VOTO PROCESSO: 48500.006210/2014-19

INTERESSADO: Todos os agentes do setor elétrico brasileiro.

RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia

RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado – SRM, Superintendência

de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e Diretoria – DIR

ASSUNTO: Análise de pleitos para a mitigação dos efeitos do risco de deslocamento da geração hidrelétrica

participante do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE e proposta de abertura da segunda fase de

Audiência Pública com instrumentos para a repactuação do referido risco.

I – RELATÓRIO

1. A APINE, por meio da Carta PRE 352/14, de 18 de novembro de 2014, encaminhou proposta

para mitigação do deslocamento da geração hidrelétrica participante do Mecanismo de Realocação de Energia

– MRE em função do despacho de geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo.

2. A ABRAGE, por meio da Carta nº 018/2015, de 5 de março de 2015, também encaminhou

proposta de mecanismo de ajuste para compensação dos efeitos da substituição da geração das usinas

hidrelétricas pelas usinas termelétricas fora da ordem de mérito de custo.

3. Em 19 de maio de 2015 foi emitida a Nota Técnica nº 38/2015-SRG-SRM/ANEEL,

apresentando a visão das superintendências sobre o assunto.

4. Em 28 de maio de 2015 foi aberta a Audiência Pública nº 32/2015, com prazo de contribuições

até 6 de julho de 2015, cujo objetivo foi obter subsídios e informações adicionais para a discussão conceitual

dos efeitos do deslocamento da geração hidrelétrica.

5. Foram recebidas 28 contribuições, dentre geradores, associações, consumidores e academia.

Os principais temas foram a caracterização do risco como hidrológico e, portanto, ordinário ou não hidrológico,

decorrente de fato do príncipe, para o que foram discutidos essencialmente os efeitos das decisões de

expansão, das decisões de operação e da sinalização de preços, além dos limites de previsibilidade e

repactuação do risco assumido no negócio de geração hidrelétrica.

6. Contribuíram ao processo: Elektro, Abradee, Petrobras, Abragel, Furnas, CPFL Energia,

Abiape, Brasil PCH, Eletrosul, Eletronorte, Eletrobras, Abrage, Apine, Cesp, EDP, Light, Neoenergia, CEEE,

Saesa, Fiesp, Concelpa/Fiepa, Concemig, Abrace, Anace, Gesel, Banco Santander e duas pessoas físicas.

7. Todas as contribuições foram importantes para a evolução dos estudos. Não obstante o

resultado final tenha sido 19 contribuições não aceitas e nove aceitas total ou parcialmente, as alternativas que

serão apresentadas para a segunda fase de Audiência Pública foram construídas considerando a totalidade

das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 32/2015 e em reuniões com as principais

instituições e associações setoriais envolvidas: Ministério de Minas e Energia - MME, Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Abradee, Abrage,

Apine, Abiape, Abragel, Abrace e Abraceel.

8. Em 5 de agosto de 2015, foi emitida a Nota Técnica nº 134/2015-SRM/SRG/ANEEL, com a

análise do mérito das petições apresentadas pela APINE e ABRAGE.

9. Em 12 de agosto de 2015, foi emitida a Nota Técnica nº 146/2015-SRM/SRG/ANEEL,

apresentando a visão das superintendências sobre a possibilidade de repactuação do risco hidrológico.

10. Em 18 de agosto de 2015 foi publicada a Medida Provisória nº 688 autorizando a repactuação

do risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica, participantes do Mecanismo de

Realocação de Energia – MRE.

11. É o breve relatório.

II – FUNDAMENTAÇÃO

CONSIDERAÇÕES GERAIS

12. A discussão sobre risco associado ao deslocamento da geração hidrelétrica participante do

MRE centra-se na qualificação da situação atual como:

a. manifestação de um risco natural, cujos impactos atuais seriam de impossível precificação;

b. extrapolação da álea ordinária, oriunda de medidas alegadas como intervencionistas e que

desrespeitariam as condições de risco e retorno pactuadas nos contratos de concessão ou nos

contratos de venda dos agentes hidrelétricos; ou

c. concretização do risco hidrológico, decorrente do risco ordinário do negócio de geração;

13. A primeira hipótese busca caracterizar a existência de um risco máximo natural, que seria dado

pela utilização do contexto da matriz de geração de energia elétrica no momento da decisão de investimento

dos agentes, assumindo-se uma capacidade limitada de previsão do futuro.

14. A segunda tese busca caracterizar a existência de intervenções capazes de sinalizar o fato do

príncipe, de modo a, eventualmente, ensejar alguma compensação e o restabelecimento das condições de

equilíbrio pactuadas.

15. Verificada a terceira situação, os agentes do MRE não fariam jus a qualquer medida de

reequilíbrio contratual ou ao acionamento de limitadores dos efeitos econômicos e financeiros sobre suas

atividades empresariais. Isso não significaria, entretanto, que a distribuição dos riscos contratados não poderia

ser repactuada por meio da oferta de contrapartida e de pagamento de prêmio correspondente aos riscos

cedidos.

16. Antes de verificar qual das teses explica a conjuntura atual, é importante pontuar que a

manifestação econômica e financeira do risco de deslocamento da geração hidrelétrica não é função exclusiva

do resultado do despacho centralizado, sendo afetado pelos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação

de Diferenças – PLD e por decisões comerciais dos agentes envolvidos.

17. A relação do PLD com a profundidade do risco de deslocamento da geração hidrelétrica é

direta. Um PLD mínimo mais alto aumenta o valor comercial da energia secundária produzidas nos momentos

de hidrologia favorável, disponibilizando mais recursos para compensar os momentos de escassez, enquanto

que um PLD máximo menor limita a profundidade das perdas que terão que ser assumidas nos momentos de

hidrologia adversa.

