Risco Hidrológico - GSF
São Paulo, SP
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Pleito dos agentes
• Pleito inicial: compensação pelo despacho fora da ordem do mérito, incluindo a energia de reserva
• Processo ANEEL iniciado para avaliação do pleito
• Foram adicionados pleitos posteriores (na justiça e em Audiência Pública) alegando que haveria limite natural ao risco hidrológico
• O risco teria sido extrapolado em função de outras medidas
• a expansão da matriz com outras fontes de energia
• o comportamento supostamente artificial da carga em função da manipulação de preços e do não racionamento
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Nota Técnica nº 38/2015
Em 2014, a exposição de Jirau foi paga pelo segmento consumo. Em 2015, Jirau segue com liminar.
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Nota Técnica nº 38/2015
MRE a 91% Resultado 2014 Sem hedge R$ 62 /MWh 95% R$ 29 /MWh 90% 0 MRE a 85% PLD 2014 = 688 PLD 2015 = 388 PLD 2015 = 296 Sem hedge R$ 103 /MWh R$ 58 /MWh R$ 44 /MWh 95% R$ 69 /MWh R$ 39 /MWh R$ 31 /MWh 90% R$ 34 /MWh R$ 19 /MWh R$ 15 /MWhCustos unitários do GSF reduziram em função da queda do PLD, mesmo com aumento do deslocamento.
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Nota Técnica nº 134/2015
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Nota Técnica nº 134/2015
-1,2 -0,2 -1,6 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 0 1 /0 3 /2 0 1 1 0 1 /0 6 /2 0 1 1 0 1 /0 9 /2 0 1 1 0 1 /1 2 /2 0 1 1 0 1 /0 3 /2 0 1 2 0 1 /0 6 /2 0 1 2 0 1 /0 9 /2 0 1 2 0 1 /1 2 /2 0 1 2 0 1 /0 3 /2 0 1 3 0 1 /0 6 /2 0 1 3 0 1 /0 9 /2 0 1 3 0 1 /1 2 /2 0 1 3 0 1 /0 3 /2 0 1 4 0 1 /0 6 /2 0 1 4 0 1 /0 9 /2 0 1 4 0 1 /1 2 /2 0 1 4 0 1 /0 3 /2 0 1 5PIB últimos 12 meses - dados trimestrais
PIB UDM
O ACL respondeu ao nível de atividade econômica.
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Nota Técnica nº 134/2015
Mês 2013 2014 2015 Jan 27 32 31 Fev 29 32 29 Mar 27 29 27 Mês 2013 2014 2015 Jan 79% 67% 69% Fev 75% 63% 74% Mar 79% 75% 78%Temperatura Máxima Média - São Paulo
Umidade relativa - São Paulo
Mês
ACL* ACR** SIN (ACL + ACR)
Carga 2014 (MWméd) Carga 2013 (MWméd) Var. (%) Carga 2014 (MWméd) Carga 2013 (MWméd) Var. (%) Carga 2014 (MWméd) Carga 2013 (MWméd) Var. (%) Jan 15.931 15.369 +3,7% 48.712 44.086 +10,5% 64.643 59.455 +8,7% Fev 16.199 16.163 +0,2% 50.377 45.918 +9,7% 66.577 62.081 +7,2% Mar 16.104 16.053 +0,3% 47.020 45.077 +4,3% 63.124 61.130 +3,3% Abr 15.728 16.373 -3,9% 45.881 43.839 +4,7% 61.610 60.212 +2,3% Mai 15.413 16.078 -4,1% 44.428 42.827 +3,7% 59.841 58.905 +1,6% Jun 14.873 15.985 -7,0% 43.615 42.348 +3,0% 58.488 58.333 +0,3% Jul 15.003 16.162 -7,2% 43.684 42.559 +2,6% 58.687 58.721 -0,1% Ago 15.008 16.302 -7,9% 44.384 43.672 +1,6% 59.392 59.974 -1,0% Set 15.164 16.191 -6,3% 46.299 44.383 +4,3% 61.463 60.573 +1,5% Out 15.241 16.335 -6,7% 47.699 44.965 +6,1% 62.940 61.300 +2,7% Nov 15.314 16.311 -6,1% 47.079 45.618 +3,2% 62.393 61.929 +0,7% Dez 14.144 15.300 -7,6% 47.391 45.845 +3,4% 61.535 61.145 +0,6% Média 15.337 16.049 -4,4% 46.355 44.250 +4,8% 61.693 60.299 +2,3%
* consumidores livres, consumidores especiais, autoprodutores e consumidores atendidos de forma regulada por geradores de serviço público
** consumidores cativos de distribuidoras Fonte: Relatórios da CCEE
Ano Carga MWm Variação Carga
Variação da tarifa média do mercado cativo 2011 41.661,30 - -2012 43.180,97 3,65% 5,31% 2013 44.270,94 2,52% -12,38% 2014 46.354,93 4,71% 20,52%
Comportamento do consumo no ACR vis-à-vis a tarifa
O ACR respondeu à temperatura, de forma até predominante em relação ao preço.
