Nota Técnica nº 212/2015-SGT/ANEEL Em 12 de agosto de 2015. · 2. A REN nº 464/2011, de 22 de novembro de 2011, homologou o Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária

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

Nota Técnica nº 212/2015-SGT/ANEEL

Em 12 de agosto de 2015.

Processo: 48500.000484/2015-77 Assunto: Aperfeiçoamento do sistema de Bandeiras Tarifárias.

I. DO OBJETIVO

A presente Nota Técnica tem como objetivo apresentar uma previsão de comportamento dos custos a serem cobertos pelas Bandeiras Tarifárias para o último quadrimestre de 2015 em função da decisão de desligar as térmicas com Custo Variável Unitário – CVU acima de R$ 600/MWh a partir do dia 08 de agosto de 2015, tomada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE no dia 05 de agosto. II. DOS FATOS 2. A REN nº 464/2011, de 22 de novembro de 2011, homologou o Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, estabelecendo os procedimentos a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 3. O Submódulo 7.1 do PRORET definiu que o sistema de bandeiras tarifárias seria aplicado a partir no ano de 2015 às concessionárias do Sistema Interligado Nacional – SIN, após terem sido realizados, em 2013 e 2014, anos teste com a finalidade de simular os resultados obtidos com a aplicação hipotética das bandeiras amarela e vermelha e divulgar aos consumidores os procedimentos de aplicação do sistema.

4. Em 05 de fevereiro de 2015, foi emitido o Decreto nº 8401/2015, determinando a criação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, destinada a administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias, a qual deveria ser regulamentada pela ANEEL.

5. Em 05 de fevereiro de 2015, foi emitida a Nota Técnica nº 28/2015-SGT/ANEEL, contendo proposta de regulamentação da Conta Centralizadora de Recursos de Bandeiras Tarifárias.

6. De 09 a 20 de fevereiro de 2015, foi realizada a AP 06/2015 com a finalidade de obter subsídios e informações para aprimoramento do sistema de bandeiras tarifárias e da regulamentação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. 7. Em 26 de fevereiro de 2015, foi emitida a Nota Técnica nº 34/2015-SGT/ANEEL, apresentando a proposta final de regulamentação da Conta Centralizadora de Recursos de Bandeiras Tarifárias, bem como a recomendação de alteração dos adicionais de bandeira amarela e vermelha.

Pág. 2 da Nota Técnica nº 212/2015-SGT/ANEEL, de 12/08/2015.


8. Em 27 de fevereiro de 2015, foi publicada a REH 1.859, a qual estabeleceu que, partir de 2 de março de 2015, os valores a serem adicionados à tarifa de aplicação de energia, TE, seriam de 25,00 R$/MWh, quando da vigência da bandeira tarifária amarela, e de 55,00 R$/MWh, quando da vigência da bandeira tarifária vermelha. A mesma resolução definiu o critério de acionamento com base no valor do CVU da última usina térmica com previsão de despacho por ordem de mérito ou segurança energética para o mês subsequente à reunião do Planejamento Mensal de Operação – PMO. 9. Em 05 de agosto de 2015, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE se reuniu e decidiu pelo desligamento da geração térmica despachada com CVU superior a R$ 600,00/MWh, em um total de 2.660 MW de potência, o que equivale a cerca de 2.000 MW médios. Essa decisão foi baseada em estudos do ONS que avaliaram as condições de atendimento energético do SIN no presente ano, bem como em 2016. 10. Em reunião realizada no dia 11 de agosto de 2015, a Diretoria da ANEEL solicitou à SGT a elaboração de um estudo prospectivo para simular o efeito da decisão do CMSE nos custos a serem cobertos pelas Bandeiras Tarifárias para o último quadrimestre de 2015, a fim de avaliar a oportunidade e conveniência de alteração dos adicionais das Bandeiras Tarifárias a serem cobrados no período de setembro a dezembro de 2015. III. DA ANÁLISE 11. A decisão tomada pelo CMSE, de desligar a geração térmica com CVU superior a R$ 600,00/MWh foi subsidiada por um estudo técnico do ONS, que concluiu que, consideradas as séries históricas de afluências, a previsão de carga de energia proveniente da 2ª revisão quadrimestral, bem como as condições iniciais de armazenamento em 31 de julho, a geração térmica poderia ser reduzida sem risco de desabastecimento para as regiões SE/CO e NE e, por conseguinte, para o SIN. 12. As premissas e conclusões desse estudo estão consubstanciadas na apresentação do Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação, referente à semana operativa de 08/08/2015 a 14/08/2015, publicado no site do ONS no dia 07/08/2015. Segue transcrição da seção inicial desse documento:

“Em reunião realizada em 05 de agosto, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE decidiu o desligamento da geração térmica presentemente despachada com CVU superior a R$ 600,00/MWh, em um total de 2.660 MW de potência, o que equivale a cerca de 2.000 MW médios, aproximadamente. Esta decisão está baseada em estudos do ONS que avaliaram as condições de atendimento energético do SIN no presente ano, bem como em 2016. Para o presente ano, foram consideradas duas hipóteses de afluência (valor esperado e limite inferior), a carga de energia da 2ª revisão quadrimestral, as condições iniciais de armazenamento em 31 de julho, e o desligamento de geração térmica de CVU superior a R$ 600,00/MWh. Para o cenário de afluência correspondente ao valor esperado, os níveis de armazenamento estimados em 30 de novembro são de 30,8% EAR máxima e 14,5% EAR máxima, nos subsistemas SE/CO e NE, respectivamente. Para o ano de 2016, supondo os níveis mínimos de armazenamento de 20% EAR máxima em 30 de novembro de 2016, os segundos piores cenários de afluência nessas regiões (SE/CO e NE) no período de abril a novembro de 2016, correspondentes aos anos de 1955 e 2002, respectivamente, e a geração térmica máxima com CVU inferior a R$ 600,00/MWh, seriam necessários os armazenamentos de 55% EAR máxima e 41% EAR máxima, respectivamente, em 30 de abril de 2016.



Para esses níveis serem alcançados, sob a mesma hipótese de geração térmica, seriam necessárias afluências da ordem de 70% MLT e 50% MLT no período de dezembro de 2015 a abril de 2016, nos subsistemas SE/CO e NE, respectivamente, às quais estão associadas frequências de ocorrência no histórico com valores iguais ou inferiores de 6 e 2 séries, respectivamente. A análise de risco de déficit efetuada sob a mesma hipótese de redução de geração térmica, com as séries históricas de afluências, indicam riscos nulos para ambas as regiões e, por conseguinte, para o SIN. Dessa forma, essas premissas bem conservadoras adotadas nas simulações efetuadas pelo ONS fornecem o embasamento técnico para o CMSE adotar a presente decisão operativa com significativa segurança”.

13. A estimativa de custos a serem cobertos pelas bandeiras tarifárias realizada no âmbito da AP 006/2015 e apresentada por meio da Nota Técnica nº 34/2015-SGT/ANEEL, de 26 de fevereiro de 2015, levou em conta uma realidade de manutenção do despacho térmico em sua totalidade ao longo de 2015, bem como a manutenção do PLD em seu valor teto, de R$ 388,48/MWh, para todos os meses do ano 14. A decisão do CMSE de despachar apenas as térmicas com CVU inferior a 600 R$ /MWh, bem como o atual patamar do PLD, em torno de R$ 130,00/MWh, mudam substancialmente as premissas adotadas em fevereiro, e alteram a distribuição dos custos a serem cobertos pelas bandeiras tarifárias. 15. Em vista disso, foi feita uma análise de sensibilidade dos custos dos itens cobertos pela Conta Centralizadora de Bandeiras Tarifárias considerando:

i) A variação do PLD (R$ 100/MWh até R$ 375/MWh);

ii) O critério de despacho das térmicas (térmicas com CVU de até R$ 600/MWh, conforme última decisão do CMSE; térmicas com CVU menor do que R$ 800/MWh e despacho total do parque térmico);

iii) A presença dos custos extras provenientes das liminares relativas ao GSF, que estão atualmente vigentes e não foram consideradas na AP 006/2015.

16. Inicialmente serão apresentados os efeitos isolados de cada componente e, em seguida, serão visualizados os cenários consolidados. Mais uma vez, ressalta-se que as variáveis que impactam as simulações são o PLD, a decisão do despacho térmico fora da ordem do mérito e as liminares judiciais relativas ao GSF. A sensibilidade em relação a outras variáveis, como o comportamento da carga, GSF e realocação de cotas não foi testada. III.1 - Efeitos isolados de cada componente III.1.1 - Parcela variável dos CCEARs por disponibilidade



17. A figura a seguir detalha os resultados simulados para a parcela variável dos CCEAR por disponibilidade em função do PLD, já descontada a cobertura prevista nos processos tarifários.