18. A Tabela 1 apresenta os valores de PLDs máximos praticados de 2005 a 2015 corrigidos pelo

IPCA, demonstrando que o PLD máximo de 2015 corresponde a somente 45% da média dos PLDs máximos

praticados desde 2005. Isto significa que um gerador que tenha precificado um risco de deslocamento limitado

a 5% (fator de ajuste do MRE de 0,95), teria como suportar, com o mesmo valor provisionado, um

deslocamento de 11%.

Tabela 1 – Valores de PLD máximo

PLDmax PLDmax corrigido

2005 507,28 851,86 2006 515,80 819,54 2007 534,30 823,08 2008 569,59 840,00 2009 633,37 882,00 2010 622,21 830,64 2011 689,18 868,72 2012 727,52 861,05 2013 780,03 872,27 2014 822,83 868,78

Média

851,79

2015 388,48 388,48 Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

19. Em relação à estratégia comercial, o risco de deslocamento da geração hidrelétrica poderia ser

mitigado pelos seguintes instrumentos:

a. celebração de contratos indexados ao PLD;

b. celebração de contratos de curto prazo;

c. gestão de portfólios de ativos de fontes complementares.

20. As duas primeiras alternativas, bastante comuns no Ambiente de Contratação Livre - ACL, têm

efeitos bastante similares. O gerador possui contratos com preços próximos ao PLD máximo e que refletem

adequadamente a expectativa de curto prazo para o fator de ajuste do MRE, de modo que haveria uma

diferença pequena entre o valor recebido do consumidor de energia e o que teria que ser despendido na

liquidação do Mercado de Curto Prazo – MCP, em razão da exposição provocada pelo deslocamento de sua

geração. Assim, o efeito do risco seria apenas econômico, sendo a parte financeira equacionada.

21. Sobre esse ponto, destaca-se o seguinte trecho da contribuição apresentada pela ABRACEEL

no âmbito da AP nº 054/2014, que subsidiou a atualização do valor do PLD máximo a ser praticado em 2015 e

que demonstra que parte significativa dos geradores que operam no ACL estaria protegida do risco financeiro:

“De acordo com a plataforma de energia Brix (www.brix.com.br), que publica diariamente suas

curvas de preços futuros da energia, desde agosto de 2014 a energia para 2015 está sendo

negociada pelo mercado em valores superiores ao teto proposto pela Aneel e esses contratos

serão profundamente afetados pela mudança na regra. O gráfico a seguir apresenta o preço da

energia para 2015 que vem sendo negociado na plataforma desde agosto de 2014:”

22. Na terceira hipótese, um gerador que comercialize contratos de quantidade de energia elétrica

com base em um portfólio hidrotérmico recupera parte do custo de capital e dos custos fixos diretamente no

preço da energia contratada e o restante por meio da majoração do Custo Variável Unitário - CVU e da

comercialização de energia secundária. Nesse cenário, quando a energia termelétrica não é despachada, o

lastro contratual é atendido por meio da energia secundária disponível ou por meio da liquidação no MCP a

PLD inferior ao preço contratado, de modo que a relação entre risco e retorno esteja equilibrada. Por outro

lado, em caso de hidrologia desfavorável, o deslocamento da energia hidrelétrica é compensado pela geração

térmica do próprio portfólio, o CVU é integralmente compensado e, se o despacho for pela ordem do mérito, a

diferença entre o PLD e CVU é apropriada pelo gerador na forma de lucro, não havendo que se falar em perda

econômica ou financeira.

23. A Figura 1 ilustra o resultado econômico do risco hidrológico percebido por um gerador que

disponha de um portfólio hidrotérmico com 500 MW médios de energia hidrelétrica e 50 MW médios de energia

termelétrica. Destaca-se que, como o resultado comercial das hidrelétricas e das termelétricas possuem

correlação negativa a gestão conjunta dos riscos hidrológicos, por meio do portfólio, implica a redução da

volatilidade do resultado financeiro percebido pelo detentor da carteira de usinas.

Figura 1 – Exemplo de resultado econômico para o risco hidrológico

24. Outro aspecto importante que precisa ser destacado é que o risco hidrológico da energia

elétrica associada às cotas de Itaipu e das usinas prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de

2013 já são de responsabilidade dos consumidores. Assim, somente a parcela remanescente do risco do ajuste

do MRE poderia vir a ser repactuado, conforme ilustrado pela Figura 2.

Figura 2 – Distribuição da garantia física do MRE

DO IMPACTO DO AJUSTE DO MRE

25. Para a correta caracterização do risco hidrológico, conforme apresentado nos itens anteriores,

é preciso considerar além do deslocamento da geração hidráulica, o valor do PLD e a estratégia contratual do

gerador. A rigor, só está sujeito à plenitude dos efeitos econômicos e financeiros do risco hidrológico, o gerador

com contratos de longo prazo na modalidade por quantidade de energia elétrica lastreado unicamente em

usinas hidrelétricas.

26. Tendo em vista o cenário apresentado, o impacto semanal do ajuste do MRE pode ser

analisado considerando:

a. a diferença do menor valor entre a energia vendida e a garantia física da usina no centro de

gravidade do submercado elétrico1 e a energia alocada multiplicado pelo PLD, quando o fator

de ajuste do MRE é menor do que 1; e

b. o produto da energia secundária pelo PLD, quando o fator de ajuste do MRE é maior ou igual a

que 1.

