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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO
Alteração da modalidade contratual dos
CCEARs da fonte de geração eólica
GOVERNO FEDERAL MINAMINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
Ministério de Minas e Energia Ministro Wellington Moreira Franco
Secretário Executivo do MME Márcio Félix Carvalho Bezerra
Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues
Secretário de Energia Elétrica Ildo Wilson Grudtner
Secretário Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
João Vicente De Carvalho Vieira
Secretário de Geologia, Mineração e
Transformação Mineral
Vicente Humberto Lôbo Cruz
ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA
GERAÇÃO
Alteração da modalidade contratual dos CCEARs da fonte
de geração eólica
.
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Presidente Reive Barros dos Santos
Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Thiago Vasconcellos Barral Ferreira
Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Gonçalves Guerreiro
Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho Diretor de Gestão Corporativa Alvaro Henrique Matias Pereira
Coordenação Geral e Executiva Reive Barros dos Santos
Amilcar Gonçalves Guerreiro
Coordenação Executiva Bernardo Folly de Aguiar
Jorge Trinkenreich
Equipe Técnica SGE SEG
URL: http://www.epe.gov.br
Sede
Esplanada dos Ministérios Bloco "U" Sala 744 Brasília - DF BRASIL
CEP:70.065-900
Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar
20090-003 - Rio de Janeiro – RJ
No EPE-DEE-RE-042/2018
Data: 16 de junho de 2018
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Índice
1. Considerações Iniciais ............................................................................................... 6
2. Apresentação .............................................................................................................. 7
3. Introdução .................................................................................................................. 9
4. Contrato por Disponibilidade, Quantidade e Regras de Comercialização ............ 10
5. Avaliações do Impacto da alteração da modalidade contratual para
Empreendimentos Eólicos ........................................................................................................... 13
6. Conclusões ................................................................................................................ 54
7. Referências ............................................................................................................... 57
8. Apêndice 1: Detalhes das análises de sensibilidades de TEQ e ICSD, considerando
distintos cenários de estrutura de capital e custo da dívida, para eólicasErro! Indicador não
definido.
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1. Considerações Iniciais
Inicialmente cabe ressaltar que, considerando a possibilidade de assimetria de informação entre os
agentes do setor, suas respectivas previsões de preço de curto prazo e expectativas de geração de
energia elétrica, assim como as distintas opções de financiamento disponíveis, entende-se como
previsível a obtenção de resultados diferentes dos apresentados no estudo em questão não sendo,
portanto, pretensão do trabalhado exaurir as análises quantitativas.
Nesse contexto, ressalta-se que as análises aqui apresentadas se orientam exclusivamente a
subsidiar a discussão técnica, e pública, relacionada ao impacto da mudança da modalidade
contratual de empreendimentos eólicos, trazendo reflexões na ótica dos geradores e das
distribuidoras, levando em conta informações da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), como a
matriz de custos marginais da operação (CMO) e referências de custos de investimento do Plano
Decenal de Expansão de Energia 2026 (PDE 2026) (EPE, 2017), dados do Sistema de
Acompanhamento de Medições Anemométricas (AMA) e informações da base de dados dos
empreendimentos de geração participantes de leilões de energia do ambiente regulado.
Em particular, observa-se que não são quantificados elementos que podem representar benefícios
adicionais advindos da mudança da modalidade contratual, como o incentivo à novos mecanismos
de mercado para mitigação de riscos financeiros e melhor revelação de preços da fonte, com
consequente aprimoramento na seleção de projetos para a expansão do sistema, também não tendo
sido considerados os impactos da modulação pela geração nas estimativas de custo no ponto de
vista das distribuidoras.
Destaca-se também que, apesar do documento trazer cenários e avaliação de impactos nos
diferentes tipos de agentes envolvidos na contratação, não se trata de uma análise de impacto
regulatório. Ao publicar esse estudo, o intuito da EPE é apenas promover a discussão técnica
abordada pela Audiência Pública ANEEL n° 21/2018 para que os resultados futuros sejam os
melhores possíveis para todos os usuários e agentes do Setor Elétrico Brasileiro.
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2. Apresentação
Esta Nota Técnica registra os estudos realizados pela EPE para estimativa dos impactos da alteração
da modalidade contratual de usinas eólicas, instituída para o leilão A-6/2018 pela portaria SPE/MME
n° 121/2018, especialmente considerando o constante na minuta do Edital do Leilão n° 03/2018,
conforme audiência pública estabelecida pela ANEEL.
Os Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR de empreendimento eólicos
vinham sendo firmados considerando a modalidade por disponibilidade, com alocação do risco
financeiro de curto prazo associado a produção de energia elétrica ao agente comprador. Mas o
aumento significativo da participação dessa fonte na matriz elétrica brasileira e o amadurecimento
do conhecimento e das informações relativas ao recurso eólico sinalizaram para a necessidade de
alterar a forma de contratação da energia a elas associada.
Nesse sentido, vê-se na modalidade de contrato por quantidade uma possibilidade de alocação mais
adequada dos riscos financeiros associados a geração, a quem pode gerenciá-los e precificá-los.
Com o vendedor assumindo os custos decorrentes do risco financeiro referente à operação
energética integrada e à variação da produção de energia de seu empreendimento, uma
consequência natural seria o incentivo para revelação de preços de energia mais aderentes as reais
contribuições dos projetos de geração ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
Dessa forma, considerando dados técnicos atualizados de expectativa de geração, recurso natural e
cenários de Preços de Liquidação de Diferenças (PLD), alinhados com o modelo de operação utilizado
pelo setor e tendo como referência tanto a expansão contratada e indicada no horizonte decenal
pelo PDE 2026 (EPE, 2017) quanto a consideração de cenários a partir do histórico de preços, o
presente estudo buscou avaliar o impacto sobre os riscos financeiros decorrentes da mudança da
modalidade contratual de empreendimentos eólicos, de disponibilidade para quantidade, com
especial atenção para a definição da sazonalidade associada a tais contratos.
As análises aqui apresentadas se iniciam com uma investigação sob a ótica do agente gerador. Foi
avaliado, para distintas localidades e níveis de contratação, o impacto da variação da expectativa de
retorno financeiro e risco associado considerando contratação por disponibilidade com contabilização
em base anual e por quantidade em base mensal, tendo sido considerado, como premissa, preço de
venda fixo e sazonalidade flat.
Adicionalmente, considerando mantida a premissa de obrigação contratual flat, avaliou-se a variação
potencial do preço de oferta considerando elementos financeiros compatíveis com a metodologia
utilizada para indicação dos valores de preço-teto para leilões do ambiente regulado.
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Em seguida, considerando as possíveis interpretações a partir da referida minuta de contrato em
Audiência Pública do Leilão n° 03/2018 no que se refere a sazonalidade do contrato, foram feitas
análises do risco financeiro, tanto para as distribuidoras quanto para os geradores.
Por fim, um resumo das conclusões do estudo é apresentado na seção 6 do presente documento.
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3. Introdução
De acordo com o Banco de Informações de Geração (BIG – ANEEL), o Brasil já possui
aproximadamente 12 GW da fonte eólica em operação comercial. De acordo com o PDE 2026 (EPE,
2017), há indicação que no final do horizonte do estudo essas fontes sejam responsáveis por 28,5
GW de potência instalada, aproximadamente 13,4% da capacidade do país em 2026.
Os resultados dos últimos leilões de energia nova (LEN A-4/2017, A-6/2017 e A-4/2018) confirmam
um mercado maduro para a fonte eólica, onde se observou alta competitividade entre os
empreendimentos e uma oferta de projetos muito superior à demanda, levando a preços
consideravelmente mais baixos que dos certames anteriores.
Por outro lado, a sociedade discute a modernização do mercado de energia brasileiro e sua base
legal, sendo expressivas as iniciativas propostas pelo governo que apontam para a importância da
explicitação dos subsídios das fontes, a diminuição de incentivos específicos de mercado, fomento a
competição e estímulo a uma alocação de riscos em quem melhor tem capacidade de geri-los e
precificá-los.
Nessa visão, esses fatores estão intimamente relacionados com a evolução da modalidade de
comercialização e contabilização dos contratos de energia da fonte eólica, surgindo a oportunidade
de avaliar os impactos da mudança do tipo de contratação da fonte da modalidade de disponibilidade
para a de quantidade, especialmente considerando a natural variação de seu recurso e possibilitando
a ampliação dos incentivos para que o mercado de curto prazo apresente sinais econômicos mais
eficientes.
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4. Contrato por Disponibilidade, Quantidade e Regras de Comercialização
Conforme as regras de comercialização da CCEE, “os CCEARs são contratos que formalizam a
contratação de energia por meio dos leilões realizados para o atendimento da demanda das
distribuidoras, e são promovidos diretamente pela ANEEL ou por intermédio da CCEE, observando
as diretrizes fixadas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) ”. O CCEARs podem ser na modalidade
por ”quantidade” ou “disponibilidade”.
Os contratos na modalidade por disponibilidade são aqueles nos quais os riscos, ônus e benefícios
da variação de produção no curto prazo são alocados ao grupo de distribuidoras participantes do
leilão e, posteriormente, repassados aos consumidores regulados por meio das tarifas. O agente
vendedor recebe mensalmente uma parcela fixa e, para empreendimentos termelétricos com custo
variável unitário não nulo, uma parcela variável relacionada ao despacho da planta. No caso de
produção de energia superior à energia contratada dentro de um intervalo especificado no contrato,
o agente comprador percebe as receitas de venda deste excedente no mercado de curto prazo. No
caso de produção inferior à quantidade contratada, o agente comprador arca com os custos da
liquidação desta diferença ao preço do mercado de curto prazo. Ou seja, nesse tipo de contrato, as
distribuidoras ficam sujeitas às exposições financeiras no mercado de curto prazo, sejam elas
positivas ou negativas.
Ao final do período de contabilização de cada contrato, os agentes vendedores ressarcem os
compradores de acordo com as exposições financeiras de produção em relação à energia contratada
caso o valor seja negativo durante o período. Dessa forma, pode-se compreender que na contratação
por disponibilidade algum risco de geração (quadrienal e, em seguida, anual) já é alocado no agente
vendedor. Porém, o preço de referência para a liquidação dessa diferença é o PLD médio do período.
Nos CCEARs por disponibilidade os volumes anuais são definidos no leilão correspondente, sendo
necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização.
Na sazonalização a quantidade anual é distribuída uniformemente em todos os meses de vigência
do contrato no ano, proporcionalmente ao número de horas de cada mês (flat). Por sua vez, na
modulação a distribuição horária da energia contratada é feita conforme o perfil da carga do
comprador, respeitando o limite de potência nominal associado do contrato.
Acrescenta-se que, no processo de contratação da modalidade por disponibilidade, como os custos
e riscos financeiros de curto prazo relacionados à geração são de responsabilidade do agente
comprador, ou seja, das distribuidoras, há necessidade de métrica para indicação de ordenação
econômica dos projetos candidatos, sob o ponto de vista do Sistema. Esta avaliação é realizada
através do índice de custo-benefício (ICB).
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Observa-se que para o referido ordenamento econômico das usinas participantes de um dado leilão,
especificamente para empreendimentos eólicos, considerava-se o valor associado a garantia física
de energia (P90 anual) ponderado à expectativa média de geração mensal (P50 mensal) declarada
na certificação de produção de energia de cada usina, conforme métrica constante em Nota Técnica
específica anexa ao Edital de cada leilão. Dessa forma, quanto maior a indicação de
complementaridade com o recurso hidrelétrico, mais o empreendimento tende a ser avaliado como
atrativo ao SIN. Evidencia-se, entretanto, que além da referida avaliação ser feita em base mensal,
a sazonalidade refletida na ordenação econômica associada a um determinado leilão também não
se traduz em obrigatoriedade contratual.
Em relação a outra possibilidade de modalidade contratual, ainda de acordo com as regras de
comercialização, “os contratos na modalidade quantidade são aqueles em que o vendedor é
responsável pela entrega da quantidade de energia contratada no centro de gravidade do
submercado do empreendimento de geração, assumindo os custos decorrentes da operação
energética integrada”. No caso de produção de energia1 superior à quantidade contratada em um
intervalo de liquidação especificado no contrato, o agente vendedor percebe as receitas de venda
deste excedente no mercado de curto prazo. No caso de produção inferior à quantidade contratada,
o agente vendedor arca com os custos da liquidação desta diferença ao preço do mercado de curto
prazo. Ao agente gerador são, portanto, atribuídos os riscos de variação da quantidade produzida
pela planta e do preço do mercado de curto prazo2.
Os volumes anuais dos CCEARs por quantidade são definidos no leilão que o originou, de acordo
com a energia ofertada no certame pelo agente vendedor, também sendo necessária a realização
dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização da CCEE.
A sazonalização mensal de um CCEAR por quantidade, atualmente aplicável para fontes hidrelétricas,
é realizada seguindo o perfil da carga das compradoras conforme consolidado pelo sistema de
informações de mercado para o planejamento do setor elétrico (SIMPLES), admitindo-se uma
variação de até 15% em relação ao valor contratado.
Observa-se ainda que, no processo de contratação de hidrelétricas na modalidade por quantidade,
não são comparados os perfis de sazonalidade de entrega ou de geração dos agentes vendedores
participantes do certame. O requisito de entrega é o mesmo para todos os concorrentes, sagra-se
vencedor quem oferecer o menor preço de venda de energia para atendimento ao um mesmo
requisito de sazonalidade e modulação. Seu risco de atendimento ao contrato, considerando o
1 Ou alocação de créditos de energia através do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), para usinas hidrelétricas que dele participam. No restante do documento, subentende-se este fato quanto se menciona produção efetiva neste contexto. 2 Sob o formato historicamente utilizado em contratos de quantidade em leilões de energia nova, os riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre os submercados da entrega e do consumo são assumidos pelo comprador, uma vez que o ponto de entrega é no centro de gravidade do submercado onde esteja localizado o empreendimento de geração.