Figura 1 – Parcela Variável CCEAR Disponibilidade x PLD

18. À medida que o PLD aumenta, mais usinas térmicas comprometidas com CCEARs são despachadas dentro do mérito, com o consequente incremento de custos contabilizados como parcela variável pela CCEE. A cobertura tarifária para as distribuidoras foi definida com o PLD a R$ 200/MWh (limite da bandeira verde). Por essa razão, se o PLD for efetivamente R$ 200/MWh, o valor a ser coberto pela conta de bandeiras seria nulo. Para valores de PLD maiores do que R$ 200/MWh, haveria custos adicionais a serem cobertos e para valores menores do que R$ 200/MWh a cobertura tarifária seria maior do que o custo efetivo, gerando um crédito na conta de bandeiras. III.1.2 - Encargo de Serviço de Sistema – ESS por segurança energética 19. A figura a seguir apresenta os resultados simulados do ESS mensal para o segundo semestre de 2015. Foi feita análise de sensibilidade tanto da variação do PLD (R$ 100/MWh até R$ 375/MWh) quanto do critério de despacho das térmicas (térmicas com CVU de até R$ 600/MWh, conforme última decisão do CMSE; térmicas com CVU menor do que R$ 800/MWh e despacho total do parque térmico). Vale ressaltar que a simulação considera que todas as térmicas geram sua disponibilidade máxima quando despachadas, premissa que nem sempre se confirma na prática.



Figura 2 – ESS Segurança Energética x PLD

20. Diferente do resultado simulado para os contratos por disponibilidade, o custo mensal do ESS aumenta com a redução do PLD. Quando uma térmica é despachada fora da ordem do mérito, o ESS é calculado a partir da diferença entre o CVU da térmica e o preço pelo qual a energia foi liquidada (PLD). Como o CVU é fixo, quanto menor o PLD, maior será a parcela ESS. Além disso, quanto menor o PLD, maior a quantidade de térmicas despachadas fora da ordem de mérito. 21. Vale ressaltar que o resultado é muito sensível à política de operação. Uma revisão da última decisão do CMSE e uma eventual volta do despacho de térmicas com CVU de até R$ 800/MWh traria um sobrecusto mensal de aproximadamente R$ 740 milhões (com o PLD a R$ 200/MWh) na conta de bandeiras. 22. Por fim, cabe alertar que o valor realizado de ESS por razões de Segurança Energética vem sendo sistematicamente menor do que o estimado. Uma hipótese não testada para explicar essas diferenças é que quando despachadas, as térmicas não conseguem gerar suas disponibilidades máximas, seja por manutenção ou por restrições operativas. III.1.3 - Risco Hidrológico – CCGF, Itaipu e efeito decorrente de liminares 23. A figura a seguir apresenta a relação entre o valor mensal do risco hidrológico e o PLD. Nas simulações foram considerados os valores associados às cotas de energia renovada, à Itaipu e às liminares atualmente vigentes (consideradas na contabilização de junho/2015). A exposição foi calculada considerando a projeção mensal feita pela CCEE, que estima o GSF médio de 2015 em 84%. O ingresso de novas cotas a partir de julho de 2015 foi considerado. O valor das liminares foi estimado considerando a relação entre o valor das liminares e o somatório do risco hidrológico de cotas e de Itaipu na contabilização da competência junho de 2015.



Figura 3 – Risco Hidrológico

24. Como toda a exposição é valorada ao PLD, os resultados são lineares. Quanto menor o PLD, menor o custo a ser pago pelas distribuidoras em razão do risco hidrológico. Sem as liminares, os valores variam de R$ 200 milhões a R$ 800 milhões por mês. Com as liminares, os valores chegam a R$ 1.300 milhões por mês. Ressalta-se que o comportamento futuro de liminares e recontabilizações delas decorrentes são bastante incertos. 25. Vale destacar que o efeito das liminares do GSF relativas à competência de maio de 2015, cujo valor foi de R$ 378 milhões, não foi considerado no cálculo da Conta Bandeiras daquele mês, e será computado na apuração do saldo da CVA de energia das distribuidoras. Esse passivo não pago não foi incluído nas simulações. III.1.4 - Exposição Involuntária 26. A figura a seguir apresenta a relação entre a exposição involuntária das distribuidoras e o PLD, considerando uma estimativa de redução de 4% do mercado comparado ao mesmo período do ano anterior. Com o ingresso de um volume adicional de cotas de energia renovada em julho de 2015, as distribuidoras estarão em situação de sobrecontratação no segundo semestre de 2015. Logo, quanto o maior o PLD, maior a receita que as distribuidoras auferirão com a venda desse excedente de energia no mercado de curto prazo. Para valores muito baixos de PLD (menor do que o PMIX reconhecido nas tarifas), a sobrecontratação acaba gerando uma despesa para a distribuidora.



