Uma análise da nota técnica ANEEL 238/2015

O ILUMINA disponibiliza a excelente análise do Professor Adilson de Oliveira sobre a recente Nota Técnica da ANEEL relatando sua posição em relação a MP 688. Muito mais do que contradições técnicas, a análise revela graves problemas quanto à independência e inconsistências quanto ao momento de atuação de uma agência reguladora.

Adilson de Oliveira

Professor e Membro do Conselho Curador da UFRJ

1. A NT informa que a Aneel considera falsos os argumentos apresentados pelos agentes em suas demandas no judiciário para reivindicar a redução de sua exposição aos riscos hidrológicos aos 5% utilizados na outorga de suas garantias físicas pelo poder concedente. Para tanto, os autores da NT se amparam eruditamente no “princípio da falseabilidade de Popper, tido em metodologia científica como a solução para o teste de argumentos indutivos”.
2. O governo, entretanto, não partilha a visão da Aneel de que o princípio de Popper se aplica ao caso das garantias físicas. Tanto é assim que editou a MP 688 em que propõe a repactuação do risco hidrológico.
3. Atendendo a determinação legal proposta pelo governo, a Aneel abandonou o princípio de Popper e editou a NT 238 em que especifica as condições em que a repactuação será realizada.
4. É interessante notar que a proposta da Aneel é oferecida aos agentes sem que a legislação que dará suporte à repactuação do risco hidrológico dos agentes tenha sido finalizada no Congresso Nacional.
5. Portanto, as determinações contidas nessa proposta podem ser invalidadas pela lei dará formato final à MP.
6. Os agentes apontaram esse problema à Aneel que, olimpicamente, declarou em entrevista informada no Canal Energia que não percebe no substitutivo em discussão no Congresso “diferenças tão fundamentais assim” (sic) em relação à sua proposta.
7. O procedimento não usual de regular uma lei em tramitação no Congresso responde a necessidades do governo e dos dirigentes das empresas energéticas de equacionar o problema da repactuação risco hidrológico antes do final de 2015.
8. No caso do governo, a repactuação viabilizará a regularização da liquidação dos fluxos financeiros entre os agentes na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), indispensável para que o funcionamento econômico do sistema elétrico não entre em colapso.
9. Mais ainda, a repactuação do risco hidrológico é essencial para que o sucesso do leilão das centrais hidrelétricas com concessão vencidas que lhe permitirá arrecadar R$ 17 bilhões para o Tesouro.
10. Sem poder estimar o risco hidrológico dessas concessões, os interessados nas centrais terão dificuldade em estimar seus lances nos leilões.
11. A NT 238 procura responder as críticas e sugestões dos agentes à proposta de repactuação oferecida aos agentes em NT anterior.
12. Nela a Aneel apresenta as diversas limitações da sistemática adotada atualmente para o cálculo da garantia física (GF) pela EPE e para o cálculo do PLD pela CCEE.
13. A NT destaca duas delas que têm efeito direto na repactuação:
    1. As transações no MRE têm efeitos no PLD decorrentes da sazonalização de GF e da energia transacionada em contatos (item 19);
    2. Uma agente pode ter energia secundária e ficar exposto no PLD, pois sua disponibilidade de energia indicada pelo MRE pode ser menor que sua obrigação contratual (item 20). Ou seja, o gerador pode estar gerando acima de sua GF, agregando GF ao sistema dessa forma, e, no entanto, receber do MRE uma GF menor que a que lhe foi outorgada.
14. Essas limitações levam a Aneel a concluir que os efeitos econômicos da repactuação para os geradores dependendo da fórmula adotada para a mesma (item 21). Portanto, não é possível estabelecer um único mecanismo de repactuação que atenda o conjunto dos geradores.
15. Sendo assim, a Aneel propõe mecanismos distintos para a repactuação do risco hidrológico. Prêmio de risco no caso dos geradores que têm contratos no mercado regulado (ACR) e hedge financeiro no caso dos geradores que comercializam sua GF no mercado livre (ACL).
16. No caso do ACL, não há transferência de risco para os consumidores. O agente deve a proposta é de “transferência do hedge representado pela energia de reserva” (item 40). O hedge será obtido mediante a compra de energia de reserva cujo prêmio é o próprio custo da energia (item 46). Obviamente, o custo desse hedge será transferido para os contratos no ACL
17. A NT propõe que a repactuação retroativa (2015), no caso do ACR, seja feita com a postergação do prêmio de risco para os anos subsequentes do período de concessão (item 24).
18. A NT justifica a oferta de um cardápio de prêmios para a repactuação no ACR devido à necessidade de compatibilizar as perdas de 2015 com a postergação do pagamento do prêmio prevista na MP688 (itens 25 e 26).
19. Antes de apresentar seu cardápio de prêmios para a repactuação a NT 238 elenca um conjunto impressionante de problemas provocados pelo modelo computacional no cálculo da GF e do PLD:
    1. o modelo computacional” tem sido incapaz de prever hidrologias críticas” (item 76);
    2. Na métrica utilizada para fins de cálculo de garantia física, o subsistema SE/CO fica com 100% de armazenamento durante 26% do tempo”, porém os dados históricos indicam que “nunca chegaram a 90%” (item 82);
    3. No Nordeste, por exemplo, a hipótese da estacionaridade da energia natural afluente (ENA) não se verifica (item 84);
    4. “o uso de reservatórios equivalentes na modelagem do NEWAVE implica em maior volume de água útil e maior liberdade de operação” (item 81);
    5. a operação real dos reservatórios não reflete o comportamento da ENA por uma série de razões:
       1. existem limites para o uso da água pelo ONS;
       2. o despacho deve ter em conta a inflexibilidade das térmicas;

