uma variação considerável no

custo da energia contratado com o parque na Bahia. Do ponto de vista de risco para a distribuidora,

para todas as matrizes de PLD simuladas, os resultados obtidos considerando as sazonalidades

distintas de seu perfil mensal de obrigação contratual apresentaram risco, exceto a sazonalidade

considerando entrega flat, que possui perfil mensal parecido com o das distribuidoras, apresentou

um risco menor.

Tais indicações reafirmam a necessidade de se evidenciar que, em uma contratação por quantidade,

a correta precificação dos riscos de atendimento aos montantes contratados deve ser incluída no

preço ofertado de energia em R$/MWh pelo próprio gerador, não havendo nenhum mecanismo de

comparação que garanta que a distribuidora opte pela sazonalidade que lhe impõe menos risco.

Matrizes de PLD mensal NE e SUL Caso PDE 2026 para os parques no Rio Grande do Norte

e Rio Grande do Sul

Para maior robustez das análises, os cenários de sazonalidades de contratos foram também

avaliados para o parque no Rio Grande do Norte e para o parque no Rio Grande do Sul. Para estes

dois parques são destacadas as sazonalizações pelo P50 mensal do gerador, Flat e pelo SIMPLES

para as matrizes de PLD do caso do PDE 2026, tendo como agente comprador o conjunto das

distribuidoras (perfil do SIMPLES). As análises são iniciadas com o parque do Rio Grande do Norte

nas sazonalizações de contrato P50 mensal (Figura 23), Flat (Figura 24) e SIMPLES (Figura 25).

Figura 23 – Sazonalidade pelo P50 Mensal do Gerador no RN

48 EPE-DEE-RE-042/2018

48

Nas 3 sazonalizações de contrato mostradas, observam-se as mesmas tendências de risco tanto

para as distribuidoras, quanto para o gerador, destacando-se o maior risco para a distribuidora

quando o contrato é sazonalizado pela geração e o melhor cenário de risco para os dois agentes

quando se sazonaliza pelo SIMPLES, apesar da diferença para o contrato Flat, do ponto de vista do

gerador, ser pequena.

As análises do parque do Rio Grande do Sul são exibidas nas sazonalidades de contrato P50 mensal

(Figura 26), Flat (Figura 27) e SIMPLES (Figura 28).

Figura 24 – Sazonalidade Flat

Figura 25 – Sazonalidade pelo SIMPLES

Figura 26 – Sazonalidade pelo P50 Mensal do Gerador no RS

49 EPE-DEE-RE-042/2018

49

Para o caso da análise com o gerador no Rio Grande do Sul, as 3 sazonalidades da energia contratada

mostram também as mesmas tendências de risco tanto para as distribuidoras, quanto para o

gerador, que foram observadas para a Bahia e para o Rio Grande do Norte, ficando a observação

geral, para este cenário de preços, o maior risco para a distribuidora quando o contrato é

sazonalizado pela geração e o melhor cenário de risco para os dois agentes quando se sazonaliza

pelo SIMPLES.

Resumo e avaliação com outros cenários de PLD para os parques no Rio Grande do Norte e

Rio Grande do Sul

Assim como para o parque na Bahia, realiza-se a mesma análise para as matrizes de PLD dos casos

derivados o histórico de PLD mensal disponibilizado pela CCEE para os parques do Rio Grande do

Norte e Rio Grande do Sul.

Figura 27 – Sazonalidade Flat para Gerador no RS

Figura 28 – Sazonalidade pelo SIMPLES para Gerador no RS

50 EPE-DEE-RE-042/2018

50

Os resultados do ponto de vista do vendedor (gerador) com parque no Rio Grande do Norte estão

expostos na Tabela 15.