27. Algebricamente, se o fator de ajuste do MRE for menor do que 1:

𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜 = [𝑚𝑖𝑛{𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑉𝑒𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎, 𝐺𝑎𝑟𝑎𝑛𝑡𝑖𝑎 𝐹í𝑠𝑖𝑐𝑎} − 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐴𝑙𝑜𝑐𝑎𝑑𝑎] × 𝑃𝐿𝐷

28. Caso contrário, se o fator de ajuste do MRE for maior ou igual a 1:

𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑆𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑎 × 𝑃𝐿𝐷

29. O impacto do ajuste do MRE acumulado entre janeiro e junho de 2015, calculado com base

nessa metodologia, totaliza R$ 4,65 bilhões2 para a energia hidrelétrica contratada pelo ACR e R$ 5,65 bilhões

para o ACL.

30. Para o restante do ano, considerando a expectativa de redução do PLD, estima-se que o

impacto do ajuste do MRE seja de R$ 1,06 bilhões para o ACR e de R$1,18 bilhões para o ACL.

Figura 3 – Estimativas do Impacto do ajuste do MRE

1 A diferenciação é importante pelo fato de existir agentes que comercializam valores maiores do que a garantia física no centro de gravidade. 2 Não inclui o impacto do fator de ajuste do MRE sobre Itaipu e as cotas de garantia física de energia e de potência.

DA ALEGADA IMPOSSIBILIDADE DE PRECIFICAÇÃO DO CENÁRIO ATUAL

31. A Nota Técnica nº 134/2015-SRM/SRG/ANEEL, de 5 de agosto de 2015, apresenta análise

detalhada das hipóteses de precificação do risco de deslocamento hidrológico e da existência de

probabilidades de eventos de fatores de ajuste do MRE críticos (abaixo de 0,60) em todos os anos de 2001 a

2014, considerando a carga e a disponibilidade de geração correspondente, concluindo, portanto, que o evento

de 2015 poderia ser antevisto e precificado.

32. Adicionalmente, considerando que houve a redução de mais de 50% do PLD máximo, em

vigência desde o início de 2015, o gerador típico deveria estar preparado para um evento duas vezes mais

rigoroso do que o efetivamente verificado.

33. No que tange os efeitos da alteração de matriz de oferta de energia elétrica, a SRM e a SRG

apresentaram o fator de ajuste do MRE que seria obtido em diversos cenários de utilização da capacidade

instalada das fontes não hidrelétricas, considerando a carga realizada no centro de gravidade para os anos de

2001 a 2014, conforme ilustra a Figura 4.

Figura 4 – Fator de ajuste do MRE potencial

Fonte – Nota Técnica nº 134/2015-SRM/SRG/ANEEL

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GSF potencial - Consumo e uso das outras fontes

Uso de 95% Uso de 85% Uso de 55%

Uso de 35% 2015 estimado Pleito Limitação

34. De acordo com a Figura 4, a hipótese de haver um limite de 95% (ou mesmo 90%) de fator de

ajuste do MRE, conforme pleito dos agentes, pressupõe um cenário no qual as fontes não hidráulicas

apresentam fator de capacidade inferior a 35%. Ou seja, caso o Operador necessitasse do máximo esforço das

outras fontes, a resposta obtida seria 65% inferior à potência instalada. Caso o conjunto das fontes não

hidráulicas registrasse fator capacidade médio superior a 55%, os níveis críticos seriam inferiores a 80% em

todo o histórico.

35. Do exposto, afere-se que não é razoável a alegação de que o patamar de ajuste do MRE

esperado para o ano de 2015, de aproximadamente 83%, seria incompatível com a matriz elétrica do início da

década de 2000.

DOS SUPOSTOS EVENTOS EXTRAORDINÁRIOS E INTERVENÇÃO DO SETOR PÚBLICO

36. Em relação à alegação de existência de eventos extraordinários no ano de 2015 e de efeitos

perversos de supostas medidas intervencionistas do Poder Público, a Nota Técnica nº 134/2015-

SRM/SRG/ANEEL descontrói os argumentos apresentados pela APINE e ABRAGE em seus pleitos originais.

37. O principal fator explicativo para o aumento da probabilidade de ajustes extremos é o

crescimento da carga em ritmo mais acelerado do que o da expansão da geração hidrelétrica. Enquanto a

carga era uma restrição para geração hidrelétrica, havia forçosamente armazenamento. A partir do momento

em que a carga deixa de ser uma restrição para geração hidrelétrica, a operação ótima de usinas hidrelétricas

com reservatórios se torna mais semelhante à operação de usinas a fio d’água.

DA CONVENIÊNCIA DE OPORTUNIDADE DE REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO

38. Visto que o evento decorrente do deslocamento da geração hidrelétrica de 2015 é ordinário e

poderia ser adequadamente antevisto e precificado, resta analisar se existe conveniência e oportunidade para

a repactuação do risco hidrológico.

39. Quanto à conveniência, é preciso verificar se existe uma distribuição de risco que resulte em

maior bem estar econômico para todos os envolvidos e que minimize falhas de mercados relacionadas com

risco moral e seleção adversa. De modo geral, sugere-se, idealmente, que o risco hidrológico seja alocado em

agente capaz de possuir e gerir um portfólio de fontes de geração de energia elétrica que mitigue sua

frequência e sua variância.

40. Sobre a questão da oportunidade, a Medida Provisória 688/2015 traz a possibilidade de

repactuação do risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica.

41. Do ponto de vista da conveniência, desde que haja a devida contrapartida ao consumidor, a

repactuação do risco é possível. Isso porque, seja por precificação equivocada por parte dos geradores; por

mecanismos insuficientes para gestão do risco em momentos de hidrologia adversa, ou mesmo por

comportamento estratégico dos agentes buscando a via judicial para se proteger, a gestão do risco por parte

dos geradores não tem se mostrado favorável à modicidade das tarifas. A transferência do risco, no entanto,

deve ser acompanhada pelo pagamento de um prêmio de risco em valor suficiente para possibilitar fluxos de

caixa esperados:

a. Com Valor Presente Líquido – VPL positivo, para o agente que assumir o risco; e

b. Com VPL superior ao que seria obtido sem a repactuação, no caso do agente que cedeu o

risco.

