Nota Técnica nº 224/2016 SRM/ANEEL · Glossário de Termos. 7. Por meio da correspondência...

Nota Técnica nº 224/2016–SRM/ANEEL

Em 5 de outubro de 2016.

Processo: 48500.004717/2015-19 Assunto: Alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica - versão 2017.1.0.

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem o objetivo de propor instauração de Audiência Pública, na modalidade Intercâmbio Documental, para colher subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS, apresentadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (Versão 2017.1.0), com validade a partir da contabilização das operações de compra e venda de energia referentes ao mês de janeiro de 2017.

II. DOS FATOS

2. Por meio das Resoluções Normativas (RENs) 428, de 15/3/2011, 456, de 18/10/2011, e 511, de 23/10/2012, foram aprovados 23 módulos que compõem as REGRAS aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação (NSCL). As RENs 578/2013, 601/2014, 619/2014, 637/2014, 683/2015 e 719/2016, promoveram alterações a essas REGRAS.

3. Em 31/3/2016, a CCEE encaminhou a proposta de Regras de Comercialização versão 2017.1.0. Em conjunto, encaminhou proposta de regras da repactuação do risco hidrológico, decorrente das alterações promovidas pela Lei n° 12.783/2015, regulamentada pela Resolução Normativa n° 684/2015.

4. Em 17/5/2016 foi publicada a Resolução Normativa n° 719, que, dentre outros, aprovou diversos módulos das REGRAS, relacionadas aos anos de 2014, 2015 e 2016.

5. Por meio do Ofício n° 132/2016-SRM/ANEEL, de 17/5/2016, foi solicitado à CCEE para reencaminhar a proposta de regras, considerando as alterações resultantes da Resolução Normativa n° 719/2016.

6. Por meio da correspondência CT-CCEE-2139, de 25/8/2016, a CCEE reencaminhou o conjunto de REGRAS, versão 2017.1.0, que contempla determinações regulatórias e aprimoramentos, que estarão vigentes a partir de 2017, na forma dos seguintes módulos:

I. Medição Contábil;

II. Mecanismo de Realocação de Energia;

III. Contratos;

IV. Comprometimento de Usinas;

Pág. 2 da Nota Técnica nº 224/2016–SRM/ANEEL, de 5/10/2016.

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

V. Consolidação de Resultados;

VI. Penalidade de Energia;

VII. Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST;

VIII. Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR);

IX. Receita de Venda de CCEAR;

X. Contratação de Energia de Reserva;

XI. MCSD;

XII. Votos e Contribuição Associativa;

XIII. Alocação de Geração Própria;

XIV. Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear;

XV. Repasse do Risco Hidrológico no ACR (módulo novo); e

XVI. Glossário de Termos.

7. Por meio da correspondência CT-CCEE-2376, de 26/9/2016, a CCEE encaminhou solicitação para correção da expressão algébrica do módulo Comprometimento de Usinas nas versões 2015.1.4, 2016.1.1 e 2016.2.0, aprovadas pela Resolução Normativa n° 719/2016.

8. Por meio da correspondência CT-CCEE-2428/2016, de 28/9/2016, a CCEE encaminhou novo conjunto de REGRAS de forma a contemplar algumas questões discutidas no processo de análise prévio a emissão desta Nota Técnica.

III. DA ANÁLISE

9. As REGRAS constituem o conjunto de comandos operacionais e comerciais e suas formulações algébricas que possibilitam a contabilização e liquidação da energia elétrica comercializada no âmbito da CCEE. As formulações algébricas, uma vez implementadas no Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE (NSCL), viabilizam o processo de contabilização e liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas na Câmara. Também fazem parte das REGRAS os fundamentos que descrevem e explicam tais formulações algébricas.

10. As alterações nas REGRAS relativas às matérias tratadas nesta Nota Técnica podem ser subdivididas conforme disposto na Tabela I.

Tabela I – Resumo das alterações das REGRAS.

Item Tipo de

alteração Assunto Módulos das REGRAS

III.1 Regulatória Inclusão dos 6º, 7º e 8º Leilões de Energia de Reserva Contratação de Energia de Reserva e

Comprometimento de Usinas.

III.2 Regulatória

Adequação da alocação de Cotas de Garantia Física (Lei nº 13.203/2015)

Contratos, Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados, Receita de Venda de CCEAR, Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear e Votos e Contribuição Associativa.



III.3 Regulatória Implantação do Tratamento do Risco Hidrológico (Lei nº 13.203/2015)

Mecanismo de Realocação de Energia, Repasse do Risco Hidrológico do ACR e Consolidação de Resultados.

III.4 Regulatória MCSD Energia Existente - Redução de montantes de energia contratados em razão da migração de Consumidores especiais para o ACL - REN 726/2016

MCSD.

III.5 Regulatória Mecanismo de Reconciliação Quadrienal de Contratos de Energia de Reserva - AP nº 42/2016

Contratação de Energia de Reserva.

III.6 Regulatória Alterações na apuração e no tratamento da reincidência dos limites de ultrapassagem da potência injetada para o cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST

Medição Contábil, Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST, Penalidade de Energia e Receita de Venda de CCEAR.

III.7 Regulatória Desconto na TUSD/TUST para autoprodução (Lei 13.203/2015)

Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST

III.8 Regulatória

Redução bilateral de CCEARs - Resolução Normativa nº 711/2016

Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados, Receita de Venda de CCEAR, Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR.

III.9 Aprimoramento Repasse do Alívio Retroativo para as distribuidoras comprometidas com CCGF

Consolidação de Resultados.

III.10 Aprimoramento Alteração da valoração do Ressarcimento de Biomassa e PCHs comprometida com CER para que seja utilizado o preço do ano de apuração

Contratação de Energia de Reserva.

III.11 Aprimoramento Geração fora da ordem de mérito, de usinas comprometidas com CCEAR, classificadas pelo ONS por mais de um motivo, em uma mesma hora

Comprometimento de Usinas

III.12 Aprimoramento Alteração do ponto de aferição dos limites de potência injetada

Medição Contábil.

III.13 Aprimoramento Redefinição da apuração de Alocação de Geração Própria Alocação de Geração Própria e

Penalidades de Energia.

III.14 Aprimoramento Limitador na energia entregue à CCEAR-D com inflexibilidade priorizada

Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados e Receita de Venda de CCEAR.

III.15 Aprimoramento Nova valoração da penalidade de energia especial Penalidades de Energia.

III.1. Inclusão dos 6º, 7º e 8º Leilões de Energia de Reserva

11. As alterações nas REGRAS, apresentadas nesta seção, decorrem da necessidade de operacionalização dos Contratos de Energia de Reserva – CER com início de suprimento em 2017 (6° e 7° LER) e 2018 (8° LER), cujo equacionamento será incorporado na versão das REGRAS 2017.1.0.

12. O Descritivo Conceitual encaminhado pela CCEE apresenta os principais aspectos das respectivas contratações, assim como destaca também os módulos impactados pelas alterações.

13. Cabe destacar que a operacionalização dos referidos CERs impactam os módulos Comprometimento de Usinas e Contratação de Energia de Reserva.

III.1.1 - Do 6º Leilão de Energia de Reserva

14. O 6° LER (008/2014) foi realizado em 31/10/2014 e contratou energia elétrica de empreendimentos de fontes eólica e solar fotovoltaica, com início de suprimento em outubro de 2017.

15. Para a fonte eólica, a única alteração conceitual em relação ao CER do 5°LER consiste no fato de o risco de atraso das linhas de transmissão passar a ser assumido pelo vendedor. Com relação à fonte solar, os detalhes serão apresentados a seguir, visto que a dinâmica foi mantida no 7º e 8º LER da referida fonte.



III.1.2 - Do 7º e 8º Leilões de Energia de Reserva

16. O 7º (008/2015) e 8º (009/2015) LERs foram realizados em 28/08/2015 e 13/11/2015, e contrataram energia de empreendimentos de fonte solar fotovoltaica, com início de suprimento em 01/08/2017 e 01/11/2018, respectivamente.

17. Os contratos de fonte solar do 6º, 7º e 8º LER utilizam a metodologia de conta de energia com apuração anual, análoga à utilizada nos CERs de fonte eólica, com as particularidades detalhadas a seguir.

18. Para facilitar o entendimento, adota-se inicialmente o exemplo em que:

I. No Ano 1, o agente gera 125% do montante contratado; dessa forma, os 10% acima da faixa de tolerância superior são remunerados a 0,3 do Preço de Venda, ao passo que os 15% gerados acima do montante contratado (Saldo de Conta de Energia Preliminar) podem ser (i) recebidos ao Preço de Venda (em 12 parcelas), (ii) cedidos para usinas comprometidas com mesmo produto e leilão, ou (iii) repassados para o ano seguinte.