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despacho centralizado e a alocação de garantia física para fins de MRE, é previsto em sua
necessidade de receita para a quantidade de energia ofertada.
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5. Avaliações do Impacto da alteração da modalidade contratual para Empreendimentos Eólicos
Foram utilizadas três metodologias para avaliar os impactos da alteração de modalidade contratual
para a fonte eólica, passando de contratos por disponibilidade com contabilização anual para
contratação por quantidade.
Primeiramente, estima-se o lucro mensal e a taxa interna de retorno (TIR) dos agentes para
20 anos de contrato a partir de dados simulados de expectativa de geração para diferentes regiões,
cenários de CMO e percentuais de contratação. Considera-se nessa análise apenas a sazonalização
flat, visando manter os contratos por disponibilidade e quantidade em patamar de comparação;
Em seguida, utilizando premissas semelhantes, analisa-se a variação potencial do preço de
oferta considerando elementos financeiros compatíveis com a metodologia utilizada para indicação
dos valores de preço-teto para leilões do ambiente regulado;
Finalmente, diante da regulamentação proposta pela Audiência Pública ANEEL n° 21/2018,
avaliam-se os impactos de diferentes possibilidades de sazonalização de contrato do ponto de vista
do agente vendedor (gerador) e do comprador (distribuidora).
As seções 5.1, 5.2 e 5.3 apresentam as metodologias supracitadas e os resultados de sua aplicação.
5.1. Análise 1: Taxa Interna de Retorno (TIR) e Lucro Mensal
Quando se trata de comparar distintos projetos, é comum avaliar a expectativa de fluxo de caixa
simplificado que pode ser obtido para o período de contrato em relação ao montante previsto de
investimento. Para isso, uma das análises mais utilizadas é a comparação da Taxa Interna de Retorno
do projeto. Para as análises da TIR do projeto desta seção, considera-se o investimento com 100%
de capital próprio (ou seja, não se captura a dinâmica de financiamento por terceiros) e, por
simplificação, desembolsado em sua totalidade no momento anterior ao início da geração. Nesta
análise, o preço do contrato não foi calculado, tendo-se simplesmente arbitrado um valor como dado
de entrada.
Dessa forma, apresenta-se a análise da TIR encontrada para diversos cenários de geração, níveis
de contrato e PLD, considerando as modalidades de contratação por disponibilidade, com
contabilização anual, e quantidade.
5.1.1. Eólicas
5.1.1.a. Dados
Foram utilizados três grupos de dados: geração de energia, energia contratada e mercado.
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Geração de energia
Os dados de geração eólica foram obtidos através da simulação de produção de energia para um
parque na Bahia, um no Rio Grande do Norte e outro no Rio Grande do Sul. Estes estados foram
selecionados pela representatividade nos leilões de energia e pelo perfil de geração diversificado.
A partir de dados anemométricos de torres da base AMA3 das regiões analisadas, foram simulados
4 anos de geração eólica considerando curvas de potência de aerogeradores adequados e
implementados pelos empreendimentos mais recentes de cada região, conforme Tabela 1.
Tabela 1 – Aerogeradores utilizados
Estado Diâmetro do rotor (m) Potência nominal (kW)
Bahia 125 3000
Rio Grande Do Norte 114 2000
Rio Grande Do Sul 116 3000
A partir dessa simulação, utilizou-se o MERRA2 (Gelaro et al., 2017), base de dados de velocidade
de ventos da NASA, para efetuar a extensão dos 4 anos para 36 anos, em base mensal, através de
regressões multilineares. Os resultados são qualificados pela tabela a seguir.
Tabela 2 – Resumo da validação das extensões das séries para longo prazo
Validação Bahia Rio Grande do Norte Rio Grande do Sul
Correlação mensal 0,98 0,96 0,89
Erro médio quadrático
normalizado 5,4% 6,8% 7,9%
A partir dos 36 anos de geração foram combinados 17 cenários de 20 anos consecutivos.
Energia Contratada
Considera-se como limite máximo para contratação, o valor de energia anual com probabilidade de
ocorrência igual ou maior a cinquenta por cento (P50). Os valores estimados de P50 relativos às
séries de geração de energia de 36 anos foram de 154.327 MWh para a Bahia, 173.069 MWh para
o Rio Grande do Norte e 104.526 MWh para o Rio Grande do Sul. Decidiu-se utilizar o P50 como
limite de contratação ao invés do P90, que é atualmente utilizado nos cálculos de garantia física de
energia (GF), dado que no longo prazo espera-se que a geração deve tender ao P50. Para além
disso, a análise aqui apresentada se aplica a empreendimentos eólicos independente de sua
referência para fins de cálculo de GF.
3 O sistema de Acompanhamento de Medições Anemométricas (AMA). As medições são realizadas em estações anemométricas instaladas nos parques eólicos vencedores de leilões de energia, conforme determinação expressa nos contratos firmados com esses parques, e seguem normas e procedimentos internacionais destinados a garantir a qualidade das medições.
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Mercado
Os dados de mercado utilizados no estudo foram custos de investimento, O&M (custos fixos de
operação e manutenção), preço da energia contratada e PLD.
Para definição dos custos típicos da fonte tomou-se como referência o banco de dados da EPE,
formado especialmente pelas informações dos leilões de energia, bem como o PDE 2026 (EPE,
2017). Dessa forma, foram definidos os seguintes valores:
Tabela 3 – Dados de mercado utilizados nas simulações
Custos Típicos Valor
Investimento 5.300,00 R$/kW
O&M 100,00 R$/kW.Ano
Preço de Contrato 150,00 R$/MWh
Para elaboração dos cenários de PLD utilizam-se as matrizes de custo marginal da operação (CMO)
mensal dos subsistemas nordeste e sul, resultantes de duas simulações de PDE do NEWAVE™ com
horizonte de 15 anos.
O primeiro par de matrizes resulta da simulação do cenário de referência do PDE 2026, com início
em maio de 2016, cronograma do DMSE de setembro de 2016 e níveis de armazenamento de maio
de 2016.
O segundo par de matrizes resulta da simulação de um caso alternativo, com a base no caso do PDE
2026, porém com início da simulação em janeiro de 2018, níveis de armazenamento de janeiro de
2018, considerando a UTE Novo Tempo em 2021, retirando a oferta indicativa de 2020, substituindo
as ofertas indicativas de 2021 e 2023 pelos resultados dos leilões A-4 e A-6 de 2017, incluindo
atualização da projeção de carga e considerando restrições conjunturais de vazão mínima na bacia
do rio São Francisco. Devido às atualizações e restrições características desse caso, essa matriz
possibilita valores de CMO mensal mais elevados que os obtidos pelo cenário de referência do PDE
2026.
Para estender as matrizes de CMO obtidas ao período de 20 anos, aplica-se a média móvel entre os
valores de CMO dos três últimos anos para o mês e cenário hidrológico em questão. Dessa forma,
obtêm-se dois conjuntos de matrizes de CMO para um período de 20 anos (240 meses) e 2000
cenários hidrológicos.
A transformação dos valores de CMO mensal em PLD mensal foi feita substituindo os valores de
CMO inferiores ao mínimo definido de PLD pelo PLD mínimo e os valores maiores que o máximo
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definido de PLD pelo PLD máximo. Para essa referência foram utilizados os valores de teto e piso de
PLD oficiais de 2018 (ANEEL, 2017).
Tabela 4 - Resumo das matrizes de PLD utilizadas nas simulações
Resumo PLD Valor
PLD Máximo 505,18 R$/MWh
PLD Mínimo 40,16 R$/MWh
PLD Sul Médio de 2000 Cenários
Caso PDE 2026
113,90 R$/MWh
PLD Sul Médio de 2000 Cenários
Caso PDE Alternativo
186,03 R$/MWh
PLD NE Médio de 2000 Cenários
Caso PDE 2026
111,99 R$/MWh
PLD NE Médio de 2000 Cenários
Caso PDE Alternativo
183,04 R$/MWh
5.1.1.b. Metodologia
Para definição da energia contratada mensal foi considerado um cenário com sazonalidade flat, onde
a energia contratada é a mesma para todos os meses (valor constante em MWmed), com o limite
de contratação fixado em função do P50 da geração anual, definidos por região, conforme indicado
na seção anterior.
Como o empreendedor pode optar por não vender a totalidade disponível para contrato, avalia-se
também as estratégias de contratação e exposição aos riscos do mercado de curto prazo, simulando
os cenários com diferentes níveis de contratação, tendo sido assumidos valores de energia
contratada mensal de 100%, 80% e 65% (percentual médio de contratação em relação à garantia
física no leilão A6/2017) em relação ao seu limite máximo4. Dessa forma, para cada região com perfil
de geração simulado, foram elaborados 3 cenários de contratação, com 100%, 80% e 65% da
expectativa de geração de energia.
Para cada região e cada um dos 3 níveis de energia contratada, simula-se a contabilização da energia
por disponibilidade e por quantidade, avaliando-se do ponto de vista do vendedor. Em cada
contabilização são utilizados 17 cenários de geração eólica e 2.000 cenários de preços de PLD,
obtendo-se 34.000 contabilizações de contratos de 20 anos.
4 Como atualmente existem CCEARs de empreendimentos eólicos com garantia física com referência no P50 e no P90,
entende-se que a variação da energia contratada em relação ao P50 da geração anual simula também os diferentes limites máximos de contratação vigentes, além de apresentar seus respectivos impactos na rentabilidade.
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Esse procedimento foi realizado para os dois conjuntos de matrizes de PLD de acordo com o
submercado dos três parques em questão. De forma simplificada, as contabilizações são definidas
conforme a formulação exposta na tabela seguinte. Para a contabilização na contratação por
quantidade, considera-se a receita mensal (produto do preço contratado pela quantidade mensal
contratada), a remuneração ou despesa referente à exposição energética mensal e a despesa de
operação e manutenção (O&M). Enquanto, para a contabilização na contratação por disponibilidade,
considera-se apenas a receita fixa mensal e as despesas de O&M, exceto para todos os meses de
janeiro a partir do segundo ano de contrato, quando é feito o ressarcimento ou recebimento da
exposição energética do ano anterior valorada ao PLD médio também do ano anterior, dado que na
contabilização mensal o comprador foi responsável pela liquidação das diferenças energéticas.
Tabela 5 – Contabilização dos tipos de contrato
Para quantificar o impacto da variabilidade anual característica da fonte em relação às matrizes de
PLD, para cada cenário contabilizado são elaboradas também as distribuições dos lucros mensais
obtidos e a distribuição de todos os lucros trimestrais contabilizados em todos os cenários. Dessa
forma é possível avaliar os rendimentos intermediários do período de contrato além da rentabilidade
geral das modalidades de contratação. Por simplificação, as análises apresentadas nesse documento
foram realizadas em base mensal, sem considerar a contabilização por semana, patamar ou hora.
Registra-se que, nesse estudo, chamamos de lucro mensal os resultados das contabilizações mensais
sejam eles positivos ou negativos (prejuízos). Enquanto lucro trimestral são os lucros mensais
acumulados de três meses consecutivos dos cenários analisados.
5.1.1.c. Resultados
Após todas as simulações, foram construídas curvas onde todas as 34.000 possibilidades de TIR por
projeto são apresentadas comparando as referidas contabilizações mensais (por quantidade) e
anuais (por disponibilidade) dos contratos. Como o empreendedor pode optar por não vender a
totalidade do seu limite de contratação, são avaliadas 3 opções de venda, 100% (Figura 1), 80%
(Figura 2) e 65% (Figura 3) do P50. Nesses três primeiros casos os cenários de PLD utilizados foram
Contrato Fórmula
Quantidade 𝐶𝑞𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 = 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 × 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 + (𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎)
× 𝑃𝐿𝐷𝑚ê𝑠 − 𝑂&𝑀
Disponibilidade para
janeiro
𝐶𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 = 𝐸𝑐ontratada × 𝑃𝑐ontrato
+ ((𝐸𝑔_𝐴𝑛𝑜𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 − 𝐸𝑐𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙) × 𝑃𝐿𝐷𝑀é𝑑𝑖𝑜𝐴𝑛𝑜𝐴𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟)
− 𝑂&𝑀
Disponibilidade para
outros meses
𝐶𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 = 𝐸𝑐ontratada × 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 − 𝑂&𝑀
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obtidos a partir do conjunto de matrizes de CMO dos subsistemas dos parques em análise, tendo
como base o cenário de referência do PDE 2026.
Figura 1 - Curva de TIR acumulada para contratação de 100% do P50 com projeções de PLD do PDE 2026 para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos
Figura 2 - Curva de TIR acumulada para contratação de 80% do P50 com projeções de PLD do PDE 2026 para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos
Figura 3 - Curva de TIR acumulada para contratação de 65% do P50 com projeções de PLD do PDE 2026 para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos
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Para ambas as modalidades de contrato, a dispersão da TIR ao longo dos cenários aumenta
conforme a quantidade contratada diminui. Uma maior dispersão significa um maior risco do
empreendedor. Contudo, pode-se observar na parte direita das curvas que, em alguns cenários, é
possível obter uma maior remuneração quando nem todo o P50 é comprometido no contrato.
Independente da escolha do empreendedor quanto à parcela de sua geração com a qual se
compromete no contrato observa-se que, consideradas as premissas do estudo, para todos os
estados e para todas as quantidades contratadas o contrato por quantidade com obrigação mensal
flat se mostra mais vantajoso para o empreendedor que o contrato por disponibilidade com
liquidação anual.