Figura 4 – Exposição Involuntária

27. Não foi simulado nenhum cenário em que parte das cotas de energia renovada deixa de ser alocadas às distribuidoras no segundo semestre de 2015. Também não foram simuladas variações da carga em razão, por exemplo, de temperaturas atípicas. III.1.5 - Custos com Energia de Reserva 28. A figura a seguir apresenta a relação entre o valor de energia de reserva e o PLD. As distribuidoras possuem atualmente cobertura tarifária da ordem de R$ 225 milhões por mês para arcar com o encargo de energia de reserva. 29. A apuração do Encargo de Energia de Reserva é feita pela CCEE e depende fundamentalmente do valor do PLD. Para valores elevados de PLD, a liquidação no curto prazo da energia de reserva produzida é suficiente para pagar a receita fixa dos geradores, bem como as despesas financeiras e administrativas da CONER, podendo ser gerado, inclusive, um excedente financeiro computado a crédito das distribuidoras. Para valores baixos de PLD, além de não haver esse excedente, as distribuidoras passam a arcar com a despesa do Encargo de Energia de Reserva para complementar o pagamento da receita fixa das geradoras. Logo, quanto maior o PLD, maior o benefício para as distribuidoras na apuração mensal das bandeiras.



Figura 5 – Custos com Energia de Reserva

III.1.6 - Passivo não coberto de competências anteriores da Conta Bandeiras 30. Atualmente, a Conta Bandeiras está deficitária em aproximadamente R$ 1,25 bilhão, considerando as competências de janeiro a junho de 2015, as quais já foram apuradas e liquidadas na CCEE. Então foi considerado um custo mensal adicional de R$ 312,5 milhões entre setembro e dezembro de 2015 para cobrir esse passivo. Vale ressaltar que os efeitos das competências de julho e agosto são desconhecidos até o momento, o que pode ocasionar um aumento no valor do passivo caso a apuração da Conta Bandeiras referente a essas competências seja deficitária. III.2 – Efeitos conjugados de todos os componentes 31. A figura a seguir apresenta 6 cenários para a Conta Bandeiras no segundo semestre de 2015. A análise de sensibilidade considerou três variáveis: o nível do PLD; o despacho de térmicas e a presença de liminares do GSF. Nos cenários sem efeito de liminares, as distribuidoras pagam somente o risco hidrológico das cotas e de Itaipu. Três cenários de despacho foram considerados: térmicas com CVU de até R$ 600/MWh, térmicas de CVU menor do que R$ 800/MWh e todo o parque térmico.



Figura 6 – Custo médio mensal nos cenários simulados

32. Em todos os cenários simulados, a redução do PLD é prejudicial para a Conta Bandeiras em razão do substancial aumento do custo com o ESS causado pelas térmicas fora da ordem de mérito, da diminuição da receita com a sobrecontratação das distribuidoras no segundo semestre, da perda do excedente financeiro da CONER e do aparecimento do custo com o Encargo de Energia de Reserva. Esses efeitos de aumentos de custos são preponderantes quando comparados com a redução do risco hidrológico e da parcela variável dos CCEARs-D. 33. Os cenários 1 e 4 têm custos menores do que as receitas de bandeiras para todos os patamares de PLD. Esses são os cenários em que somente térmicas até R$ 600/MWh são despachadas até o fim do ano. Com essa política de despacho, é possível, inclusive acomodar o nível atual de liminares do GSF (cenário 4). 34. Os cenários 5 e 6 são deficitários para praticamente todos os patamares de PLD. Esses são os cenários em que as liminares dos geradores do MRE estão vigentes e a política de despacho térmico volta a considerar as térmicas com CVU de até R$ 800/MWh e todas as térmicas, respectivamente. 35. Para os cenários 2 e 3, o resultado da conta dependeria, essencialmente, do PLD. Esses cenários levam em conta uma eventual necessidade de revisão da política de despacho térmico, voltando o despacho com CVU de até R$ 800/MWh e todas as térmicas, respectivamente, mas sem o impacto das liminares. Vale ressaltar que o PLD estimado pela CCEE para os últimos seis meses do ano de 2015 é de R$ 148/MWh, em média. Com esse valor de PLD, a conta bandeira seria deficitária nesses dois cenários (e também nos cenários 5 e 6). 36. O gráfico a seguir apresenta o valor de bandeira vermelha necessário em cada um dos cenários para que não haja débitos ou créditos na conta ao final do segundo semestre de 2015.



