Nota Técnica n .º 131 /201 6 S R M/ANEEL Assunto ... · I. DO OBJETIVO 1. Apresentar a ... para...

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

Nota Técnica n.º 131/2016–SRM/ANEEL

Em 11 de maio de 2016.

Processo: 48500.001534/2015-33

Assunto: Resultado da Audiência Pública – AP nº 084/2015 que coletou subsídios para o aprimoramento da revisão da Resolução Normativa n° 658, de 14 de abril de 2015, e de alterações algébricas nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS.

I. DO OBJETIVO

1. Apresentar a análise das contribuições da Audiência Pública – AP n.º 084/2015, realizada para colher subsídios para o aprimoramento da revisão da Resolução Normativa n° 658, de 14 de abril de 2015, e de alterações algébricas nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS.

II. DOS FATOS

2. A Audiência Pública n° 84, de 2015, englobou diversas contribuições em Regras de Comercialização, como também alteração da Resolução Normativa n° 658, de 2015.

3. Por tratar de diversos temas, para a Audiência Pública foram disponibilizadas as Notas Técnicas n° 99/2015-SRM/ANEEL, 249/2015-SRM-SRG/ANEEL, 261/2015-SRM/ANEEL, 262/2015-SRM-SRG/ANEEL e 275/2015-SRM/ANEEL.

4. Além das citadas Notas disponibilizou-se um Descritivo Conceitual das alterações e minuta de Resolução Normativa.

5. Foram recebidas 48 contribuições de 22 agentes ou associações setoriais.

6. A Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica – ABIAPE, por meio da correspondência Carta 027/2015, de 8/12/2015 (sic 48513.032687/2015-00), indica a existência de equívoco na alocação de geração própria prevista nas Regras de Comercialização. A posição da ABIAPE foi reiterada na correspondência Carta n° 002/2016, de 1°/2/2016 (sic 48513.001856/2016-00).

III. DA ANÁLISE

7. A síntese da análise das contribuições é mostrada na Tabela 1, ao passo que a análise detalhada de cada contribuição recebida consta do Anexo II desta Nota Técnica e algumas questões conceituais de grande relevância são abordadas nas subseções que se seguem.

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 37BEC1540036F925 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, GENTIL NOGUEIRA DE SA JUNIOR, OTAVIO RODRIGUES VAZ

(Fl. 2 da Nota Técnica n.º 131/2016–SRM/ANEEL, de 11/5/2016)


Tabela 1 – Síntese da análise de contribuições da Audiência Pública – AP n.º 084/2015

# Instituição Aceita Parcialmente Aceita

Não Aceita

Não Considerada

Já Prevista

Total de Contribuições

1 ABIAPE 1 2 3 2 ABRACE 6 2 1 9 3 ABRADE 1 2 3 4 ABRAGET 2 1 3 5 AES BRASIL 1 2 3 6 APINE 5 2 7 7 CANDEIAS 1 1 2 8 CCEE 1 1 9 CEP 1 1 2

10 COPEL 3 3 11 CPFL 2 1 3 12 ELEKTRO 2 1 3 13 ENEL 1 1 2 14 GERA 1 1 15 IEP 1 1 16 NEOENERGIA 2 3 5 17 PETROBRAS 1 1 2 18 SANTOS ENERGIA 1 3 4 19 SANTO ANTÔNIO - SAESA 1 1 20 SIMPLE ENERGY 6 1 7 21 ÚNICA 1 1 2 22 VIANA 1 1 TOTAL 7 0 39 11 11 68

III. 1. Ajuste algébrico nos módulos de Medição Contábil e Penalidade de Energia

8. Os dois ajustes a seguir descritos foram identificados pela própria CCEE no decorrer do processo de Audiência Pública e configuram-se como correção dos módulos Medição Contábil e Penalidade de Energia.

9. No módulo de Medição Contábil (versão 2016.2.0) foi identificada a necessidade de ajustar a álgebra da linha de comando 43.1(F_SUSPENSA), para tratar adequadamente as usinas que possuam garantia física de motorização estabelecida no ato de outorga e estejam em fase de motorização com ao menos uma unidade geradora suspensa. Desta forma, a regra deve ser ajustada da seguinte forma:

“ 46.1 Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes à Garantia Física de

Motorização, o cálculo do Fator de Suspensão da usina é obtido pela relação entre: (a) Garantia Física de Motorização das unidades geradoras suspensas e (b) Garantia Física das unidades geradoras em operação comercial mais a garantia física das unidades suspensas:

퐹_푆푈푆푃퐸푁푆퐴 , =퐺퐹퐼푆_푀푂푇_푈퐺 ,

퐺퐹퐼푆_푀푂푇 ,

Onde:





F_SUSPENSAp,j é o Fator de Suspensão da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

GFIS_MOT_UGp,i é a Garantia Física de Motorização do conjunto de Unidades Geradoras suspensas da parcela de usina “p”, no instante de comercialização “j”

GFIS_MOTp,n+1 é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina “p”, referente às “n” unidades geradoras em operação comercial mais as unidades geradoras suspensas

10. No módulo penalidade de energia (versões 2015.1.4 e 2016.2.0), conforme mencionado no item “III.1” da NT nº 275/2015, caso o agente tenha atendido o seu compromisso anual dos contratos regulados, eventual alocação excedente de lastro do ACL para o ACR, realizada pelo agente, deve ser devolvida ao ACL.

11. Foi constatado que a álgebra colocada em Audiência Pública não refletia integralmente esse conceito, mais especificamente na determinação do "TGRAR_CLA" (Linha de Comando 9.3 do módulo Penalidade de Energia). Desta forma, a regra deve ser ajustada da seguinte forma:

“ 9.3 De modo análogo à apuração da quantidade de Cessão de Energia/Lastro, o Total Geração Realocada para Ambiente

Regulado com Lastro Associado de cada usina é determinado pela soma de todas as realocações de geração realizadas, limitadas na quantidade anual a ser atendida, para todos os produtos e leilões, de acordo com a seguinte expressão:

푻푮푹푨푹_푪푳푨풑,풎 = 퐺퐹_푅퐿퐶_퐸푋퐶퐷 , , ,∈∈

Onde: TGRAR_CLAp,m é o Total Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”

GRAR_CLAp,t,l,m é a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado GF_RLC_EXCDp,t,l,m é a Realocação Excedente de Garantia Física, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m” “TLPCCEAR” é o conjunto dos produtos “t”, em que a parcela da usina “p”, está comprometida com leilões “l”, que originaram os contratos de compra em ambiente regulado CCEAR.

“LPCCEAR” é o conjunto de leilões realizados para aquisição de energia em ambiente regulado (CCEAR) “l”, em que cada parcela de usina “p” está comprometida

III. 2. Alocação da geração própria

Importante:

O acrônimo GFIS_MOT_UGp,i (numerador), é obtido pela diferença entre a Garantia Física de Motorização da usina considerando as unidades geradoras em operação comercial mais as suspensas e a Garantia Física de Motorização considerando somente as unidades geradoras em operação comercial, vide expressão abaixo:

GFIS_MOT_UGp,j = GFIS_MOTp,n+1 – GFIS_MOTp,n

Já no denominador, deve se considerar a Garantia Física de Motorização da usina considerando as unidades geradoras em operação comercial mais as suspensas.





12. A Nota Técnica n° 83/2015-SRM/ANEEL, de 27/5/2015, encaminhou a proposta de criação de um módulo específico das Regras de Comercialização, intitulado Alocação de Geração Própria – AGP.

13. Tal iniciativa partiu de análise feita pela CCEE sobre prática utilizada por detentores de outorga para produção independente e autoprodutores que comercializam a energia alocada a título de AGP, caracterizando uma apuração indevida na recuperação dos custos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e do Programa de Incentivos de Fontes Alternativas (PROINFA).

14. O novo módulo visou apurar precisamente as situações em que o agente não faz jus a utilizar seu recurso geração para abater da sua carga, com consequente impacto nos custos da CDE e PROINFA. A forma encontrada foi limitar o recurso ao montante da geração associado à participação acionária do autoprodutor no consórcio ou sociedade de propósito específico de produção independente de energia elétrica.

15. O equívoco apontado pela ABIAPE no âmbito desse novo módulo das Regras pode ser visualizado no diagrama a seguir.

Onde: GPAS_ALOC_PRE é a Geração Passível de Alocação Preliminar. PGDA é o Percentual de Geração Destinada ao Agente Consumidor. GPROP_CONS é a Geração de Propriedade do Consumidor GPAS_ALOC_CONTR é a Geração Passível de Alocação Realizada por Contratos para o agente consumidor GPAS_ALOC_SC é o resultado geral da regra, sendo conhecido como a Geração Passível de Alocação de Usinas Contabilizadas.

16. O acrônimo PGDA corresponde à participação acionária do autoprodutor na usina, sendo um valor fixo ao longo do ano, que pode influenciar o acrônimo GPAS_ALOC_SC.