Tabela 15 – Resultados estatísticos da distribuição de TIR para todas os casos de PLD do parque do Rio Grande do Norte

Sazonalidade PLD (NE) TIR [%]

Min P25 P50 P75 Max

Caso 1 PDE 2026 10,3 11,5 11,9 12,3 15,2

Caso 2 PDE 2026 11,1 12,3 12,6 13,0 16,1

P50 mensal PDE 2026 11,0 12,0 12,3 12,7 15,5

1° Semestre PDE 2026 11,8 13,6 14,2 14,9 22,7

Flat PDE 2026 11,2 12,3 12,7 13,1 16,2

Simples PDE 2026 11,2 12,3 12,7 13,1 16,3

DIST 3 PDE 2026 11,2 12,3 12,6 13,1 16,2

DIST 2 PDE 2026 11,3 12,5 12,8 13,3 16,7

DIST 1 PDE 2026 11,2 13,4 12,7 13,2 16,4

Caso 1 PLD 12-17 14,6 17,3 18,4 19,4 23,1

Caso 2 PLD 12-17 13,3 16,3 17,4 18,4 22,8

P50 mensal PLD 12-17 13,8 16,6 17,8 18,7 22,7

1° Semestre PLD 12-17 8,5 14,9 16,5 18,3 25,4

Flat PLD 12-17 13,4 16,4 17,5 18,4 22,7

Simples PLD 12-17 13,4 16,3 17,4 18,3 22,7

DIST 3 PLD 12-17 13,4 16,3 17,4 18,4 22,6

DIST 2 PLD 12-17 13,2 16,3 17,5 18,4 22,8

DIST 1 PLD 12-17 13,2 16,2 17,3 18,3 22,7






Simples PLD Histórico 11,1 13,9 14,7 15,6 20,5




Para o parque no Rio Grande do Norte, os resultados para outras matrizes de PLD apresentaram

uma faixa maior de variação em torno da TIR média. Isso deve-se ao fato da sazonalidade

característica de cada matriz de PLD ser diferente. Porém, se considerar individualmente os

resultados de cada matriz, observa-se que não existe grande diferença para cada valor estatístico

entre as sazonalidades simuladas.

51 EPE-DEE-RE-042/2018

51

Dessa forma, novamente entende-se que as sazonalidades de entrega podem ser absorvidas pelo

vendedor. Inclusive as sazonalidades conforme perfil da carga (avaliações pelo SIMPLES, DIST 3,

DIST 2 e DIST 1) possui valores estatísticos de TIR parecidos com as sazonalidades definidas

conforme perfil da geração.

Do ponto de vista do comprador (distribuidora SIMPLES) da energia ofertada do parque no Rio

Grande do Norte, os resultados para as simulações com as outras matrizes de PLD estão na Tabela

16.

Tabela 16 – Resultados estatísticos da distribuição de custo para a Distribuidora SIMPLES com energia contratada do parque no Rio Grande do Norte

Sazonalidade PLD (NE) Custo da energia contratada R$/MWh

Min P25 P50 P75 Max

Caso 1 PDE 2026 -87 106 145 171 357

Caso 2 PDE 2026 96 145 150 156 222

P50 mensal PDE 2026 51 138 150 156 251

1° Semestre PDE 2026 -228 85 167 255 505

Flat PDE 2026 135 148 150 151 161

SIMPLES PDE 2026 150 150 150 150 150

Caso 1 PLD 12-17 -87 99 15 217 357

Caso 2 PLD 12-17 96 130 149 159 222

P50 mensal PLD 12-17 51 131 149 173 251

1° Semestre PLD 12-17 -228 17 155 304 505

Flat PLD 12-17 135 149 150 153 161

SIMPLES PLD 12-17 150 150 150 150 150







Para todas as matrizes de PLD simuladas, os resultados obtidos para sazonalidades distintas do perfil

mensal de consumo do SIMPLES apresentaram risco para a distribuidora. Apenas a sazonalidade

flat, que possui perfil mensal parecido com o das distribuidoras, apresentou um risco menor.

Conforme explicado anteriormente, a distribuidora não é capaz de optar pela sazonalidade que

melhor atenda à sua carga mensal. Dessa forma, esse pode ser um risco considerável para a gestão

de seu contrato de energia.

52 EPE-DEE-RE-042/2018

52

Já para o parque no Rio Grande do Sul, os resultados do ponto de vista do vendedor (gerador) estão

expostos na Tabela 17Tabela 15.