42. Para que tais condições possam ser observadas, os agentes devem possuir valores diferentes

de taxa interna de desconto e estimativas independentes sobre o valor do risco hidrológico.

43. A Figura 5 representa o fluxo de caixa esperado do risco hidrológico pelo gerador. As setas

azuis, apontadas para cima, representam a margem de segurança embutida no preço do gerador para fazer

frente ao risco hidrológico e as setas vermelhas o valor do risco esperado. Nos anos de 2016 a 2020 as duas

setas tem valor esperado igual e resultam em saldo zero3. No ano de 2015, o efeito do deslocamento da

3 A igualdade entre valor do risco esperado e margem de preço se verifica ex ante para contratos equilibrados, destacando-se que o resultado ex post, exatamente por ser tratar de risco, poderá ser de ganho ou perda.

geração hidrelétrica, mesmo com a redução do PLD, veio maior do que a média esperada e, portanto, supera a

margem de segurança incluída no preço. Como resultado o valor do fluxo de caixa é negativo.

Figura 5 – Fluxo de caixa esperado pelo gerador sem repactuação

44. A Figura 6, por sua vez, ilustra os efeitos da repactuação do risco para o gerador. As setas

vermelhas representam o valor do prêmio de risco a ser pactuado. Como o valor foi precificado durante um

momento de hidrologia desfavorável, o prêmio do risco é maior do que o valor médio incorporado na margem

de preço e, consequentemente, superior ao valor do risco esperado ex ante representado nos anos de 2016 a

2020.

45. Em contrapartida, como o horizonte de análise é de cinco anos, o valor do prêmio é menor do

que a perda esperada para 2015, com isso, a partir da vigência da repactuação, a diferença entre o prêmio e a

despesa incorrida passa a se configurar como ativo financeiro que será recuperado nos próximos cinco anos.

Se o valor do fluxo de caixa repactuado for maior do que o status quo, o gerador terá interesse no acordo.

Figura 6 – Fluxo de caixa esperado pelo gerador com repactuação

46. Em relação ao consumidor, para que este tenha interesse na celebração do acordo, basta que

o valor do prêmio que irá receber pela assunção do risco seja maior do que somatório do valor esperado do

risco (na média) com as parcelas referentes à devolução do ativo financeiro, conforme Figura 7.

Figura 7 – Fluxo de caixa esperado pelo consumidor com repactuação

DA MEDIDA PROVISÓRIA Nº 688 47. Em 18 de agosto de 2015 foi publicada a Medida Provisória nº 688 dispondo sobre a

possibilidade de repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica suportado pelos agentes de

geração hidrelétrica participantes do MRE.

48. Inicialmente, o texto da MP estabelece de forma inequívoca a responsabilidade dos geradores

hidrelétricos sobre o risco atual e permite que o mesmo seja repactuado com efeitos a partir de 1º de janeiro de

2015, desde que haja anuência da ANEEL e contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica.

49. Ainda de acordo com o dispositivo legal, o risco hidrológico repactuado, relativo à energia

contratada no ACR será coberto pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, observadas

as seguintes condições:

a. pagamento de prêmio de risco pelos geradores hidrelétricos a ser aportado em favor da Conta

Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias; e

b. cessão para a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias dos direitos e

obrigações dos geradores referentes, respectivamente, à liquidação da energia secundária e

ao deslocamento de geração hidrelétrica, decorrentes dos ajustes do MRE, no MCP;

c. o resultado do deslocamento de geração hidrelétrica subtraído da liquidação da energia

secundária e do prêmio de risco pactuado, referente à energia contratada no ACR no ano de

2015, será ressarcido aos agentes de geração por meio da postergação de pagamento do

prêmio; e

d. não havendo prazo remanescente de contrato de venda de energia que permita o

ressarcimento do resultado de 2015, os agentes de geração poderão optar pela extensão do

prazo das outorgas vigentes, com direito de celebração de contrato de energia no ACR ou de

dispor livremente da energia da usina.

50. A parcela do risco hidrológico vinculado à energia contratada no ACL ou auto produzida, por

sua vez, será repactuada por meio da assunção pelos agentes de geração de direitos e obrigações vinculados

à energia de reserva, de que trata o art. 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, observadas as

seguintes condições:

a. pagamento de prêmio de risco pelos geradores hidrelétricos a ser aportado na Conta de

Energia de Reserva - CONER;

b. contratação voluntária pelos agentes de geração, de reserva de capacidade de geração

específica para a mitigação do risco hidrológico, que poderá ser definida pelo Ministério de

Minas e Energia - MME, a partir de estudo realizado pela Empresa de Pesquisa Energética -

EPE, cujos custos não serão rateados com os usuários finais de energia de reserva do

Sistema Interligado Nacional – SIN, assegurado o direito de recuperação da diferença entre as

receitas e os custos associados por meio da extensão do prazo das outorgas vigentes; e

c. o resultado do deslocamento de geração hidrelétrica subtraído da liquidação da energia

secundária e do prêmio de risco pactuado será ressarcido aos agentes de geração por meio da

extensão de prazo da outorga, podendo o gerador escolher dispor livremente da energia ou

celebrar contrato de energia no ACR, coincidente com a extensão de prazo da outorga, a

preços e condições a serem estabelecidas pela ANEEL.

51. Caberá à ANEEL estabelecer o prêmio de risco, os preços de referência e a taxa de desconto

que serão aplicados à repactuação do risco hidrológico.

52. A repactuação do risco não inclui os efeitos de perdas elétricas da Rede Básica, consumo

interno e indisponibilidade de geração.