17. A Regra proposta verifica o menor valor entre o montante de repasse contratual (sazonal) e a geração de propriedade do consumidor (fixo), podendo levar a perdas de repasse de geração de autoprodução para essas cargas.

18. As Regras propostas pela CCEE para 20171 permitem que o percentual de participação dos consumidores nos empreendimentos de geração possa ser alterado de modo a acompanhar a sazonalidade dos diferentes perfis de consumo dos agentes consorciados, a partir da declaração mensal do agente onde a usina está modelada. Tal alteração veio corrigir a limitação imposta nas Regras de 2016.

1 48513.007625/2016-00.

GPAS_ALOC_PRE

PGDA

GPROP_CONS

GPAS_ALOC_CONTR

GPAS_ALOC_SC

X

mi





19. A questão apontada pela ABIAPE já foi objeto de análise na Audiência Pública n° 39/2015, que subsidiou a aprovação das Regras de 2016, sendo que à época foi identificada a necessidade de avaliação futura mais ampla, o que agora ocorre.

20. Diante da evidência de que a limitação imposta nas Regras de 2016 de limitar ao menor valor entre montante de repasse contratual e a geração de propriedade do consumidor pode levar a perda no repasse de autoprodução para a respectiva carga, recomendamos, como conclusão da análise referente à contribuição feita já à época da AP n° 39/2015, estabelecer já para 2016 a solução encaminhada pela CCEE nas Regras de 2017. Assim, poderá ser declarado para as usinas de agentes autoprodutores participantes de consórcio ou sociedades de propósito específico, a sazonalização da participação societária de cada um dos integrantes.

21. A média da sazonalização da participação societária não deve ultrapassar o percentual de participação no consórcio ou SPE, definido na composição da cadeia societária da usina

22. Essa alteração deverá ser realizada em até 30 (trinta) dias após a publicação dessa revisão das Regras e será de integral responsabilidade dos agentes participantes dos respectivos consórcios.

23. Tal possibilidade exige previsão específica na Resolução que aprovará a alteração das Regras, para que a CCEE possa implementá-la, inclusive com efeitos retroativos às operações de janeiro de 2016.

III. 3. Alterações referentes à forma de cálculo do Fator de Operação Comercial (F_COMERCIAL)

24. Com relação a proposta de alteração na forma de cálculo do Fator de Operação Comercial (F_COMERCIAL), apresentada no âmbito da AP 84/2015, por meio da Nota Técnica nº 262/2015-SRM-SRG/ANEEL, de 27/11/2015, a Simple Energy apresentou contribuição relativa à situação em que o valor da capacidade instalada real da usina é inferior ao valor da Capacidade Instalada Total associada a Garantia Física (GF) do empreendimento.

25. De forma resumida, o agente argumenta que a proposta submetida ao processo de AP deve ser aplicada apenas para os casos de acréscimo de potência, da forma apresentada inicialmente pela CCEE. Para o caso de redução de potência, a proposta não traz o resultado correto, tratando-se de uma aproximação que traria outra imperfeição, já que a garantia física proporcional estaria em desacordo com os valores publicados em Portaria e em desacordo com as metodologias de revisão de GF já definidas.

26. A SRM e a SRG entendem que a contribuição do agente, na situação em que o valor da capacidade instalada real da usina é inferior ao valor da Capacidade Instalada Total associada a GF, parte do argumento de que a proposta da ANEEL não preservaria a GF definida em ato regulatório, no sentido de que a proporção sempre resultará em valor de GF proporcionalmente inferior àquele publicado em ato regulatório.

27. No entanto, fato é que, para aquelas usinas que não possuem GF estabelecida por unidade geradora, as Regras de Comercialização já consideram que a GF a ser considerada nos processos de contabilização e liquidação da CCEE deve ser proporcional à potência da usina em operação comercial. Essa é uma das funções do F_COMERCIAL, vigente desde a sua criação (Regras de 2012).

28. Portanto, a proposta de Regra da AP não inaugura esse conceito de proporção de GF em relação à potência instalada.





29. Assim, conforme disposto na Nota Técnica nº 262/2015-SRM-SRG/ANEEL, essa Regra fundamenta-se no conceito de que caso o valor da potência instalada seja inferior ao valor da Capacidade Instalada Total associada à GF do empreendimento, o F_COMERCIAL deve ser menor do que 1, dado que esse fator é utilizado para a determinação da GF apurada da usina. Ou seja, nesse caso, como a usina agrega menos GF ao sistema do que aquela calculada pelo MME, o razoável é que a GF apurada da usina seja inferior à GF calculada pelo MME.

30. Portanto, a Regra deve apurar uma GF inferior àquela estabelecida em ato regulatório, enquanto a revisão de GF pelo MME não ocorrer, de modo a compatibilizar a capacidade de comercialização (no ACR e no ACL) e de alocação no MRE (usina hidráulica) à realidade física da usina.

III. 4. Penalidade de potência

31. Dentre as contribuições apresentadas, merece destaque a da ABRACE, de estudo e discussão com os agentes para se determinar o patamar da penalidade por descumprimento de lastro de potência que não distorça o preço de equilíbrio deste mercado. A associação justifica que o atual patamar da penalidade, em torno de R$ 160,00/MWh gerará distorções em um mercado incipiente, por ser usada como uma das referências na formação de preço.

32. ABRACE, ABIAPE, ABRADEE, APINE, AES BRASIL, CPFL e NEOENERGIA sugerem a postergação ou não aplicação da penalidade de potência até que se promova um aprofundamento dos estudos sobre a metodologia vigente, principalmente quanto ao seu objetivo, custos e benefícios esperados. Essas contribuições não foram acatadas, uma vez que a obrigação de aplicação da penalidade por insuficiência de lastro de potência está estabelecido no Decreto 5.163/2004 e findou-se o prazo de isenção aos consumidores e distribuidores.

33. Dentre as justificativas apresentadas, há as que apontam que a penalidade vigente é um mero instrumento financeiro que imputa custos sem trazer qualquer benefício à operação do SIN, em termos de incentivo à oferta de geração na ponta do sistema.

34. Nesse sentido, considerando a competência da ANEEL de aprovação das Regras de Comercialização, e consequentemente a penalidade associada à insuficiência de lastro de potência, é possível reavaliar a necessidade de manutenção da penalidade nos valores atualmente praticados.

35. O valor de referência da penalidade de potência foi inicialmente estabelecido pela Resolução Normativa n°168/2005 e posteriormente mantida na Resolução Normativa n° 254/2007 no valor de R$ 2,611/KWmês:

Art. 4º Para o ano de 2007, o valor da penalidade por insuficiência de lastro de potência será determinado nas Regras de Comercialização, com base em metodologia que reflita as variações da relação entre oferta e demanda de potência.

§ 1° O preço de referência para pagamento da penalidade por insuficiência de lastro de potência será de R$ 2,611/kWmês, atualizado monetariamente pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, divulgado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, para o período de doze (12) meses, tomando-se como base o mês de outubro de 2005.





§ 2° Para cálculo do valor da penalidade de que trata o “caput”, deverão ser consideradas apenas as horas do patamar de carga pesada.

§ 3° Os parâmetros utilizados na metodologia a que alude o “caput”, constantes do Anexo desta Resolução, poderão ser reavaliados pela ANEEL, de modo a manter o incentivo econômico para a celebração de contratos de compra e venda de energia elétrica, com montantes alocados no patamar de carga pesada, com base nos recursos de potência disponíveis do sistema.

36. Conforme Nota Técnica nº 65/2005-SEM/ANEEL, que subsidiou a aprovação da Resolução Normativa nº 168/2005, o valor de R$ 2,611/KWmês correspondia à média ponderada da TUST das usinas despachadas pelo ONS à época.

37. As Regras de Comercialização aprovada com início de vigência em 2007, além de manter o preço de referência previamente estabelecido na REN 168/2005, a ser aplicado somente nas horas do patamar de carga pesada (equivalente a R$ 34,81/MWh), definiu que a penalidade deveria refletir as variações da relação entre oferta e demanda de potência por meio de um fator de correção (F_CPR_POT2), a depender da sobra de potência do sistema (F_SOB_POT3).

38. O fator de sobra de potência do sistema é a relação entre a sobra de potência e a potência de referência do sistema. Ou seja, quanto maior a sobra de potência do sistema, menor o fator de correção e, portanto, menor o valor da penalidade.

39. O fator de correção varia de 1 a 4, a depender do fator de sobra de potência calculado nos patamares definidos em 40%, 25% e 10%. Assim, um fator de sobra de potência superior a 40% representa um fator de correção igual a 1, um fator entre 25% e 40% representa um fator de correção igual a 2, e assim sucessivamente.

40. Conforme informações prestadas pela CCEE, o valor do preço referência da penalidade em dezembro de 2015 é de R$ 58,66/MWh. O fator de sobra de potência foi da ordem de 29% o que implica na correção do preço de referência pelo fator de correção igual 2, resultando no valor da penalidade igual a R$ 117,32/MWh.