Não é possível afirmar que o comportamento da carga teria sido diferente se o sinal de preço tivesse sido outro.
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Nota Técnica nº 134/2015
Parâmetros Racionamento de 5% Racionamento de 10%
Resultado sem racionamento - 3.390.763.928,84 - 6.781.527.857,68
Resultado com racionamento - 5.177.293.008,77 - 10.354.586.017,53
Variação do resultado - 1.786.529.079,93 - 3.573.058.159,85
Efeito financeiro do racionamento (PLD=388 e PreçoCC-Q=150)
5,0% 61,3% 33,7% GF MRE Hedge Contratos qtde CCGF e Itaipu 52,7% 47,3% CARGA CC-Q Hidro Outros
Não há garantia de que o resultado econômico e financeiro seria melhor caso houvesse racionamento (ou corte de carga). Se a hidrologia se mantivesse ruim, o racionamento sairia mais caro para os geradores.
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O GSF deriva da seca
Mesmo com o despacho fora do mérito desde final de 2012, o nível de armazenamento não foi recuperado.
Não é possível afirmar que a operação com base apenas no modelo computacional geraria resultados melhores (poderia seria pior).
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Efeito econômico e financeiro
LUCRO LíQUIDO Empresa 6 Meses 2015 2014 2013 AES Tietê 326 mi 449 mi 881 mi Duke 40 mi 286 mi 418 mi Copel Geração 735 mi 1.187 mi 1.079 mi Tractebel 554 mi 1.383 mi 1.437 mi CPFL Geração 122 mi 107 mi 311 mi CESP 369 mi 1.148 mi 991 mi CEMIG Geração 1.829 mi 2.074 mi 1.865 mi CELESC Geração 31 mi 101 mi 17 mi Eletrobras Geração 1.432 mi 331 mi 1.629 mi EDP Geração 14 mi 267 mi 215 mi Alupar Geração 13 mi 82 mi 29 mi Neoenergia Geração 78 mi 77 mi 245 mi Somatório 5.543 mi 7.315 mi 9.062 mi EBITDA Empresa 6 Meses 2015 2014 2013 AES Tietê 661 mi 918 mi 1.525 mi Duke 259 mi 704 mi 914 mi Copel Geração 1.179 mi 1.422mi 1.852 mi
Tractebel 1.376 mi 2.895 mi 3.042 mi CPFL Geração 413 mi 1351 mi 1.359 mi CESP 1.140 mi 4.017 mi 3.062 mi CEMIG Geração 2.424 mi 4.240 mi 2.985 mi CELESC Geração 57 mi 157 mi 45 mi Eletrobras Geração 2.695 mi 4.929 mi 3.817 mi EDP Geração 362 mi 532 mi 801 mi Alupar Geração 95 mi 168 mi 113 mi Neoenergia Geração 247 mi 247 mi 411 mi Somatório 10.908 mi 21.580 mi 19.926 mi
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Nota Técnica nº 146/2015
• O risco é do gerador e não há limite legal, editalício ou regulamentar.
• Mesmo o risco sendo do gerador, é possível propor repactuação:
• permitir contratar hidráulica no ACR com risco hidrológico alocado no consumidor, desde que exista contrapartida adequada.