53. As revisões ordinárias de garantia física das usinas participantes do MRE, que impliquem

alteração da garantia física utilizada como base para a repactuação do risco hidrológico de que trata o caput,

poderão ensejar alteração do preço dos contratuais ou extensão do prazo da outorga.

54. A MP nº 688 ainda estabelece que o agente de geração, incluindo o grupo econômico do qual

faz parte, que possuir ação judicial em curso na qual requer isenção ou mitigação de riscos hidrológicos

relacionados ao MRE, deverá, como condição para valer-se da repactuação prevista no caput, desistir da

respectiva ação judicial e renunciar a qualquer alegação de direito sobre a qual se funda a referida ação,

protocolando requerimento de extinção do processo com resolução do mérito, nos termos do inciso V do caput

do art. 269 da Lei nº 5.869, de 11 de janeiro de 1973 – Código de Processo Civil, ficando dispensados os

honorários advocatícios em razão da extinção da ação.

DO CÁLCULO DO VALOR ESPERADO RISCO HIDROLÓGICO

55. Com o objetivo inicial de verificar a aderência do prêmio de risco calculado com base na

redução em 10% do preço de venda, a Nota Técnica nº 146/2015-SRG/SRM apresenta o resultado de

simulações estáticas em modelos computacionais consagrados do setor: SUISHI 8.2.7 e NEWAVE 194.

56. De acordo com a Nota Técnica, o deslocamento hidráulico apresenta uma distribuição muito

próxima da normal, sendo esperado um fator de ajuste menor do que 1 em aproximadamente 55% dos

cenários. Há uma pequena assimetria à direita, indicando que os máximos deslocamentos hidráulicos positivos

possuem maior valor absoluto que os máximos deslocamentos hidráulicos negativos. Essa assimetria à direita

4 Ambos foram desenvolvidos e são mantidos pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica – CEPEL.

compensa a maior probabilidade de fator de ajuste menor do que 1, de modo que o valor esperado do

deslocamento hidráulico para as 1.000 ofertas hidráulicas é zero.

57. A informação do resultado físico, entretanto, não pode ser utilizada para conclusões a respeito

do valor do risco hidrológico. É preciso combinar essa informação física com o custo associado. Isso é

demonstrado na Figura 8, que insere na análise a dimensão do CMO, permitindo a visualização da distribuição

de ganhos e custos unitários5 associados a cada resultado físico, tornando claro que o resultado financeiro é

assimétrico.

Figura 8 – Histograma do Fator de Ajuste do MRE – Ano 2

. Fonte: Nota Técnica nº 146/2015-SRG/SRM

Figura 9 – Histograma do Resultado Unitário do Ajuste do MRE

Fonte: Nota Técnica nº 146/2015-SRG/SRM

5 O resultado unitário é calculado pela seguinte expressão: CMO x (fator de ajuste-1), sendo CMO limitado ao PLD mínimo e máximo de 2015.

58. Essa assimetria é relevada no valor esperado do risco, de R$ -6,90/MWh, com desvio padrão

de R$ ±22,06/MWh. Ou seja, ainda que o resultado físico esperado seja zero, o valor esperado do risco

hidrológico é negativo, além de possuir elevada dispersão6.

59. De modo a complementar essa análise, solicitei que a Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica – CCEE realiza-se uma simulação independente para aferição do valor do risco hidrológico. Tal

simulação foi apresentada ao meu gabinete em 6 de agosto de 2015 e se utiliza das seguintes premissas:

a. Foram considerados os decks da Projeção do PLD para a simulação de agosto/2015 até

abril/2016 (cenário determinístico);

b. Considerou-se o NEWAVE prospectivo para maio de 2016, para a simulação de maio/2016 a

dezembro/2019 (múltiplos cenários);

c. Despacho de geração termelétrica das usinas com CVU até R$ 600,00/MWh, até abril/2016;

d. Para cálculo do fator de ajuste do MRE, foram consideradas as seguintes premissas de perdas

globais:

i. Perdas de 2% para geração hidrelétrica (perdas internas e de rede básica);

ii. Perdas de 4% para Garantia Física (perdas internas e de rede básica, fator de

operação comercial, mecanismo de redução de garantia física – MRGF);

e. Para a geração hidrelétrica:

i. A energia de submotorização;

ii. Apenas a parcela da UHE Itaipu destinada ao mercado brasileiro;

iii. Geração de PCHs estimadas com base na proporção histórica entre a geração total de

PCHs e a geração das PCHs do MRE.

60. Com base nessas premissas e adotando a hipótese de sazonalização flat, a CCEE espera que

o fator de ajuste do MRE tenha o comportamento ilustrado na Figura 10:

6 O valor do desvio padrão é superior a três vezes o valor esperado, expressando um elevado coeficiente de variação.

Figura 10 – Fator de ajuste do MRE verificado e estimado

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

61. Como resultado a CCEE encontrou o valor de risco de R$ 4,77/MWh que corrigido por uma

taxa de desconto de 7,16% seria igual a R$ 4,02/MWh, conforme detalhado na Tabela 3:

Tabela 3 – Valor do risco calculado pela CCEE

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

62. Entendo que a simulação da CCEE agrega robustez à formação da convicção da Diretoria da

ANEEL, mas que, por segurança e conservadorismo, devemos pautar nossa decisão com base no valor de

risco de R$ 6,90/MWh, de modo a minimizar a chance de arrependimento do consumidor.

