Estudo APINE / ABRAGEL / ABIAPE: “Avaliação dos impactos financeiros decorrentes de redução acentuada da energia alocada no MRE para os Geradores Hidrelétricos”
Avaliação Fator “GSF” - APINE / ABRAGEL / ABIAPE
Workshop – Câmara Americana de Comércio - AMCHAM São Paulo, 02 de Dezembro de 2014. 2
Introdução
Motivação – Seca severa e prolongada: redução acentuada do GSF. – Geradores no MRE: exposição (elevada) ao PLD (MCP). – Consequência: riscos financeiros anormalmente altos.
Objetivo / Escopo do Trabalho – Avaliação detalhada e fundamentada da conjuntura. – Proporcionar subsídios: tratamento regulatório da questão, visando mitigar riscos financeiros excessivos.
Abrangência – Horizonte: Junho de 2014 a Dezembro de 2015
GSF = “Generation Scalling Factor” ou Fator de compartilhamento de Risco no MRE 3
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Premissas e Cenários 4
Modelagem e Dados
Modelagem (para efeito de MRE e Cálculo de Exposições) – SIN: duas UHEs por subsistema (quotista e não quotista) – CCEE: dois agentes (AG1 não quotista e AG2 quotista) – CMO e PLD: 2000 séries sintéticas (NEWAVE)
Dados da CCEE – Garantia Física: até 12/2014 (sazonalizada) – Contratos: até 04/2014 (inclusive)
Dados do ONS – Geração: PMO 05/2014 (deck NEWAVE) – Carga: PMO 05/2014 (deck NEWAVE) 5
Modelagem: Agentes no MRE
Agente AG1 – proprietário das usinas não QUOTISTAS
Q NQ
N
NQ
~
NE
~
~
Q
SE
~ Agente AG2 – proprietário das usinas QUOTISTAS
S NQ – Gerador Hidroelétrico Não Quotista Q – Gerador Hidroelétrico Quotista 26/06/2014
Q
~
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Sazonalização: Cenário 1 (por agente e subsistema)
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Cenários a serem considerados: Referência (Base) : Situação de Pré-Racionamento (situação atual). Racionalização : Situação de implementação de campanha e ações efetivas de racionalização do consumo (redução de 5% da Carga sem redução concomitante dos Contratos), no período de Novembro/2014 a Abril/2015.
Racionamento: Situação de Racionamento decretado (redução de carga em montante bastante significativo – a determinar – com redução concomitante dos Contratos), no período de Novembro/2014 a Abril/2015.
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Definição da Profundidade e Duração do Racionamento Curva de Permanência do Nivel de Acumulação no Sudeste ao Final de Abril de 2015 em Função da Redução da Carga a Partir de Novembro de 2014 100 95 90 85 80 75 70
60
Redução da Carga
Acumulação (%)
65
Níveis de Reservatórios no Sudeste em final de Abril / 15
55 50 45 40
25
SIMULAÇÃO SEM RACIONAMENTO PREVENTIVO DECK CCEE MAIO/2014
20 15 10 5
5% 10% 15% 20% NÍVEL META
35 30
0%
Na medida em que o Nível Meta preconizado para o final de Abril de 2015 não foi atingido para nenhuma das profundidades de racionamento testadas, definiu-se novo cenário, com a profundidade de 20% de corte de carga e duração até final de Novembro de 2015.
-
00% 05% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%
Racionamento de 20% da Carga por 1 ano Curva de Permanência do Nivel de Acumulação no Sudeste ao Final de Novembro de 2015 em Função da Redução da Carga a Partir de Novembro/2014 a Outubro/2015 100 95
Definição da Profundidade do Racionamento
90 85 80 75
Acumulação (%)
65 60 55
50 45 40 35 30 25
Níveis de Reservatórios no Sudeste em final de Novembro / 15
Redução da Carga
70
SIMULAÇÃO SEM RACIONAMENTO PREVENTIVO DECK CCEE MAIO/2014
20 15 10 5 -
00% 05% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%
0%
5% 10% 15%
20% NÍVEL META
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Avaliação dos impactos financeiros decorrentes de redução acentuada da energia alocada no MRE para os Geradores Hidrelétricos 11
Caso Base: Cenários de Contratação (% da GF) Análise a partir do Histórico de Vazões
Período de 06 a 12/2014 – Não quotistas: 95% – Quotistas: 98%
Período de 05 a 12/2015 – Não quotistas: 95% – Quotistas: 98%
Contratação do Grupo de 95,7% Dados Abr/14 Cotistas Não Cotistas Total
Garantia Física Percentual Contratação 10.929,71 98,0% 33.865,76 95,0% 44.795,48 95,7%
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Dados, Premissas e Cálculos
- Montante Contratado Mensal (MCm) obtido através da aplicação do percentual de contratação médio (95,7%) sobre a Garantia Física Mensal na Usina (Bruta).