• Características
• retira do preço de venda a parcela do risco hidrológico • atribui previsibilidade de resultados aos geradores
• evita rediscussões futuras em caso de nova crise hídrica • evita rediscussões sobre despacho fora da ordem de mérito • melhora o sinal de preço ao consumidor (por meio da bandeira) • intensifica o processo de redução de assimetria na tarifa de energia • mecanismo opcional
• atua apenas sobre geradores contratados
• reduz base tarifária (permanente) e aumenta bandeira (eventual) • obriga a definição de uma modelagem de redução de preço
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Nota Técnica nº 146/2015
• Proposta de utilizar o percentual máximo de redução de garantia física
• O gerador hidrelétrico pode ter sua garantia física reduzida em até 10% durante a vigência da outorga
• Mesmo não sendo esses 10% o risco máximo a que o gerador está exposto em caso de crise hídrica, esse valor é uma boa aproximação da máxima perda permanente de receita
• Proposta de que a conversão do preço do contrato por quantidade para a modalidade por disponibilidade se dê pela aplicação de um redutor de 10% no preço vigente, com proteção do risco hidrológico e de redução da garantia física
• Cálculos probabilísticos podem ser utilizados como teste de aderência, mas não como aferições determinativas de qual é o valor do risco hidrológico
• O resultado poderia ser questionado e alterado em função das premissas implícitas na abordagem estatística
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Nota Técnica nº 146/2015
TESTE DE ADERÊNCIA
O valor de R$ 6,90/MWh possui um desvio padrão de R$22/MWh.
O valor de R$ 6,90/MWh tem viés otimista, pois o operador é mais avesso ao risco do que o modelo computacional.
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MP 688
• Prevê repactuação no ACR e no ACL
• ACR - Pagamento de prêmio na bandeira
• ACL - Pagamento de prêmio pelo uso da reserva existente e possibilidade de contratação incremental de reserva
• Efeitos a partir de janeiro de 2015
• Necessidade de definição de prêmio, taxa de desconto, preço de referência e método de extensão de prazo
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MP688 – 2ª e 3ª fase da AP
• Taxa de desconto de 7,16% a.a.
• Preço de referência para extensão de prazo no valor de R$153,77/MWh
• Custo operacional de referência para extensão de prazo no valor de R$30,26/MWh
• Prêmio
• 10% do valor do preço de venda vigente para ACR
• Ou abordagem de custo de portfólio para ACR e ACL
• Modelos de contratos de cessão de direitos e extensão de prazo de venda ou de outorga
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2015 2016 2017 2018 ... T
Valor esperado com alta dispersão (alto risco)
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACR - GERADOR
Valor realizado em 2015
O preço praticado pelo gerador contempla o valor esperado e um prêmio para compensar a volatilidade (risco) desse valor.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Valor esperado
Prêmio > Valor esperado
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACR - GERADOR
Para o consumidor ficar com o risco, o prêmio exigido deve ser maior do que o valor esperado, de modo a preservar a lógica econômica e atribuir neutralidade às partes.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Valor esperado
Prêmio > Valor esperado
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACR - GERADOR
Para o consumidor ficar com o risco, o prêmio exigido deve ser maior do que o valor esperado, de modo a preservar a lógica econômica e atribuir neutralidade às partes.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Prêmio
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACR - GERADOR
Compensação de 2015
A MP 688 prevê que o mecanismo seja aplicado desde janeiro de 2015, de modo que a despesa incorrida pelo gerador acima do prêmio deve ser compensada.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Prêmio
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACR - GERADOR
A compensação de 2015 se dá pela postergação no pagamento do prêmio dos anos seguintes. No exemplo, postergam-se os prêmio de 2016 e 2017.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Valor esperado Prêmio
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACR - CONSUMIDOR
Do ponto de vista do consumidor, o risco é assumido economicamente desde 2015. Do ponto de vista financeiro, o recebimento do prêmio é postergado para compensar o resultado de 2015, que se deu em nível pior do que o valor esperado. No exemplo, essa postergação ocorre em 2016 e 2017. Para esses anos, portanto, o consumidor fica com eventual ônus financeiro sem possuir mitigação financeira de recebimento do prêmio.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Valor esperado
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACL - GERADOR
O preço e as estratégias praticadas pelo gerador consideram o valor esperado e um prêmio para compensar a volatilidade (risco) desse valor ou uma proteção contra essa volatilidade.