DO CÁLCULO DO PRÊMIO DE RISCO

63. A variação da geração hidráulica pode resultar em perdas ou ganhos eventuais, a depender do

cenário hidrológico, tendo em vista tratar-se de evento vinculado a fenômeno natural cuja natureza é

Valor do risco

2016 -0,76

2017 -9,84

2018 -7,05

2019 -1,41

média -4,77

estocástica. Precificar a volatilidade desses resultados e atribuir valor ao deslocamento da geração hidrelétrica

pressupõe a adoção de uma série de premissas sobre a evolução da carga, da disponibilidade de geração e

tendência hidrológica, além de opções metodológicas, como a utilização de simulações estáticas ou dinâmicas,

que implica a aceitação de certo grau de arbitragem.

64. Por essa razão, a SRM e SRG, por meio da Nota Técnica nº 146/2015-SRG/SRM, expressam

o entendimento, de que a ANEEL não deve avocar a responsabilidade pela precificação ou pela assunção de

premissas arbitráveis, tendo em vista que estas não poderiam ser generalizadas ou comparadas entre si, pois

dependem do perfil de risco de cada agente e de incertezas não probabilísticas que formam as suas

expectativas.

65. Assim, para evitar um impasse a respeito dessas premissas, propõe-se uma abordagem

determinística ancorada na máxima redução permanente (não eventual) de receita a que um gerador está

sujeito. Independentemente da hidrologia, é indiscutível que um gerador hidráulico pode ter sua garantia física

reduzida em até 10% durante a vigência da outorga7.

66. Mesmo não sendo esses 10% o risco máximo a que o gerador está exposto em caso de

eventual crise hídrica, esse valor é a máxima perda permanente de receita8 que deveria ser considerada em

uma árvore de cenários possíveis, ainda que não se afaste a necessidade de arbitragem desse cenário. Não

obstante, dada a ancoragem com a redução máxima de garantia física, nessa hipótese seria preciso ainda

proteger o agente vendedor dos efeitos dessa redução, mantendo sua receita fixa constante, observada a

proporção do risco transferido em relação à garantia física total.

67. Assim, se após a transferência do risco a garantia física de outorga da usina fosse reduzida, o

agente teria manutenção da receita de modo a preservar o recebível total. Dessa forma, o agente que optasse

7 Conforme Decreto 2.655/1998. 8 Esse valor é considerado como máxima redução de receita permanente sob a premissa de que o gerador obteria sucesso no distrato da venda de montante equivalente com os compradores. Ressalta-se que, caso o distrato não fosse obtido, a perda poderia ser maior o gerador não seria capaz de arbitrar preço para recompor seu lastro comercial e cumprir seus contratos comprando a um preço mais baixo do que o preço de seus contratos de venda.

pela repactuação repassaria ao consumidor os dois tipos de riscos até aqui caracterizados: o risco hidrológico e

o risco de redução de garantia física ao prêmio de risco correspondente a 10% de redução de sua receita.

68. Essa abordagem encontra amparo, inclusive, no texto do art. 1º, § 8º da MP nº 688:

§ 8o As revisões ordinárias de garantia física das usinas participantes do MRE que impliquem alteração da garantia física utilizada como base para a repactuação do risco hidrológico de que trata o caput poderão ensejar alteração, pela Aneel, do preço dos contratos de que tratam o inciso I do § 3o e o inciso II do § 5o ou da extensão do prazo da outorga. (grifo nosso)

69. Alternativamente a proposta de cálculo do prêmio de risco apresentada na Nota Técnica nº

146/2015-SRG/SRM, gostaríamos de sugerir que o prêmio de risco seja obtido com base nos custos da energia

de reserva e no conceito de portfólio.

70. Por essa abordagem, o prêmio de risco associado à energia do ACL seria calculado conforme

a seguinte equação:

𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑖𝑠𝑐𝑜𝐴𝐶𝐿,𝑖 =𝐶𝑅,𝑖

𝑄𝐴𝐶𝐿,𝑖 (1)

Onde:

CR,i = Custo Total da Energia de Reserva, incluindo custos administrativos, financeiros e

encargos tributários, associado à quantidade de energia de reserva cujos direitos e obrigações

foram assumidos pelo gerador “i”, conforme termo de repactuação, verificado entre janeiro e

junho de 2015, expresso em R$;

QACL,i = Garantia física do gerador “i” não comprometida com cotas, Itaipu e contratos celebrados

com distribuidoras de energia elétrica no exercício de 2015, expresso em MWh;

71. Para a energia comprometida com o ACR, por sua vez, o prêmio de risco seria calculado com

base no preço da energia que seria obtido por um portfólio que considera-se a energia hidrelétrica pelo preço

médio dos leilões regulados:

𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑖𝑠𝑐𝑜𝐴𝐶𝑅 =(𝐶𝑅+𝑃𝑀×𝑄𝐴𝐶𝑅)

𝑄𝑅+𝑄𝐴𝐶𝑅− 𝑃𝑀 (2)

Onde:

CR = Custo Total da Energia de Reserva, incluindo custos administrativos, financeiros e encargos

tributários verificados entre janeiro e junho de 2015, expresso em R$;

QR = Total da energia de reserva contratada entre janeiro e junho de 2015, expressa em MWh;

QACR = Garantia física média (sazonalização flat) do MRE comprometida com contratos

celebrados com distribuidoras de energia elétrica no exercício de 2015, exceto cotas e Itaipu,

expresso em MWh;

PM = Preço médio da energia contratada em CCEARs por quantidade de fonte hidrelétrica em

valores atualizados para janeiro de 2015, expresso em R$/MWh;

72. O prêmio de risco calculado com base nessa metodologia seria o mesmo para todos os

geradores do ACR.

73. Em qualquer caso, o requisito mínimo a ser verificado em relação à robustez da proposta de

redução de preço é avaliar se essa redução é maior do que o valor absoluto do resultado econômico esperado.

Assim sendo, a transferência do risco ao consumidor em troca de um prêmio de risco só é aceitável se for

atendida a condição:

𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑖𝑠𝑐𝑜 > 6,9 (2)

Onde:

6,9 = é o valor esperado (média) do risco de ajuste do MRE, expresso em R$/MWh.