Figura 1 – Exemplo de apuração ANO 1

II. No Ano 2, o agente gera apenas 65% do montante contratado; dessa forma, considerando que ele repassou os 15% do Ano 1, este agente ainda está 10% abaixo da faixa de tolerância inferior, o que enseja o ressarcimento anual a 1,15 do Preço de Venda (a serem pagos em 12 parcelas). Por fim, os 10% referentes à diferença entre o montante contratado e a faixa de tolerância inferior podem ser (i) compensados via mecanismo de cessão, e/ou (ii) ressarcidos a 1,06 do Preço de Venda (a serem pagos em 12 parcelas).

Figura 2 – Exemplo de apuração ANO 2



19. Importa destacar que o mecanismo de cessão só pode ocorrer entre as usinas comprometidas com o mesmo produto e leilão, com os valores inseridos nas faixas de tolerância e limitados ao Montante Contratado, conforme a Figura 3.

Figura 3 – Exemplo de cessão de energia

20. Por fim, cabe detalhar um exemplo de um gerador que tenha Receita Retida1 ao final do Ano 1 devido ao atraso na entrada em operação comercial:

I. No Ano 1, o agente gera apenas 80% do montante contratado; dessa forma, este agente está 10% abaixo da faixa de tolerância inferior, o que enseja o ressarcimento anual a 1,15 do Preço de Venda e os 10% referentes à diferença entre o montante contratado e a faixa de tolerância inferior podem ser (i) compensados via mecanismo de cessão, e/ou (ii) ressarcidos a 1,06 do Preço de Venda. A diferença desse exemplo reside no fato de os ressarcimentos devidos serem debitados em uma única parcela da Receita Retida e, caso ainda possuam valores a serem ressarcidos, esses são então cobrados em 12 parcelas.

Figura 4 – Exemplo de apuração ANO 1 (Receita Retida)

1 Conforme o CER, “O efetivo pagamento da(s) RECEITA(S) FIXA(S) estará condicionado à entrada em operação comercial da(s) USINA(S), devendo os recursos financeiros associados a esse pagamento ficarem retidos na CONER caso essa condição não se verifique”.



III.1.3 Das correções identificadas na implementação das REGRAS dos Leilões

21. Apesar de constar no escopo de alterações das regras algébricas relativas à operacionalização dos Leilões de que trata a seção III.1.1 e III.1.2 desta Nota Técnica, é adequado distinguir e trazer à discussão a matéria relativa a aprimoramentos de regras já implementadas.

22. Conforme identificado pela CCEE, foi verificada a necessidade de aprimoramento da devolução das cessões de fonte biomassa, de forma que a Regra passe a realizar o cálculo da referida devolução por agregação de usinas (uma vez que a usina pode não atender o CER individualmente, mas sim no conjunto de usinas agrupadas no mesmo contrato).

23. Esse aprimoramento se mostra pertinente, visto que pode não haver devolução dos montantes adquiridos acima da quantidade necessária após o agrupamento.

III.2. Adequação da alocação de Cotas de Garantia Física (Lei nº 13.203/2015)

24. As alterações nas REGRAS, apresentadas nesta seção decorrem basicamente das alterações introduzidas pela: (i) Resolução Normativa n° 702/2016, que alterou a Resolução Normativa n° 631/2014; e (ii) Lei n° 13.203/2015.

25. Os efeitos das alterações decorrentes da Resolução Normativa n° 703/2016 estão descritos na Nota Técnica n° 3/2016-SRM-SRG/ANEEL, de 8/1/2016.

26. Essa Nota Técnica analisou as contribuições da Audiência Pública n° 74/2015, que propôs alterações pontuais na Resolução Normativa n° 631/2014, com o objetivo de desburocratizar o procedimento de variações nos volumes de cotas alocados às distribuidoras em função de alterações de montantes de energia de cada usina do regime.

27. Em síntese, a partir a Resolução Normativa n° 703/2016, a ANEEL passou a homologar a participação percentual de cada distribuidora na garantia física das usinas cotistas em vez de o montante, em MWméd. Tal metodologia permite a imediata conversão em montantes de qualquer alteração superveniente, por exemplo, da garantia física de uma usina cotista. As REGRAS devem ser alteradas de forma a contemplar essa participação percentual que passa a ser dado de entrada para o cálculo dos montantes.

28. Assim, o módulo Contratos foi alterado de forma a considerar o direito de participação de cada distribuidora no regime de cotas e não mais o montante anual de cotas de garantia física. Esse direito está



representado pelo Fator de Rateio de Cotas de Garantia Física para cada perfil de agente cotista “a”, da parcela de usina “p”, no ano de referência “f” – F_CCGFa,p,f.

29. Nos módulos comprometimento de Usinas e Consolidação de Resultados, houve ajuste na dimensão do fator de rateio de cotas de garantia física, passando da dimensão mês de referência “m” para a dimensão ano de apuração “f”.

30. O módulo Receita de Venda de CCEAR trouxe alteração no cálculo dos recursos provenientes de garantia física para fins da REN 595, de modo que a garantia física comprometida com cotas, de usinas prorrogadas, não seja passível de utilização para recomposição, assim como para as usinas licitadas.

31. Já as alterações decorrentes da Lei n° 13.203/2015, são reflexos da instituição do chamado Retorno da Bonificação de Outorga – RBO, para as usinas licitadas a partir do advento dessa Lei.

32. Em síntese, a Receita Anual de Geração – RAG foi segregada para contemplar na sua formação o Custo de Gestão dos Ativos de Geração – GAG, a RBO, os encargos e os ajustes por indisponibilidade.

33. Também se ressalta que a Lei n° 13.203/2015 possibilitou que uma usina cotista comercialize parte do seu lastro no ambiente livre, o que exigiu modificação no processo de modelagem de usinas na CCEE. Assim, uma usina cotista passou a ser modelada com duas parcelas no sistema CliqCCEE, de forma a representar os efeitos e resultados nos dois diferentes ambientes.

34. Tal fato ainda ensejou a criação de um fator de proporcionalização, de forma a alocar às distribuidoras cotistas a Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH correspondente a sua participação com cotas naquela usina.

35. Também exigiu alterações nas REGRAS, o fato de o novo Contrato de Concessão das geradoras licitadas nos termos da Lei n° 13.203/2015, conter cláusula que dispõe sobre a redução da GAG na hipótese de suspensão da operação comercial, nos termos da Resolução Normativa n° 583/2013. Tal fato motivou a inclusão de fator redutor da GAG de suspensão.

36. As alterações decorrentes da Lei n° 13.203/2015 foram refletidas nos módulos Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear e Votos e Contribuição Associativa, sendo que as alterações realizadas nesse último módulo foram feitas para igualar o tratamento das usinas com concessão prorrogadas pela Lei n° 12.783, de 11/01/2013.

III.3. Implantação do Tratamento do Risco Hidrológico (Lei nº 13.203/2015)

37. A Resolução Normativa n° 684/2015 estabeleceu os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do Risco Hidrológico de geração hidrelétrica por agentes participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, nos termos da Lei 13.203/2015.

38. Durante o ano de 2016, o processo de cálculo do repasse do risco hidrológico tem sido operacionalizado por Mecanismo Auxiliar de Cálculo, em estrito cumprimento às disposições estabelecidas na REN 684/2015.

39. Cabe destacar que embora tenha sido prevista a Repactuação do Risco Hidrológico nos Ambientes de Contratação Regulada - ACR e Ambiente de Contratação Livre – ACL, somente houve adesão



de agentes geradores hidrelétricos elegíveis ao ACR, motivo pelo qual a CCEE apresentou proposta de Regras de Comercialização específico somente para esse ambiente.

40. Dessa forma, foi elaborado um novo Módulo das Regras de Comercialização, que incorporará o núcleo do processo de contabilização (cadernos vermelhos) no âmbito da CCEE, cuja denominação é de Repasse do Risco Hidrológico do ACR.

41. Basicamente, este módulo apresenta as regras algébricas necessárias para a transferência do risco hidrológico dos geradores participantes do MRE que aderiram a repactuação, por meio da anuência da ANEEL, aos consumidores cativos do ACR mediante cobertura da Conta Centralizadora de Recursos das Bandeiras Tarifárias – CCRBT, nos termos da Lei 13.203/2015 e regulamentada nos arts. 4º e 5º da REN 684/2015.

42. Ressalta-se que a equação do Resultado mensal do risco hidrológico que será transferido do vendedor aos compradores (TR_RIS), de que consta do art. 5° da REN 684/2015, foi separado em quatro etapas de cálculos, quais sejam nas seções (i) Garantia Física Modulada de Repasse de Risco hidrológico, (ii) Garantia Física Ajustada de Repasse do Risco Hidrológico, (iii) Energia Secundária de Repasse do Risco Hidrológico, e (iv) Valor de Repasse do Risco Hidrológico. Por fim, o Módulo prevê, em uma etapa de cálculo (anexo), a atualização do prêmio de risco do ACR.