A partir da comparação das três figuras e tendo como referência de comparação os menores valores
de TIR e a TIR média de cada projeto, neste cenário de PLD, a opção do empreendimento estar
totalmente contratado se apresenta como de retorno mais seguro. Ressalta-se, entretanto, que isso
é um reflexo de um PLD médio, próximo a 115,00 R$/MWh, inferior ao preço de contrato, aqui
considerado como um dado de entrada no valor de 150,00 R$/MWh.
Pode-se observar em todas as figuras que o Rio Grande do Norte possui sempre maior TIR, seguido
da Bahia e do Rio Grande do Sul. Tal resultado é função, principalmente, do recurso eólico de cada
estado e da turbina escolhida. Contudo, apesar dos valores serem representativos das regiões, isso
não restringe a existência de projetos (e recursos) com TIR diferentes das apresentadas.
Considerando tais ressalvas, e os valores e premissas aqui apresentados, há uma tendência de TIR
mais atraentes no nordeste do país, fato que também pode ser observado pelos resultados dos
últimos leilões.
Tendo em conta a possibilidade de valores de PLD mais elevados que os obtidos tomando-se como
referência o PDE 2026, foram avaliadas as mesmas três opções de venda de energia (100%, 80%
e 65% do P50), com cenários de PLD obtidos a partir de uma matriz alternativa de CMO, derivado
do cenário de referência do PDE 2026 (conforme descrito na seção de dados), mas que apresenta
como média um valor aproximado de 185,00 R$/MWh. A Figura 4, a Figura 5 e a Figura 6 mostram
as curvas de TIR para tal avaliação.
20 EPE-DEE-RE-042/2018
20
Assim, como nos casos utilizando o PLD obtidos a partir do cenário de referência do PDE 2026, a
dispersão da TIR aumenta conforme a quantidade contratada diminui. Observa-se também que para
Figura 4 - Curva de TIR acumulada para contratação de 100% do P50 com projeções de PLD atualizadas para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos
Figura 5 - Curva de TIR acumulada para contratação de 80% do P50 com projeções de PLD atualizadas para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos
Figura 6 - Curva de TIR acumulada para contratação de 65% do P50 com projeções de PLD atualizadas para projetos em três dos estados com mais empreendimentos eólicos
21 EPE-DEE-RE-042/2018
21
todos os casos avaliados, o contrato por quantidade continua a se mostrar mais vantajoso para o
empreendedor quando comparado ao contrato por disponibilidade com contabilização anual.
Nos casos simulados com PLD obtidos a partir da matriz alternativa de CMO, com valores mais
elevados em média que os obtidos a partir do cenário de referência do PDE 2026, nota-se, com a
exceção para a contratação de 100% do P50 no Rio Grande do Norte na modalidade disponibilidade,
uma maior taxa interna de retorno. Isso pode ser explicado pela sazonalidade do recurso eólico,
praticamente complementar em termos de energia mensal às hidrelétricas, que respondem pela
maior parte da geração total do SIN em todo o horizonte de análise. Portanto, devido ao
acionamento de térmicas no período seco, se observa uma tendência de que os excedentes de
produção da planta eólica em relação à obrigação contratual (sazonalização flat) ocorra quando os
valores de PLD são mais elevados, inclusive com liquidações a valores superiores ao preço do
contrato.
Na simulação do contrato de quantidade, atenção deve ser dispensada à variação dos influxos
monetários mensais dos empreendedores. Sob os contratos de disponibilidade, os empreendedores
recebem um valor fixo mensal das distribuidoras e a contabilização das diferenças de geração ocorre
no início do ano posterior considerando o PLD médio do período associado à geração. Na simulação
do contrato de quantidade feita nesse estudo, há uma liquidação mensal, com os influxos monetários
afetados pelas exposições positivas ou negativas valoradas ao PLD médio do mês em questão.
A Figura 7 ilustra algumas possibilidades de variação de influxos monetários mensais (chamados de
lucro nos gráficos e parágrafos seguintes em prol da concisão, embora não representem lucro no
sentido contábil) para o projeto no Rio Grande do Norte. Este projeto foi escolhido para ilustrar o
problema por ser, dos casos avaliados, o que possui maior variação mensal de receita, considerando
contratação por quantidade.
Figura 7 – Variação do lucro mensal para projeto no Rio Grande do Norte para 3 percentuais de contratação do P50 com contrato por quantidade mensal no cenário de PLD da matriz de CMO
alternativa
22 EPE-DEE-RE-042/2018
22
A Figura 7 mostra o mínimo, primeiro quartil, mediana, terceiro quartil e máximo de lucro para cada
mês em cada cenário de contratação do projeto no Rio Grande do Norte, com o cenário de PLD
obtido a partir da matriz alternativa de CMO e contrato por quantidade. Pelos gráficos pode-se
observar a variação do lucro mensal e a pequena possibilidade de ocorrência de prejuízos, alertando
para a necessidade de precauções para lidar com possíveis exposições financeiras.
Para reforçar a existência do risco de possíveis períodos de prejuízo, foi efetuada uma análise dos
prováveis lucros ou balanços trimestrais dentro dos 34.000 cenários avaliados para o projeto no Rio
Grande do Norte, considerando o mesmo cenário de PLD obtido a partir da matriz alternativa de
CMO (Figura 8). Esta análise foi uma forma simplificada de avaliar uma possível exposição financeira
continuada, que poderia agregar maior risco à sobrevivência do projeto.
Mais uma vez, o projeto do Rio Grande Norte foi selecionado para ser exibido, agora na análise de
lucro trimestral, por ser o projeto que apresentou maior variação de retorno. Nas curvas indicadas
na Figura 8 pode-se observar a possibilidade de trimestres com elevado prejuízo. Contudo com
probabilidade de ocorrência bastante inferior a 1% (corte da linha vermelha) de todos os lucros ou
balanços trimestrais simulados.
Além da baixa ocorrência, pode-se observar ainda na Figura 8, nos cenários de menor percentual
de contratação, que os trimestres com maior prejuízo podem ser consideravelmente minimizados
com uma venda parcial do limite de contratação, aqui representado pelo P50.
5.1.2. Conclusões da Análise 1
A partir das análises realizadas nesta seção, que avalia exclusivamente a TIR do projeto para um
preço de contrato arbitrado como variável de entrada, e não simula a dinâmica de financiamento do
projeto, observa-se que, em ambos os conjuntos de cenários de PLD avaliados, um a partir do PDE
2026 e outro com valores mais elevados obtido a partir de um caso derivado do PDE 2026, e nos
Figura 8 – Curvas de lucro trimestral para projeto no Rio Grande do Norte para 3 percentuais de contratação do P50 com contrato por quantidade mensal no cenário de PLD do PDE atualizado
23 EPE-DEE-RE-042/2018
23
três níveis de contratação considerados, para a fonte eólica o contrato por quantidade se mostra
financeiramente mais vantajoso quando comparado ao contrato por disponibilidade com liquidação
anual.
Considerando que, atualmente, os vendedores recebem um valor fixo mensal das distribuidoras e a
contabilização das diferenças de geração acontece no início do ano posterior, considerando o PLD
médio do período5, e que em contratos por quantidade com liquidação mensal as exposições,
positivas ou negativas, são valoradas ao PLD médio do mês em questão, ressalta-se uma natural
preocupação com o impacto da alteração da modalidade contratual na variação mensal do fluxo de
caixa dos vendedores.
Contudo, essa possibilidade de variação mensal do fluxo de caixa dos vendedores (risco) já existia
para os primeiros meses do ano na contratação por disponibilidade. Dessa forma, é importante
observar que os agentes vendedores não eram isentos ao risco de entrega da geração anual na
contratação por disponibilidade. Não se trata, portanto, de uma migração de modalidade sem
nenhum risco (disponibilidade) para uma modalidade com risco (quantidade). Na verdade, a
mudança de modalidade aumenta o risco de entrega, tornando-o mensal, ao mesmo tempo que
oferece ao agente vendedor a possibilidade de liquidações positivas de sua energia no MCP.
5.2. Análise 2: Impacto na estimativa da Tarifa de Equilíbrio
Esta análise tem por objetivo estimar o impacto da alteração de modalidade contratual na Tarifa de
Equilíbrio – TEQ da energia eólica – EOL.
A TEQ corresponde à tarifa que, em termos reais e com moeda constante, ao compor a receita de
venda de energia elétrica de uma planta de geração ao longo do horizonte de análise, iguala o valor
presente do investimento ao valor presente do fluxo do resultado líquido do empreendimento.
A metodologia utilizada para a estimativa da TEQ é, em alguns aspectos, similar àquela utilizada
pela EPE para a determinação do preço-teto para leilões de energia. Trata-se de uma análise
econômico-financeira, com base em simulação de fluxo de caixa descontado para diversos cenários,
considerando premissas como: custos de investimento e de O&M, fator de capacidade de referência
para cada fonte, prazo contratual, condições de financiamento incluindo índice de cobertura do
serviço da dívida - ICSD, custos de capital próprio e de terceiros, bem como encargos e impostos
aplicáveis.
5 Para empreendimentos eólicos contratados no ambiente de contratação regulada (ACR) antes de 2017, a contabilização é quadrienal, considerando o PLD médio dos quatro anos anteriores.
24 EPE-DEE-RE-042/2018
24
Cabe aqui destacar que esta análise também pode ser interpretada como a visão do empreendedor
que busca um determinado retorno do seu investimento, considerando o montante próprio de
investimento e o seu custo de capital próprio. Um aspecto importante desta análise, que a diferencia
daquela apresentada na seção anterior, é a simulação detalhada da dinâmica de contratação e
amortização de financiamento por parte do empreendedor.
Como veremos a seguir nesta seção, a adoção da modalidade quantidade pode impactar tanto a
parcela das despesas de capital que o financiador aceita conceder ao desenvolvedor do projeto como
os custos de capital de terceiros. Um dos objetivos principais desta análise é indicar que os impactos
sobre a estrutura de capital e sobre os custos da dívida podem resultar em incremento das ofertas
de preço nos leilões.
Veremos que os resultados da análise econômica da seção anterior, que desconsidera impactos
sobre a dinâmica de financiamento do projeto, apontam para perspectivas de redução de preços em
leilão para plantas com produção correlacionada positivamente com valores de PLD devido aos
projetos perceberem, ao longo do horizonte de liquidação, benefícios esperados da liquidação ao
PLD de excedentes e déficits de produção em relação à obrigação contratual constante. No entanto,
o fato de que financiadores podem aumentar os custos de financiamento no momento de migração
da modalidade contratual e reduzir a parcela máxima de dívida na estrutura de capital do projeto
para obterem os valores desejados de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (ICSD), para os
quais os valores mínimos mensais são relevantes, pode levar a incremento dos preços nominais de
energia ofertados em leilões.
Por simplificação e celeridade na obtenção do resultado, nesta seção foram realizadas três análises
distintas:
(i) Análise de migração de modalidade contratual por disponibilidade, com liquidação anual,
para modalidade quantidade feita sem considerar alterações na estrutura de capital ou custo da
dívida;
(ii) Análise da distribuição de TEQ e ICSD para contrato de quantidade considerando outros
cenários de geração e PLD; e
(iii) Sensibilidades de TEQ e ICSD, considerando distintos cenários de estrutura de capital (nível
de alavancagem) e custo da dívida.
25 EPE-DEE-RE-042/2018
25
5.2.1. Eólicas
5.2.1.a. Dados
Os dados utilizados são similares àqueles apresentados no item 5.1, considerando apenas o parque
na região da Bahia, mencionada anteriormente. Quanto ao PLD, foram avaliados 21 cenários,
retirados do conjunto apresentado no item 5.1, equidistantes em relação ao valor médio de CMO de
cada cenário.
Um resumo dos dados da usina eólica de referência utilizados nesta simulação são apresentados na
tabela abaixo:
Tabela 6 - Parâmetros para análise de TEQ e ICSD
Parâmetros principais Unidade Valores
1 Características Gerais
Potência instalada MW 30,0
Distribuição estatística do Fator de Capacidade médio anual da
geração (FC)
- Garantia Física - valor médio (P50) MWmed 16,5
Fator de perdas na rede básica % 2,5
Contratação MWmed 16,5
2 Investimento
Investimento total R$/kW 5.300
3 Despesas operacionais
O&M fixo R$/kW.ano 94
TUST/TUSD R$/kW.mês 3,50
4 Parâmetros financeiros
Prazo contratual anos 20
Período dos fluxos de caixa anos 20
Custo de Capital Próprio % aa 13,0
Depreciação anos 20
5 Financiamento
Total Financiado % Inv. total 65
a) Parcela Financiada 1 (ex: BNDES) % Inv. total 50,0
Taxa BNDES / prazo amortização (SAC) % a.a./ anos 5,0%/ 16
b) Parcela Financiada 2 (ex: Mercado) % Inv. total 15,0
Taxa Outros / prazo amortização (SAC) % a.a./ anos 9,0%/ 10
Além dos referidos dados, cabe destacar que, nos cálculos, diante do limite de faturamento anual
do empreendimento, foi utilizado o regime de tributação baseada no Lucro Presumido (e os
respectivos valores de PIS/COFINS, IR e CSLL), além de outras premissas como: enquadramento no
REIDI, Seguro Operacional, Fiança Bancária e Taxa de Fiscalização da ANEEL.
5.2.1.b. Resultados
(i) Análise de migração de modalidade disponibilidade para modalidade quantidade
feita sem considerar alterações na estrutura de capital ou custo da dívida
26 EPE-DEE-RE-042/2018
26
Esta análise foi feita considerando apenas um cenário de geração, que consiste de uma série de
geração mensal de energia do parque para todo o horizonte do contrato. Foram utilizados, no
entanto, 21 cenários de variação do PLD, que consistem de série de valores médios mensais para
todo o horizonte do contrato. Nas tabelas de resultados desta seção, PLDmed refere-se à média dos
valores mensais de PLD ao longo do horizonte do contrato. Apenas para fins de comparação, o
cenário “FLAT” refere-se a um cenário fictício de geração de energia mensal constante em todos os
meses, desconsiderando variações intranuais e os efeitos da sazonalidade da geração.