74. É importante esclarecer que um prêmio igual ao valor do risco esperado não seria vantajoso,

pois implicaria dizer que o consumidor é indiferente a tomar esse risco. Ainda que não seja possível estimar

uma função de utilidade do consumidor em relação ao risco, nos parece adequado supor que o consumidor

possua alguma aversão a risco9.

75. Além disso, há outras razões para que o prêmio seja maior do que o valor esperado do risco

hidrológico: (i) a proposta de repactuação prevê a transferência não apenas do risco hidrológico, mas também

da redução da garantia física; e (ii) a operação real decorrente do modelo institucional é historicamente mais

9 Se o consumidor fosse indiferente a risco, ele não aceitaria pagar contratos por quantidade, os quais embutem em seu preço prêmios cobrados pelo vendedor para assumir o risco hidrológico.

conservadora do que o indicado pelos modelos computacionais10, conforme discutido na NT 134/2015, de

modo que o valor esperado real tende a ser mais negativo do que o calculado.

DO RESSARCIMENTO PELA DIFERENÇA ENTRE O RESULTADO DE 2015 E O PRÊMIO DE RISCO

76. A MP nº 688 estabelece que a repactuação produza efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015,

de modo a possibilitar que a diferença entre o resultado da liquidação da energia secundária e do

deslocamento de geração hidrelétrica deste ano e o prêmio de risco pactuado seja ressarcida aos agentes de

geração por meio dos seguintes instrumentos:

a. postergação da data de início do pagamento do prêmio de risco.

b. extensão do prazo das outorgas vigentes, caso não haja prazo suficiente para postergar o

pagamento do prêmio de risco.

77. A extensão do prazo de outorga seria acompanhada da opção de celebração de contratos

vigentes do ACR11, viabilizando a securitização do fluxo de caixa futuro que poderia ser utilizada para mitigar o

impacto financeiro do deslocamento de geração hidrelétrica do exercício de 2015.

78. Para o cálculo da extensão de prazo, propõem-se a utilização da mesma taxa de desconto de

7,16% a.a. (Weighted Average Capital Cost - WACC) considerada na definição da Receita Anual de Geração –

RAG das usinas hidrelétricas que aceitaram a prorrogação dos contratos de concessão nos termos da Lei

nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e o preço do contrato regulado correspondente à usina, quando existir, ou

o preço médio dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEARs celebrados na

modalidade por quantidade de energia elétrica com lastro em Usinas Hidrelétricas ou Pequenas Centrais

Hidrelétricas – PCH, conforme o caso.

10 A afluência nunca é conhecida antecipadamente, sendo natural essa postura e conveniente que a operação tenha graus de liberdade em relação aos resultados dos modelos computacionais, conforme demonstrado nas NTs 38/2015 e 134/2015. 11 Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR e contratos bilaterais firmados diretamente entre geradores hidrelétricos e distribuidoras.

79. Para a definição do prazo de postergação do pagamento do prêmio de risco, também se

propõe a utilização da taxa de desconto considerada na definição da RAG das usinas hidrelétricas que

aceitaram a prorrogação dos contratos de concessão.

80. No caso da garantia física do MRE contratada no ACL, o valor do impacto do resultado de 2015

seria devolvido por meio da extensão de prazo das respectivas outorgas considerando-se (i) a taxa de

desconto de 7,16%; (ii) o preço médio de venda R$ 153,77/MWh e (iii) custos de operação, manutenção,

encargos e tributos de R$ 33,00/MWh, conforme apresentado pela Figura 11.

Figura 11 – Extensão da outorga em função do prazo remanescente

81. A Figura 12, por sua vez, apresenta a diferença entre o valor futuro do ativo financeiro

correspondente à devolução o resultado de 2015 e o valor futuro do fluxo de caixa que seria obtido com a

prorrogação da outorga. Tal diferença se explica pelo fato de a prorrogação se dá por meio de intervalos

discretos de um ano e o preço da energia no ACL ser livremente pactuado.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223242526272829

Exte

nsã

o d

a o

uto

rga

em

an

os

Prazo remanescente da outorga em anos

Figura 12 – Valor do ativo financeiro e do fluxo de caixa esperado

CONSIDERAÇÕES FINAIS

82. Para que a repactuação do risco hidrológico possa ser efetivada, seria necessária a celebração

de um contrato de cessão de direitos e obrigações com força executória extrajudicial, o qual estipularia

expressamente os valores e montantes envolvidos na repactuação, as contrapartidas oferecidas, o prazo limite

para adesão, as condições de eficácia e a vigência do acordo.

83. Tendo em vista que existe um estoque limitado de energia de reserva disponível para a

repactuação e que o instrumento da assunção de direitos e obrigações da conta de reserva pode não ser

suficiente para equacionar integralmente os efeitos do deslocamento hidrelétrico, sugere-se que:

a. a energia de reserva seja rateada entre os geradores interessados em sua utilização para a

repactuação do risco hidrológico de modo proporcional às respectivas garantias físicas

associadas a contratos no ACL; e

b. os geradores possam optar pelo prazo de duração do acordo, desde que este seja igual ou

superior a 3 anos.

84. Para o risco hidrológico associado aos contratos do ACR, sugere-se que a vigência do acordo

seja igual ao prazo remanescente das outorgas de cada gerador.

85. Ademais, considerando que a adesão dos geradores à repactuação será voluntária, nos parece

conveniente que eles possam optar por transferir somente uma parcela do risco hidrológico, por meio da

R$0,00

R$100,00

R$200,00

R$300,00

R$400,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29

R$

/MW

h

Prazo remanescente da outorga em anos

Ativo financeiro de 2015 Fluxo de caixa futuro

definição de um fator “f” de cessão do risco que seria aplicado tanto sobre o resultado da liquidação da energia

secundária e do deslocamento hidrelétrico no MCP, quando sobre o prêmio de risco.