Tabela 17 – Resultados estatísticos da distribuição de TIR para todas os casos de PLD do parque do Rio Grande do Sul

Sazonalidade PLD (SUL) TIR [%]

Min P25 P50 P75 Max

Caso 1 PDE 2026 2,6 3,7 4,1 4,6 7,8

Caso 2 PDE 2026 3,2 4,1 4,5 4,9 8,1

P50 mensal PDE 2026 3,2 4,1 4,5 4,9 8,0

1° Semestre PDE 2026 3,4 4,9 5,3 5,8 9,2

Flat PDE 2026 3,3 4,2 4,5 5,0 8,0

Simples PDE 2026 3,3 4,2 4,5 5,0 8,0

DIST 3 PDE 2026 3,2 4,2 4,5 4,9 8,0

DIST 2 PDE 2026 3,3 4,2 4,6 5,0 8,1

DIST 1 PDE 2026 3,3 4,2 4,6 5,0 8,0

Caso 1 PLD 12-17 6,6 8,8 9,4 10,0 12,5

Caso 2 PLD 12-17 6,7 8,6 9,0 9,5 11,7

P50 mensal PLD 12-17 6,5 8,4 8,8 9,3 11,6

1° Semestre PLD 12-17 4,3 8,6 9,6 10,5 14,2

Flat PLD 12-17 6,8 8,6 9,1 9,5 11,7

Simples PLD 12-17 6,8 9,6 9,0 9,5 11,7

DIST 3 PLD 12-17 6,7 8,6 9,0 9,5 11,7

DIST 2 PLD 12-17 7,1 8,7 9,2 9,6 11,9

DIST 1 PLD 12-17 6,8 8,6 9,0 9,5 11,6






Simples PLD Histórico 4,0 6,2 6,7 7,2 9,8




Também para o parque no Rio Grande do Sul, os resultados para outras matrizes de PLD

apresentaram uma faixa maior de variação em torno da TIR média. Isso pode ser explicado pelas

matrizes de PLD baseadas no histórico da CCEE possuírem uma sazonalidade menos acentuada

entre o período úmido e o seco. Porém, se considerar individualmente os resultados de cada matriz,

observa-se novamente que não existe grande diferença para cada valor estatístico entre as

sazonalidades simuladas.

53 EPE-DEE-RE-042/2018

53

Apesar do parque no Rio Grande do Sul apresentar valores de TIR menores que os do Nordeste,

devido à menor correlação com o PLD e ao menor fator de capacidade típico, entende-se que as

sazonalidades de entrega não são responsáveis por grande variação em sua rentabilidade e podem

ser absorvidas pelo vendedor. Inclusive algumas das sazonalidades conforme perfil da carga

(avaliações pelo SIMPLES, DIST 3, DIST 2 e DIST 1) apresentaram valores de TIR melhores que os

das sazonalidades definidas conforme perfil da geração.

Do ponto de vista do comprador (distribuidora SIMPLES) da energia ofertada do parque no Rio

Grande do Sul, os resultados para as simulações com as outras matrizes de PLD estão na Tabela 18.

Tabela 18 – Resultados estatísticos da distribuição de custo para a Distribuidora SIMPLES com energia contratada do parque no Rio Grande do Sul

Sazonalidade PLD (SUL) Custo da energia contratada R$/MWh

Min P25 P50 P75 Max

Caso 1 PDE 2026 -87 106 145 171 357

Caso 2 PDE 2026 96 145 150 156 222

P50 mensal PDE 2026 83 143 150 155 199

1° Semestre PDE 2026 -228 85 167 255 505

Flat PDE 2026 135 148 150 151 161

SIMPLES PDE 2026 150 150 150 150 150

Caso 1 PLD 12-17 -87 99 15 217 357

Caso 2 PLD 12-17 96 130 149 159 222

P50 mensal PLD 12-17 83 136 150 159 199

1° Semestre PLD 12-17 -228 17 155 304 505

Flat PLD 12-17 135 149 150 153 161

SIMPLES PLD 12-17 150 150 150 150 150







Também para o parque no Rio Grande do Sul, em todas as matrizes de PLD simuladas, os resultados

obtidos para sazonalidades distintas do perfil mensal de consumo do SIMPLES apresentaram risco

para a distribuidora. Somente a sazonalidade flat apresentou um risco menor.

54 EPE-DEE-RE-042/2018

54

6. Conclusões

As análises deste documento se orientam exclusivamente a avaliar os possíveis impactos da

mudança da modalidade contratual aplicada a projetos eólicos, dos atuais contratos de

disponibilidade com contabilidade anual para contratos de quantidade, com enfoque nos riscos dos

agentes envolvidos em leilões do ambiente regulado.