Considerando as premissas mencionadas na tabela anterior, a migração do contrato de
disponibilidade com contabilização anual para quantidade com contabilização mensal leva a uma
redução da TEQ (indicando possibilidade de redução do preço nominal no leilão) e não acarreta, na
maioria dos casos, redução significativa do ICSD, conforme se pode notar na tabela abaixo. Cabe
ressaltar que, em todos os casos, determina-se a TEQ que resulta em Taxa Interna de Retorno -
TIR real de 13%/ano para o investidor (conforme apontado na tabela de premissas – Custo de
Capital Próprio).
Tabela 7 - Resultados de simulação de impacto de migração na TEQ e ICSD
A partir dos resultados, elabora-se um gráfico de distribuição acumulada, considerando os resultados
de TEQ e de ICSD mostrados acima.
Cenário PLDmed TEQ ICSD TEQ ICSD
FLAT FLAT 164,5 1,34 165,4 1,29
1 88,9 158,28 1,31 164,5 1,36
2 125,0 156,97 1,29 163,9 1,35
3 132,7 156,06 1,29 162,8 1,34
4 142,0 159,65 1,31 165,0 1,37
5 146,9 155,92 1,30 164,0 1,34
6 155,1 157,98 1,31 164,2 1,36
7 156,9 160,39 1,11 163,0 1,27
8 165,4 161,07 1,30 164,8 1,36
9 169,1 161,04 1,28 164,4 1,36
10 173,2 155,18 1,31 161,7 1,30
11 183,3 160,53 1,28 163,9 1,35
12 186,1 160,23 1,35 163,1 1,31
13 193,5 161,63 1,37 165,6 1,35
14 199,8 159,94 1,30 163,2 1,37
15 187,6 154,68 1,19 159,7 1,31
16 212,7 161,79 1,36 165,5 1,35
17 217,3 157,56 1,27 161,5 1,30
18 233,2 161,39 1,35 164,6 1,35
19 245,2 163,84 1,31 164,4 1,32
20 268,2 160,58 1,34 164,2 1,34
21 294,2 155,32 1,29 160,4 1,26
QUANTIDADE
BASE MENSAL
GF e CONT P50
Cenario 1 Geração
DISPONIBILIDADE
BASE ANUAL
GF e CONT P50
Cenario 1 Geração
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27
Figura 9 – Dispersão dos valores de TEQ e ICSD para as modalidades quantidade e disponibilidade
O gráfico acima, obtido de simulações em que se mantém inalterada a estrutura de capital e os
custos da dívida, sugere que, com a migração da modalidade contratual de Contrato de
Disponibilidade com contabilização anual para Contrato de Quantidade: (i) o empreendedor poderia
reduzir os preços ofertados em leilão (aproximados pela TEQ) para atingir a mesma remuneração
do capital próprio; e (ii) o percentual de redução viável varia de acordo com os cenários.
No entanto, o gráfico aponta que, caso o empreendedor realizasse a redução dos preços para
simplesmente manter inalterada sua taxa interna de retorno, o mínimo valor de ICSD verificado
durante o período de amortização da dívida (os pontos vermelhos no gráfico acima) apresentaria
redução significativa em diversos dos cenários. Alguns destes valores de ICSD não seriam aceitáveis
para financiadores, e o financiador poderia reduzir o financiamento disponibilizado ao
empreendedor, alterando a estrutura de capital do projeto, e/ou aumentar os custos da dívida. O
financiador poderia recorrer à redução da alavancagem e o aumento dos custos da dívida também
simplesmente como reação conservadora quanto à introdução de uma nova modalidade contratual,
com a qual não está familiarizado. Em qualquer caso, a redução da alavancagem do projeto e/ou
aumento dos custos da dívida implica que o empreendedor deve aumentar o preço ofertado para
ainda reter níveis adequados de remuneração de seu capital.
Resta claro, portanto, que se deve avaliar quantitativamente os efeitos potenciais desta redução da
alavancagem e do aumento dos custos da dívida sobre os preços finais do leilão. Isto é feito ao final
desta seção, logo após verificarmos como a consideração de outros cenários de geração afeta a TEQ
e o ICSD, e quais efeitos em relação às conclusões obtidas até o momento.
28 EPE-DEE-RE-042/2018
28
(ii) Análise da distribuição de TEQ e ICSD para contrato de quantidade considerando
outros cenários de geração e PLD
Aqui, estende-se as análises da seção anterior para outros cenários de geração e de PLD. Nesta
análise, foram utilizados 3 casos de geração, utilizando 2 casos de valores de PLD, apresentados no
item anterior. Nestas análises, ainda se consideram inalteradas as condições de alavancagem e os
custos da dívida para os projetos.
Tabela 8 – Resultados de TEQ e ICSD considerando 3 cenários de geração e 21 cenários de PLD PDE 26
CMO_PDE_MED_NE_seg 100% contratado
Cenário Geração 1 Cenário Geração 2 Cenário Geração 3
CenárioMédia dos
PLDsTEQ ICSD TEQ ICSD TEQ ICSD
1 56,6 161,9 1,32 164,8 1,35 163,4 1,31
2 73,1 155,5 1,29 160,6 1,30 157,1 1,17
3 76,8 159,9 1,30 163,2 1,27 161,4 1,21
4 84,7 161,8 1,32 165,3 1,32 164,1 1,28
5 87,9 160,4 1,30 165,6 1,26 163,7 1,23
6 92,6 159,0 1,29 163,6 1,33 160,3 1,26
7 94,5 160,8 1,31 164,7 1,32 161,8 1,26
8 96,8 161,4 1,32 164,4 1,35 162,7 1,30
9 97,6 159,3 1,29 164,2 1,28 160,5 1,21
10 102,9 159,5 1,32 163,6 1,27 161,2 1,20
11 105,0 155,6 1,29 163,9 1,25 158,7 1,11
12 108,7 156,6 1,27 164,3 1,28 159,1 1,18
13 112,8 159,8 1,30 165,0 1,34 161,9 1,27
14 115,9 161,5 1,31 165,4 1,36 163,5 1,31
15 118,3 161,2 1,27 167,4 1,32 164,7 1,24
16 128,3 161,3 1,31 166,9 1,34 163,5 1,26
17 135,6 159,3 1,29 162,5 1,33 160,5 1,28
18 143,3 156,6 1,32 161,3 1,30 158,6 1,17
19 156,1 160,3 1,34 164,9 1,34 161,5 1,28
20 173,3 161,0 1,27 166,3 1,35 164,7 1,30
21 223,6 163,3 1,33 166,7 1,35 165,3 1,32
29 EPE-DEE-RE-042/2018
29
Tabela 9 – Resultados de TEQ e ICSD considerando 3 cenários de geração e 21 cenários de PLD Alternativo
Considerando o resultado mostrado acima, construiu-se a curva abaixo, onde em 78% dos casos o
preço é menor no contrato de quantidade do que no contrato de disponibilidade.
Figura 10 – Distribuição de probabilidade da variação entre o preço ofertado na modalidade quantidade e
na modalidade disponibilidade
Entretanto, cabe destacar que o item em amarelo da tabela anterior, aponta para uma necessidade
de aumento da participação de capital próprio (mantendo outras premissas inalteradas), por atingir
um valor de ICSD bastante inferior (1,09) ao ICSD de referência (1,3).
Estes resultados corroboram as conclusões anteriores, de que valores de ICSD não admissíveis
podem ser obtidos, levando os financiadores a redução da alavancagem e ao aumento dos custos
CMO_MED_NE_seg 100% contratado
Cenário Geração 1 Cenário Geração 2 Cenário Geração 3
CenárioMédia dos
PLDsTEQ ICSD TEQ ICSD TEQ ICSD
1 85,7 158,3 1,31 161,1 1,32 159,3 1,27
2 122,4 157,0 1,29 162,0 1,23 158,6 1,20
3 130,9 156,1 1,29 163,7 1,26 160,6 1,19
4 139,7 159,6 1,31 164,7 1,35 162,9 1,30
5 145,1 155,9 1,30 162,0 1,33 158,1 1,26
6 153,1 158,0 1,31 163,0 1,33 161,3 1,29
7 155,6 160,4 1,11 167,0 1,20 164,3 1,20
8 163,6 161,1 1,30 167,0 1,20 164,4 1,32
9 167,7 161,0 1,28 166,1 1,37 161,9 1,27
10 172,2 155,2 1,31 166,9 1,35 161,0 1,23
11 181,4 160,5 1,28 165,7 1,37 165,1 1,29
12 184,7 160,2 1,35 165,3 1,31 165,0 1,29
13 192,1 161,6 1,37 165,3 1,11 164,3 1,27
14 198,5 159,9 1,30 167,0 1,12 164,5 1,21
15 186,8 154,7 1,19 168,5 1,32 162,8 1,14
16 211,5 161,8 1,36 166,6 1,06 164,0 1,22
17 216,9 157,6 1,27 172,5 1,09 164,8 1,19
18 231,9 161,4 1,35 168,2 1,31 164,3 1,29
19 244,5 163,8 1,31 170,6 1,32 165,2 1,31
20 267,5 160,6 1,34 170,2 1,46 165,9 1,36
21 297,9 155,3 1,29 173,0 1,17 163,8 1,12
30 EPE-DEE-RE-042/2018
30
de dívida do projeto, o que por sua vez evocaria aumento dos preços ofertados pelos
empreendedores para manter níveis adequados de remuneração do capital próprio.
(iii) Sensibilidades de TEQ e ICSD, considerando distintos cenários de estrutura de
capital (nível de alavancagem) e custo da dívida
Neste item são apresentadas sensibilidades dos valores de TEQ e ICSD, especialmente no que se
refere aos distintos níveis de alavancagem ou financiamento do projeto, bem como diferentes
valores de taxas de financiamento ou a consideração de um maior spread de risco.
A opção pela contratação dos empreendimentos na modalidade quantidade, onde o risco de
produção e de preços de mercado de curto prazo está alocado ao gerador, pode levar a uma maior
percepção de risco das instituições financeiras, acarretando em condições mais restritivas de
financiamento. Entendendo-se por consequências das condições mais restritivas eventuais
alterações nas regras de obtenção de crédito de terceiros, nos quais podem ser citados:
- Adoção de expectativas de geração mais conservadoras (exemplo: em um projeto de eólica, reduzir
a expectativa de geração de P90, de longo prazo, para uma geração P95, de curto prazo);
- Aumento do índice mínimo do ICSD (exemplo: nos projetos participantes de leilões de energia
elétrica, aumentar de um ICSD mínimo de 1,3 para um ICSD mínimo de 2,0);
- Aumento do spread de risco ou da remuneração da instituição financeira;
- Adoção/aumento no valor das garantias financeiras nas operações de crédito; e
- Considerações extremas de preços de PLD, para liquidação dos excedentes ou déficits (ocorrência
do conceito de tempestade perfeita).
Considerando o exposto acima, avaliou-se distintos cenários, considerando as seguintes variáveis:
(i) participação de capital próprio; (ii) participação de capital de terceiros – BNDES; (iii) participação
de capital de terceiros – Mercado; e (iv) taxa de financiamento do capital de terceiros – BNDES. O
gráfico seguinte resume algumas análises realizadas neste estudo.
31 EPE-DEE-RE-042/2018
31
Figura 11 – Sensibilidades nos resultados de TEQ
Figura 12 – Sensibilidades nos resultados de ICSD
As figuras anteriores indicam que, dependendo da reação das instituições financeiras à mudança da
modalidade de Contrato de Disponibilidade com liquidação anual para Contrato de Quantidade, o
efeito final sobre os preços de energia nominais ofertados no leilão pode ser de aumentos de preços
de ofertas em leilões (aqui aproximados pelo aumento da TEQ) de até 10%, considerando o universo
dos cenários simulados, em uma situação em que participação de dívida na estrutura de capital
diminui para atender a requisitos de ICSD mais restritivos e em que há aumento dos custos da
150,00
155,00
160,00
165,00
170,00
175,00
180,00
185,00
TEQ%Cap Prop 35%% BNDES 50%
% Mercado 15%Tx BNDES 5%
Tx Mercado 9%
TEQ%Cap Prop 50%% BNDES 35%
% Mercado 15%Tx BNDES 5%
Tx Mercado 9%
TEQ%Cap Prop 55%% BNDES 35%
% Mercado 10%Tx BNDES 5%
Tx Mercado 9%
TEQ%Cap Prop 35%% BNDES 50%
% Mercado 15%Tx BNDES 7%
Tx Mercado 9%
TEQ%Cap Prop 55%% BNDES 35%
% Mercado 10%Tx BNDES 7%
Tx Mercado 9%
TEQ%Cap Prop 60%% BNDES 20%
% Mercado 20%Tx BNDES 7%
Tx Mercado 9%
TEQ (R$/MWh)
1,00
1,20
1,40
1,60
1,80
2,00
2,20
2,40
ICSD%Cap Prop 35%% BNDES 50%
% Mercado 15%Tx BNDES 5%
Tx Mercado 9%
ICSD%Cap Prop 50%% BNDES 35%
% Mercado 15%Tx BNDES 5%
Tx Mercado 9%
ICSD%Cap Prop 55%% BNDES 35%
% Mercado 10%Tx BNDES 5%
Tx Mercado 9%
ICSD%Cap Prop 35%% BNDES 50%
% Mercado 15%Tx BNDES 7%
Tx Mercado 9%
ICSD%Cap Prop 55%% BNDES 35%
% Mercado 10%Tx BNDES 7%
Tx Mercado 9%
ICSD%Cap Prop 60%% BNDES 20%
% Mercado 20%Tx BNDES 7%
Tx Mercado 9%
ICSD
32 EPE-DEE-RE-042/2018
32
dívida. Cabe ressaltar que os valores de ICSD/alavancagem e de custo de dívida a serem de fato
adotados por financiadores podem ser ainda mais restritivos que as estimativas utilizadas nas
análises deste documento, o que poderia levar a aumentos mais significativos de preços ofertados
em leilões.