41. Considerando que o benefício da obrigação dos agentes apresentarem lastro de potência são de difícil mensuração e que está em curso análise de aperfeiçoamento da metodologia vigente (Ofício nº 273/2014-SEE-MME), avaliamos que a penalidade atualmente aplicada pode ser alterada.

42. Assim, propomos a redução do valor da penalidade, por meio da alteração dos fatores de correção, para os valores de 0,1, 0,25, 0,50 e 1,0, em substituição aos valores de 1, 2, 3 e 4, respectivamente, e dos patamares de sobra de potência para os valores iguais a 15%, 10% e 5%, em substituição aos valores de 40%, 25% e 10%, respectivamente.

2 Linha de comando 35 do módulo Penalidade de Potência, versão 2016.1.0. 3 Linha de comando 34 do módulo Penalidade de Potência, versão 2016.1.0.





III. 5. Alterações da Resolução Normativa n° 658, de 2015.

43. Esse subitem pretende analisar algumas das questões trazidas no âmbito da AP 084/2015 sobre a aplicação da Resolução Normativa n° 658, de 2015.

44. As empresas CANDEIAS, CEP e Simple Energy propõem que deve haver limitação na entrega à disponibilidade máxima. Contudo, pleiteiam que toda a geração até esse valor, independente do motivo de despacho (ordem de mérito, segurança energética ou restrição elétrica) continue a ser considerada como objeto do CCEAR e recebida na Receita de Venda.

45. Argumentam, na hipótese de optarem por aderir o mecanismo da Resolução Normativa n° 658, de 2015, que os prazos de recebimento dos recursos via MCP ficariam descasados com o prazo de pagamento do combustível.

46. Essa situação foi prevista e já considerada quando da abertura da AP 084/2015, conforme Nota Técnica n° 249/2015-SRM-SRG, de 17/11/2015:

“ 17. Ocorre que, em alguns casos, a alteração trazida pela REN 658/2015 não é vantajosa para o vendedor, como nos cenários em que o CVU da usina é superior ao limite máximo do PLD, visto que a central termelétrica continuará a ter sua geração excedente remunerada pelo seu CVU (não há incremento do valor recebido). 18. Esse cenário específico gerou as controvérsias apontadas pela Companhia Energética Potiguar e Candeias Energia, e conforme os agentes se apresenta inconveniente porque:

a) Os pagamentos deixam de ser realizados bilateralmente pelos compradores dos

respectivos CCEARs e passam a ocorrer multilateralmente no MCP, sujeito ao risco de rateio de inadimplência de que trata o inciso IV do art. 17 da Convenção de Comercialização; e

b) O dia de recebimento dos recursos se modifica, dado que o prazo de liquidação do MCP não coincide com os prazos acordados bilateralmente.

19. Essas particularidades, em princípio, são compensadas pelo fato de o agente termelétrico poder faturar sua energia a um valor superior ao seu CVU, com exceção nos casos em que não existe essa possibilidade, ou seja, para aquelas centrais termelétricas com CVU superior ao limite máximo do PLD. ”

47. Assim, a Resolução Normativa n° 658, de 2015, permite a opcão do agente como forma de permitir aos geradores sopesar os benefícios de liquidar a energia excedente à disponibilidade máxima ao valor do PLD com os prejuízos decorrentes da nova sistemática, em especial os prazos para recebimento e sujeição à inadimplência do MCP.

48. ABRADEE, AES Brasil e Neoenergia demonstram preocupação com os efeitos da recontabilização, dado que determinado gerador que se sujeitou a Resolução Normativa n° 658, de 2015, agora poderá optar em não mais ter seus CCEARs operacionalizados da forma como ela prescreve.





49. Ocorre que no período entre a publicação da Resolução Normativa n° 658, de 2015, até a aprovação das respectivas Regras, o que ainda não ocorreu, vigeu uma solução transitória na qual o gerador liquidava a energia excedente à disponibilidade máxima ao PLD. Contudo, todas as demais condições permaneceram inalteradas.

50. A situação em que o agente potencialmente não deverá aderir aos mecanismos da Resolução Normativa n° 658, de 2015, é aquela em que o CVU da usina é superior ao limite máximo do PLD. Nessa situação, a recontabilização da situação já consolidada no atual texto do Normativo significaria somente uma transferência de recursos, qual seja, na recontabilização as distribuidoras receberiam valores do MCP para transferir aos geradores na Receita de Venda.

51. Como os geradores já receberam, excluídas questões relacionadas a inadimplência, os valores diretamente do MCP, é adequado aceitar a contribuição de ABRADEE, AES Brasil e Neoenergia, como forma de evitar transações financeiras desnecessárias.

III. 6. Perdas internas e perdas da Rede Básica na obrigação de entrega dos contratos por disponibilidade

52. Na questão relacionada a alteração da obrigação de entrega (REN 658/2015), ABRAGET e SIMPLE Energy questionaram alteração proposta pela CCEE de retirar do cálculo da obrigação de entrega os montantes de perdas internas e perdas da rede básica.

53. A questão discutida pode ser identificada nos CCEARs por disponibilidade originados dos leilões a partir de 2011, observando-se o acrônimo DISP_MAX_AJUp,t,l,j.(Disponibilidade Máxima Contratual Ajustada da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”)

54. A linha de comando 56.1.1.1 do Módulo Comprometimento de Usinas vigente (Versão 2016.1.0) assim estabelece o acrônimo DISP_MAX_AJUp,t,l,j:

퐷퐼푆푃_푀퐴푋_퐴퐽푈 , , , = 퐷퐼푆푃_푀퐴푋 , , , ∗ 퐹_푃퐷퐼 , ∗ 푈푋푃_퐺퐿퐹 ,

55. Já a linha de comando 58.1.2.1.1 do Módulo Comprometimento de Usinas colocado em Audiência Pública (Versão 2016.2.0) assim estabelece o acrônimo DISP_MAX_AJUp,t,l,j.:

퐷퐼푆푃_푀퐴푋_퐴퐽푈 , , , = 퐷퐼푆푃_푀퐴푋 , , ,

56. Como esse acrônimo define a obrigação horária de entrega de energia caso a usina esteja despachada por ordem de mérito, a retirada das perdas internas (F_PDIp,j) e perdas da rede básica (UXP_GLFp,j), que são valores menores que a unidade, acaba por aumentar a obrigação de entrega em base horária da usina.

57. Destaca-se que o acrônimo DISP_MAXp,t,l,j é definido como Disponibilidade Máxima Contratual da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no ano de apuração “f”.

58. Feito esse esclarecimento, a seguir destacamos algumas cláusulas relacionadas a obrigação de entrega de CCEAR por disponibilidade a gás natural do leilão A-5, de 2011.





“

4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes especificados na Tabela 1, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da USINA, representam os valores de ENERGIA CONTRATADA, de POTÊNCIA ASSOCIADA e de INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL:

Tabela 01 – ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL

Ano de Suprimento ENERGIA CONTRATADA

POTÊNCIA ASSOCIADA

(MWH/H)

INFLEXIBILIDADE (MWH)

2012

2013

4.1.1. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, observados os critérios de SAZONALIZAÇÃO e MODULAÇÃO definidos nesta Cláusula, serão considerados como requisito do VENDEDOR e recurso do COMPRADOR nos processos de apuração de insuficiência de lastro para venda e de cobertura contratual do consumo, respectivamente, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.

4.1.2. Os montantes de POTÊNCIA ASSOCIADA, que correspondem ao valor da DISPONIBILIDADE MÁXIMA CONTRATUAL, serão considerados como recurso do COMPRADOR e requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO

(....)

5.3. As PARTES concordam que será de inteira responsabilidade do VENDEDOR arcar com todos os riscos, obrigações e responsabilidades, TRIBUTOS, tarifas e encargos, de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, e aqueles relativos às perdas elétricas devidas e/ou verificadas entre a USINA e o CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO onde a USINA estiver localizada.”

(....)

6.3. Para todo PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO posterior à entrada em operação comercial da última unidade geradora da USINA, o montante de ENERGIA a ser entregue pelo VENDEDOR ao COMPRADOR será dado:

(i) pelo valor modulado da INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, no caso da USINA não ser despachada por ordem de mérito de preço; ou

(ii) pela DISPONIBILIDADE MÁXIMA CONTRATUAL, no caso da USINA ser despachada por ordem de mérito de preço.

(....)

ANEXO II AO CCEAR

(....)

POTÊNCIA ASSOCIADA: é a quantidade de POTÊNCIA que o VENDEDOR deverá disponibilizar ao COMPRADOR, definida nos termos da Cláusula 4ª;





59. Portanto, a obrigação de entrega disposta nos CCEARs originados a partir dos leilões de 2011 foi expressamente definida como a Disponibilidade Máxima Contratual, cujo valor está definido no próprio CCEAR, referenciada no centro de gravidade do submercado onde a usina está localizada.

60. Diante disso, a alteração proposta pela CCEE, para os CCEARs por disponibilidade originados dos leilões de 2011, em nossa análise, operacionaliza disposição contratual expressa. Inclusive, essa constatação merece ser pormenorizadamente analisada em processo específico a fim de avaliar os efeitos retroativos.