43. Assim, os documentos apresentados pela CCEE, dentre eles o Descritivo Conceitual e o Módulo Repasse do Risco Hidrológico, com vigência a partir de janeiro de 2017, foram avaliados pela SRM e reúnem condições de serem submetidos ao processo de Audiência Pública, conforme REN n° 684/2015.

III.4. MCSD Energia Existente - Redução de montantes de energia contratados em razão da migração de Consumidores especiais para o ACL - REN 726/2016

44. Conforme dispõe o Art. 1º da Resolução Normativa 726, de 21/06/2016, as Regras de Comercialização aplicáveis ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD e o respectivo Procedimento de Comercialização deverão permitir a redução de montantes de energia contratados mediante Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR em razão da migração de consumidores especiais para o Ambiente de Contratação Livre – ACL.

45. Esse entendimento deve ser aplicado aos CCEARs decorrentes de leilões de empreendimentos existentes realizados após a publicação desta Resolução.

46. Analisando o Módulo do MCSD das Regras de Comercialização de Energia Elétrica foram observadas as seguintes intervenções:

i. no item 1.2.2 que trata exclusivamente do MCSD Mensal foi incluída a possibilidade de declaração de sobras decorrentes da saída de consumidores especiais para os produtos provenientes de leilões de energia existente realizados de 2016 em diante;

ii. nas expressões algébricas, como as linhas de comando fazem referência ao produto “t” e ao leilão “l”, restou incluir o termo “e/ou Especiais”, onde se fazia alusão à saída de consumidores potencialmente livres. Assim, as descrições dos acrônimos que continham “saída de Consumidores Potencialmente Livres” passarão a considerar “saída de Consumidores Potencialmente Livres e/ou Especiais”.



47. Aproveitou-se a alteração do Módulo do MCSD para replicar a disposição do Submódulo 11.1 do Procedimento de Regulação Tarifária2, aprovado pela REN 721, de 24/05/2016, que permite o agente supridor reduzir os montantes contratados por meio de CCEARs de energia existente em decorrência da suspensão, rescisão ou resilição do Contrato de Compra e Venda de Energia – CCE, celebrado com o agente suprido na modalidade com tarifa regulada, equiparando essa descontratação à saída de consumidor potencialmente livre (art. 29, inciso I do Decreto 5.163/2004). A equiparação da suspensão, rescisão ou resilição do CCE à saída de um consumidor potencialmente livre, exige que eventual sobra deva passar pelo processamento do MCSD.

III.5. Mecanismo de Reconciliação Quadrienal de Contratos de Energia de Reserva - REN 734/2016

48. A Diretoria da ANEEL instaurou a AP 42/2016 para colher subsídios visando o aprimoramento das Regras referentes ao processo de Reconciliação Quadrienal de Contratos de Energia de Reserva – CER associados à fonte de geração eólica, que resultou na publicação da Resolução Normativa 734, de 6/9/2016.

49. Em suma, a REN 734/2016 estabelece que, para fins de reconciliação quadrienal, para usinas em que a entrada em operação comercial ocorra após o início de suprimento (independentemente de ser por atraso, “apto” ou concatenação), os registros faltantes de medição serão substituídos pela disponibilidade que consta do Anexo I dos contratos, observadas ainda as perdas reais da Rede Básica para empreendimentos que participem de seu rateio.

50. Importa destacar que para casos de usinas em motorização, a Regra fará o cálculo dos registros faltantes de forma proporcional à geração verificada.

III.6. Alterações na apuração e no tratamento da reincidência dos limites de ultrapassagem da potência injetada para o cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST

51. As alterações desse tópico podem ser resumidas em (i) álgebra para perda automática do desconto por ultrapassagem; (ii) alterações decorrentes do art. 2° da Lei n° 13.299/2015; e (iii) alterações decorrentes do art. 6° Lei n° 13.203/2015.

52. Com relação ao item (i), até as REGRAS de 2016, a reincidência na ultrapassagem era calculada com base em um sinalizador e, na hipótese de extrapolar o limite regulatório da Resolução Normativa n° 247/2006, a CCEE modificava manualmente a modelagem da usina de incentivada para convencional.

53. Tal sistemática é mais sujeita a erros operacionais do que a implementação de uma álgebra que identifique o limite de ultrapassagem e aplique automaticamente a perda de desconto ou caracterização de energia convencional especial ou convencional não especial por determinado período.

54. Diante disso, para as REGRAS 2017 a CCEE propôs álgebra específica no módulo Medição Contábil para identificar as ultrapassagens e direcionar o tratamento regulatório necessário.

2 “31. O agente supridor poderá reduzir os montantes contratados por meio de CCEARs de energia existente, equiparando-se ao disposto no inciso I, do art. 29, do Decreto nº 5.163, de 2004, em decorrência de:

I. Suspensão, rescisão ou resilição do CCE celebrado com Agente Suprido na modalidade tarifa regulada; e II. Redução do montante de energia elétrica associado ao CCE celebrado com agente suprido na modalidade tarifa

regulada.”



55. Com relação aos itens (ii) e (iii), transcrevemos os dispositivos citados, de forma a elucidar as alterações implicadas.

Lei n° 13.299/2015

“Art. 2o O art. 26 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar acrescido do seguinte § 1o-B:

“Art. 26..........................................................................

.............................................................................................

§ 1o-B. Os aproveitamentos com base em fonte de biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição seja maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts) que não atendam aos critérios definidos no § 1o-A, bem como aqueles previstos no inciso VI do caput, terão direito ao percentual de redução sobre as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição previsto no § 1o, limitando-se a aplicação do desconto a 30.000 kW (trinta mil quilowatts) de potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição.

.................................................................................” (NR) (Sem grifo no original)

Lei n° 13.203/2015

“Art. 6o O art. 26 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 26. ......................................................................

§ 1o Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidrelétricos com potência igual ou inferior a 3.000 kW (três mil quilowatts) e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme regulamentação da Aneel, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW (trinta mil quilowatts), a Aneel estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia:

I – comercializada pelos aproveitamentos; e

II – destinada à autoprodução, desde que proveniente de empreendimentos que entrarem em operação comercial a partir de 1o de janeiro de 2016.

§ 1o A Para empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e, conforme regulamentação da Aneel, cogeração qualificada, a Aneel estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia proveniente de tais empreendimentos, comercializada ou destinada à autoprodução, pelos aproveitamentos, desde que a potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 300.000 kW (trezentos mil quilowatts) e atendam a quaisquer dos seguintes critérios:

I – resultem de leilão de compra de energia realizado a partir de 1o de janeiro de 2016; ou

II – venham a ser autorizados a partir de 1o de janeiro de 2016.

.................................................................................” (NR)

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9427cons.htm

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9427cons.htm

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9427cons.htm#art26§1.....

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9427cons.htm#art26§1a



56. Ambos dispositivos alteraram o §1° do art. 26 da Lei n° 9.427/1996, que dispõe sobre os incentivos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição de energia, incluindo duas novas situações, a saber:

I. Empreendimentos autorizados antes de 2016 com base em fontes biomassa e hidráulica com injeção de potência entre 30 MW e 50 MW;

II. Empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada com potência injetada entre 30 e 300 MW, autorizados a partir de 1°/1/2016 ou leilões onde ocorra nova oferta de energia ao sistema que venham a ser realizados a partir de 2016.

57. A regulamentação dessas alterações está sendo tratada pela ANEEL, no âmbito da AP n° 8/2016, cujo prazo de contribuições foi de 23/6 a 5/8/2016.

58. Em paralelo ao processo dessa AP, a CCEE já propõe as alterações necessárias para operacionalização das alterações no âmbito das REGRAS, especificamente nos módulos Medição Contábil, Cálculos do Desconto Aplicado à TUSD/TUST, Penalidade de Energia e Receita de Venda de CCEAR.

59. De forma a resumir a atual situação de possibilidades de comercialização de energia (incentivada, especial e convencional) e também os descontos aplicados à TUSD/TUST (integral ou parcial), a CCEE elaborou a seguinte tabela, que demonstra a complexidade da situação.

Tabela II – Possibilidades de comercialização e desconto na TUSD/TUST

III.7. Desconto na TUSD/TUST para autoprodução (Lei 13.203/2015)

60. O art. 6º da Lei nº 13.299/16 permite que seja concedido desconto na TUSD/TUST incidindo no consumo da energia destinada à autoprodução, desde que proveniente de empreendimentos que entrarem em operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2016.



61. Assim existe a necessidade de identificar, para fins de apuração do desconto, os empreendimentos, segundo sua data de início de operação comercial, vedando o repasse de desconto de autoprodução, oriundo de empreendimentos com data de início de operação comercial até 31/12/2015.

62. Para atender essa determinação, foi realizada alteração no módulo de Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST das REGRAS. Nesse módulo foi introduzida a seção 2.3 que trata da determinação da quantidade dos recursos e requisitos de energia incentivada no mês de apuração.