Destaca-se que os resultados reportados no parágrafo anterior se referem aos preços de energia
ofertados no leilão e um aumento destes preços por determinada percentagem não significa que
consumidores finais perceberiam um aumento de custo pela mesma percentagem. Primeiro, porque
parcela significativa dos riscos de quantidade e preço estão alocados ao consumidor sob o Contrato
de Disponibilidade e, portanto, a realocação destes riscos ao vendedor com a migração ao Contrato
de Quantidade pode, inclusive, significar uma redução dos custos do consumidor sob uma métrica
de risco ainda que o valor de preços ofertados no leilão aumente. Segundo, porque a alocação de
riscos ao vendedor pode levar a melhoras na expansão do sistema no longo prazo, na medida em
que: (i) tem potencial de evocar a revelação de preços e aprimorar a seleção de projetos para a
expansão do sistema; e (ii) tem potencial de evocar inovações tecnológicas e comerciais de agentes
para gerir os riscos e, indiretamente, auxiliar na gestão de riscos sistêmicos.
5.3. Análise 3: Impactos de diferentes sazonalidades de contrato dos pontos de
vista do agente vendedor (gerador) e do agente comprador (distribuidora)
Tendo como base a minuta do edital do leilão n° 03/2018-ANEEL (A-6/2018), seus respectivos
anexos e Nota Técnica SEL/ANEEL n° 15/2018, disponibilizados por ocasião da Audiência Pública
ANEEL n° 21/2018, a Agência propõe que a contratação de energia nova oriunda de
empreendimentos eólicos pela modalidade quantidade considere sazonalidade declarada no
momento do contrato pelo agente vendedor (gerador) e modulação conforme o perfil de geração
verificada (ex-post).
Nesse sentido, e diante da transição do PLD por semana e patamar para a base horária, com previsão
de início de vigência em 2020, entende-se que a adoção do contrato por quantidade com modulação
conforme a carga para empreendimentos eólicos poderia representar um risco elevado e de difícil
avaliação neste momento. Dessa forma, apesar de se entender necessária uma reavaliação futura,
a EPE não tem objeções para a adoção da proposta no Leilão A-6/2018, motivo pelo qual o tema
não é objeto deste documento.
Por outro lado, em relação à sazonalização conforme declaração do gerador no momento de
assinatura do contrato, entende-se que as possibilidades de impacto devem ser avaliadas com
cautela, visto que agora os resultados da liquidação de diferenças mensais de energia serão de
responsabilidade do gerador e, em tese, não deveriam elevar os riscos financeiros dos consumidores.
33 EPE-DEE-RE-042/2018
33
Dessa forma, tanto no ponto de vista do vendedor, como no ponto de vista do comprador, sugerimos
reflexões para a avaliação dos efeitos colaterais de distintas formas de sazonalidade contratual,
incluindo a apresentada na proposta colocada em audiência. Para tal análise, utilizam-se dados e
metodologia similares aos utilizados na seção 5.1.
5.3.1.a. Dados
Nessa análise também foram utilizados cinco tipos de dados: geração de energia, energia
contratada, requisito mensal do comprador (distribuidora), mercado e possibilidades de sazonalidade
de contrato.
Geração de Energia e Energia Contratada
Os cenários de geração eólica utilizados foram os mesmos da seção 5.1.1.a, para um parque na
Bahia, um no Rio Grande do Norte e outro no Rio Grande do Sul. Estes estados foram novamente
selecionados pela representatividade nos leilões de energia e pelo perfil de geração diversificado.
Os valores de energia contratada também foram os mesmos utilizados da seção 5.1.1.a, porém
apenas para o percentual de 80% do limite de contratação. Tal redução na avaliação de
comprometimento de contratação foi escolhida para não haver uma quantidade excessiva de
análises com resultados semelhantes e por este percentual de contratação ser próximo do que
atualmente é comprometido em contrato.
Requisito mensal do comprador
Para a avaliação do ponto de vista do comprador, ou seja, da distribuidora, foram utilizados dados
declarados pelas distribuidoras ao SIMPLES. A partir dos dados de consumo mensal realizados e
previstos pelas distribuidoras para o período entre janeiro de 2016 a dezembro de 2022, foram
realizadas análises temporais de tendência, sazonalidade e resíduos para definição do requisito
mensal para cada distribuidora e para a soma de todo o SIMPLES, o que pode ser compreendido
como o perfil de uma distribuidora que atenda todo o Brasil.
34 EPE-DEE-RE-042/2018
34
Dentre todas as sazonalidades, as seguintes foram adotadas como requisitos mensais para análise
do ponto de vista da distribuidora:
o Requisito pela sazonalidade SIMPLES: Requisitos mensais conforme a sazonalidade de
consumo de todo o Brasil;
o Requisito pela sazonalidade da Distribuidora 1 (Dist 1): Requisitos mensais conforme a
sazonalidade de consumo da Distribuidora 1, escolhida por ter um mercado significativo, ter
contratado energia em leilão recente e possuir uma variação mensal de carga maior que a
sazonalidade SIMPLES.
o Requisito pela sazonalidade da Distribuidora 2 (Dist 2): Requisitos mensais conforme a
sazonalidade de consumo da Distribuidora 2, escolhida por ter um mercado significativo, ter
contratado energia em leilão recente e possuir uma variação mensal de carga maior que a
sazonalidade SIMPLES e diferente para o período de inverno.
o Requisito pela sazonalidade da Distribuidora 3 (Dist 3): Requisitos mensais conforme a
sazonalidade de consumo da Distribuidora 3, escolhida por ter um mercado grande, ser uma
compradora em leilão recente e possuir uma variação de carga entre os meses com
correlação negativa em relação a sazonalidade SIMPLES.
Figura 13 – Distribuição mensal dos valores de sazonalidade das distribuidoras do SIMPLES. As linhas vermelhas representam os atuais limites de variação de 15%
35 EPE-DEE-RE-042/2018
35
Mercado
Os custos de investimento, O&M (custos fixos de operação e manutenção) e preço da energia
contratada utilizados para simulação do ponto de vista do gerador foram os mesmos descritos na
seção 5.1.1.a.
No entanto, além de utilizar um conjunto de matrizes de cenários de PLD tomando como base o
caso de referência do PDE 2026, conforme descrito na seção 5.1.1.a, mais dois casos com 2000
cenários de 20 anos de PLD mensais foram gerados a partir dos históricos de PLD mensal dos
submercados nordeste e sul, disponibilizados pela CCEE (CCEE, 2018).
Para a elaboração desses casos adicionais, foram utilizados os valores de PLD mensal de janeiro de
2004 a dezembro de 2017 corrigidos pelo respectivo IPCA para dezembro de 2017 (IBGE, 2018)
para cada submercado analisado, limitados pelos valores de PLDmin e PLDmáx da Tabela 4, com o
intuito de adequar a regra atual do PLD.
Para o primeiro caso, denominado nesse estudo de histórico de PLD limitado, foram criados 2000
cenários de 20 anos a partir de uma amostragem uniforme dos 14 anos de PLD mensais, corrigidos
para cada submercado.
Já para o segundo caso, denominado como histórico 2012-2017 de PLD limitado, a amostragem foi
feita apenas a partir dos históricos de PLD mensais corrigidos dos submercados nordeste e sul de
janeiro de 2012 a dezembro de 2017, período crítico de preços para o setor.
Assim, as avaliações abrangem a visão de preços futuros considerando a visão do planejamento e
do modelo oficial do setor (caso descrito na 5.1.1.a, referente ao PDE 2026) como também a visão
de preços futuros a partir dos históricos dos próprios valores oficiais de PLD mensal corrigidos para
os submercados nordeste e sul considerando tanto todo o período disponível, quanto apenas um
período mais crítico, compreendido pelos últimos 6 anos.
Tabela 10 - Resumo das matrizes de PLD utilizadas na análise 3
Resumo PLD Valor
PLD Máximo 505,18 R$/MWh
PLD Mínimo 40,16 R$/MWh
PLD Sul Médio de 2000 Cenários
Caso PDE 2026
113,90 R$/MWh
PLD Sul Médio de 2000 Cenários
Caso Histórico PLD limitado
188,46 R$/MWh
36 EPE-DEE-RE-042/2018
36
Resumo PLD Valor
PLD Sul Médio de 2000 Cenários
Caso Histórico 2012-2017 PLD limitado
297,35 R$/MWh
PLD NE Médio de 2000 Cenários
Caso PDE 2026
111,99 R$/MWh
PLD NE Médio de 2000 Cenários
Caso Histórico PLD limitado
197,24 R$/MWh
PLD NE Médio de 2000 Cenários
Caso Histórico 2012-2017 PLD limitado
324,55 R$/MWh
Possibilidades de sazonalidades de contrato
Na seção 5.1, quando foi comparada a rentabilidade dos contratos por disponibilidade com
contabilização anual e por quantidade, a sazonalidade de entrega da energia contratada foi avaliada
no perfil flat. Afinal, como a sazonalidade de entrega de energia do contrato por disponibilidade é
flat, a melhor forma de comparar as duas modalidades do ponto de vista do gerador seria
considerando uma contratação por quantidade com a mesma sazonalidade de entrega.
Porém, diante da publicação dos documentos da Audiência Pública ANEEL n° 021/2018, observa-se
que a proposta para o CCEAR por quantidade de empreendimentos eólicos é que a sazonalidade de
entrega de energia seja definida pelo próprio agente gerador.
Na Nota Técnica SEL/ANEEL n° 15/2018, conforme argumentação do item II.4, explica-se o
entendimento da agência sobre a alteração de modalidade para a fonte eólica e indica, no parágrafo
18, que “a sazonalização observaria os montantes mensais (em MWmédios) utilizados para o cálculo
da garantia física da usina (portanto definida antes do leilão pelo vendedor) ”. Nesse contexto,
alertamos que atualmente não existem montantes mensais utilizados para o cálculo da garantia
física de energia de empreendimentos eólicos, visto que, conforme Portaria MME n° 101/2016,
equação 10, apenas a produção anual de energia certificada (em MWh) referente ao valor de energia
anual com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a noventa por cento é utilizada.
Dessa forma entende-se, portanto, que a agência se referia à geração mensal estimada definida
anteriormente para cálculo do Índice de Custo Benefício (ICB). A geração mensal estimada do ICB
era utilizada para cálculo do índice componente de Custo Econômico de Curto Prazo (CEC), aplicável
apenas nas contratações por disponibilidade, definida da seguinte forma:
𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 =(
𝑃50𝑚𝑐𝑃50𝑎𝑐
× 𝐺𝐹)
H𝑚
Onde:
37 EPE-DEE-RE-042/2018
37
𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 = valores mensais sazonalizados da produção anual de energia certificada, referente
ao valor de energia anual que é excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou
maior a 90% (P90ac), em MW médios;
𝑃50𝑚𝑐 = valores mensais de energia certificada, referente ao valor de energia anual que é
excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 50%, que deve constar do
documento de Certificação de Medições Anemométricas e de Produção Anual de Energia
Elétrica, em MWh;
𝑃50𝑎𝑐 = produção anual de energia certificada, referente ao valor de energia anual que é
excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 50%, que deve constar do
documento de Certificação de Medições Anemométricas e de Produção Anual de Energia
Elétrica, em MWh/ano;
𝐺𝐹 = garantia física do empreendimento calculada com probabilidade de ocorrência igual ou
superior a 90%, em MWh; e
H𝑚 = número de horas no mês.
Para o intuito do ICB de empreendimentos eólicos, o 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 era a melhor métrica disponível de
sazonalização de entrega de energia. Porém, independente das ressalvas aqui apresentadas, como
entende-se que o intuito da Agência seria vincular a sazonalidade de entrega de energia à
característica mensal do recurso, com consequente aderência ao perfil de geração do
empreendimento eólico ao longo do contrato, resguardada a lógica de alocação de riscos financeiros
de uma contratação por quantidade, o presente estudo avalia distintas interpretações relacionadas
a proposta de sazonalidade, e suas implicações.
Sendo assim, foi feita avaliação tomando como referência empreendimentos habilitados
tecnicamente pela EPE em leilões anteriores que tiveram o mesmo valor de garantia física de energia,
mas que, por apresentarem distintos valores de P50 mensais declarados em seus respectivos
documentos de Certificação, resultariam em distintos valores de 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑚 e, consequentemente,
diferentes obrigações contratuais mensais.
Um entendimento alternativo da minuta de contrato em Audiência Pública é que não existe
vinculação com o documento de certificação, sendo a declaração de sazonalidade da obrigação
contratual de livre escolha do gerador, conforme sua própria estratégia de geração ou de negócio e
tolerância de risco, apenas respeitado o limite anual imposto pelo valor em energia do lote
contratado. Dessa forma, esta opção também foi considerada, aqui modelada como um caso
extremo de sazonalidade de entrega de energia concentrada nos primeiros seis meses de cada ano.
Adicionalmente, avaliou-se também a sazonalidade de entrega de energia do gerador conforme
perfis mais próximos aos das distribuidoras, com simulação de casos considerando a sazonalidade
conforme perfil flat e conforme os requisitos mensais dos compradores definidos anteriormente.