61. Para os CCEARs originados de leilões anteriores a 2011, a obrigação de entrega é definida a partir do ressarcimento devido pelo vendedor por geração abaixo do despacho do ONS. A lógica é similar, contudo, a geração total é alocada ao comprador e, caso o vendedor não entregue a energia contratada, sua receita de venda é glosada a partir desse ressarcimento.

62. A referência para essa energia contratada é dada pelo acrônimo ADOMPp,j, conforme linha de comando 11.2 do Submódulo Receita de Venda de CCEAR (versão 2016.1.0).

퐴퐷푂푀푃 , = 퐷푂푀푃 , ∗ 퐹 , ∗ 푈푋푃_퐺퐿퐹 ,

63. A partir dessa referência, é calculada a Quantidade de Energia Despachada Não Gerada (DSP_NGp,j) que servirá de base para o cálculo em R$ do ressarcimento.

64. Na versão colocada em Audiência Pública (versão 2016.2.0) o acrônimo ADOMPp,j foi excluído, sendo que a base para o cálculo do ressarcimento (acrônimo DSP_NG_PRODp,t,l,j) utiliza diretamente a variável DOMP recebida do ONS. Portanto, sem a redução das perdas internas (F_PDIp,j) e perdas da rede básica (UXP_GLFp,j).

65. Quanto às cláusulas dos CCEARs originados dos leilões anteriores a 2011, temos que ao longo do período 2006 a 2011 a redação dos CCEARs por disponibilidade passou modificações, que exigem a análise detalhada do CCEAR vinculado a cada leilão.

66. Apenas como exemplo, trazemos o compêndio dos itens que tratam da obrigação de entrega dos CCEARs por disponibilidade originados do leilão realizado em 2007, para início de suprimento em 1°/1/2012.

“3.1 O CONTRATO é celebrado na modalidade de disponibilidade de ENERGIA ELÉTRICA, na forma de ENERGIA CONTRATADA com POTÊNCIA ASSOCIADA.

3.2. A disponibilização da(s) ENERGIA(S) CONTRATADA(S) e respectiva POTÊNCIA(S) ASSOCIADA(S) ocorrerá no CENTRO DE GRAVIDADE do(s) SUBMERCADO(S) onde está(ão) localizada(s) a(s) USINA(S), nas quantidades indicadas na subcláusula 6.1.

(....)

3.5. Os Compromissos do VENDEDOR, em termos de entrega de ENERGIA ao COMPRADOR, são:

(i) a parcela da ENERGIA associada à DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE da(s) USINA(S), calculada em cada mês na forma da Resolução Normativa nº 179, de 6 de





dezembro de 2005, posta no CENTRO DE GRAVIDADE do(s) SUBMERCADO(S) onde a(s) USINA(S) estiver(em) localizada(s), excetuadas as situações de redução da geração por necessidade sistêmica; e

(ii) a ENERGIA correspondente à totalidade da(s) POTÊNCIA(S) ASSOCIADAS(S), posta no CENTRO DE GRAVIDADE do(s) SUBMERCADOS(S) onde a(s) USINA(S) estiver(em) localizada(s), em virtude de despacho comandado pelo ONS.

(.....)

5.3. As PARTES concordam que será de inteira responsabilidade do VENDEDOR arcar com todos os riscos, obrigações e responsabilidades, TRIBUTOS, tarifas e encargos, de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, e aqueles relativos às perdas elétricas devidas e/ou verificadas entre a(s) USINA(S) e o CENTRO DE GRAVIDADE do(s) SUBMERCADO(S) onde a(s) USINA(S) estiver(em) localizada(s).

(......)

6.1. Para fins do CONTRATO, o VENDEDOR disponibilizará, no CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da(s) USINA(S), a(s) ENERGIA(S) CONTRATADA(S) e a(s) respectiva(s) POTÊNCIA(S) ASSOCIADA(S), nos montantes especificados na(s) tabela(s) seguintes:

Tabela 01 – Usina A / Submercado / POTÊNCIA E ENERGIA CONTRATADAS

Ano de Suprimento ENERGIA CONTRATADA

POTÊNCIA ASSOCIADA

(MWH/H)

INFLEXIBILIDADE (MWH)

2012

2013

(....)

ANEXO II AO CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTE REGULADO

(....)

DISPONIBILIDADE MÁXIMA: definida conforme a expressão constante do Anexo I da Portaria MME nº 303, de 2004;

POTÊNCIA ASSOCIADA: é a POTENCIA correspondente à ENERGIA CONTRATADA, calculada pelo produto da DISPONIBILIDADE MÁXIMA multiplicado pelo quociente entre ENERGIA CONTRATADA e a GARANTIA FÍSICA;”

67. Portanto, o CCEAR estabelece que a entrega se dará no centro de gravidade do submercado.

68. A quantidade descrita na Tabela 01 considera a Disponibilidade Máxima da Portaria MME n° 303, de 18/11/2014, cuja formulação – DMax = Pefetiva x FCmax * (1 – TEIF)*(1 – TEIP) – não contempla perdas internas ou perdas da Rede Básica.





69. Assim, entendemos que a obrigação de entrega no centro de gravidade se dará no montante da disponibilidade máxima contratual, convergindo com a situação detalhada para os CCEARs originados dos leilões a partir de 2011.

70. Diante disso, a alteração proposta da CCEE de alteração deve ser efetivada, merecendo a abertura de processo específico para análise dos efeitos já incorridos a partir dessa constatação.

III. 7. Alterações necessárias na versão 2016.1.0 das Regras de Comercialização

71. A Audiência Pública n° 84/2015 cuidou do passivo de Regras de Comercialização, muitos vigentes desde de 2014, que mereciam correções identificadas a partir de casos concretos trazidos à ANEEL.

72. Em paralelo ocorreu a Audiência Pública n° 039/2015, que cuidou da revisão anual ordinária das Regras de Comercialização que passariam a viger a partir de 1°/1/2016.

73. Adicionalmente, a AP 84/2015 considerou a revisão de determinados Submódulos das Regras de 2016, especificamente aqueles que passaram por alguma revisão conceitual e que terão vigência a partir de sua aprovação.

74. Ocorre que a AP 84/2015 também alterou Submódulos referentes aos anos de 2014 e 2015 que terão efeitos retroativos, a partir de processos de recontabilização ou reapuração da receita de venda. Esses Submódulos terão efeito até dezembro de 2015, pois, a partir de janeiro de 2016 iniciou-se a vigência da versão 2016.1.0 (AP 039/2015).

75. Diante disso, as alterações já discutidas nos módulos de 2014 e 2015 deverão ser refletidas no módulo 2016.1.0 que passará a ser denominado 2016.1.1.

76. Repisa-se o fato de que somente as alterações já discutidas no âmbito da AP 84/2015 nos módulos relacionados aos anos de 2014 e 2015 poderão ser reproduzidas nos módulos referenciados como 2016.1.1.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

77. As argumentações expressas nesta Nota Técnica são fundamentadas nos seguintes instrumentos legais e regulatórios:

Leis n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e n.º 10.848, de 15 de março de 2004; Decretos n.º 5.163, de 30 de julho de 2004; e n.º 5.177, de 12 de agosto de 2004; Resolução Normativa n.º 109, de 26 de outubro de 2004.

V. DA CONCLUSÃO

78. A minuta de Resolução Normativa para aprimoramento da Resolução Normativa n° 658, de 2015, foi aperfeiçoada após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública n.º 084/2015.





79. Também em decorrência da Audiência Pública, as Regras de Comercialização foram aperfeiçoadas a partir das contribuições recebidas.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

80. Recomendamos o encaminhamento do processo à Diretoria da ANEEL com vistas à aprovação da minuta de Resolução Normativa anexa considerando a Audiência Pública n.º 084/2015.

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação

De acordo:

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado



Anexo I da Nota Técnica n.º 131/2016-SRM/ANEEL, de 11/5/2016

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES DOS AGENTES AUDIÊNCIA PÚBLICA 84/2015

- Aceita

- Não aceita - Parcialmente aceita

- Não considerada - Já prevista

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

Entidade Seção Texto Aproveitamento Justificativa Inconsistência na alocação de geração no ACL e ACR

ENEL NT 99 III.1

Propor ajustar o módulo de ressarcimento com aplicação da equação de condição contrária a de submotorização, respeitando-se a condição de motorização total da usina:

Propor ajustar o módulo de Ressarcimento com a alteração da formulação algébrica do acrônimo CQ_EAPS, de modo a respeitar as condições contratuais:

Já prevista



CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS Entidade Seção Texto Aproveitamento Justificativa

Inconsistência na alocação de geração no ACL e ACR SANTOS ENERGIA

NT 99 III.1

Apoiar a proposta da Nota Técnica n° 99/2015-SEM/ANEEL de correção da álgebra constante das REGRAS para que esta seja compatibilizada com o disposto nas cláusulas 6.2, 6.3 e 6.4 dos CCEARs do 12º LEN.