- Compra de Energia no SPOT= (Montante Contratado – Geração Hidráulica Alocada) * horas * PLD SPOTm,c = (MCm,c – GHm,c)*nhm *PLDm,c - Contabilização do resultado da série realizada para todo o período de Mai/14 à Dez/15.
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Quantificação da Exposição no MCP
Caso Base Embora tenham sido realizadas todas as análises com o uso das 2000 séries sintéticas de ENA’s do Newave, serão apresentados resultados apenas a partir do Histórico de Vazões !
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Piores Séries – Zoom Caso Base
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Séries de Média Severidade
Caso Base
Curva de Permanência do Nivel de Acumulação no Sudeste ao Final de Abril de 2015 em Função da Redução da Carga a Partir de Novembro de 2014 60 55 50
Acumulação (%)
40
1933
1944 1963 1952
25
1934
1968
1954
1955 1954
35 30
1951
1952
1968
1970 1933
1963
1954
1953
1968
1933
1963
1952 1968
1954
10% 15% 20% NÍVEL META
15
5
5%
1952
20
10
0%
Redução da Carga
45
1968
Séries de Média Severidade – Caracterizam os episódios hidrológicos SIMULAÇÃO SEM RACIONAMENTO PREVENTIVO em que em algum momentoDECK se atingiu menor nível no Reservatório Equivalente CCEE o MAIO/2014 do Sudeste, mas não necessariamente conduzem ao pior resultado de compra Spot acumulado no horizonte.
-
95.0%
95.5%
96.0%
96.5%
97.0%
97.5%
98.0%
98.5%
99.0%
99.5%
100.0%
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Piores Séries – Média Severidade
Caso Base
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Piores Séries – Média Severidade Caso Base
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Séries Semelhantes Método de identificação baseado em análise de “Clusters”, que utiliza os doze meses anteriores à data de início das simulações, para comparar séries do Histórico a as ENA’s mensais realizadas, de modo a identificar as hidrologias históricas que “mais se parecem com a ENA realizada nos últimos doze meses.
Todas as séries históricas de ENA’s para o período anterior. Série realizada de Mai/13 à Abr/14 destacada em pontilhado.
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Séries Semelhantes
Séries “Primas” são aquelas que apresentam a menor distância euclidiana global, medindose a distância mês a mês, comparando a série do Histórico com a Série de ENA Realizada. As séries mais próximas são as séries de 1955 e 1970 para o ano de 2013, que para a simulação de 2014 serão as séries de 1956 e 1971. 20
SĂŠries Semelhantes
Caso Base
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Impactos financeiros decorrentes de redução acentuada da energia alocada no MRE para os Geradores Hidrelétricos _ Caso com Racionamento de 1 ano 22
Caso Base: Cenários de Contratação (% da GF)
Período de 06 a 12.2014 – Não quotistas: 95% – Quotistas: 98%
Período de 05 a 12.2015 – Não quotistas: 95% – Quotistas: 98%
Contratação original do Grupo : 95,7% No racionamento este percentual fica em 76,6% (redução de 20% dos montantes contratados)
Dados Abr/14 Cotistas Não Cotistas Total
Garantia Física Percentual Contratação 10.929,71 98,0% 33.865,76 95,0% 44.795,48 95,7% Racionamento 76,6% 23
Resultados obtidos
(Exposição ao Mercado de Curto Prazo) (UTE’s despachadas na Base – Fora da Ordem de Mérito)
24
Distribuição da Exposição ao MCP
25
Piores Séries – Zoom
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SĂŠries de MĂŠdia Severidade
27
SĂŠries Semelhantes
28
Análise Comparativa de Resultados Sem Racionamento
Com Racionamento
Contratação = 95,7% ~ 45.770 MWm
Contratação = 76,6% ~ 36.616 MWm
Geração Média 47.577 MWm
Geração Média 39.490 MWm
CMO Médio 624,65 R$/MWh
CMO Médio* 174,45 R$/MWh
Térmicas FOM Geração Média = 1.665 MWm
*) CMO das séries em que o Racionamento seria mantido até Out. / 15.
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Resumo
Permanência de GSF ≥ 1 – Em 2014: de 5 a 10% – Em 2015: sobe para 45 a 50%
Geradores não quotistas – Maiores exposições negativas – Racionalização: piora situação – Racionamento: melhora situação
Geradores quotistas – Menores exposições negativas
Consideração de Geração Térmica na Base por comando do CMSE em parte do horizonte de avaliação tende a produzir uma piora nos resultados (maiores exposições). 30
Conclusões
Principal Aspecto a destacar : Independente do Método de avaliação, o chamado “Potencial de Turbulência no Setor” é bastante significativo, suscitando uma discussão tempestiva sobre soluções regulatórias para o caso de uma situação real de materializar!!!