Figura 7 – Adicional de Bandeira Vermelha nos cenários simulados

37. Por fim, é importante observar que a simulação realizada na figura 7 considera o acionamento da bandeira vermelha para todo o segundo semestre de 2015. Caso o CVU da última usina a ser despachada seja inferior ao valor-teto do PLD, de 388,48 R$/MWh, haverá acionamento da bandeira amarela, o que altera o montante deficitário na Conta Bandeiras. O cenário de acionamento da bandeira amarela para alguns ou todos os meses do segundo semestre de 2015 não foi simulado. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 38. A presente Nota Técnica está fundamentada nos seguintes dispositivos legais: art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; e Submódulos 6.8, 7.1 e 7.3 do PRORET.

V. DA CONCLUSÃO 39. Após terem sido simulados diversos cenários para estimar os efeitos: (i) da decisão do CMSE de despachar as usinas térmicas com o CVU de até R$ 600/MWh; (ii) da inclusão dos custos provenientes das liminares de GSF e (iii) da variação dos valores de PLD nos custos a serem cobertos pelas Bandeiras Tarifárias para o último quadrimestre de 2015, a área técnica chegou às seguintes conclusões:

i) Os custos a serem cobertos com a conta de bandeiras tarifárias são bastante voláteis em

relação às variáveis de interesse;



ii) Foram simuladas as oscilações decorrentes de variações do PLD, da política de

despacho térmico e de liminares judiciais relativas ao GSF. O valor esperado dessas

variáveis é de difícil previsão. Por exemplo, o CMO médio utilizado na projeção de

bandeiras tarifária para o ano de 2015, realizada em fevereiro, foi de aproximadamente

R$ 1.000/MWh, enquanto o PLD atualmente esperado para o segundo semestre de 2015

é de R$ 148/MWh;

iii) Outras variáveis podem afetar o resultado de maneira importante, como o

comportamento da demanda, o GSF e uma eventual decisão de retirar cotas dos

consumidores cativos. Esses impactos não foram simulados;

iv) Com a configuração atual, o PLD reduzido penaliza a Conta Bandeiras porque os custos adicionais com ESS, Sobrecontratação e Energia de Reserva são preponderantes em relação à redução do Risco Hidrológico e CCEAR-D;

v) Nos cenários em que o despacho é limitado às térmicas com CVU menor ou igual a R$

600/MWh, a conta de bandeiras é superavitária para todos os patamares testados de

PLD;

vi) Nos cenários com a presença das liminares e volta do despacho térmico das usinas com

CVU maior do que R$ 800/MWh ou de todo o parque térmico, a conta de bandeiras seria

deficitária para praticamente todos os patamares de PLD;

vii) Nos cenários sem liminares e volta do despacho térmico das usinas com CVU maior do

que R$ 800/MWh ou de todo o parque térmico, a resultado da conta depende do PLD.

Com o nível atualmente esperado do PLD, de R$ 148/MWh, a conta seria deficitária;

viii) As simulações de ESS têm produzido valores sistematicamente mais elevados do que os

realizados. Vale a pena aprofundar essa análise para refinar as simulações porque as

conclusões podem ser diferentes;

ix) Uma eventual revisão da política de despacho térmico pelo CMSE ou pelo ONS altera

completamente o equilíbrio da Conta Bandeiras e o fluxo de caixa das distribuidoras.

Considerando todos os cenários de PLD, com ou sem liminares, uma decisão de

elevação do despacho térmico até o final do ano poderá facilmente inverter o saldo da

Conta Bandeiras, caso se opte por uma redução dos adicionais das Bandeiras Tarifárias.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 40. Em face do exposto, recomenda-se a abertura de audiência pública com vistas a colher subsídios a fim de se avaliar a oportunidade e conveniência, bem como os impactos e riscos, de uma alteração dos adicionais das Bandeiras Tarifárias a serem cobrados no período de setembro a dezembro de 2015.

CRISTINA SCHIAVI NODA Especialista em Regulação

FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES Especialista em Regulação

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação

OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO Especialista em Regulação

De acordo:

DAVI ANTUNES LIMA

Superintendente de Gestão Tarifária

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