Já prevista




Aplicação da Resolução Normativa n° 595, de 2013

ENEL NT 99 III.2

Propõe excluir os efeitos do MCP na valoração do preço aplicado pela REN 595/13. Em consonância a proposta constante na NT nº 99/2015, propõe: (i) Modificar as REGRAS a partir do ano de 2016, devendo a simulação do preço que o comprador suportaria considerar a energia contratada e não a disponibilidade mensal; (ii) Determinar à CCEE que proceda o recálculo da receita de venda do montante da energia em atraso para todas as usinas eólicas e biomassa, desde o início da vigência da REN 595, considerando que o preço que seria suportado pelo comprador, caso a usina estivesse em operação comercial, é determinado apenas pela Receita Fixa Unitária.

Já prevista

SANTOS ENERGIA

NT 99 III.2

Entende que é necessário ajustar a REN 595/2013, incluindo a previsão que para as usinas eólicas os efeitos no MCP não seriam considerados na apuração do preço suportado pelo comprador. Santos Energy defende a recontabilização do período de vigência da REN 595/13.

Já prevista




SIMPLE ENERGY

Entende também que a proposta é um aperfeiçoamento das regras atuais e deve ser implementada Entretanto, pede que REN 595 seja alterada e que respeite o período decisório dos agentes, ou seja, seja válida a partir do sexto mês subsequente a publicação da resolução de aprovação das novas regras, uma vez que a contratação feita a 6 meses atrás considerou outra Regra.

Não aceita

Apesar de a REN 595 não explicitar como será o cálculo do preço suportado pelo consumidor para empreendimentos eólicos contratados por disponibilidade, a REGRA só veio implementar o que está disposto no CCEAR (energia contratada), portanto, sem necessidade de revisão do Normativo. Com relação ao prazo de 6 (seis) meses, observamos que a REN 595 trata somente do preço de repasse e a modificação agora discutida trata dos montantes do contrato de substituição (geração média utilizada no cálculo da garantia física ou energia contratada).

SANTOS ENERGIA NT 99

Apoiar a correção da Álgebra constante nas Regras para compatibilizar as Regras com o disposto nas clausulas 6.2, 6.3 e 6.4 dos CCEARs do 12º LEN

Já prevista




Alteração na obrigação de entrega de energia dos CCEARs por disponibilidade (REN 658)

PETROBRAS

Art. 1º Estabelecer a possibilidade de alteração da obrigação de entrega de energia dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs por disponibilidade proveniente de Leilões de Energia Nova e o critério de alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, cujo Custo Variável Unitário – CVU seja superior ao valor do Preço de Liquidação das Diferenças PLD. (Em síntese, propõe que o critério de alocação deve ser aplicado a todas as usinas termelétricas comprometidas com os CCEARs por disponibilidade e não somente àquelas com os CVUs superiores ao PLD.)

Já prevista

Não há relação entre a opção por obrigação de entrega, e o pagamento dos custos de descolamento entre CVU e PLD. A REN 658 separa os dois assuntos, e trata os casos de usinas que optaram ou não pela obrigação de entrega, e das usinas que estão na condição PLD < CVU < CMO.





CANDEIAS, CEP, SIMPLE

ENERGY NT 249

Conceitualmente, entendem que é válida a alteração para remunerar o gerador para a geração acima da obrigação de entrega prevista no CCEAR, conforme o próprio entendimento da ANEEL Argumentam que com a alteração promovida pela REN 658, nos momentos onde as usinas estão despachadas fora da ordem de mérito, passariam a receber os recursos por essa geração não mais das distribuidoras compradoras nos CCEARs, mas na Liquidação Financeira do MCP. Tal medida alteraria o prazo de recebimento dos geradores, causando descasamento entre o recebimento e as datas dos pagamentos para aquisição do combustível necessário à operação de suas usinas. Adicionalmente, os geradores estariam sujeitos ao rateio da inadimplência da Liquidação Financeira do MCP e eventuais ajustes financeiros decorrente de liminares que impactem os credores. Principais contribuições: - as regras de comercialização devem ser ajustadas limitando a entrega da geração na disponibilidade máxima; - toda geração independente do motivo de despacho (ordem de mérito, segurança energética, restrição elétrica, etc) até o limite da disponibilidade máxima seja considerada como objeto do contrato e recebida pelo gerador no processo da receita de venda, tal como é realizado atualmente; - a geração excedente à disponibilidade máxima seja alocada ao gerador e liquidada no âmbito do mercado de curto prazo em favor do gerador.

Não aceita

A modificação para a nova sistemática é opcional aos geradores termelétricos. O gerador termelétrico poderá optar por permanecer na sistemática anterior, de forma que receberá pela geração na Receita de Venda.





COPEL NT 249

Tal análise, realizada à luz do cenário de PLD atual, não atribui vantagem ao gerador em liquidar sua produção no MCP. Entretanto, não pode ser ignorado o fato de que está sendo referido aos contratos térmicos, com produtos de 15 anos de duração, que sequer atingiram a metade do período de suprimento. Ou seja, dado o longo período de suprimento em aberto, o cenário de PLD frente ao CVU observado atualmente, em nosso entendimento, não deveria ser um balizador para a não compatibilização das regras. Ademais, mesmo em momentos de PLD baixo, se não há vantagem para o gerador, devido a ausência de oportunidade de liquidar o excedente no MCP a valores acima do seu CVU, tampouco haverá prejuízo.

Não aceita

A primeira contribuição da COPEL (item 17, página 3) indica que a análise foi feita somente à luz do cenário de PLD atual, o que não é verdade. A Nota Técnica somente afirmou que nos cenários em que o CVU é superior ao limite máximo do PLD, a modificação trazida pela REN 658 não é vantajosa. Essa condição (CVU < PLDmáx) não depende da condição hidrológica, dado que o PLDmáx é valor regulatório estabelecido anualmente.

COPEL NT 249

A REN Nº 658/2015 buscou corrigir um problema conceitual, que em sua essência consiste em atribuir diretamente ao gerador a propriedade da energia produzida pelo empreendimento, destinando aos compradores apenas o necessário para atendimento aos contratos. Pelos motivos já abordados nesta contribuição, é compreendida a razoabilidade em que os efeitos associados à insuficiência de geração sejam atribuídos diretamente aos vendedores dos CCEAR, ao invés de alocá-los ao comprador para depois compensá-los, por meio de ressarcimentos bilaterais.

Não aceita

A Nota Técnica que subsidiou a aprovação da REN 658 caracterizou uma possibilidade de aperfeiçoamento das Regras de Comercialização, de forma a refletir as condições do cálculo da garantia física.





COPEL NT 249

As datas de pagamentos realizadas pelas distribuidoras estão estipuladas em cláusula contratual dos CCEAR, sendo que a presente audiência pública não prevê qualquer alteração nos prazos. Evidentemente haverá um efeito adicional para o vendedor no MCP, em data distinta, entretanto sem prejuízo aos pagamentos bilaterais. Diante do exposto, sugere-se a manutenção dos termos estabelecidos originalmente na REN nº 658/2015, e de maneira respeitosa a COPEL demonstra posicionamento contrário às propostas de alterações desta resolução, trazidas pela presente audiência públicaca.

Não aceita

A proposta de mudança da REN 658 torna opcional à sua adesão, inclusive, para o caso não citado pela COPEL do despacho fora da ordem de mérito. Para esses despachos o pagamento da receita variável associada atualmente ocorre por meio das distribuidoras, enquanto que para quem aderir aos termos da REN 658, o pagamento da receita variável se dará integralmente no MCP.

APINE, ABRAGET,

PETROBRAS, Grupo CPFL

NT 249

Propõe que opção de obrigação de entrega possa ser definida anualmente pelos agentes (até o dia 15 de dezembro do ano civil anterior).

Não aceita

A opção pela adesão ao disposto na REN 658 não exige conhecimento prévio do PLD do ano subsequente e sim da opção por uma nova sistemática de apuração da obrigação de entrega que tem o ônus de deixar o gerador termelétrico vinculado diretamente com o MCP e o bônus de poder liquidar a energia excedente a disponibilidade máxima a um valor superior que receberia nas atuais condições (CVU).





ABRADEE / NEOENERGIA /

AES BRASIL NT 249

Manutenção do dispositivo estabelecido na REN 658/2015 e que seja oferecida, aos vendedores de CCEARs por disponibilidade originados nos Leilões de Energia Nova realizados no período de 2006 a 2010, a opção de retorno às regras estabelecidas nas cláusulas dos seus respectivos contratos, a partir da implantação desta nova versão de Regras de Comercialização. Desta forma, entendemos que tal proposta elimina a necessidade de recontabilizações, visto que as operações realizadas durante a vigência do citado dispositivo legal foram legítimas e a sua manutenção eliminará todos os impactos operacionais e financeiros decorrentes dos reprocessamentos das operações do mercado.