63. Nessa seção, é explicitado que “Os recursos de energia incentivada são contratos de compra de energia incentivada efetuados pelo agente, somado, no caso de geradores, à garantia física para fins de desconto, apurados por perfil de agente. Já os requisitos de energia incentivada são contratos de venda de energia incentivada efetuados pelo agente e o consumo de agentes que possuem carga que participam deste tipo de comercialização, também apurados por perfil de agente”.

64. No início do processo, são apuradas as quantidades de garantia física para fins de desconto das usinas com operação comercial após 1º/1/2016, conforme aponta a Linha de Comando - LC 6.1 do Módulo.

65. Nas LCs 6.2 e 6.3 do módulo, o desconto na TUSD/TUST de uma usina incentivada será repassado para uma carga do mesmo agente, a partir do registro de um contrato entre os perfis de agente onde a usina está representada e o perfil que a carga de autoprodução está modelada com o valor do recurso de energia a ser transferido.

66. No processo de repasse de energia incentivada, a autocontratação é considerada na apuração do total de contratos de compra e venda, conforme LCs 7.1 e 8.1. Esses contratos serão incluídos na composição da matriz de comercialização de energia incentivada, na linha de comando 16.1.

III.8. Redução bilateral de CCEARs - REN nº 711/2016

67. As alterações nas REGRAS, apresentadas nesta seção decorrem da publicação da Resolução nº 711/2016, que estabelece os critérios e as condições para a celebração de acordos bilaterais entre as partes signatárias de CCEAR.

68. Foram impactados os seguintes módulos: Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados, Receita de Venda de CCEAR e Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR.

III.8.1 - Comprometimento de usinas

69. Atualmente, as REGRAS apuram os contratos em agrupamentos por produto e leilão, para então ratear o resultado para cada contrato individualmente na proporção da contratação. No entanto, com a possibilidade de redução via acordos bilaterais, a destinação de geração em proporções baseadas nos montantes contratuais pode não garantir a correta alocação de energia. Assim, os tratamentos, antes realizados por produto agregando os CCEARs, foram segregados por contrato, o que impactou:

I. a aferição dos compromissos de inflexibilidade para os leilões anteriores à 2011, como a verificação da quantidade anual a ser atendida, a inflexibilidade comprometida com o contrato e a geração que lhe é destinada, e como consequência, houve alteração na geração destinada para atendimento do compromisso regulado, que passou também a observar o contrato. Para os contratos posteriores a 2011, o tratamento anteriormente considerado não foi alterado;



II. os CCEARs por disponibilidade que possuem compromisso aferido anualmente (Biomassas IB, IIB e III com CCEAR negociado em leilões antes de 2011 ou eólicas) cujo atendimento às quantidades anuais foram tratadas de forma a considerar uma atualização do montante anual resultante dos acordos. Adicionalmente, pelo fato de que um contrato pode ser atendido antes dos demais devido a reduções dos montantes ao longo do ano contratual, foi feita uma limitação de destinação de energia por contrato, que é aplicada à geração disponível e resulta na geração destinada ao atendimento do contrato, bem como a quantidade não gerada no ano, que também foi alterada para considerar cada contrato individualmente;

III. o mecanismo de realocação de energia livre para atendimento de contratos regulados, que se manteve por produto, para evitar arbitrariedade nos atendimentos dos contratos individuais, com rateio posterior para os contratos;

IV. o cálculo do Saldo Acumulado de Energia para usinas eólicas.

70. Para atender ao parágrafo único do Art. 5º da REN nº 711/2016, foram alterados os fatores relacionados a operação comercial, para cada contrato, sendo amenizados os efeitos de eventos como atraso e descasamento na obrigação de entrega dos contratos e na energia referente ao atraso da usina.

III.8.2 - Receita de Venda de CCEAR

71. Da mesma forma que no módulo Comprometimento de Usinas, as grandezas referentes ao montante de energia não entregue e ao ressarcimento devido pelo vendedor foram alteradas para considerar o atendimento de cada contrato individualmente, foram alterados os fatores redutores de compromisso considerados nos contratos e suas proporções e nos fatores redutores da receita de venda.

72. Caso um contrato sofra redução ao longo de um ano contratual, ao final desse serão utilizados os Preços de Liquidação de Diferenças - PLDs de todos os períodos compreendidos, independente do montante de energia considerado mês a mês.

73. Nos casos de rescisão contratual, para as usinas cujo ressarcimento é aferido anualmente, passou a ser necessário a realização do cálculo no momento da rescisão, tanto para ressarcimento por energia não entregue, quanto para o ressarcimento pela inflexibilidade não gerada. Neste caso, serão considerados apenas os PLDs vigentes do início do ano contratual até o momento da rescisão, visto que a partir desse ponto o contrato não mais fará parte de quaisquer apurações no âmbito da CCEE.

III.8.3 - Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR

74. Atualmente, a receita fixa dos CCEARs é atualizada no mês definido em contrato, enquanto para os demais meses é utilizada a receita calculada no mês de atualização. Entretanto, com a publicação da Resolução nº 711/2016, devido à alteração de montante, a receita pode ser alterada ao longo do suprimento. Dessa forma, para todos os meses será realizada uma aferição da receita, seja de combustível ou demais custos, utilizando a mesma variação utilizada no mês de atualização.

III.8.4 - Consolidação de Resultados

75. Nos CCEARs por disponibilidade são repassados os efeitos relacionados ao balanço energético, bem como o valor referente aos encargos. Entretanto, com a aplicação da REN 711/2016, o repasse para os respectivos compradores dos valores de encargos pode variar com relação ao repasse da geração,



devido a individualização do atendimento da inflexibilidade por contrato. Dessa forma, o rateio do efeito no Mercado de Curto Prazo - MCP referente à geração da usina para os contratos será feito na proporção da geração repassada para o contrato, enquanto que o rateio dos encargos calculados deve ser na proporção do montante contratual.

III.9. Repasse do Alívio Retroativo para as distribuidoras comprometidas com CCGF

76. Os incisos VI e VI-A do art. 2º da Resolução ANEEL nº 446/2002, incluídos na REN nº 293/2007, estabelecem que eventual saldo positivo do excedente financeiro e das exposições positivas dos agentes de geração, decorrentes de diferença de preços entre submercados, deverá ser destinado, inicialmente à compensação das exposições negativas residuais do mês anterior, seguido de redução dos montantes de Encargos de Serviços do Sistema - ESS do mês corrente. Permanecendo o saldo positivo, este deverá ser usado para compensação das exposições negativas residuais e de ESS dos 12 meses anteriores de forma intercalada, ordenados do mês ‘m-12’ ao mês ‘m-2’, finalizando com pagamento de ESS do mês ‘m-1’ e, ainda restando saldo positivo, este deverá ser utilizado para formação de fundo de reserva para redução dos ESS de meses futuros.

77. A REN nº 514, de 30/10/2012, que estabelece as condições para a contratação de Cotas de Garantia Física de Energia e Potência, dispõe:

“Art. 11. Os resultados financeiros no Mercado de Curto Prazo – MCP associados à Usina serão assumidos pelas Distribuidoras, na proporção das Cotas alocadas, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização.

Parágrafo único. Os resultados financeiros de que trata o caput contemplam, dentre outros, aqueles provenientes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE

Art. 12. Os resultados financeiros decorrentes da prestação de serviços ancilares, remunerados aos geradores via RAG, serão recebidos pelas Distribuidoras, na proporção das Cotas alocadas, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização.”

78. Diante desse conceito, o mecanismo atual de Regime de Cotas de Garantias Físicas prevê o repasse às distribuidoras de todos os efeitos contábeis da operação no MCP, ajustes de exposições financeiras, compensação do MRE, recebimentos de encargos referentes à compensação síncrona, e os pagamentos referentes aos encargos de segurança energética.

79. No entanto, a regra vigente não considera esse tratamento, quando se trata do alívio retroativo alocado ao agente gerador. Segundo esse critério, qualquer eventual alívio que venha a ser apurado retroativamente também deveria ser destinado aos distribuidores compradores, pois eles arcaram com o todos os custos anteriormente alocados.

80. Assim, esse aprimoramento visa possibilitar o recebimento pelos distribuidores detentores de CCGF de um eventual recebimento de alívio retroativo aplicado às exposições financeiras negativas e valores de ESS já liquidados.

81. Para que essa alteração seja realizada será necessário o aprimoramento no Módulo de Consolidação de Resultados, de modo a incluir o Resultado Preliminar do Cotista decorrente de Ajustes Referentes ao Alívio Retroativo do Contrato de Cota de Garantia Física – CCGF, calculado com base no Total de Ajustes de Exposição Referente ao Alívio Retroativo (linha de comando 17.2), no cálculo do Resultado Final do Rateio de Cotas do Comprador comprometido com CCGF (linha de comando 18).