38 EPE-DEE-RE-042/2018
38
Em resumo, os requisitos de entrega simulados foram:
o Sazonalidade Caso 1: Sazonalidade de entrega conforme um empreendimento habilitado no
leilão A-4/2017;
o Sazonalidade Caso 2: Sazonalidade de entrega conforme um empreendimento habilitado no
leilão A-4/2017, com mesma garantia física de energia do Caso 1, localizado em região
próxima, mas com sazonalidade bem distinta (diferentes valores de P50 mensal);
o Sazonalidade P50 mensal: Sazonalidade de entrega conforme valores de produção de
energia mensal P50 das series de geração de longo prazo descritas na análise 1;
o Sazonalidade SIMPLES: Sazonalidade de entrega conforme perfil mensal de carga calculado
do consumo de todo Brasil;
o Sazonalidade Distribuidora 1 (Dist 1): Sazonalidade de entrega conforme perfil mensal de
carga calculado da distribuidora Distribuidora 1;
o Sazonalidade Distribuidora 2 (Dist 2): Sazonalidade de entrega conforme perfil mensal de
carga calculado da distribuidora Distribuidora 2;
o Sazonalidade Distribuidora 3 (Dist 3): Sazonalidade de entrega conforme perfil mensal de
carga calculado da distribuidora Distribuidora 3.
5.3.1.b. Metodologia
Para avaliar os impactos financeiros das distintas possibilidades de sazonalidade contratual aqui
apresentadas, tendo como base as interpretações a partir da proposta da Audiência Pública ANEEL
n° 021/2018, foram utilizados dois pontos de vista: a rentabilidade do ponto de vista do gerador e
a expectativa de custo do ponto de vista da distribuidora.
A avaliação do ponto de vista do vendedor, considerando a rentabilidade do gerador a partir de
todos os dados e possibilidades descritas anteriormente, foi uma avaliação de TIR similar à utilizada
na Análise 1 para os contratos por quantidade.
Conforme descrito anteriormente, nessa análise foi considerado apenas um percentual de
contratação de 80% do limite máximo6 de contratação.
Na Análise 3 serão considerados diferentes cenários de sazonalidade de entrega de energia. São
utilizadas oito sazonalidades diferentes (descritas na seção 5.3.1.a) ponderadas pela energia
contratada anual para simulação dos efeitos na rentabilidade do gerador.
6 Entende-se o percentual de 80% da energia contratada em relação ao P50 da geração anual representa o atual percentual
médio de contratação dos CCEARs de empreendimentos eólicos, visto que no limite atual a garantia física de energia é definida considerando a expectativa de produção de energia P90.
39 EPE-DEE-RE-042/2018
39
Para cada região e para cada uma das 8 sazonalidades, foi simulada a contabilização da energia na
contratação por quantidade, do ponto de vista do vendedor. Em cada contabilização são utilizados
17 cenários de geração eólica e 2.000 cenários de preços de PLD, obtendo-se 34.000 contabilizações
de contratos de 20 anos. Esse procedimento foi realizado para três conjuntos de matrizes de PLD
indicadas na seção 5.3.1.a.
De forma simplificada, a contabilização aqui tratada é definida conforme a formulação exposta na
tabela seguinte. Para a contabilização na contratação por quantidade, considera-se a receita mensal
(produto do preço contratado pela quantidade mensal contratada), a remuneração ou despesa
referente à exposição energética mensal e a despesa de operação e manutenção (O&M).
Tabela 11 – Contabilização do ponto de vista do vendedor
Já a avaliação do ponto de vista do comprador, considera o custo da distribuidora para atender o
seu requisito de energia diante da sazonalidade de contrato e a respectiva liquidação de excedentes
no Mercado de Curto Prazo.
Para correta verificação dos impactos no custo das distribuidoras, desconsidera-se nessa análise os
efeitos no mercado de curto prazo dos outros contratos existentes em seu portfólio, sejam eles de
quaisquer modalidades. Logo, considera-se que o seu requisito de energia anual é igual a energia
contratada com o empreendimento eólico, visando eliminar também os efeitos de sub ou
sobrecontratação.
Para cada um dos quatro perfis de requisitos mensais de energia e para cada uma das oito
sazonalidades de entrega de energia, foi simulada a contabilização de energia na contratação por
quantidade, do ponto de vista do comprador7. Em cada contabilização foram utilizados 2.000
cenários de preços de PLD durante um contrato de 20 anos, detalhados na seção 5.3.1.a. Esse
procedimento foi realizado para os três conjuntos de matrizes de PLD indicadas na seção 5.3.1.a.
De forma simplificada, a contabilização é definida conforme a formulação exposta na tabela seguinte.
Para a contabilização na contratação por quantidade, considera-se a receita mensal (produto do
preço contratado pela quantidade mensal contratada), a remuneração ou despesa referente à
exposição energética mensal e a despesa de operação e manutenção (O&M).
7 Para fins de simplificação e considerando a diminuição de restrições entre os submercados a partir da data de entrada
dos empreendimentos, considera-se o PLD do submercado do agente vendedor.
Parte Fórmula
Vendedor 𝐿𝑢𝑐𝑟𝑜 = 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 × 𝑃𝑟𝑒ç𝑜𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 + (𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎) × 𝑃𝐿𝐷𝑚ê𝑠 − 𝑂&𝑀
40 EPE-DEE-RE-042/2018
40
Tabela 12 – Contabilização do ponto de vista do comprador
5.3.1.c. Resultados
Matriz de PLD mensal NE Caso PDE 2026
A comparação dos impactos de diferentes sazonalidades de entrega de energia dos pontos de vista
do agente vendedor (gerador) e do agente comprador (distribuidora) se inicia pela análise do
problema da isonomia na escolha do agente vendedor quando, por exemplo, temos sazonalidades
distintas com a mesma oferta de energia, ou seja, mesma quantidade de lotes contratados. Para
essa análise foram selecionados dois parques eólicos habilitados em leilão, com mesma garantia
física e sazonalidades diferentes (tomando como referência os valores de P50 mensal). Pela
localização dos parques escolhidos, estas opções de sazonalidade foram relacionadas ao parque da
Bahia utilizado nas análises anteriores.
Dessa forma, considerando cenário de preços do Nordeste do caso PDE 2026, requisito mensal do
comprador conforme perfil de carga a partir do consumo de todo Brasil (SIMPLES) e mesma energia
contratada, foram avaliados os impactos de risco financeiro do ponto de vista do comprador e do
gerador para 03 curvas de sazonalidade distintas, obtidas considerando os valores de P50 mensal
dos dois projetos habilitados em leilões anteriores e a geração indicada no item 5.1.1.a., conforme
Caso 1 (Figura 14), Caso 2 (Figura 15) e o P50 mensal calculado para o projeto (Figura 16).
Parte Fórmula
Comprador 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 = 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 × 𝑃𝑟𝑒ç𝑜𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 + (𝐸𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑠𝑖𝑡𝑜 − 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎) × 𝑃𝐿𝐷𝑚ê𝑠
Figura 14 – Sazonalidade pelo Caso 1
41 EPE-DEE-RE-042/2018
41
Destaca-se nas figuras acima a grande variação da percepção de risco por parte do conjunto das
distribuidoras, representada pela sazonalidade do SIMPLES, para a mesma energia contratada, o
que pode ser observado através das variações de custo da energia, evidenciando-se as diferenças
entre os valores mínimos e máximos e percentis apresentados nos gráficos da esquerda da Figura
14, Figura 15 e Figura 16.
Já do ponto de vista do gerador, a alocação da sazonalidade continua a representar certo risco, mas
as análises reforçam que, conforme sua estratégia e sua disposição ao risco, a rentabilidade de seu
parque continua resguardada em todas as opções analisadas em menor ou maior grau. No entanto,
reforçamos que a distribuidora não pode optar por contratar o gerador com a sazonalidade que
represente menor risco, visto que a contratação por quantidade se baseia apenas no valor do lance,
e, por atualmente ser orientada ao atendimento do perfil de carga, onde todos os concorrentes
devem entregar a mesma característica, não possui nenhum mecanismo que permita a melhor
escolha do vendedor de mesma fonte a luz dos requisitos mensais do comprador.
Considerando como uma possível interpretação do texto contido na minuta de contrato do edital
proposto para o leilão n° 03/2018-ANEEL (A-6/2018), a livre declaração pelos geradores de 12
Figura 15 – Sazonalidade pelo Caso 2
Figura 16 – Sazonalidade pelo P50 Mensal da Geração
42 EPE-DEE-RE-042/2018
42
parcelas de energia contratada mensal, a Figura 17 mostra uma opção extrema de venda da energia,
com contratação totalmente alocada no primeiro semestre para um parque na Bahia.
Nos cenários de preços apresentado pelo caso PDE 2026, até o agente mais avesso ao risco teria
incentivos à escolher arbitrar sua sazonalidade, dado que o risco é inferior aos apresentados
anteriormente. Contudo, a situação das distribuidoras ficaria bastante precária, dado que em 60%
dos cenários o custo da energia seria superior ao contrato de 150,00 R$/MWh. Vale destacar que o
processo de arbitragem é uma prática comum e aceita nos mercados liberalizados. Entretanto, na
sistemática e na contratação proposta para os leilões do ACR no Brasil, o agente comprador não
tem como se proteger desta prática por não poder escolher a sazonalidade mais adequada.
Nesse contexto, e entendendo que também não é essa a intenção da Agência reguladora, sugere-
se adequação do texto da minuta de contrato de forma a vedar a possibilidade dessa interpretação.
Uma opção para o problema de isonomia na escolha das fontes é a existência de uma sazonalização
de contrato conhecida previamente e que não apresente risco excessivo para as duas partes. Dessa
forma, uma possibilidade analisada foi a contratação pela sazonalidade de entrega de energia flat
(12 parcelas iguais), prática já realizada nos contratos de disponibilidade das eólicas. A Figura 18
mostra tal simulação de sazonalização de contrato de quantidade.
Figura 17 – Sazonalização no Primeiro Semestre
Figura 18 – Sazonalização Flat
43 EPE-DEE-RE-042/2018
43
A partir da Figura 18 se observa que há uma grande redução de risco na perspectiva do comprador,
e também uma redução de riscos pelo lado do gerador, se mostrando uma opção vantajosa para
ambas as partes e resguardando a isonomia no processo de escolha.
Considerando que não se pode negar que, do ponto de vista da distribuidora, a sazonalização deveria
ser atender ao seu requisito, como ocorre nos contratos de quantidade atuais dos empreendimentos
hidroelétricos. Dessa forma, foram avaliados ainda os impactos considerando a sazonalidade do
contrato conforme perfil do SIMPLES, conforme apresentado na Figura 19.
Supondo que a soma dos contratos das distribuidoras do leilão forme uma sazonalidade como a do
SIMPLES, o impacto esperado pelo gerador não seria, nestes cenários de preços, muito diferente da
sazonalização flat, sendo até a expectativa de retorno financeiro ligeiramente superior. Claramente
essa opção não acarretaria aumento da percepção de risco para o agente comprador, dado que o
contrato sempre atenderia a sua sazonalidade. Como no contrato por quantidade a distribuidora não
liquida os excedentes e déficits energéticos no Mercado de Curto Prazo, podendo repassar os custos
financeiros aos consumidores, entende-se que essa seria a melhor sazonalidade para o agente
comprador.
Com o intuito de estressar o risco do gerador, a análise foi feita também com a sazonalidade de três
distribuidoras que apresentam sazonalidade bastante distinta da do SIMPLES, sendo estas a Dist 3
(Figura 20), Dist 2 (Figura 21) e Dist 1 (Figura 22).
Figura 19 – Sazonalização pelo SIMPLES
44 EPE-DEE-RE-042/2018
44
Observa-se, a partir das figuras anteriores, que a sazonalização pelo perfil das distribuidoras não
acarretaria em um aumento de risco em comparação com as outras sazonalidades contratuais
analisadas, com a exceção do contrato com toda a geração no primeiro semestre, que ainda parece
ser o mais vantajoso para o gerador. Ressalta-se que no caso de sazonalização pelo perfil da
distribuidora deve-se criar algum balizador de máxima variação da sazonalidade, assim como já
Figura 20 – Sazonalização pela Dist 3
Figura 21 – Sazonalização pela Dist 2
Figura 22 – Sazonalização pela Dist 1
45 EPE-DEE-RE-042/2018
45
existe o limite de 15% para os contratos de empreendimentos hidroelétricos, para não expor o
gerador a grandes variações mensais de entrega de energia.
Resumo e avaliação com outros cenários de PLD para parque na Bahia
O mesmo procedimento de análise realizado para a matriz de PLD do caso PDE 2026 foi realizado
também para outras duas as matrizes de PLD, derivadas do histórico de PLD mensal disponibilizado
pela CCEE, um caso com base em todo o histórico e outro caso considerando somente o histórico
de 2012 a 2017, ambos limitados ao PLDmin e PLDmáx vigente para 2018. Os resultados do ponto
de vista do vendedor (gerador) estão expostos na Tabela 13.