Aceita

ELEKTRO, NEOENERGIA,

ABRADEE, AES BRASIL

NT 249

É contrária a mudança proposta na AP 084/2015 em relação a alteração do disposto na REN nº 658, por entender que manter a segurança regulatória dos processos. Não aceita

As justificativas contidas na Nota Técnica n° 249/2015 fundamentam a necessidade de tornar opcional a modificação.

ELEKTRO

É sugerido ainda que possa ser adotado o seguinte critério, visando mitigar risco da distribuidoras:

No caso dos geradores com CVU maior que o PLDmáx deve ser aplicado o tratamento anterior aos leilões de 2011

No caso de geradores com CVU menor que o PLD máx deve ser o tratamento posterior aos leilões de 2011

Não aceita

O PLDmáx e CVU podem variar ao longo do tempo, assim, a metodologia é de difícil implementação, e não trará benefícios adicionais. A solução de tornar opcional pode levar a situação desejada pela Elektro.





ELEKTRO

Solicita também que sejam disponibilizados todos os dados de entrada necessários para a apuração da entrega da obrigação da energia, conferindo transparência à apuração.

Já prevista.

As informações para o cálculo da disponibilidade máxima estão no CCEAR. A Elektro poderá abrir chamado na CCEE ou encaminhar consulta à ANEEL., na hipótese de encontrar dificuldades na reprodução da apuração da obrigação de entrega dos contratos por disponibilidade que mantém.

ABRAGET NT 249

Pondera que a REN 658/2015 veio a corrigir distorção na aplicação da REN 622/2014 tornando a compatibilização da obrigação de entrega de energia aderente ao objetivo a que se propôs “sem trazer maiores consequências à alocação de risco de inadimplência no MCP ou mesmo na relação bilateral dos CCEARs”.

Não Considerada

Não possui caráter propositivo.

Gera Maranhão e Termelétrica

VIANA NT 249

Manifesta sua concordância com a proposta de tornar opcional a mudança da obrigação de entrega de energia dos CCEARs dos leilões ocorridos entre 2006 e 2010. Argumenta que por causa dos dispositivos da REN 658/2015, ambas deixariam de receber até jan/2016 mais de R$ 330 Milhões.

Já prevista





ABRAGET, SIMPLE ENERGY

NT 249

São contrários as alterações que retiram as perdas internas da usina e as perdas na rede básica, conforme regras de comercialização vigentes. Argumentam que a alteração proposta altera as obrigações e os direitos existentes à época do leilão e que nortearam os lances apresentados nos certames realizados. Além disso, defendem que tema que foi objeto de análise pela ANEEL e por todos os agentes do setor, já em duas ocasiões, na aprovação das regras de comercialização para o Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – SCL, tratada na Nota Técnica 034/2010-SEM/ANEEL e quando da publicação do Despacho nº 3020/2014 em sua Nota Técnica n° 53/2014-SEM/ANEEL. A conclusão nas duas ocasiões foi que a venda acima da garantia física, motivada pelo desvio no percentual de perdas utilizado para a oferta dos lotes no leilão e as perdas reais apuradas, resultaria em necessidade do vendedor compor lastro para atender a totalidade volume vendido no leilão.

Não aceita

Item III.6.

CPFL NT 249

Argumenta que os ressarcimentos que os geradores devem pagar as distribuidoras (em função da geração ser inferior ao montante contratado) quando são superiores à receita de venda mensal demoram diversos meses para serem compensados e são pagos sem atualização monetária. Sugere, oportunamente, a inserção de um procedimento específico para a transição financeira entre o gerador e o distribuidor, de forma a neutralizar os atuais impactos causados às distribuidoras.

Não considerada.

O tratamento do faturamento não é escopo das Regras de Comercialização.




Penalidade por insuficiência de lastro de potência ABIAPE NT 261 Sugerir um esforço da ANEEL junto ao Ministério no esclarecimento

a respeito dos transtornos e dos poucos benefícios imputados pela medida. Uma melhor sinalização das características do sistema físico real nos mecanismos já existentes deve ser aprimorada antes de pensar na implantação da penalidade por insuficiência de lastro ao consumo.

Não aceita

A aplicação da penalidade de potência se faz necessária por obrigação estabelecida em Decreto. Conforme apresentado na Nota Técnica 261/2015-SRM/ANEEL, a ANEEL se manifestou por meio do Ofício 118/2014, encaminhado ao MME, sugerindo a alteração do Decreto 5.163/2004, para isentar da aplicação da penalidade até a adequada regulamentação da matéria.

ABIAPE NT 261 Apoiar a proposta de negociação bilateral de sobras de potência por consumidores livres e especiais.

Já prevista Não é apresentada alteração em relação a proposta sugerida na Nota Técnica 261/2015-SRM/ANEEL.

ABIAPE NT 261 Apoiar a proposta para que seja apurado o saldo líquido único de potência para agentes que possuam ambos os perfis – de consumo e de geração – modelados na CCEE.

Já prevista Não é apresentada alteração em relação a proposta sugerida na Nota Técnica 261/2015-SRM/ANEEL.

ABRACE NT 261 A associação entende que o momento é inoportuno e a penalidade por insuficiência de lastro de potência deve ser adiada novamente, até que haja discussão exaustiva sobre o tema, sobre seus objetivos e resultados esperados, sobre custos e benefícios, e sobre sua operacionalização de forma organizada e gradual, sob pena de que o único resultado a ser obtido através da medida seja o aumento de custo para os consumidores. Sugere que a ANEEL solicite ao MME uma nova postergação da aplicação da penalidade.

Não aceita

A aplicação da penalidade de potência se faz necessária por obrigação estabelecida em Decreto. Conforme apresentado na Nota Técnica 261/2015-SRM/ANEEL, a ANEEL se manifestou por meio do Ofício 118/2014, encaminhado ao MME, sugerindo a alteração do Decreto 5.163/2004, para isentar da aplicação da penalidade até a adequada regulamentação da matéria.




Penalidade por insuficiência de lastro de potência ABRACE NT 261 A associação justifica que antes da cobrança da penalidade,

contratos de potência possuíam custos muito inferiores à penalidade proposta, mas o elevado valor estabelecido - que pode ser entendido como o custo de oportunidade de contratos de potência - pode influenciar na formação de preços de novos contratos, sem que estes necessariamente reflitam as reais condições de oferta e demanda neste mercado. Assim, considerando que cabe à Aneel a regulamentação da penalidade, sugere que antes da aplicação da mesma aos consumidores, a realização de estudo e, consequentemente, nova etapa de discussão com os agentes para determinar o patamar ideal da penalidade, isto é, aquele que não distorce o preço de equilíbrio deste mercado.

Não aceita A aplicação da penalidade de potência se faz necessária por obrigação estabelecida em Decreto. O preço da penalidade será definido conforme seção III.XX desta Nota Técnica.




Penalidade por insuficiência de lastro de potência ABRACE NT 261 A associação argumenta que caso o objetivo da penalização seja,

por exemplo, de sinalizar a expansão de oferta de potência para o atendimento da ponta do sistema, com a regulamentação atual - em que se considera “ponta” o consumo no horário referente à carga pesada - a sinalização será equivocada, uma vez que o horário de carga pesada não corresponde integralmente ao real horário da ponta do SIN. Isto porque, grande parte dos recordes de consumo de energia e potência ocorre durante o verão do Brasil, geralmente entre os meses de dezembro a março de cada ano, sendo que ao longo do dia os recordes de demanda histórica são verificados durante o período vespertino, entre as 13 e 16 horas, diferindo, portanto, do patamar de carga pesada, que se dá, por 3 horas consecutivas entre o intervalo de 17h e 22h. Assim, a Abrace sugere que também em uma segunda etapa da audiência pública a ANEEL discuta o estabelecimento dos horários mais aderentes ao real horário de ponta do sistema sobre os quais incidiria a penalidade.

Já prevista Esta avaliação será considerada quanto da apresentação de proposta de abertura de Audiência Pública para tratar das Regras de Comercialização com vigência em 2017.

ABRACE NT 261 A associação sugere que o lastro de potência seja calculado semanalmente para facilitar o processo de negociação e modulação. Sugere-se ainda utilizar a modulação do PROINFA de forma FLAT, uma vez que na data de ajustes de contratos essa modulação não está disponível e é utilizada como recurso do lastro de potência. Também sugere considerar o lastro de potência por grupo econômico.

Não aceita A proposta de apuração semanal distorce ainda mais o conceito de potência. As Regras não tratam de contabilização e liquidação financeira por grupo econômico. Ainda assim, as empresas de um mesmo grupo econômico podem negociar livremente potência no mecanismo de negociação de potência.




Penalidade por insuficiência de lastro de potência ABRACE NT 261 A associação defende que a os recursos da penalidade de potência

sejam aplicados para abatimento dos custos com ESS por razão de restrição elétrica sistêmica.

Não aceita Entendemos que a regra vigente é a que atende o Decreto 5.163/2014.

ABRACE NT 261 A associação propõe que se promova discussão acerca da adoção de mecanismos de resposta pelo lado da demanda como solução para eventual escassez de oferta de potência no SIN.

Não considerada

Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.