III.10. Alteração da valoração do Ressarcimento de Biomassa e PCHs comprometida com CER para que seja utilizado o preço do ano de apuração

82. A CCEE verificou que as Regras para cálculo do ressarcimento devido por UTEs a Biomassa contratadas no âmbito do 1º, 3º e 4º Leilão de Energia de Reserva - LER, e PCHs contratadas no âmbito do 3º LER, não observavam de forma adequada o disposto nos respectivos Contratos de Energia de Reserva – CER. Haja vista que esses determinam que “a valoração do ressarcimento em questão deve utilizar os parâmetros de referência calculados para aplicação durante o ano de apuração em que houve o déficit de entrega para o contrato, de forma divergente ao efetuado na atual versão das Regras de Comercialização”3.

83. De fato, a versão atual das Regras valora o ressarcimento pelo preço de venda atualizado, vigente no mês de cálculo da apuração, e não pelo(s) preço(s) de venda vigente(s) durante o período de referência para apuração do ressarcimento, como é definido nos CER para Biomassa (1º, 3º e 4º LER) e para PCHs (2º LER):

“O ressarcimento anual devido pelo VENDEDOR quando ocorrer entrega de ENERGIA em montantes inferiores ao da(s) ENERGIA(S) CONTRATADA(S), no PERÍODO DE APURAÇÃO estabelecido na subcláusula 3.4, observadas as disposições da Cláusula 6ª, será calculado por:

Onde: RESSi: é o valor do ressarcimento, expresso em R$, em decorrência da entrega de ENERGIA em montantes inferiores ao da(s) ENERGIA(S)

CONTRATADA(S) (ECi), em cada ANO DE SUPRIMENTO “i”;

ECi: é o somatório da(s) ENERGIA(S) CONTRATADA(S), em cada ANO DE SUPRIMENTO “i”;

ENFi: representa a energia não fornecida, em cada ANO DE SUPRIMENTO “i”, obtida da diferença, em MWh, entre o somatório da(s) ENERGIA(S)

CONTRATADA(S) (ECi) e o montante de ENERGIA entregue pelo VENDEDOR durante o PERÍODO DE APURAÇÃO estabelecido na subcláusula 3.4.

PVi: é a média ponderada do PREÇO DE VENDA da(s) USINA(S), para o ANO DE SUPRIMENTO “i”.”(grifo nosso)

84. Como se pode observar acima, no trecho extraído do CER, o parâmetro PVi é referido “ao ANO DE SUPRIMENTO i”. Contudo, a versão atual das Regras define o cálculo do preço de venda como o preço de venda médio com base no preço de venda anual atualizado (item 51.2 do Anexo 1 do Módulo Contratação de Energia de Reserva):

85. Posto isso, com vistas a adequar as Regras ao disposto no CER para Biomassa (1º, 3º e 4º LER) e para PCHs (2º LER), a CCEE propõe alterar a definição do preço de venda médio da seguinte forma:

3 Descritivo Conceitual, seção 1.10.



71.2. Para usinas termelétricas a biomassa, com modalidade de despacho tipos IB, IIB ou III, e PCHs, comprometidas com CER oriundos do 3º Leilão de Energia de Reserva em diante, o Preço de Venda Médio estabelecido no CER, para usinas comprometidas com CERs celebrados do 3º Leilão de Energia de Reserva em diante, expresso em R$/MWh é obtido pela média ponderada dos Preços de Venda das usinas comprometidas com o mesmo CER, referente ao ano contratual da energia não entregue, conforme a seguinte expressão:

Se o mês de apuração “m” for o mês de apuração do ressarcimento, associado a determinado período de apuração da entrega da energia “fCER", então:

𝑃𝑉𝑀_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑓𝐶𝐸𝑅,𝑚 =∑ ∑ (𝑃𝑉𝐴_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 ∗ 𝑄𝐸𝐶_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑓𝐶𝐸𝑅)𝑝∈𝑃𝐶𝐸𝑅𝑚∈𝑓𝐶𝐸𝑅

12 ∗ ∑ 𝑄𝐸𝐶_𝐶𝐸𝑅𝑝,𝑡,𝑙,𝑓𝐶𝐸𝑅𝑝∈𝑃𝐶𝐸𝑅

Onde:

PVM_CERp,t,l,fCER

,m é o Preço de Venda Médio do CER, para cada parcela de usina, “p”, comprometida com o mesmo CER, para cada produto “t”, do leilão “l”, do período de apuração da entrega de energia do CER associada ao ano de entrega “fCER”, no mês de apuração “m”

PVA_CERp,t,l,m é o Preço de Venda Anual Atualizado da parcela de usina, “p”, comprometida com CER, para cada produto, “t”, do leilão, “l”, no mês de apuração, “m”

QEC_CERp,t,l,fCER é a Quantidade de Energia Comprometida com o CER da parcela de usina “p”, vinculada ao produto “t”, do leilão “l”,

associada ao período de apuração da entrega da energia ao CER “fCER”

“m” refere-se ao mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva

86. Cabe chamar a atenção apenas para o fato de que o Descritivo Conceitual, no item 1.10 que trata desse assunto, não cita as PCHs, de onde se pode depreender equivocadamente que a alteração atingiria tão somente as UTEs a biomassa.

III.11. Geração fora da ordem de mérito, de usinas comprometidas com CCEAR, classificadas pelo ONS por mais de um motivo, em uma mesma hora

87. A CCEE pontuou que para uma usina termelétrica com CCEAR por disponibilidade originado de leilão anterior a 2011, quando despachada fora da ordem de mérito e que apresente inflexibilidade excedente à contratual em um mesmo período de comercialização, a REGRA vigente aloca equivocadamente a geração inflexível aos compradores (distribuidora).

88. Por se tratar de geração inflexível excedente à contratual, o esperado é que o vendedor (gerador) liquide diretamente o montante no MCP, sendo remunerado pelo PLD. Ocorre que por ocorrer em um mesmo período de comercialização, essa geração inflexível excedente é direcionada ao comprador que liquida positivamente esse montante no MCP.

89. A solução proposta pela CCEE, constante do módulo Comprometimento de Usinas, foi a inserção do acrônimo G_DNAp,j (Geração Despachada como Necessidade do Agente de cada parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”), que objetiva identificar a forma da entrega da geração inflexível apontada pelo ONS, verificando se o compromisso contratual de inflexibilidade está ou não atendido.

Importante:

O Preço de Venda Anual Atualizado (PVA_CERp,t,l,,m) considerado no cálculo do Preço de Venda Médio do CER (PVM_CERp,t,l,fCER.m) corresponderá ao valor mensal do preço de venda anual associado ao mesmo ano de apuração da entrega da energia ao CER “fCER”, do ressarcimento que está sendo apurado no mês de apuração “m”.

Caso o mês de cálculo do ressarcimento seja anterior ao último mês do ano fCER, deverá ser replicado para os meses restantes o último valor do Preço de Venda Anual Atualizado (PVA_CERp,t,l,m).



90. A seguir reproduzimos o cálculo do acrônimo G_DNA:

10. A Geração Despachada como Necessidade do Agente, para leilões sem obrigação de entrega, identifica o montante da geração inflexível realizada pela usina que foi destinada para contratos regulados, de forma a liberar a diferença como geração disponível para atendimento do compromisso variável, quando na condição de despacho por ordem de mérito:

Caso a usina esteja despachada por ordem de mérito (DOMPp,j > 0)

𝐺_𝐷𝑁𝐴𝑝,𝑗 = 𝐺_𝐼𝑁𝐹𝑝,𝑗 − ∑ ∑ 𝐺_𝐼𝑁𝐹𝐿𝐸𝑋𝑝,𝑡,𝑙,𝑗

𝑡∈𝑃𝑇𝐿𝑙∈𝐿𝑃

Caso contrário

𝐺_𝐷𝑁𝐴𝑝,𝑗 = 0

Onde:

G_DNAp,j é a Geração Despachada como Necessidade do Agente de cada parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

G_INFLEXp,t,l,j é a Geração Inflexível de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”

G_INFp,j é a Geração Inflexível da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

91. Importa destacar que esse tratamento já está sendo realizado pela CCEE de forma externa ao SCL, por meio de MAC, conforme entendimento manifestado na correspondência CT-GMO-04562, de 21/12/20114, que foi avaliado pelo Ofício n° 006/2012-SRG-SEM/ANEEL, de 9/1/2012.

III.12. Redefinição da apuração de Alocação de Geração Própria

92. Da regulamentação vigente5, extrai-se que não devem ser aplicadas as componentes da TUSD e TUST que recuperam os custos de CDE e PROINFA na parcela do consumo (unidades de consumo correlatas) atendida por empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução dos usuários do sistema de distribuição e transmissão.