86. Nesse sentido, nos autos desse Processo, opino pela abertura de Audiência Pública com vistas

a estabelecer os procedimentos para a repactuação do risco hidrológico, em especial a metodologia de cálculo

do prêmio de risco e da extensão de prazo das outorgas vigentes, e os termos e condições do instrumento

jurídico de efetivação da referida repactuação.

87. Paralelamente, considerando que os agentes devedores deverão disponibilizar recursos para o

aporte de garantias financeiras relativo à contabilização de julho até 21/8/2015 (próxima sexta-feira), conforme

o Submódulo 5.1 – Contabilização e Recontabilização dos Procedimentos de Comercialização – PdC.

88. Dessa maneira, a plena eficácia da MP 688, depende da conclusão da Audiência Pública e da

celebração de novos contratos, atos que não poderão ser consumados até 8/9/2015 (fim do prazo da AP e data

de liquidação na CCEE).

89. Assim, de modo a permitir a máxima eficiência da política pública introduzida pela MP 688, de

2015, recomendo que o aporte de garantias financeiras e a liquidação referentes ao mês de julho de 2015

sejam concatenadas com as correspondentes datas de aporte de garantias financeiras e liquidação do mês de

agosto de 2015.

90. Como consequência da repactuação o risco hidrológico, nos parece necessário que a ANEEL

adeque, tempestivamente, as regras de sazonalização da garantia física dos geradores participantes do MRE,

de modo a evitar possíveis distorções decorrentes da repactuação do risco hidrológico na forma proposta.

91. Finalmente, considerando a probabilidade futura do risco hidrológico, sugerimos que seja

enviado Ofício ao Ministério de Minas e Energia recomendando que os novos contratos regulados de venda de

energia de fonte hidrelétrica sejam celebrados na modalidade por disponibilidade de energia.

CONCLUSÃO

92. Pelo exposto, conclui-se que:

a. As petições protocolizadas pela APINE e ABRAGE, por meio das cartas PRE 352/14 e

018/2015, respectivamente, devem ser conhecidos e ter o mérito negado.

b. Existe conveniência e oportunidade para a discussão da repactuação do risco hidrológico

mediante a celebração de contratos de cessão de direitos e obrigações, na forma do disposto

na MP nº 688, de 18 de agosto de 2015;

c. Seria conveniente recomendar ao MME que as próximas contratações de energia hidrelétrica

por meio de leilões regulados ocorram por meio de CCEARs na modalidade por disponibilidade

de energia;

d. A ANEEL deve adequar as regras de sazonalização da garantia física dos geradores

participantes do MRE.

93. O Período da Audiência Pública seria de 20 dias, considerando a urgência da questão e o fato

de que se trata da segunda fase das discussões iniciadas no âmbito da Audiência Pública nº 32/2015.

94. Além disso, como atualmente a maior parte dos geradores hidrelétricos está protegida por

decisões judiciais liminares, os custos dos ajustes do MRE recairiam sobre uma quantidade pequena de

agentes que não teriam condições financeiras de honrar seus compromissos. Nesse sentido, recomendamos

que a contabilização e a liquidação relativas ao mês de julho de 2015 sejam feitas em conjunto com a

competência agosto de 2015.

III – DIREITO

95. A presente análise encontra fundamentação nas Leis n° 9.427, de 1996, nº 10.848, de 2004, e

nos Decretos nº 2.335, de 1997, nº 5.163, de 2004, e nº 5.177, de 2004.

IV – DISPOSITIVO

96. Em face do exposto e considerando o que consta do Processo 48500.006210/2014-19, voto

por: a) conhecer e negar provimento às petições interpostas pela Associação Brasileira dos Produtores

Independentes de Energia Elétrica – APINE e pela Associação de Brasileira das Empresas Geradoras de

Energia Elétrica – ABRAGE, por meio das cartas PRE 352/14 e 018/2015, respectivamente; b) abrir Audiência

Pública, por meio de intercâmbio documental, no período de 20 de agosto a 8 de setembro de 2015, com vistas

a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento dos instrumentos para a repactuação do

risco hidrológico dos agentes de geração participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE; c)

determinar que a Superintendência de Regulação da Geração – SRG instrua processo específico para a

adequação das regras de sazonalização da garantia física dos geradores participantes do MRE; e d)

por determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que proceda: (i) a postergação

do prazo para o aporte das garantias financeiras associadas ao Mercado de Curto Prazo – MCP referente à

contabilização do mês de julho de 2015, para 22 de setembro de 2015; e (ii) a postergação para 7 e 8 de

outubro de 2015, da liquidação do MCP, referente à contabilização de julho de 2015.

Brasília, 18 de agosto de 2015.

TIAGO DE BARROS CORREIA

Diretor

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

DESPACHO Nº , DE 18 DE AGOSTO DE 2015

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso

de suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da diretoria e o que consta no Processo nº

48500.006210/2014-19 decide: (i) conhecer e, no mérito, negar provimento às petições interpostas

pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE e pela

Associação de Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE; (ii) determinar

que a Superintendência de Regulação da Geração – SRG instrua processo específico para a

adequação das regras de sazonalização da garantia física dos geradores participantes do MRE; e (iii)

determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que proceda a postergação

do prazo para o aporte das garantias financeiras associadas ao Mercado de Curto Prazo – MCP

referente à contabilização do mês de julho de 2015, para 22 de setembro de 2015, bem como a

postergação para 7 e 8 de outubro de 2015, da liquidação do MCP, também referente à contabilização

de julho de 2015.

ROMEU DONIZETE RUFINO