CPFL NT261

Propor que não seja aplicada penalidade por insuficiência de lastro de potência até que seja regulamentada metodologia que contemple:

Criação de mecanismos semelhante ao MCSD, para a troca de potência entre as distribuidoras,

Regulamentação de um ambiente para comercialização de potência ou promoção de leilões específicos de potência;

A potência associada aos leilões de reserva deve ser utilizada na composição de lastro de potência para as distribuidoras;

Definição de periodicidade e sistemática dos leilões de potência;

Garantia de neutralidade das distribuidoras em período inicial de adaptação à regulamentação e aprimoramentos na estrutura tarifária para consideração adequada da contratação de potência;

Os empreendimentos de geração devem considerar as necessidades de potência por submercado para composição dos preços finais das tarifas;

Declaração de exposição involuntária para toda a insuficiência de lastro de potência até que sejam realizados os leilões de potência necessários para zerar o balanço, se negativo, das distribuidoras. Para a definição dessa exposição, deve-se considerar a necessidade declarada nos Leilões e eventuais variações de volume contratado;

As Frustrações Contratuais de Potência precisam ser calculadas com base nas necessidades de potência efetivamente declaradas nos Leilões (não considerando o fator de carga de 0,66), além de considerarem também variações de volume contratado (Itaipu, CIEN, UTE

Não aceita

A aplicação da penalidade de potência se faz necessária por obrigação estabelecida em Decreto.




Penalidade por insuficiência de lastro de potência Uruguaiana, redistribuição de cotas provocada pela Lei nº 12.783/13, etc.);

Alteração nas regras de modulação para que os contratos regulados sejam prioritariamente entregues no patamar pesado e que seja realizado o balanço de potência por meio da comparação das potências associadas aos contratos de compra e venda, certificados das usinas e consumo das distribuidoras.

APINE, NEOENERGIA NT 261

Sugerem que o início de vigência da Penalidade de Potência se dê a partir de janeiro de 2016. Argumentam que não há oportunidade para que os agentes (consumidores livres e especiais) regularizem seu lastro de potência de forma retroativa.

Não aceita

O Decreto 5.163/2004 determinou que, até 2014, os consumidores e distribuidores estariam isentos da aplicação da penalidade por insuficiência de lastro de potência. A REN 637/2014 estabeleceu que não haveria aplicação de penalidade até setembro de 2015. Portanto, os agentes de consumo tiveram condições de adequar sua contratação antes do início da vigência da penalidade. Adicionalmente, todos os agentes que apresentaram insuficiência de lastro de potência poderão recompor seu lastro no período de negociação de potência conforme calendário divulgado pela CCEE.




Penalidade por insuficiência de lastro de potência

ABRADEE NT261

Propõe o incentivo à expansão da oferta de potência via novas usinas localizadas em pontos estratégicos da rede e via repotencialização de usinas existentes a serem contratados de forma coletiva, como uma reserva de potência em substituição a penalidade individuais de agentes de consumo, que não seria eficaz, muito menos solucionaria os possíveis problemas existentes.

Não aceita

A implementação das Regras se faz por disposição estabelecida em Decreto.

AES BRASIL NT261

Propõe que até seja equacionado todo os problemas da metodologia não é razoável a aplicação da penalidade por insuficiência de lastro de potência para os agentes de distribuição. Justifica que a metodologia vigente, no âmbito dos contratos de compra e venda de energia, não contribui para a o atendimento da carga no horário de ponta do sistema.

Não aceita

A aplicação da penalidade de potência se faz necessária por obrigação estabelecida em Decreto.




Cálculo do Fator de Operação Comercial (F_COMERCIAL)

SIMPLE ENERGY

NT 262/2015

-SRM-SRG/AN

EEL

Nota Técnica nº 262/2015-SRM-SRG/ANEEL: Alterações referentes à forma de cálculo do Fator de Operação Comercial (F_COMERCIAL): De forma resumida, a proposta apresentada na Nota Técnica nº 262/2015-SRM-SRG/ANEEL, busca ajustar a garantia física considerada no período em que a usina estiver submotorizada para os casos onde houve a alteração da capacidade instalada. A premissa utilizada foi de que um acréscimo de potência não resulta capacidade menor de geração porém não necessariamente capacidade maior. Assim, é coerente estabelecer que a usina não tenha uma garantia física parcial inferior àquela já definida antes do aumento da potência. Preserva-se minimamente a garantia física inicial, limitando à garantia física definida em Ato Regulatório. Para o decréscimo de potência, é difícil simular o efeito de eventual redução de Garantia Física por uma proporção, não sendo prudente uso de metodologia diferente do método atual de redução da GF. Desta forma, não deve haver cálculo na Regra específico para esta situação, lembrando que a alteração de potência é objeto de autorização da ANEEL, principalmente de usinas vendedoras em leilões regulados (CCEAR ou CER), sendo autorizada somente nos casos onde a redução não afete os lotes vendidos no leilão.

Não aceita

Vide seção III.3.




Cálculo do Fator de Operação Comercial (F_COMERCIAL)

CCEE

NT 262/2015

-SRM-SRG/AN

EEL

A CCEE entende que, considerando o disposto Nota Técnica 262/2015-SRM-SRG, devem ser realizados dois tratamentos distintos para os cálculos que envolvem a capacidade instalada. Para os cálculos que envolvem a Garantia Física da usina deve ser utilizada a capacidade instalada vinculada a Garantia Física, enquanto para os demais cálculos deve ser utilizado o menor valor entre a capacidade total instalada e capacidade vinculada à Garantia Física.

Aceita




Compatibilização da Garantia Física com a Geração Alocada do Ambiente Livre para atendimento ao Compromisso Regulado

ÚNICA, SANTOS ENERGIA

NT 275 III.1

Alocação de energia do Ambiente de Contratação Livre (ACL) para o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação de Energia de Reserva (ACER): ÚNICA entende que não se deve vincular à garantia física disponível no ACL, a alocação a maior de energia para atendimento de contratos regulados no ACR/ACER. (Condição de considerar o menor valor entre GF e Geração para alocação)

Não aceita

Não acatada. A alocação ACL/ACR não é prevista em contratos, e o regulador optou por permitir um mecanismo adicional que cria mais possibilidades para o gerador administrar a sua geração. No entanto, a limitação da garantia física veio como contrapartida para restringir o poder de arbitragem que o novo mecanismo poderia criar, diante da impossibilidade de decisão por parte da distribuidora, a outra parte no contrato.




Ajustes decorrentes da Contratação de CCEAR por quantidade para usinas aptas

APINE, NEOENERGIA

NT 275 III.5

Sugere a exclusão do “fator de proporcionalização de alocação da garantia física apta aos CCEAR-Q com direito a isenção do agente (FPA_APTA)” Argumenta que não há justificativa para restrição do montante de garantia física das unidades geradoras em condição de aptas a operação comercial, que possui eficácia apenas para os contratos firmados no ACR, quando forem verificadas situações de insuficiência de lastro no ACL.

Não aceita

O fator FPA_APTA tem por objetivo verificar se existem montantes de contratos no ambiente livre que não estejam lastreados por contratos de compra, pois, apesar de apenas o CCEAR apresentar cláusula de repasse de exposições provocadas por ausência de LT/LD, a garantia física atestada como apta serviria de lastro para todos os contratos de venda,e, portanto, no caso de contratos no ACL não lastreados por contratos de compra, está GF deverá ser proporcionalizada para os ambientes.

SIMPLE ENERGY

NT 275 III.5

Módulo 13 - Penalidades de Energia_2015.1.4_(jan-15) – minuta Variável FNC_PRODp,m não definida no item “2.1.2. Dados de Entrada da Apuração de Grandezas Preparatórias”

Não aceita A variável é calculada no módulo Comprometimento de Usinas, sendo um dado de entrada para o módulo de Penalidade de Energia.




Sazonalização de Garantia Física de Usinas para fins do MRE de usinas em Fase de Motorização

SIMPLE ENERGY

Módulo: 02 - Medição Contábil

ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial e do Fator de Suspensão da Usina. PROPOSTA: Linha 41. Para usinas Hidráulicas, o Fator de Operação Comercial é determinado pelos comandos:

Os termos “Motorizada” e “Submotorizada” estão definidos na linha de comando 9.1, atribuindo a condição “Motorizada” quando o Total de Unidades Geradoras em Operação COMERCIAL (TOGU) for maior ou igual ao Número de Unidades Base da Usina (NUB), dessa forma, não sendo possível (pela própria definição) uma usina “Motorizada” estar na condição: 푇푂퐺푈푝;푗< 푁푈퐵푝 O mesmo vale para a linha 44.

Não aceita

Uma eventual suspensão de unidade geradora pode acarretar em uma situação em que a usina já alcançou o status de motorização mas o TOGU ficou inferior ao NUB.