93. Até o ano de dezembro de 2015, os detentores de empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução informavam para a CCEE um percentual do total de geração à cada carga correlata e, com base na energia obtida, a CCEE divulgava relatórios para os agentes de distribuição e o ONS faturarem os consumidores, retirando as componentes que recuperam os custos de CDE e PROINFA. Esse processo é denominado Alocação de Geração Própria (AGP) e era normatizado pelo Procedimento de Comercialização “Contratos do Ambiente Livre”. Até então não existia a verificação se as unidades consumidoras correlatas estavam realmente sendo atendidas por geração de empreendimento próprio de produção independente e/ou autoprodução, que legitima o recebimento da isenção das parcelas de CDE e PROINFA no faturamento do uso do sistema.

94. Essa situação foi identificada pela CCEE, ao efetuar o acompanhamento das operações dos agentes, sendo constatado que a energia alocada a título de AGP era comercializada com terceiros, caracterizando uma apuração indevida na recuperação dos custos de CDE e PROINFA.

95. A fim de coibir tal prática, a partir de janeiro de 2016 entrou em vigor um novo o módulo de REGRAS de Alocação de Geração Própria (AGP), aprovado pela REN 683, de 27/10/2015.

4 Sic: 48530.000050/2012-00. 5 “1) Art. 9º da REN 657/2015 que compilou disposições das RENs 166/2005 e 289/2007 relativas ao faturamento das unidades consumidoras atendidas por geração dos empreendimentos de autoprodução e produção independente (unidades de consumo correlatas), 2) Inciso III do parágrafo 18 do Submódulo 7.1 do PRORET, 3) Art. 45 da REN 427, de 22/2/2011 e 4) Parágrafos 13, 38 e 40 do Submódulo 5.3 do PRORET (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA)”



96. Com a vigência da nova REGRA, os agentes tiveram como geração efetivamente alocada, o resultado da comparação horária entre os parâmetros geração e consumo e, para usinas modeladas separadamente da carga, passou a ser necessária a presença de contrato de repasse de autoprodução, para garantir que a geração estava sendo destinada para atendimento da carga.

97. No entanto, os agentes alegaram que tal regra se mostrou restritiva, dado que seus parâmetros de geração e carga não coincidem em uma mesma hora, pela própria natureza das atividades de geração e consumo, além de que a necessidade de verificação da alocação por contratos horários traz ainda mais restrições. Nos casos de usinas despachadas centralizadamente pelo ONS, pelo fato de o Operador despachar a usina, os agentes não dispõem de qualquer controle para coincidir a geração e a carga.

98. A apuração até dezembro de 2015 não observava parâmetros horários, para fins de alocação de geração. Entendemos que houve mudança em relação à forma antiga de apuração, deixando inclusive de ser compatível com o próprio faturamento do uso do sistema que utiliza base mensal.

99. Nessa linha, a CCEE encaminhou nova proposta de módulo que contempla, em síntese, as seguintes características:

a) a manutenção da forma como era realizada a alocação da geração própria até dezembro de 2015, em que se comparava, em bases mensais, a geração e consumo dos agentes envolvidos;

b) a manutenção da necessidade do registro de contratos que comprovem a alocação de geração entre usinas e cargas modeladas em agentes distintos, mudando a verificação por patamar para montantes anuais;

c) a inclusão de tratamento para a efetivação de alocação de geração própria para usinas que possuem direito a repassar desconto na TUSD/TUST, a partir da venda de energia incentivada, conforme art. 26 da lei nº 9.427/1996. Caso essas usinas comercializem energia incentivada, a alocação poderá ser invalidada, não permitindo que seja considerado, ao mesmo tempo, que o tipo de energia utilizado para desconto nas parcelas CDE e PROINFA seja distinto daquele utilizado na comercialização; e

d) a inclusão de uma apuração anual que verifique se as unidades consumidoras correlatas estavam realmente sendo atendidas por geração de empreendimento próprio de produção independente e/ou autoprodução, sendo legítimo o recebimento da isenção das parcelas de CDE e PROINFA no faturamento do uso do sistema;

e) a inclusão da Definição dos Percentuais de Propriedade do Agente na Usina, em razão da necessidade de acomodar os diversos arranjos societários do empreendimento e dos aspectos de modelagem de ativos.

100. Caso a apuração anual de que trata o item d) apresente um saldo negativo, ou seja, tenha sido dado isenção de parcela de CDE e PROINFA, no faturamento do uso do sistema dos consumidores, superior ao volume que o agente tem direito, esse saldo deverá ser utilizado para abater as alocações de geração do ano seguinte.

101. Sobre o transcorrido no ano de 2016, vale destacar que as REGRAS vêm apurando a alocação de geração própria com essas inconsistências reiteradamente apresentadas pelos agentes, com as quais essa superintendência concorda que devem ser sanadas.



102. Dessa forma, como o efeito dessa nova regra se daria somente a partir de janeiro de 2017, recomendamos que o módulo recente de Alocação de Geração Própria, aprovado pela Resolução Normativa nº 693, de 27/10/2015, e atualizado pela Resolução Normativa n° 719, de 17/5/2016, seja suspenso e que para o ano de 2016 a CCEE proceda a apuração da alocação de geração própria para abatimento de encargos a partir da geração mensal resultante da contabilização de cada usina, limitada ao consumo mensal do agente proprietário da usina, realizando a verificação, na contabilização de janeiro de 2017, se as unidades consumidoras correlatas foram realmente sendo atendidas por geração de empreendimento próprio de produção independente e/ou autoprodução.

103. No nosso entendimento essa possibilidade se enquadra como medida acauteladora6, considerando a possibilidade da continuidade de iminente prejuízo aos agentes, em razão da eventual redução do desconto nas parcelas CDE e PROINFA devida aos consumidores.

III.13. Alteração do ponto de aferição dos limites de potência injetada

104. Para redes compartilhadas, atualmente as Regras realizam a aferição dos limites de ultrapassagem de potência injetada, conforme estabelecido na Seção 2.2.1 e nas Linhas de Comando 3.3.1, 3.1.1, 3.2 e 3.2.1 do Módulo Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST. Cabe destacar as Linhas de Comando 3 e 3.1.1.

3. Para os empreendimentos de geração participantes da comercialização de energia especial e/ou incentivada, é realizada a verificação mensal da incidência de ultrapassagem dos limites de potência injetada, aferida no ponto de medição de faturamento. Quando verificada a ultrapassagem dos limites estabelecidos na legislação/regulamentação em mais de três períodos de comercialização, a usina perderá totalmente o desconto aplicado à TUSD/TUST.

(...)

3.1.1. A verificação de ultrapassagem horária do limite de potência injetada acima de 30MW é realizada a partir da medição de geração da usina não ajustada pelas perdas da rede básica, acrescida das perdas da rede compartilhada que foram abatidas da geração usina. Desta forma, o sinalizador horário de ultrapassagem da potência injetada no ponto de conexão será determinado da forma que segue:

105. A medição de geração não ajustada (MED_G) é calculada no Módulo Medição Contábil e depende da topologia da instalação e no caso específico das Instalações de Rede Compartilhada – ICG, levam em consideração a medição na saída da usina abatidas das perdas da ICG.

106. Portanto, a linha de comando 3.1.1 ao acrescentar a perda da rede compartilhada no cálculo do sinalizador horário de ultrapassagem de potência injetada de 30 MWmed (UPI_30), por exemplo, considera que esta aferição deve ser realizada na saída da usina.

107. Considerando a proposta de alteração das Regras, versão 2016, encaminhadas pela CCEE, e não acatadas pela falta da devida avaliação por esta SRM, a CCEE reapresentou a proposta para submissão a Audiência Pública.

6 Conforme art. 45 da Lei n° 9.784/1999, que regula o processo administrativo e assim dispõe: “.... Art. 45. Em caso de risco iminente, a Administração Pública poderá motivadamente adotar providências acauteladoras sem a prévia manifestação do interessado ...”.



108. Ressalta-se que a proposta em consideração tem como base a decisão proferida pela CCEE em sua 826ª Reunião do Conselho de Administração da CCEE – CAd, que decidiu acatar parcialmente pleito formulado pela ABEEÓLICA e ENEL GREEN POWER, relativo as usinas eólicas Carcará II e Enel Green Power Pedra do Gerônimo, para que, de imediato, não seja dado o efeito da incidência da ultrapassagem de injeção de potência, para os casos em que esta verificação seja unicamente decorrente da aplicação, no cálculo, de perdas de instalação compartilhada.

109. Por meio do Ofício n° 360/2015/ANEEL, de 15/12/2015, solicitamos informações referentes ao tratamento da reincidência de ultrapassagem da potência injetada de 30 MW e 50 MW com a respectiva fundamentação, e a topologia das instalações de conexão dos agentes de que tratam o caso concreto decidido pela CCEE em sua 826ª Reunião do CAd.

110. A CCEE, por meio correspondência CT-CCEE-1809/2016, de 25/7/2016, apresentou as seguintes considerações.

II - Topologia das EOI/s Carcará II e Pedra do Gerônimo (caso concreto decidido na 826° do CAd)

9. A atual metodologia prevista nas Regras de Comercialização verifica a incidência de ultrapassagem de potência injetada em um período horário de comercialização no ponto de medição de faturamento sem considerar eventuais perdas decorrentes de uma rede compartilhada. Com isso, para usinas integrantes de redes compartilhadas o valor de energia gerada para fins de contabilização considera o abatimento das perdas de instalação compartilhada, enquanto aquele utilizado para fins de verificação da ultrapassagem de injeção de potência considera a energia antes desse abatimento.