Tabela 13 – Resultados estatísticos da distribuição de TIR para todas os casos de PLD do parque da Bahia
Sazonalidade PLD (NE) TIR [%]
Min P25 P50 P75 Max
Caso 1 PDE 2026 8,9 9,7 10,0 10,4 13,0
Caso 2 PDE 2026 9,4 10,3 10,7 11,1 14,1
P50 mensal PDE 2026 9,3 10,1 10,4 10,8 13,8
1° Semestre PDE 2026 10,1 11,6 12,1 12,8 19,7
Flat PDE 2026 9,5 10,4 10,7 11,1 14,3
SIMPLES PDE 2026 9,5 10,4 10,7 11,2 14,3
DIST 3 PDE 2026 9,4 10,4 10,7 11,1 14,2
DIST 2 PDE 2026 9,5 10,5 10,9 11,3 14,6
DIST 1 PDE 2026 9,5 10,5 10,8 11,2 14,4
Caso 1 PLD 12-17 13,8 16,1 16,8 17,5 22,1
Caso 2 PLD 12-17 12,9 15,2 15,9 16,6 21,3
P50 mensal PLD 12-17 13,4 15,5 16,2 16,9 21,5
1° Semestre PLD 12-17 8,0 14,4 16,0 17,6 24,5
Flat PLD 12-17 13,1 15,2 15,9 16,6 21,2
SIMPLES PLD 12-17 13,0 15,1 15,8 16,6 21,2
DIST 3 PLD 12-17 12,6 14,7 15,4 16,1 20,4
DIST 2 PLD 12-17 13,0 15,2 15,9 16,7 21,2
DIST 1 PLD 12-17 12,9 15,1 15,8 16,5 21,1
Caso 1 PLD Histórico 9,8 12,4 13,2 14,0 19,0
Caso 2 PLD Histórico 9,1 11,9 12,6 13,4 19,0
P50 mensal PLD Histórico 9,5 12,3 13,0 13,7 18,9
1° Semestre PLD Histórico 7,9 12,7 14,1 15,5 21,9
Flat PLD Histórico 9,3 12,2 12,9 13,6 19,0
SIMPLES PLD Histórico 9,3 12,1 12,8 13,6 19,0
DIST 3 PLD Histórico 10,1 12,1 12,8 13,4 18,3
DIST 2 PLD Histórico 9,2 12,2 12,9 13,7 19,1
DIST 1 PLD Histórico 9,2 12,1 12,8 13,5 18,9
Observa-se que nas matrizes relacionadas ao histórico de PLD, com valores médios mais altos e uma
sazonalidade menos marcada entre o período úmido e o chuvoso, os resultados possuem uma maior
46 EPE-DEE-RE-042/2018
46
faixa de variação para a TIR. Porém, se considerar individualmente cada matriz não existe grande
diferença para cada valor estatístico entre as sazonalidades simuladas.
Para cada matriz de preço considerada, a sazonalidade mais vantajosa pode variar, como pode ser
observado na Tabela 13, mas a variação de risco entre as opções não é tão expressiva (com exceção
do cenário extremo com sazonalidade concentrada no 1º semestre, caso com maior arbitragem pelo
vendedor).
Dessa forma, considerando que as matrizes possuem séries diferentes e, conforme demonstrado na
Análise 1, os riscos dos contratos por quantidade são semelhantes aos contratos por disponibilidade,
com contabilização anual, considerando sazonalidade flat e modulação pela geração para ambos,
pode-se inferir que, como a expectativa mensal de geração do gerador eólico possui correlação
positiva com o PLD característico e, portanto, captura renda pela liquidação no Mercado de Curto
Prazo, o risco financeiro associado à obrigações mensais de entrega de energia pode ser absorvido
pelo vendedor com esse parque na Bahia, inclusive considerando o atendimento ao perfil da carga
(avaliações pelo SIMPLES, DIST 3, DIST 2 e DIST 1).
Já do ponto de vista do comprador, aqui tratado como distribuidora SIMPLES, e considerando as
variações de sazonalidade de entrega de energia do mesmo parque na Bahia, os resultados para as
simulações com as outras três referidas matrizes de PLD estão na Tabela 14.
Tabela 14 – Resultados estatísticos da distribuição de custo para a Distribuidora SIMPLES com energia contratada do parque na Bahia
Sazonalidade PLD (NE) Custo da energia contratada R$/MWh
Min P25 P50 P75 Max
Caso 1 PDE 2026 -87 106 145 171 357
Caso 2 PDE 2026 96 145 150 156 222
P50 mensal PDE 2026 41 135 148 159 228
1° Semestre PDE 2026 -228 85 167 255 505
Flat PDE 2026 135 148 150 151 161
SIMPLES PDE 2026 150 150 150 150 150
Caso 1 PLD 12-17 -87 99 150 217 357
Caso 2 PLD 12-17 96 130 149 159 222
P50 mensal PLD 12-17 41 129 151 181 228
1° Semestre PLD 12-17 -228 17 155 304 505
Flat PLD 12-17 135 149 150 153 161
SIMPLES PLD 12-17 150 150 150 150 150
Caso 1 PLD Histórico -87 106 148 196 357
Caso 2 PLD Histórico 96 134 149 159 222
P50 mensal PLD Histórico 41 131 149 169 228
1° Semestre PLD Histórico -228 40 172 256 505
Flat PLD Histórico 135 148 150 152 161
SIMPLES PLD Histórico 150 150 150 150 150
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47
Diferentemente do ponto de vista do vendedor, é possível observar uma variação considerável no
custo da energia contratado com o parque na Bahia. Do ponto de vista de risco para a distribuidora,
para todas as matrizes de PLD simuladas, os resultados obtidos considerando as sazonalidades
distintas de seu perfil mensal de obrigação contratual apresentaram risco, exceto a sazonalidade
considerando entrega flat, que possui perfil mensal parecido com o das distribuidoras, apresentou
um risco menor.
Tais indicações reafirmam a necessidade de se evidenciar que, em uma contratação por quantidade,
a correta precificação dos riscos de atendimento aos montantes contratados deve ser incluída no
preço ofertado de energia em R$/MWh pelo próprio gerador, não havendo nenhum mecanismo de
comparação que garanta que a distribuidora opte pela sazonalidade que lhe impõe menos risco.
Matrizes de PLD mensal NE e SUL Caso PDE 2026 para os parques no Rio Grande do Norte
e Rio Grande do Sul
Para maior robustez das análises, os cenários de sazonalidades de contratos foram também
avaliados para o parque no Rio Grande do Norte e para o parque no Rio Grande do Sul. Para estes
dois parques são destacadas as sazonalizações pelo P50 mensal do gerador, Flat e pelo SIMPLES
para as matrizes de PLD do caso do PDE 2026, tendo como agente comprador o conjunto das
distribuidoras (perfil do SIMPLES). As análises são iniciadas com o parque do Rio Grande do Norte
nas sazonalizações de contrato P50 mensal (Figura 23), Flat (Figura 24) e SIMPLES (Figura 25).
Figura 23 – Sazonalidade pelo P50 Mensal do Gerador no RN
48 EPE-DEE-RE-042/2018
48
Nas 3 sazonalizações de contrato mostradas, observam-se as mesmas tendências de risco tanto
para as distribuidoras, quanto para o gerador, destacando-se o maior risco para a distribuidora
quando o contrato é sazonalizado pela geração e o melhor cenário de risco para os dois agentes
quando se sazonaliza pelo SIMPLES, apesar da diferença para o contrato Flat, do ponto de vista do
gerador, ser pequena.
As análises do parque do Rio Grande do Sul são exibidas nas sazonalidades de contrato P50 mensal
(Figura 26), Flat (Figura 27) e SIMPLES (Figura 28).
Figura 24 – Sazonalidade Flat
Figura 25 – Sazonalidade pelo SIMPLES
Figura 26 – Sazonalidade pelo P50 Mensal do Gerador no RS
49 EPE-DEE-RE-042/2018
49
Para o caso da análise com o gerador no Rio Grande do Sul, as 3 sazonalidades da energia contratada
mostram também as mesmas tendências de risco tanto para as distribuidoras, quanto para o
gerador, que foram observadas para a Bahia e para o Rio Grande do Norte, ficando a observação
geral, para este cenário de preços, o maior risco para a distribuidora quando o contrato é
sazonalizado pela geração e o melhor cenário de risco para os dois agentes quando se sazonaliza
pelo SIMPLES.
Resumo e avaliação com outros cenários de PLD para os parques no Rio Grande do Norte e
Rio Grande do Sul
Assim como para o parque na Bahia, realiza-se a mesma análise para as matrizes de PLD dos casos
derivados o histórico de PLD mensal disponibilizado pela CCEE para os parques do Rio Grande do
Norte e Rio Grande do Sul.
Figura 27 – Sazonalidade Flat para Gerador no RS
Figura 28 – Sazonalidade pelo SIMPLES para Gerador no RS
50 EPE-DEE-RE-042/2018
50
Os resultados do ponto de vista do vendedor (gerador) com parque no Rio Grande do Norte estão
expostos na Tabela 15.
Tabela 15 – Resultados estatísticos da distribuição de TIR para todas os casos de PLD do parque do Rio Grande do Norte
Sazonalidade PLD (NE) TIR [%]
Min P25 P50 P75 Max
Caso 1 PDE 2026 10,3 11,5 11,9 12,3 15,2
Caso 2 PDE 2026 11,1 12,3 12,6 13,0 16,1
P50 mensal PDE 2026 11,0 12,0 12,3 12,7 15,5
1° Semestre PDE 2026 11,8 13,6 14,2 14,9 22,7
Flat PDE 2026 11,2 12,3 12,7 13,1 16,2
Simples PDE 2026 11,2 12,3 12,7 13,1 16,3
DIST 3 PDE 2026 11,2 12,3 12,6 13,1 16,2
DIST 2 PDE 2026 11,3 12,5 12,8 13,3 16,7
DIST 1 PDE 2026 11,2 13,4 12,7 13,2 16,4
Caso 1 PLD 12-17 14,6 17,3 18,4 19,4 23,1
Caso 2 PLD 12-17 13,3 16,3 17,4 18,4 22,8
P50 mensal PLD 12-17 13,8 16,6 17,8 18,7 22,7
1° Semestre PLD 12-17 8,5 14,9 16,5 18,3 25,4
Flat PLD 12-17 13,4 16,4 17,5 18,4 22,7
Simples PLD 12-17 13,4 16,3 17,4 18,3 22,7
DIST 3 PLD 12-17 13,4 16,3 17,4 18,4 22,6
DIST 2 PLD 12-17 13,2 16,3 17,5 18,4 22,8
DIST 1 PLD 12-17 13,2 16,2 17,3 18,3 22,7
Caso 1 PLD Histórico 11,7 14,2 15,1 16,0 20,5
Caso 2 PLD Histórico 11,0 13,7 14,5 15,4 20,6
P50 mensal PLD Histórico 11,3 13,9 14,7 15,5 20,5
1° Semestre PLD Histórico 8,6 13,9 15,3 16,9 24,2
Flat PLD Histórico 11,3 13,9 14,7 15,5 20,5
Simples PLD Histórico 11,1 13,9 14,7 15,6 20,5
DIST 3 PLD Histórico 11,2 14,0 14,7 15,6 20,5
DIST 2 PLD Histórico 11,0 14,0 14,8 15,7 20,6
DIST 1 PLD Histórico 11,0 13,8 14,6 15,5 20,5
Para o parque no Rio Grande do Norte, os resultados para outras matrizes de PLD apresentaram
uma faixa maior de variação em torno da TIR média. Isso deve-se ao fato da sazonalidade
característica de cada matriz de PLD ser diferente. Porém, se considerar individualmente os
resultados de cada matriz, observa-se que não existe grande diferença para cada valor estatístico
entre as sazonalidades simuladas.
51 EPE-DEE-RE-042/2018
51
Dessa forma, novamente entende-se que as sazonalidades de entrega podem ser absorvidas pelo
vendedor. Inclusive as sazonalidades conforme perfil da carga (avaliações pelo SIMPLES, DIST 3,
DIST 2 e DIST 1) possui valores estatísticos de TIR parecidos com as sazonalidades definidas
conforme perfil da geração.
Do ponto de vista do comprador (distribuidora SIMPLES) da energia ofertada do parque no Rio
Grande do Norte, os resultados para as simulações com as outras matrizes de PLD estão na Tabela
16.
Tabela 16 – Resultados estatísticos da distribuição de custo para a Distribuidora SIMPLES com energia contratada do parque no Rio Grande do Norte
Sazonalidade PLD (NE) Custo da energia contratada R$/MWh
Min P25 P50 P75 Max
Caso 1 PDE 2026 -87 106 145 171 357
Caso 2 PDE 2026 96 145 150 156 222
P50 mensal PDE 2026 51 138 150 156 251
1° Semestre PDE 2026 -228 85 167 255 505
Flat PDE 2026 135 148 150 151 161
SIMPLES PDE 2026 150 150 150 150 150
Caso 1 PLD 12-17 -87 99 15 217 357
Caso 2 PLD 12-17 96 130 149 159 222
P50 mensal PLD 12-17 51 131 149 173 251
1° Semestre PLD 12-17 -228 17 155 304 505
Flat PLD 12-17 135 149 150 153 161
SIMPLES PLD 12-17 150 150 150 150 150
Caso 1 PLD Histórico -87 106 148 196 357
Caso 2 PLD Histórico 96 134 149 159 222
P50 mensal PLD Histórico 51 132 149 169 251
1° Semestre PLD Histórico -228 40 172 256 505
Flat PLD Histórico 135 148 150 152 161
SIMPLES PLD Histórico 150 150 150 150 150
Para todas as matrizes de PLD simuladas, os resultados obtidos para sazonalidades distintas do perfil
mensal de consumo do SIMPLES apresentaram risco para a distribuidora. Apenas a sazonalidade
flat, que possui perfil mensal parecido com o das distribuidoras, apresentou um risco menor.
Conforme explicado anteriormente, a distribuidora não é capaz de optar pela sazonalidade que
melhor atenda à sua carga mensal. Dessa forma, esse pode ser um risco considerável para a gestão
de seu contrato de energia.
52 EPE-DEE-RE-042/2018
52
Já para o parque no Rio Grande do Sul, os resultados do ponto de vista do vendedor (gerador) estão
expostos na Tabela 17Tabela 15.