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2015 2016 2017 2018 ... T
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACL - GERADOR
Valor esperado da reserva
O gerador adquire reserva. Ainda que o valor esperado dessa energia seja pior do que o valor esperado do risco hidrológico, o resultado se torna menos volátil e a diferença do ano de 2015 é compensada com extensão de prazo.
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2015 2016 2017 2018 ... T
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACL - GERADOR
Prêmio ACL (valor esperado da reserva)
T+E
O uso da reserva compensa em caso de uma nova crise hídrica. Além disso, o agente que aderir à medida tem a opção de contratar reserva incremental com integral compensação.
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2015 2016 2017 2018 ... T
Valor esperado da reserva
REPACTUAÇÃO DO RISCO NO ACL - CONSUMIDOR
T+E
Do ponto de vista do consumidor, há um alívio econômico do ônus da reserva existente, transferida ao gerador desde 2015. Do ponto de vista financeiro, o consumidor só deixa de pagar a reserva a partir de 2016. Além disso, o contrato de concessão do gerador é estendido para compensar a diferença de 2015, deixando de virar cota. Essa extensão considerará ainda a compensação integral dos resultados da reserva incremental.
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MP688 – AP 32 / 4ª fase
TEMA ACR ACL
Elegibilidade
Parcela de usina hidráulica lastreando Contrato de venda no ACR vigente até 31/12/2016 pelo menos, exceto UHEs
que não aceitaram a renovação das concessões em regime de cotas
Parcela remanescente de usina hidráulica com concessão no mínimo
até 31/12/2016,
exceto UHEs que não aceitaram a renovação das concessões em regime
de cotas
Prêmio 10% do preço
Receita Fixa e Custos Administrativos, Financeiros e Tributários da energia
de reserva
Deslocamento Hidráulico de referência
Resultado do MRE com sazonalização
flat, comparado à garantia física vendida
no ACR também flat
Geração da energia de reserva atribuída ao uso do gerador equivalente a, no mínimo, a sua
participação na garantia física hidráulica do ACL
Cobertura em caso de crise
hídrica Total, observado o fator F
Limitada à geração da energia de reserva
Redução de GF Compensado com extensão de prazo Compensado com extensão de prazo
Vantagem adicional Não há
Possibilidade de contratar energia de reserva incremental com
compensação integral de resultados em extensão de prazo da concessão
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MP688 – AP 32 / 4ª fase
TEMA ACR ACL
Aferição do ressarcimento de 2015
Comparação do resultado realizado e do resultado recalculado com a aplicação do
mecanismo a partir de janeiro
Comparação do resultado realizado e do resultado recalculado com a aplicação do
mecanismo a partir de janeiro
Forma do ressarcimento de 2015
Postergação de pagamento do prêmio nos anos subsequentes com extensão do
contrato de venda. Não havendo prazo de concessão suficiente, estende-se a
concessão
Extensão de prazo da concessão
Prazo de adesão
Para geradores em operação comercial, até final de 2015. Para geradores em implantação, no ano anterior ao início do
suprimento.
Para usufruir da compensação de 2015, a opção deve se dar até final deste ano. Após isso, o gerador poderá optar em qualquer tempo sem compensação de 2015, desde que atenda ao nível mínimo
de uso da reserva.
Período de pagamento do prêmio
Vigência do contrato de venda, inclusive na extensão de prazo
Vigência original do contrato de concessão
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Resumo das fases da AP 32
Fase Tema Status Instrução Período de
contribuições
1 Mérito do pleito sobre GSF
Fechada com decisão negando o pleito dos agentes – DSP
2721/2015
NTs 38 e 134 e Voto 28/5 a 6/7
2 Contratos de cessão, prêmio, taxa e preço
de referência Prazo de contribuições encerrado
NT 146 (pré MP 688) e
Voto 20/8 a 8/9
3 Contratos de concessão, CCEAR e
alteração da REN da CONER Prazo de contribuições encerrado NT 177 e Voto 2/9 a 14/9
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Resolução Normativa com elegibilidade, aferição, regras, cobertura, prêmio, taxa
de desconto e preço de referência
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Muito Obrigado!
SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J” Brasília – DF – 70830-110
TEL. 55 (61) 2192 8600 Ouvidoria: 167 www.aneel.gov.br