O objetivo do trabalho não foi quantificar montantes a serem discutidos com o Governo, mas sim mostrar que haveria que se iniciar a discussão de medidas corretivas antes que uma situação de fato ocorresse (na prática, nos últimos três meses antes do final do estudo, já havia a sinalização de uma acumulação de déficits que poderia atingir valores simulados em poucos meses mais – e atingiu mesmo ...). Daí porque utilizar simulações baseadas no Deck Maio 2014 não é relevante sob esse aspecto e não caracteriza nenhuma limitação do trabalho desenvolvido !! 31
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Questões Regulatórias a serem consideradas 32
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Questões Regulatórias a serem consideradas
Questão fundamental: Até que ponto a exposição financeira do MRE decorrente da redução do GSF pode ser considerada “Risco Sistêmico” e até que ponto caracteriza Risco intrínseco dos Geradores ??
Até que ponto é “Risco do Negócio” ??
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Questões Regulatórias a serem consideradas
Aspectos a ponderar: Como se alteraram as condições de contorno que se apresentavam quando os Geradores Hidrelétricos aceitaram o clausulado do Contrato de Concessão e, portanto, as regras e consequências do MRE e dos Contratos por “Quantidade” ?? 34
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Questões Regulatórias a serem consideradas Principais alterações nas condições “de partida”: Configurações : Atrasos nas Obras sem ação enérgica e tempestiva do Governo (UTE’s Bertin / Multiner; Transmissão das Eólicas; Jirau / Santo Antonio; etc) Composição do Parque Gerador : Falta de agilidade aliada à dificuldade natural dos licenciamentos de Projetos Hidrelétricos levou a se contratar muito mais Termelétricas do que seria a expectativa !!
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Questões Regulatórias a serem consideradas Principais alterações nas condições “de partida”: Termelétricas de CVU muito elevado : A contratação de Termelétricas de CVU muito elevado, em face da conjuntura citada, conduz a empreendimentos que tem a Garantia Física muito inferior à capacidade instalada. Posto que, no ACR, são contratadas por Disponibilidade, quando chamadas a despachar geram a potência instalada e entregam a diferença entre Garantia Física e Potência Instalada no MCP, recebendo PLD, com deslocamento inevitável da geração hidrelétrica, em momento de preço elevado !! 36
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Questões Regulatórias a serem consideradas
Principais alterações nas condições “de partida”: Composição do Parque Gerador : Tendência mais recente de viabilização apenas de Hidrelétricas com nenhum reservatório ou capacidade de acumulação muito reduzida aumenta a frequência de despacho térmico e a volatilidade do preço de curto prazo, exacerbando as consequências financeiras em eventos hidrológicos severos !!
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Questões Regulatórias a serem consideradas Principais alterações nas condições “de partida”: Alteração do Critério de Cálculo da Garantia Física de Empreendimentos de Geração (Risco de Déficit 5% x CME=CMO – Portarias MME 303/2004 e 258/2008): O critério atual é mais rígido que o anterior e induziu a contratação de montantes muito elevado de Energia de Reserva, que na prática se compõe por fontes não despacháveis e que, por caracterizarem energia de reserva, geram para o MCP recebendo PLD, deslocando a geração hidrelétrica de forma muito mais intensa do que seria possível visualizar à época de pactuação das condições do Contrato de Concessão !! 38
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Questões Regulatórias a serem consideradas Situação Hidrológica muito desfavorável é “Risco dos Geradores” ?? A situação hidrológica sendo vivenciada é severa e quanto a isso há um consenso, inclusive por parte do Governo !! Por outro lado, sempre se poderia argumentar que as séries históricas de vazões estão disponíveis a todos os Agentes, que poderiam se proteger quanto à ocorrência de evento muito severo, como por exemplo, período Maio de 1951 a Novembro de 1956. 39
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Questões Regulatórias a serem consideradas Situação Hidrológica muito desfavorável é “Risco dos Geradores” ?? Não obstante, a principal medida de mitigação desse risco, seria adotar um nível de contratação de longo prazo baixo o suficiente para que na ocorrência do período histórico mais desfavorável as consequências financeiras fossem suportáveis. Ora, com na maior parte do tempo a situação hidrológica seria mais favorável, o Gerador teria que comercializar parcela significativa da “Placa” a preços baixos, em função dos contratos “curtos” ! 40
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Questões Regulatórias a serem consideradas Situação Hidrológica muito desfavorável é “Risco dos Geradores” ??? Claro está que haveria que precificar esse risco real de receitas reduzidas em período significativo de tempo (Precificação do “Hedge”), em total prejuízo da modicidade tarifária.
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Questões Regulatórias a serem consideradas O problema hoje vivenciado é “sistêmico” ou é de Agentes individuais ??? Embora por razões circunstanciais alguns Agentes Geradores não estejam com exposição negativa, o conjunto dos Agentes apresenta valor global de exposição que atinge elevadíssimo percentual da Receita Anual do conjunto, o que certamente caracteriza situação ímpar e que se poderia classificar de “Problema Sistêmico”, a exigir solução “Sistêmica” !!
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Obrigado!!!