• a ENA equivalente não reflete a heterogeneidade dos reservatórios da bacia hidrográfica;

1. as centrais ficam indisponíveis em certos períodos;
2. as informações cadastrais das centrais que constam nos modelos computacionais estão desatualizadas (item 85)!!!

20. Ou seja, as garantias físicas outorgadas aos geradores estão superestimadas!!!!
21. Mais ainda, a série de PLDs dos últimos anos está falseada e, consequentemente, ficam sub judice todas as liquidações financeiras realizadas pela CCEE nesses anos.
22. Com esse diagnóstico da operação do modelo computacional, a NT deixa claro que a “otimização” (sic), decantada em prosa e verso para justificar o uso de modelos computacionais como mecanismo de gestão eficiente do parque gerador elétrico, é uma obra de ficção.
23. No entanto, a NT oferece uma solução que podemos denominar criativa para esse problema em nota de rodapé do texto. “Com os estudos atuais é possível chegar a uma conclusão preliminar de que a decisão operativa fora do mérito do modelo computacional não desotimiza a operação, mas simplesmente tende a corrigir a sinalização imperfeita fornecida pela ferramenta computacional utilizada” (nota de rodapé do item 94).
24. Ou seja, roda-se o modelo computacional para otimizar o custo do sistema, porém corrige-se o resultado otimizado com percepções idiossincráticas. Dane-se a transparência no cálculo do PLD necessária para garantir a integridade dos contratos.
25. A Aneel calculou o prêmio de risco para a repactuação do risco hidrológico em NT anterior, porém o resultado obtido recebeu muitas críticas dos agentes que estimaram em R$ 1,60/MWh o prêmio que consideram justo para a repactuação de seu risco hidrológico.
26. Procurando responder a essas críticas, a Aneel fez diversas simulações para o cálculo do prêmio de risco. O menor prêmio estimado pela Aneel ficou R$ 6,90/MWh e o maior em R$ 15,87/MWh (item 91).
27. Ao analisar esses resultados, a NT conclui que “os resultados puros dos modelos computacionais devem ser analisados com ressalva”. Por exemplo, a simples mudança nos limites do PLD, determinada pela Aneel no ano passado, provocou forte redução no valor estimado para o prêmio (item 92).
28. É importante notar que essa redução no prêmio dos geradores está sendo em grande parte coberta com o aumento do encargo de serviço de sistema (ESS) cobrado dos consumidores pelo despacho de centrais térmicas fora da ordem de mérito.
29. Por outro lado, a adoção de um limite mínimo de 10% para o esgotamento dos reservatórios hidrelétricos, com o objetivo de preservar volumes de água adequados para seus usos consultivos (consumo humano, alimentação de animais, irrigação etc), teria como efeito a elevação prêmio em cerca de 30%. (item 93). Esse resultado sinaliza a importância crescente da participação efetiva da Agência Nacional de Águas na gestão dos reservatórios hidrelétricos.
30. A NT oferece uma conclusão curiosa: “dadas as diversas contribuições recebidas” (…), “entendemos conveniente fazermos uma escolha a respeito do valor esperado do risco hidrológico que nos permita dar mais opções para os geradores”.
31. Para tanto, mesmo tendo identificado as limitações metodológicas apontadas acima, decidiram utilizar os dados operativos do passado para identificar prêmios com base em simulações computacionais, “pois acreditamos que o passado nos dá uma boa validação de um modelo estatístico” (item 97), o que é obviamente tautológico.
32. O uso de séries estatísticas do passado para antecipar resultados futuro só tem validade quando o modelo estatístico do passado mostra aderência com resultados obtidos no futuro, o que a NT deixa claro não estar acontecendo, por exemplo, no Nordeste. Como se isso não bastasse, os climatologistas vêm indicando que o passado não é mais uma boa indicação do que o futuro nos oferecerá do ponto de vista climático.
33. Ignorado esse problema, a NT propõe que aversão a risco dos consumidores seja determinada com base em um valor de referência que permita calcular uma amortização e uma remuneração ao longo de todo o período arbitrado para a proteção do risco (item 101).