10. Esta situação ocorre com as usinas eólicas Carcará II e Pedra do Gerônimo uma vez que ambas encontram-se conectadas ao Sistema Interligado Nacional - SIN por meio de redes compartilhadas, onde o ponto de conexão com a rede é dividido com outro acessante. Nessas situações, a aferição da potência injetada é realizada no ponto de medição individualizado do acessante localizados na barra da usina, sem considerar as perdas elétricas ocorridas entre o medidor do empreendimento e o ponto de conexão com a rede de distribuição, conforme exemplo a seguir:

11. De acordo com a ilustração, embora cada uma das usinas "G1" e "G2" tenha apresentado uma potência injetada correspondente a 31 MWh/h no ponto de conexão com a rede compartilhada, conforme indicado nos medidores "M1” e "M2", devido as perdas existentes nas instalações de rede compartilhada em sua interligação com o restante do



sistema, a potência que foi efetivamente injetada na rede de transmissão devida para cada usina foi de 29 MWh/h, aferida no medidor "M3".

12. Nesse sentido, a deliberação emitida na 826º Reunião do Conselho de Administração da CCEE teve por finalidade a não aplicação de imediato dos efeitos decorrentes da reincidência da ultrapassagem exclusivamente para os casos onde a penalidade decorresse da consideração das perdas de instalação compartilhada na aferição da potência injetada na conexão com a distribuidora ou transmissora.

13. Por fim, conforme solicitado pelo ofício n° 360/2016, segue anexo o diagrama com o detalhamento da topologia das eólicas Carcará II e Pedra do Gerônimo, que apresentam situação análoga ao exemplo acima.

111. Após análise do caso concreto, entendemos necessário a correção do problema, mas não nos termos da proposta apresentada pela CCEE, que também incluiu no cálculo a condicionante de existência de ajuste decorrente de deliberação do CAd, decisões judiciais ou administrativos.

112. Também cabe ressaltar que, se no entendimento da CCEE se constatou um erro algébrico, tal problema deveria ter sido informado à ANEEL para as devidas providências, conforme previsto no art. 54 da Convenção de Comercialização, antes de qualquer decisão pela CCEE.

113. Por fim, a CCEE deverá identificar os demais agentes que porventura tenham sido prejudicados pelo erro das Regras, verificando se existem casos similares que necessitam de ajustes.

III.14. Limitador na energia entregue à CCEAR-D com inflexibilidade priorizada

114. A proposta de alteração das REGRAS de Comprometimento de Usinas para adequação do cálculo da geração de energia destinada ao atendimento de CCEAR-D surgiu de requerimento administrativo efetuado pela Petrobrás (SIC 48513.006833/2015-00), por meio da qual a empresa indicou à ANEEL que a energia de destinação ao CCEAR-D poderia superar o compromisso de entrega da usina a depender da inflexibilidade verificada no período de comercialização.

115. De acordo com a análise apresentada pela Petrobrás, as atuais REGRAS definem que a Geração Inflexível de usina comprometida com produto de leilão (G_INFLEX) é abatida da Geração Final (G) para o cálculo da Geração Disponível para Atendimento aos Contratos por Disponibilidade (G_DISP).

116. Em seguida, a G_DISP é destinada ao contrato proporcionalmente ao Percentual de Comprometimento (PC_PROD) e somada à G_INFLEX para obtenção da Geração Destinada para Atendimento ao Produto (G_PROD). De modo a exemplificar essa álgebra, a Petrobrás ofereceu o seguinte exercício para uma UTE fictícia.

Tabela III – Exemplo do cálculo de inflexibilidade Parâmetro Dado de Entrada Fórmula Dado de Saída

G 1000

G_INFLEX 100

PC_PROD 50%

G_DISP G – G_INFLEX 900

Montante de G_DISP destinada ao contrato

G_DISP x PC_PROD 450

G_PROD G_DISP x PC_PROD +

G_INFLEX 550



117. Nesse exemplo, o cálculo levou a um montante de G_PROD de 50 unidades de energia (550 - 500) superior ao comprometimento da usina com o contrato. Como decorrência, esse valor de 50 é contabilizado ao Custo Variável Unitário – CVU da usina, como se fosse uma extrapolação do compromisso da usina no atendimento ao seu CCEAR-D. Por outro lado, o montante de 450 unidades de energia (1000 – 550) é contabilizado em favor do agente gerador, pois esse seria o montante gerado pela usina que teria superado o montante destinado para o atendimento ao seu CCEAR-D.

118. A alegação da Petrobras é de que essas 50 unidades de energia não deveriam ser consideradas como uma extrapolação do compromisso da usina no atendimento ao seu CCEAR-D, visto que o compromisso de entrega é de 500 unidades, mas não de 550. Ou seja, as REGRAS estariam destinando mais energia ao contrato do que ele exige. Com efeito, essas 50 unidades de energia deveriam ser contabilizadas para o agente gerador, mas não como entrega do CCEAR-D.

119. Dada a provocação da Petrobrás, a ANEEL solicitou à CCEE uma proposta de REGRAS que limitasse o volume de energia entregue ao CCEAR à proporção do compromisso contratual. A CCEE, então, enviou proposta de REGRAS de Comprometimento de Usinas a formulação descrita nas Linhas de Comando 51 e 52.

120. A seguir, reproduz-se o mesmo exemplo oferecido pela Petrobrás, mas, desta vez, com cálculos baseados na nova formulação proposta pela CCEE (LCs 51 e 52).

Tabela IV – Exemplo do cálculo de inflexibilidade proposto nas REGRAS 2017.1.0 Parâmetro Dado de Entrada Fórmula Dado de Saída

G 1000

G_INFLEX_CTR 100

PC_PROD 50%

G_DISP G – G_INF + G_DNA 900

LIM_G_CTR (G – G_GFOM) x

PC_PROD x F_RC 500

G_CTR_P mín (LIM_G_CTR; G_DISP

x PC_PROD x F_RC + G_INFLEX_CTR)

500

G_CTR máx (G_INFLEX_CTR;

G_CTR_P) 500

G_PROD somatório (G_CTR) 500 Obs.: (i) os acrônimos foram apresentados sem seus respectivos índices por simplificação;

(ii) os acrônimos G_INF, G_DNA, G_INFLEX_CTR e F_RC são discutidos no decorrer desta Nota Técnica;

121. Vê-se, no exemplo, que o G_PROD ficou limitado ao valor comprometido no CCEAR-D de 500.

122. De modo a melhor elucidar o efeito do limitador LIM_G_CTR proposto pela CCEE, segue exemplo utilizando os mesmos dados do anterior, mas agora com a G_INFLEX_CTR variando de 0 a 1000.

Tabela V – Exemplo do cálculo de inflexibilidade proposto com G_INFLEX_CTR

G 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000

G_INFLEX_CTR 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

PC_PROD 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50%

G_DISP 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

LIM_G_CTR 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

G_CTR_P 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500



G_CTR 500 500 500 500 500 500 600 700 800 900 1000

G_PROD 500 500 500 500 500 500 600 700 800 900 1000

123. Verifica-se que, à medida que o G_INFLEX_CTR aumenta de 0 a 1000, com passos de 100, o G_PROD mantém-se em 500 até o valor de G_INFLEX_CTR atingir 500, e, a partir daí, o valor de G_PROD passa a assumir o valor de G_INFLEX_CTR, dado que G_INFLEX_CTR superou o valor de 50% de G.

124. O gráfico abaixo, oriundo do exemplo dado, ilustra essa situação onde há limitação do G_PROD até G_INFLEX_CTR igual a 500 e a assunção de valores superiores a 500 quando G_INFLEX_CTR supera esse valor.

Gráfico I – Exemplo do cálculo de inflexibilidade

125. Uma vez alterada a destinação de geração aos CCEAR-D no caderno Comprometimento de Usinas, a CCEE também propôs modificação no caderno Consolidação de Resultados para compatibilizar o repasse de encargos de restrição de operação a esse novo montante de destinação de geração e também para proceder à separação algébrica da energia e do valor financeiro dos encargos.

126. No caso de restrição de operação “constrained-on” ou por segurança energética, a CCEE sugeriu que a geração destinada ao produto seja subtraída da geração inflexível, conforme LCs 4 e 5.1 do módulo Consolidação de Resultados.

127. No caso de restrição de operação “constrained-off”, a CCEE propôs, primeiramente, a identificação da quantidade de energia considerada na restrição de operação associada a cada produto; depois, o cálculo do limite de repasse de encargos por restrição de operação “constrained-off” associado ao produto que basicamente indica o quanto da energia considerada na restrição de operação já foi entregue via G_PROD; e por fim, o cálculo do total preliminar de encargos associado ao produto, o qual deve ser limitado pelo limite de repasse de encargos por restrição de operação “constrained-off”. A formulação algébrica proposta pela CCEE consta da LC 5.2.