SANTO ANTÔNIO ENERGIA S.A. SAESA

NT 275 III.6

Argumenta que para as usinas em fase de motorização, a regra de sazonalização de garantia física (distinta para fins de MRE e de lastro) não estava respeitando os montantes de energia proporcionais as unidades geradoras em operação comercial. Sugere que a regra proposta seja aplicada a partir de janeiro de 2014. A SAESA entende que a álgebra proposta para o cálculo da garantia física horária proporcional às unidades geradoras em operação comercial da parcela de usina, precisa ser ajustada para usinas que tenham revisão de garantia física durante a fase de motorização (linha de comando 1.1 do Módulo de Garantia Física), conforme segue: Alterar de: 1.1. A Garantia Física Horária é determinada pela garantia física sazonalizada, considerando um ajuste que reflete qual a parcela da usina que efetivamente se encontra em operação comercial. Dessa forma: [...] Caso contrário, se a usina estiver em fase de motorização no ano de referência, então:

Já prevista.

A questão da recontabilização a partir de janeiro de 2014 está sendo providenciada pela CCEE, conforme correspondência carta CT-CCEE-2798/2015, de 3/12/2015 (48513.032282/2015-00). A solução para a situação hipotética apresentada – alteração da garantia física da usina durante o processo de motorização da usina – não é trivial, envolvendo um grande esforço algébrico e de alteração no sistema, para atender uma situação rara, mas não impossível, de ocorrer. Propõe-se manter a formulação proposta pela CCEE, sendo que caso ocorra uma situação similar a descrita pelo agente, o tratamento será dado através do ADDC.




Sazonalização de Garantia Física de Usinas para fins do MRE de usinas em Fase de Motorização Para: 1.1. A Garantia Física Horária é determinada pela garantia física sazonalizada, considerando um ajuste que reflete qual a parcela da usina que efetivamente se encontra em operação comercial. Dessa forma:

[...] Caso contrário, se a usina estiver em fase de motorização no ano de referência, então:




Custo do descolamento entre PLD e CMO de usinas termelétricas (REN 658)

ABRACE NT 275 III.9

Considera que há pouca clareza sobre os impactos decorrentes da alteração da REN 658/2015. Sugere que a resolução contenha explicitamente a forma de alocação de eventuais custos de descolamento entre CVU e PLD, tendo a usina térmica optado ou não pela obrigação de entrega, garantindo que tal mudança não gere ainda mais custos imprevisíveis ao consumidor. Não foi apresentada uma Análise de Impacto Regulatório (AIR) sobre tal alteração. Não está explícito, por exemplo, i) a garantia física das usinas térmicas enquadradas na minuta de resolução; ii) eventual custo que tal mudança provoca; iii) a periodicidade em que tal escolha poderá ser feita; iv) eventuais transferências de renda entre as partes envolvidas e v) existência de efeitos secundários, como aumento de encargos.

Não aceita.

Os impactos (custos) serão produzidos pela diferença entre o PLD e o CVU de todas usinas térmicas com modalidade de despacho IA ou IIA na condição de PLD<INC<≤CMO na parcela descontratada pelo mercado regulado, conforme Parágrafo único do Art. 5 da REN nº 658/15. Esse custo independe da opção permitida pela REN 658/2015, que só altera a forma de recebimento pelo gerador e a liquidação da geração que excede a disponibilidade máxima.

APINE NT 275 III.9

Propõe a seguinte alteração no caderno de Regras: “(...) os custos não cobertos pelo PLD sejam pagos pelos consumidores de todo o SIN.” para “(...) os custos não cobertos pelo PLD sejam pagos por toda a classe de consumo”. Considera que o texto permite o entendimento que a metodologia possa também ser seja aplicada aos geradores caso estes estejam consumindo em alguns patamares.

Não aceita.

Os custos deverão ser rateados para todos agentes de consumo, conforme Art. 5° da REN 658/15. Portanto, não apenas para classe de consumo.

IEP NT 275 III.9

Considera bem-vinda a regulação do custo devido ao descolamento entre PLD e CMO de usinas termelétricas. Argumenta que o PLD deve ser mantido bem baixo o que beneficia a regularização do MCP.

Não considerada.

A contribuição sugere limitação do PLD, o que não foi objeto da Audiência Pública n° 84/2015. Para a regulação do custo devido ao descolamento entre PLD e CMO, a contribuição entende como adequada.




Restrições elétricas decorrentes de atrasos de linhas de transmissão e distribuição para fins de formação do PLD

ABRACE NT 275

III.10 e 11 NT 262

Considera bem vindos os aprimoramentos quanto a inclusão de ADDCs, consideração das restrições elétricas causadas por atraso de linhas na formação do PLD e a correção de repasse para usinas em processo de motorização.

Não considerada.

Não tem Caráter Propositivo




Ajustes Decorrentes de Deliberações do CAd - ADDC

NEOENERGIA NT 275 III.10

Solicita que os ajustes decorrentes de deliberação do CAd (ADDCs) sejam acompanhados de memórias de cálculo ou relatórios descritivos que esclarecem as situações analisadas e os resultados obtidos.

Aceita

Os relatórios para a realização de ADDCs devem constar do processo que embasa a decisão do CAd da CCEE e, portanto, pode ser de conhecimento dos agentes, bastando solicitá-los. Em razão da contribuição, a CCEE deverá avaliar a forma de disponibilização dessas informações aos agentes. Deverá ser considerada a possibilidade de alteração de Procedimento de Comercialização para incorporar o encaminhamento destas informações.





Temas não incluídos na Audiência Pública

ABIAPE

Participação acionária das SPEs consideradas para fins de Alocação de Geração Própria Inclusão dos itens relacionados a Lei nº 13.203/2015 na próxima revisão das regras de comercialização.

Aceita.

A CCEE deverá encaminhar posteriormente uma revisão dos Procedimentos de Comercialização – PDCs de forma a contemplar a sistemática de encaminhamento das informações necessárias a comprovação da participação acionária. Até a aprovação dos Procedimentos, a CCEE deverá comunicar os agentes sobre os procedimentos provisórios.

APINE

Tratamento de ultrapassagem e reincidência de potência injetada A APINE está de acordo com os textos de regras propostos e, adicionalmente, gostaria de reforçar o entendimento de que as regras vigentes sobre o tratamento das ultrapassagens da potência injetada de 30 MW e 50 MW, baseados na REN n° 247/2006, seja a única metodologia existente para apuração da perda do desconto na TUSD/TUST para os geradores descritos no Art. 26° da Lei n° 9.427/1996. Após a publicação da Resolução Normativa nº 666/2015, o ONS vem aplicando a perda do desconto na TUST das usinas que apresentarem qualquer ultrapassagem nas medições integralizadas em 15 minutos. Dessa forma, o ONS acaba por criar uma nova regra para perda do desconto para os empreendimentos de geração diferente da já existente e definida pela REN n° 247/2006. Assim, a APINE contribui no sentido de reforçar a aplicação da metodologia descrita no Art.26º da Lei nº 9.427/1996.

Não considerada

Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.




Temas não incluídos na Audiência Pública

CANDEIAS, CEP, SIMPLE ENERGY

Apuração da Receita Variável das usinas Tipo IA ou IIA comprometidas com CCEAR por disponibilidade. Argumenta que existe grande divergência nos valores apurados para o pagamento da receita referente as parcelas variáveis preliminares e a parcela final devido a utilização indevida da variável GNSIN_P (Geração por necessidade do SIN Preliminar). Sugere que sempre seja considerada a geração verificada (SCDE) na apuração das parcelas preliminares, sendo na terceira parcela, ajustada qualquer diferença que eventualmente ocorra.

Não considerada

Apesar de considerarmos a contribuição “fora do escopo” da Audiência Pública, iremos abrir um processo específico para avaliar as considerações trazida na AP 84/2015, de forma que as proposta das empresas sejam avaliadas no âmbito do acordo operativo CCEE/ONS.




Temas não incluídos na Audiência Pública UNICA Créditos não recebidos no mercado de curto prazo (MCP) x

débitos de Cessão de Energia de Reserva Entende que quando da liquidação da Energia de Reserva pela CCEE, estabeleça-se que a cobrança dos valores devidos na liquidação financeira da Energia de Reserva, referentes a montantes passíveis de cessão, seja suspensa até que haja, de outro lado, uma resolução da situação dos créditos que lhes são devidos no MCP, pois não se pode afirmar que se tratam de liquidações financeiras absolutamente distintas e de efeitos independentes. Justifica proposta a partir do há um descasamento entre o Mercado de Curto Prazo (“MCP”), onde num primeiro momento é liquidado financeiramente eventual energia “excedente” cedida, e a liquidação financeira da cessão de ER respectiva. Em outros termos, primeiramente é necessário liquidar financeiramente toda a energia no MCP, para averiguar o montante disponível para cessão, e depois se liquida financeiramente a cessão propriamente. Ou seja, em um primeiro momento, os cedentes são credores no MCP e receberiam, em tese, pela energia excedente e em seguida, são devedores na liquidação da ER em razão da cessão realizada.

Não considerada. Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.



Nota Técnica n .º 131 /201 6 S R M/ANEEL Assunto ... · I. DO OBJETIVO 1. Apresentar a ... para...

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