34. Para esse cálculo adotaram o valor do prêmio estimado para o ano de 2014, a ser amortizado em 25 anos e remuneração de 9,63% ao ano (itens 103, 104 e 105).
35. Com base nesses parâmetros foram estimados fluxos de caixa para 25 anos, assumindo prêmios de risco para cada ano específico, que são descontados na taxa indicada acima. Esses valores presentes líquidos são então distribuídos em valores mensais ao longo dos 25 anos. O prêmio efetivo a ser pago pelo agente resulta da média aritmética da soma desses valores (item 106).
36. Feitos esses cálculos, foram estruturados três tipos de prêmios que podem ser objeto de escolha pelos geradores. Nos prêmios da classe P, o gerador fica com o risco de redução de sua garantia física e conserva o direito de comercializar sua energia secundária. Nesse caso, ele pode escolher entre 12 níveis de proteção para o risco hidrológico.
37. Nos prêmios da classe SP, o gerador fica com o risco de redução de sua garantia física, porém abre mão do direito de comercializar sua energia secundária. Nesse caso, ele também tem um cardápio de 12 níveis de proteção para se proteger do risco hidrológico.
38. A classe SPR oferece um único prêmio que consiste na redução de 10% no preço da sua energia contratada no ACR. Nesse caso, ele se protege do risco hidrológico e do risco de redução da sua garantia física. Na prática, o gerador estaria permitindo ao poder concedente exercer o direito de redução de sua garantia física especificada no contrato de concessão.
39. A NT informa que a oferta de uma gama distinta de valores para os prêmios das classes S e SP reflete o tempo pelo qual o gerador postergará o pagamento do prêmio. Quanto maior esse prazo, maior será o valor do prêmio (ver tabela no item 111).
40. O valor máximo do prêmio foi estimado para a classe P (R$ 10.46/MWh). Nesse caso, o gerador terá que pagar R$ 12,76/MWh à conta de bandeira tarifária nos próximos 25 anos, porém terá postergado o início do pagamento dessa quantia por 2,53 anos para compensar suas perdas de 2015. A remuneração estimada que o gerador estaria ressarcindo os consumidores por assumirem o risco hidrológico seria de R$ 39,97/MWh. Com a repactuação o gerador teria um ativo a ser lançado em seu balanço estimado em R$ 27,51/MWh.
41. Para estimular a adesão dos agentes a sua proposta de repactuação do risco hidrológico, a NT chama a atenção para o fato de a repactuação ter “impacto direto no resultado econômico de 2015, com efeitos sobre indicadores de desempenho, rentabilidade e potencial pagamento de dividendos” (item 113).
42. Para atender sua situação específica, cada agente pode escolher no vasto cardápio de “ativos” (sic) que podem melhorar seus respectivos balanços em 2015. Esses valores vão de R$ 9,56/MWh até R$ 30,96/MWh, oferecendo aos agentes um amplo leque de possibilidades para ajuste em seu balanço.
43. A energia secundária foi valorada em R$ 3,45 nos cálculos dos prêmios (item 114).
44. O preço de referência utilizado no cálculo foi de R$ 153,77/MWh, o que redunda em uma margem líquida estimada em R$ 71,05/MWh. Dessa margem deve ser deduzido o prêmio de risco repactuado (item 124).
45. Importante: essa oferta da NT é firme; ele independe do nível de adesão dos agentes, como estava previsto em NT anterior (item 136)
46. Caso algum agente opte por não aderir no prazo limite estipulado na NT (14/12/2015), ele poderá fazer em outro ano. Nesse caso, ele perderá o direito de repactuação de 2015 (item 139).
47. A NT estima que a repactuação do conjunto de geradores terá um impacto positivo de R$ 2,5 bilhões no balanço daempresas que comercializam sua energia no ACR, viabilizado um lucro líquido de R$ 1,5 bilhões (item 149)
48. A NT é um exemplo clássico das oportunidades que a estatística oferece para se obter previsões “desejáveis” para o futuro com base em dados do passado. Como dizem os estatísticos, quando os resultados obtidos não produzem o resultado desejado, basta torturá-los, eventualmente expurgando dados “equivocantes”, para se obter os resultados desejados.

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