Se inalterada a estrutura de capital e os custos de capital de terceiros, a mudança na modalidade

de contratos tenderia a ter impactos positivos para os projetos, notadamente aqueles na região

Nordeste. Esta conclusão é corroborada pelos resultados da seção 5.1, que mostram que a TIR do

projeto tende a se incrementar quando da mudança da modalidade contratual.

O estudo mostra que, considerada uma obrigação contratual flat, o perfil sazonal da geração eólica,

principalmente no Nordeste, tende a resultar em excedentes de geração em relação à obrigação

contratual quando os valores de PLD estão em valores mais altos, e em déficits quando o PLD está

em valores mais baixos, tendência observada no histórico do PLD e nas séries de CMO do PDE 2026.

Mesmo considerando diferentes cenários de PLD e de geração, o fato de que a TIR do projeto é

avaliada ao longo de todo o período de contrato, de 20 anos, tende a atenuar exposições financeiras

severas8, embora as análises mostrem que tais exposições podem ocorrer.

Ao simular a dinâmica de contratação de financiamento pelo projeto na seção 5.2, verifica-se que

as exposições financeiras severas anteriormente citadas, mesmo que pontuais, podem afetar o

Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (ICSD). Isto ocorre porque credores usualmente definem

restrições de ICSD para determinar o montante financiável para cada projeto, com base em critérios

restritivos durante o período de amortização da dívida – assim, não ocorre o efeito de atenuação ao

longo do período do contrato. Desta forma, a mudança da modalidade contratual pode levar, dentre

outros, a uma redução da participação de capital de terceiros na estrutura de capital do projeto.

Somando-se a isso o fato de que os custos da dívida podem aumentar, ainda que transitoriamente

e como reação de credores a uma mudança de regras, percebe-se que, quando considerados

também os efeitos da dinâmica de contratação de financiamento, a mudança da modalidade

contratual pode levar a incrementos nos preços de energia ofertados em leilões. Pelas premissas

adotadas neste documento e a amostra de projetos simulados, os aumentos poderiam atingir até

10% no preço de energia ofertada em leilões anteriores.

No entanto, os aumentos de preços ofertados em leilões não necessariamente levam a aumentos

idênticos de custos para consumidores finais. Primeiro, porque parcela significativa dos riscos de

quantidade e preço estão alocados ao consumidor sob o Contrato de Disponibilidade e, portanto, a

8 Quando o período de déficit de geração em relação à obrigação contratual ocorre sob valores altos de PLD.

55 EPE-DEE-RE-042/2018

55

realocação destes riscos ao vendedor com a migração ao Contrato de Quantidade pode significar

uma redução dos custos do consumidor sob uma métrica de risco, ainda que o valor de preços

ofertados no leilão aumente. Segundo, porque a alocação de riscos ao vendedor pode levar a

melhoras na expansão do sistema no longo prazo, na medida em que tem o potencial de melhorar

a revelação de preços e aprimorar a seleção de projetos para a expansão do sistema.

Outro benefício da adoção da modalidade de Contrato por Quantidade é reduzir preocupações com

as séries de longo prazo associadas ao recurso, e utilizadas como base para o cálculo do índice de

custo-benefício (ICB) e, portanto, para a ordenação econômica de projetos para fins de seleção de

vencedores em leilões. A despeito dos esforços para incentivar a melhor qualidade possível nos

estudos associados ao recurso, pode ser que empreendedores ainda tenham oportunidades para

manipulação estratégica. Por exemplo, mesmo com a necessidade de apresentação de documento

de Certificação, elaborado por empresas técnicas especializadas e independentes, empreendedores

podem solicitar a elaboração deste documento à diferentes empresas e selecionar, aquele que lhe

resultaria no melhor ICB, dado que podem-se aplicar metodologias distintas nas certificações com

diferentes incertezas sobre a produção de energia esperada.

Dessa forma, ao se migrar para a modalidade de Contrato por Quantidade, reduz-se os incentivos

para este tipo de comportamento: (i) vencedores são selecionados não mais através de um ICB

oriundo de cálculo administrativo, mas por preços que incluem prêmios de risco que eles mesmos

determinam; e (ii) um agente racional, por suportar inteiramente o risco de diferenças entre a

geração efetiva e aquela que ele mesmo utilizou para o processo de formação de ofertas em leilões,

percebe incentivos menores para considerar comportamento estatístico de dados que não irá se

materializar na prática.