Tabela 17 – Resultados estatísticos da distribuição de TIR para todas os casos de PLD do parque do Rio Grande do Sul
Sazonalidade PLD (SUL) TIR [%]
Min P25 P50 P75 Max
Caso 1 PDE 2026 2,6 3,7 4,1 4,6 7,8
Caso 2 PDE 2026 3,2 4,1 4,5 4,9 8,1
P50 mensal PDE 2026 3,2 4,1 4,5 4,9 8,0
1° Semestre PDE 2026 3,4 4,9 5,3 5,8 9,2
Flat PDE 2026 3,3 4,2 4,5 5,0 8,0
Simples PDE 2026 3,3 4,2 4,5 5,0 8,0
DIST 3 PDE 2026 3,2 4,2 4,5 4,9 8,0
DIST 2 PDE 2026 3,3 4,2 4,6 5,0 8,1
DIST 1 PDE 2026 3,3 4,2 4,6 5,0 8,0
Caso 1 PLD 12-17 6,6 8,8 9,4 10,0 12,5
Caso 2 PLD 12-17 6,7 8,6 9,0 9,5 11,7
P50 mensal PLD 12-17 6,5 8,4 8,8 9,3 11,6
1° Semestre PLD 12-17 4,3 8,6 9,6 10,5 14,2
Flat PLD 12-17 6,8 8,6 9,1 9,5 11,7
Simples PLD 12-17 6,8 9,6 9,0 9,5 11,7
DIST 3 PLD 12-17 6,7 8,6 9,0 9,5 11,7
DIST 2 PLD 12-17 7,1 8,7 9,2 9,6 11,9
DIST 1 PLD 12-17 6,8 8,6 9,0 9,5 11,6
Caso 1 PLD Histórico 4,0 6,1 6,7 7,3 10,1
Caso 2 PLD Histórico 4,0 6,0 6,5 7,0 9,8
P50 mensal PLD Histórico 4,0 6,0 6,5 7,0 9,7
1° Semestre PLD Histórico 3,3 6,8 7,7 8,6 12,3
Flat PLD Histórico 4,0 6,2 6,7 7,2 9,9
Simples PLD Histórico 4,0 6,2 6,7 7,2 9,8
DIST 3 PLD Histórico 4,0 6,2 6,7 7,2 9,8
DIST 2 PLD Histórico 4,0 6,3 6,8 7,3 10,0
DIST 1 PLD Histórico 4,0 6,1 6,6 7,1 9,8
Também para o parque no Rio Grande do Sul, os resultados para outras matrizes de PLD
apresentaram uma faixa maior de variação em torno da TIR média. Isso pode ser explicado pelas
matrizes de PLD baseadas no histórico da CCEE possuírem uma sazonalidade menos acentuada
entre o período úmido e o seco. Porém, se considerar individualmente os resultados de cada matriz,
observa-se novamente que não existe grande diferença para cada valor estatístico entre as
sazonalidades simuladas.
53 EPE-DEE-RE-042/2018
53
Apesar do parque no Rio Grande do Sul apresentar valores de TIR menores que os do Nordeste,
devido à menor correlação com o PLD e ao menor fator de capacidade típico, entende-se que as
sazonalidades de entrega não são responsáveis por grande variação em sua rentabilidade e podem
ser absorvidas pelo vendedor. Inclusive algumas das sazonalidades conforme perfil da carga
(avaliações pelo SIMPLES, DIST 3, DIST 2 e DIST 1) apresentaram valores de TIR melhores que os
das sazonalidades definidas conforme perfil da geração.
Do ponto de vista do comprador (distribuidora SIMPLES) da energia ofertada do parque no Rio
Grande do Sul, os resultados para as simulações com as outras matrizes de PLD estão na Tabela 18.
Tabela 18 – Resultados estatísticos da distribuição de custo para a Distribuidora SIMPLES com energia contratada do parque no Rio Grande do Sul
Sazonalidade PLD (SUL) Custo da energia contratada R$/MWh
Min P25 P50 P75 Max
Caso 1 PDE 2026 -87 106 145 171 357
Caso 2 PDE 2026 96 145 150 156 222
P50 mensal PDE 2026 83 143 150 155 199
1° Semestre PDE 2026 -228 85 167 255 505
Flat PDE 2026 135 148 150 151 161
SIMPLES PDE 2026 150 150 150 150 150
Caso 1 PLD 12-17 -87 99 15 217 357
Caso 2 PLD 12-17 96 130 149 159 222
P50 mensal PLD 12-17 83 136 150 159 199
1° Semestre PLD 12-17 -228 17 155 304 505
Flat PLD 12-17 135 149 150 153 161
SIMPLES PLD 12-17 150 150 150 150 150
Caso 1 PLD Histórico -87 106 148 196 357
Caso 2 PLD Histórico 96 134 149 159 222
P50 mensal PLD Histórico 83 139 148 155 199
1° Semestre PLD Histórico -228 40 172 256 505
Flat PLD Histórico 135 148 150 152 161
SIMPLES PLD Histórico 150 150 150 150 150
Também para o parque no Rio Grande do Sul, em todas as matrizes de PLD simuladas, os resultados
obtidos para sazonalidades distintas do perfil mensal de consumo do SIMPLES apresentaram risco
para a distribuidora. Somente a sazonalidade flat apresentou um risco menor.
54 EPE-DEE-RE-042/2018
54
6. Conclusões
As análises deste documento se orientam exclusivamente a avaliar os possíveis impactos da
mudança da modalidade contratual aplicada a projetos eólicos, dos atuais contratos de
disponibilidade com contabilidade anual para contratos de quantidade, com enfoque nos riscos dos
agentes envolvidos em leilões do ambiente regulado.
Se inalterada a estrutura de capital e os custos de capital de terceiros, a mudança na modalidade
de contratos tenderia a ter impactos positivos para os projetos, notadamente aqueles na região
Nordeste. Esta conclusão é corroborada pelos resultados da seção 5.1, que mostram que a TIR do
projeto tende a se incrementar quando da mudança da modalidade contratual.
O estudo mostra que, considerada uma obrigação contratual flat, o perfil sazonal da geração eólica,
principalmente no Nordeste, tende a resultar em excedentes de geração em relação à obrigação
contratual quando os valores de PLD estão em valores mais altos, e em déficits quando o PLD está
em valores mais baixos, tendência observada no histórico do PLD e nas séries de CMO do PDE 2026.
Mesmo considerando diferentes cenários de PLD e de geração, o fato de que a TIR do projeto é
avaliada ao longo de todo o período de contrato, de 20 anos, tende a atenuar exposições financeiras
severas8, embora as análises mostrem que tais exposições podem ocorrer.
Ao simular a dinâmica de contratação de financiamento pelo projeto na seção 5.2, verifica-se que
as exposições financeiras severas anteriormente citadas, mesmo que pontuais, podem afetar o
Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (ICSD). Isto ocorre porque credores usualmente definem
restrições de ICSD para determinar o montante financiável para cada projeto, com base em critérios
restritivos durante o período de amortização da dívida – assim, não ocorre o efeito de atenuação ao
longo do período do contrato. Desta forma, a mudança da modalidade contratual pode levar, dentre
outros, a uma redução da participação de capital de terceiros na estrutura de capital do projeto.
Somando-se a isso o fato de que os custos da dívida podem aumentar, ainda que transitoriamente
e como reação de credores a uma mudança de regras, percebe-se que, quando considerados
também os efeitos da dinâmica de contratação de financiamento, a mudança da modalidade
contratual pode levar a incrementos nos preços de energia ofertados em leilões. Pelas premissas
adotadas neste documento e a amostra de projetos simulados, os aumentos poderiam atingir até
10% no preço de energia ofertada em leilões anteriores.
No entanto, os aumentos de preços ofertados em leilões não necessariamente levam a aumentos
idênticos de custos para consumidores finais. Primeiro, porque parcela significativa dos riscos de
quantidade e preço estão alocados ao consumidor sob o Contrato de Disponibilidade e, portanto, a
8 Quando o período de déficit de geração em relação à obrigação contratual ocorre sob valores altos de PLD.
55 EPE-DEE-RE-042/2018
55
realocação destes riscos ao vendedor com a migração ao Contrato de Quantidade pode significar
uma redução dos custos do consumidor sob uma métrica de risco, ainda que o valor de preços
ofertados no leilão aumente. Segundo, porque a alocação de riscos ao vendedor pode levar a
melhoras na expansão do sistema no longo prazo, na medida em que tem o potencial de melhorar
a revelação de preços e aprimorar a seleção de projetos para a expansão do sistema.
Outro benefício da adoção da modalidade de Contrato por Quantidade é reduzir preocupações com
as séries de longo prazo associadas ao recurso, e utilizadas como base para o cálculo do índice de
custo-benefício (ICB) e, portanto, para a ordenação econômica de projetos para fins de seleção de
vencedores em leilões. A despeito dos esforços para incentivar a melhor qualidade possível nos
estudos associados ao recurso, pode ser que empreendedores ainda tenham oportunidades para
manipulação estratégica. Por exemplo, mesmo com a necessidade de apresentação de documento
de Certificação, elaborado por empresas técnicas especializadas e independentes, empreendedores
podem solicitar a elaboração deste documento à diferentes empresas e selecionar, aquele que lhe
resultaria no melhor ICB, dado que podem-se aplicar metodologias distintas nas certificações com
diferentes incertezas sobre a produção de energia esperada.
Dessa forma, ao se migrar para a modalidade de Contrato por Quantidade, reduz-se os incentivos
para este tipo de comportamento: (i) vencedores são selecionados não mais através de um ICB
oriundo de cálculo administrativo, mas por preços que incluem prêmios de risco que eles mesmos
determinam; e (ii) um agente racional, por suportar inteiramente o risco de diferenças entre a
geração efetiva e aquela que ele mesmo utilizou para o processo de formação de ofertas em leilões,
percebe incentivos menores para considerar comportamento estatístico de dados que não irá se
materializar na prática.
Observa-se que para o referido ordenamento econômico das usinas participantes de um dado leilão,
especificamente para empreendimentos eólicos, leva-se em consideração os valores mensais
associados a garantia física de energia calculada para cada usina. Dessa forma, quanto maior a
indicação de complementaridade com o recurso hidrelétrico, mais o empreendimento tende a ser
avaliado como atrativo à contratação. Como no contrato por disponibilidade a liquidação dos
excedentes e déficits energéticos da geração em relação ao requisito são liquidados no Mercado de
Curto Prazo pelo agente comprador, a comparação da geração com cenários de PLD faz sentido.
Afinal, é interessante obter um recurso de geração que, no momento em que o PLD esteja mais
alto, produza mais. No entanto, no contrato por quantidade, a liquidação dos excedentes e déficits
energéticos são liquidados no Mercado de Curto Prazo pelo agente vendedor.
Evidencia-se, entretanto, que além da referida avaliação ser feita em base mensal, a sazonalidade
refletida na ordenação econômica associada a um determinado leilão também não se traduz em
obrigatoriedade contratual.
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Na seção 5.3 avalia-se os riscos tanto por parte do comprador (distribuidoras), quanto pelo gerador
para possíveis sazonalidades de contratos. A avaliação busca ser exaustiva considerando cenários
de PLD baseados no histórico e no futuro esperado (PDE 2026), além de contar com geradores
eólicos de três diferentes estados do Brasil. Nessa seção destaca-se o problema da isonomia na
escolha de contratos quando o gerador tem a possibilidade de vender sua sazonalidade de recurso,
ou até alguma sazonalidade que possa lhe trazer maior benefício econômico. A seção 5.3 mostra
ainda que, independente do cenário de preços de PLD utilizado (histórico, somente os anos entre
2012 e 2017 e o PDE 2026) as opções de sazonalização pelo requisito do comprador, ou mesmo
flat, são as que trazem menor risco para o comprador, e podem até, dependendo do cenário de
preços, serem as melhores estratégias para o gerador. Claro que se o gerador puder escolher sua
sazonalidade, haverá alguma que trará mais vantagens econômicas dado seu perfil de aversão ao
risco, contudo, este pode introduzir um enorme risco para o comprador.
É importante observar ainda outros fatores não considerados nesse estudo podem afetar os impactos
derradeiros da migração da modalidade contratual. Dentre estes fatores não considerados, estão
fatores de indisponibilidade forçada ou programada, problemas de liquidação do mercado de curto
prazo (MCP), critério de confiança da garantia física e riscos financeiros como notas de crédito,
câmbio e outros comumente considerados pelos credores e que podem influenciar na rentabilidade
dos empreendimentos. Não foram considerados também PLDs e contabilização em escala menor
que mensal, seja por semana, patamar ou horário.
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7. Referências
ANEEL. RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA No 2.364 DE 21 DE DEZEMBRO DE 2017. Estabelece os valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços Ancilares – TSA e dos limites mínimo e máximo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de 2018. . de Dezembro de 2017. CCEE. CCEE - Preços médios - PLD - Preço de Liquidação das Diferenças. Disponível em: <https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/como_ccee_atua/precos/precos_medios?_afrLoop=21851475214469&_adf.ctrl-state=kq2exgyvu_1#!%40%40%3F_afrLoop%3D21851475214469%26_adf.ctrl-state%3Dkq2exgyvu_5>. Acesso em: 6 maio. 2018. EPE. Plano Decenal de Expansão de Energia 2026. Brasília: Empresa de Pesquisa Energética, Ministério de Minas e Energia, 2017. Disponível em: <http://epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-40/PDE2026.pdf>. GELARO, R. et al. The modern-era retrospective analysis for research and applications, version 2 (MERRA-2). Journal of Climate, v. 30, n. 14, p. 5419–5454, 2017. IBGE. Séries Históricas IPCA, INPC, IPCA-15 e IPCA-E. Disponível em: <https://ww2.ibge.gov.br/home/estatistica/indicadores/precos/inpc_ipca/defaultseriesHist.shtm>. Acesso em: 6 maio. 2018.