Observa-se que para o referido ordenamento econômico das usinas participantes de um dado leilão,

especificamente para empreendimentos eólicos, leva-se em consideração os valores mensais

associados a garantia física de energia calculada para cada usina. Dessa forma, quanto maior a

indicação de complementaridade com o recurso hidrelétrico, mais o empreendimento tende a ser

avaliado como atrativo à contratação. Como no contrato por disponibilidade a liquidação dos

excedentes e déficits energéticos da geração em relação ao requisito são liquidados no Mercado de

Curto Prazo pelo agente comprador, a comparação da geração com cenários de PLD faz sentido.

Afinal, é interessante obter um recurso de geração que, no momento em que o PLD esteja mais

alto, produza mais. No entanto, no contrato por quantidade, a liquidação dos excedentes e déficits

energéticos são liquidados no Mercado de Curto Prazo pelo agente vendedor.

Evidencia-se, entretanto, que além da referida avaliação ser feita em base mensal, a sazonalidade

refletida na ordenação econômica associada a um determinado leilão também não se traduz em

obrigatoriedade contratual.

56 EPE-DEE-RE-042/2018

56

Na seção 5.3 avalia-se os riscos tanto por parte do comprador (distribuidoras), quanto pelo gerador

para possíveis sazonalidades de contratos. A avaliação busca ser exaustiva considerando cenários

de PLD baseados no histórico e no futuro esperado (PDE 2026), além de contar com geradores

eólicos de três diferentes estados do Brasil. Nessa seção destaca-se o problema da isonomia na

escolha de contratos quando o gerador tem a possibilidade de vender sua sazonalidade de recurso,

ou até alguma sazonalidade que possa lhe trazer maior benefício econômico. A seção 5.3 mostra

ainda que, independente do cenário de preços de PLD utilizado (histórico, somente os anos entre

2012 e 2017 e o PDE 2026) as opções de sazonalização pelo requisito do comprador, ou mesmo

flat, são as que trazem menor risco para o comprador, e podem até, dependendo do cenário de

preços, serem as melhores estratégias para o gerador. Claro que se o gerador puder escolher sua

sazonalidade, haverá alguma que trará mais vantagens econômicas dado seu perfil de aversão ao

risco, contudo, este pode introduzir um enorme risco para o comprador.

É importante observar ainda outros fatores não considerados nesse estudo podem afetar os impactos

derradeiros da migração da modalidade contratual. Dentre estes fatores não considerados, estão

fatores de indisponibilidade forçada ou programada, problemas de liquidação do mercado de curto

prazo (MCP), critério de confiança da garantia física e riscos financeiros como notas de crédito,

câmbio e outros comumente considerados pelos credores e que podem influenciar na rentabilidade

dos empreendimentos. Não foram considerados também PLDs e contabilização em escala menor

que mensal, seja por semana, patamar ou horário.

57 EPE-DEE-RE-042/2018

57

7. Referências

ANEEL. RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA No 2.364 DE 21 DE DEZEMBRO DE 2017. Estabelece os valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços Ancilares – TSA e dos limites mínimo e máximo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de 2018. . de Dezembro de 2017. CCEE. CCEE - Preços médios - PLD - Preço de Liquidação das Diferenças. Disponível em: <https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/como_ccee_atua/precos/precos_medios?_afrLoop=21851475214469&_adf.ctrl-state=kq2exgyvu_1#!%40%40%3F_afrLoop%3D21851475214469%26_adf.ctrl-state%3Dkq2exgyvu_5>. Acesso em: 6 maio. 2018. EPE. Plano Decenal de Expansão de Energia 2026. Brasília: Empresa de Pesquisa Energética, Ministério de Minas e Energia, 2017. Disponível em: <http://epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-40/PDE2026.pdf>. GELARO, R. et al. The modern-era retrospective analysis for research and applications, version 2 (MERRA-2). Journal of Climate, v. 30, n. 14, p. 5419–5454, 2017. IBGE. Séries Históricas IPCA, INPC, IPCA-15 e IPCA-E. Disponível em: <https://ww2.ibge.gov.br/home/estatistica/indicadores/precos/inpc_ipca/defaultseriesHist.shtm>. Acesso em: 6 maio. 2018.

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO · De acordo com o Banco de Informações de...

Documents

Transcript of ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO · De acordo com o Banco de Informações de...