128. Além disso, como a energia entregue ao contrato foi limitada no caderno Comprometimento de Usinas, a CCEE também sugeriu alteração no caderno Receita de Venda de CCEAR para que no cálculo da geração correspondente à parcela variável da receita de venda, quando a usina está despachada por ordem



de mérito, seja considerada a diferença entre a entrega de energia efetivamente realizada e a geração inflexível destinada ao contrato.

129. Também, no caso de a usina estar despachada por restrição de operação “constrained-on” ou segurança energética, foi necessário subtrair a geração inflexível entregue da energia entregue para o produto.

130. Para casos de restrição de operação por “constrained-off”, não há pagamento de parcela variável. Logo, nessa situação, a geração da parcela variável final por encargos deve ser nula, com exceção do “constrained-off” de usinas termelétricas à GNL, para o qual dá-se tratamento específico que leva em conta o limite de repasse de encargos.

131. A formulação proposta pela CCEE consta das LCs 87 a 90 (módulo Receita de Venda de CCEAR).

III.15. Nova valoração da penalidade de energia especial

132. A proposta encaminhada pela CCEE, em atendimento ao Ofício n° 132/2016-SRM/ANEEL, traz diferenciação no preço de referência da penalidade por insuficiência de lastro, a depender da classe de consumo: especial e não especial.

133. Tal diferenciação corrige a distorção associada à utilização do valor anual de referência –VR como parâmetro de penalização ao consumidor especial. A utilização do VR pressupõe que o custo de oportunidade do atendimento do consumidor com insuficiência de lastro deve ser representado pelo custo de expansão do sistema, todavia, isso é aplicável somente para o caso de um consumo convencional (não especial) de energia.

134. O consumidor especial que tenha migrado para o ambiente de contratação livre não pode ser atendido por fontes convencionais, de modo que o custo de oportunidade a ser refletido na sua penalidade deve representar a opção de retornar ao fornecimento de energia no ambiente regulado, tendo em vista a inexistência de um valor de referência específico para o valor de custo de expansão de fontes especiais.

135. O preço de referência para a penalidade por insuficiência de lastro especial deverá observar o valor da tarifa média de energia praticada no sistema interligado nacional – TE SIN, a ser divulgada pela ANEEL para cada ano civil, considerando a média ponderada das tarifas de energia de cada distribuidora a preços de dezembro do ano anterior.

136. As alterações necessárias estão consubstanciadas no módulo Penalidade de Energia, em especial no item 2.5 – Determinação da Penalidade Apurada. Em síntese, o acrônimo ILEa,m – Insuficiência de Lastro de Energia foi subdividido em outros dois acrônimos: ILE_ESPa,m – Insuficiência de Lastro de Energia Especial e ILE_NESPa,m – Insuficiência de Lastro de Energia Não Especial.

137. A partir daí são calculadas duas penalidades, uma relacionada à insuficiência de lastro de energia não especial e outra relacionada à insuficiência de lastro de energia especial. Essa última calculada a partir de um preço de referência definido pela ANEEL (PREF_PNL_ESPm - Preço de Referência para Penalização por Insuficiência de Lastro de Energia Especial no mês de apuração “m”). Tal separação não se aplica aos agentes da categoria de distribuição.



III.16. Correção da álgebra da Realocação da Garantia Física Excedente

138. Por meio da correspondência CT-CCEE-2376, de 26/9/2016, a CCEE informou a identificação de inconsistência na equação algébrica do cálculo da realocação de excedente de garantia física (acrônimo GF_RCL_EXCD), definida no caderno de Comprometimento de Usinas das Regras de Comercialização aprovadas pela Resolução nº 719/2016.

139. O excedente de garantia física é calculado de forma a permitir que usinas comprometidas com CCEARs por disponibilidade com garantia física livre (não comprometida) possam alocar esse recurso para atendimento do compromisso do ACR. Contudo, a alocação deve diminuir o recurso do agente de geração para fins de apuração de penalidade por insuficiência de lastro.

140. O anexo da correspondência da CCEE mostra a REGRA aprovada, bem como a REGRA proposta, identificando que a formulação atualmente vigente pode acrescer de forma incorreta a garantia física excedente. Em outras palavras, ao transferir uma garantia física livre para atendimento do compromisso regulado, o gerador pode ter um benefício de acréscimo dos seus recursos.

141. A seguir transcrevemos o anexo, como forma de elucidar o problema:

Regra Aprovada

A Realocação Excedente de Garantia Física limita o montante da alocação ao produto de Garantia Física para lastrear a geração realocada ao produto, de forma a não ser destinada mais Garantia Física que o necessário, e é definida conforme a seguinte expressão:

𝑮𝑭_𝑹𝑳𝑪_𝑬𝑿𝑪𝑫𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 = 𝑚𝑖𝑛(𝐺𝑅𝐴𝑅_𝐶𝐿𝐴𝑝,𝑡,𝑙,𝑚; 𝑄𝑁𝐴_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚 − 𝐺_𝑉_𝑃𝑅𝑂𝐷𝑝,𝑡,𝑙,𝑚)

Onde:

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”

GRAR_CLAp,t,l,m é a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

QNA_PRODp,t,l,m é a Quantidade de Energia Necessária para Atendimento ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

G_V_PRODp,t,l,m é a Geração de verificação para atendimento do Comprometimento com Produtos da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

Regra proposta

A Realocação Excedente de Garantia Física limita o montante da alocação ao produto de Garantia Física para lastrear a geração realocada ao produto, de forma a não ser destinada mais Garantia Física que o necessário, e é definida conforme a seguinte expressão:

𝑮𝑭_𝑹𝑳𝑪_𝑬𝑿𝑪𝑫𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 = 𝑚𝑖𝑛 (𝐺𝑅𝐴𝑅_𝐶𝐿𝐴𝑝,𝑡,𝑙,𝑚; 𝒎á𝒙(𝟎; 𝑸𝑵𝑨_𝑷𝑹𝑶𝑫𝒑,𝒕,𝒍,𝒎 − 𝑮_𝑽_𝑷𝑹𝑶𝑫𝒑,𝒕,𝒍,𝒎))

Onde:

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”

GRAR_CLAp,t,l,m é a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado, da parcela de usina “p”,

para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

QNA_PRODp,t,l,m é a Quantidade de Energia Necessária para Atendimento ao Produto, de cada parcela de usina

“p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

G_V_PRODp,t,l,m é a Geração de verificação para atendimento do Comprometimento com Produtos da parcela de

usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”



142. Tal problema é resolvido com a inclusão do sinalizador “máximo”, que não permite a ocorrência de parcela negativa na equação.

143. A situação analisada ocorreu após a publicação da Resolução Normativa n° 719/2016, que aprovou as seguintes versões do módulo Comprometimento de Usinas: 2015.1.4, 2016.1.1 e 2016.2.0, e pode ter incorretamente alocado mais recurso (lastro) à alguns agentes geradores.

144. Tal situação não merece ser colocada em processo AP, por se tratar de correção de conceito aprovado, dado se tratar de transferência de recurso “excedente” que, portanto, não deve assumir valores negativos, como ocorre nas REGRAS aprovadas.

145. Tal possibilidade se enquadra como medida acauteladora7, considerando a possibilidade da continuidade de iminente prejuízo ao mercado, em razão de aumento do recurso “lastro” a ser comercializado, sem o devido respaldo em garantia física. Assim, consideramos oportuna a publicação de Despacho, corrigindo a álgebra aprovada.

146. Para os meses em que houve aplicação incorreta das REGRAS, sugerimos a abertura de processo específico, de forma a avaliar o eventual impacto para assim encaminhar recomendação de providências, inclusive eventualmente propondo a reapuração da penalidade de lastro de energia para os agentes beneficiados. Tal análise exige a identificação clara dos beneficiados e seus impactos, o que não impede a adoção da medida acauteladora sugerida.

III.17. Correção no Cálculo do Montante Passível de Cessão

147. Com base em consulta formulada pela COFCO BRASIL S.A., por meio da correspondência s/n8, de 4/7/2016, na qual informa que as UTEs Meridiano e Noble II possuem compromisso contratuais de venda de energia com a concessionária de distribuição ELEKTRO, devidamente formalizados em contrato de geração distribuída (GD) por chamada pública, além do compromisso contratual de 0,1 MWmed de suas respectivas garantias físicas com o 4º LER.

148. A empresa informa ainda que as UTEs possuem o montante de 35,6 MWmed e 37,6 MWmed de garantia física disponível no ACL nos meses de maio e junho de 2016, respectivamente, dos quais 34,81 MWmed e 39,0 MWm foram vendidos no contrato de GD nos respectivos meses, e que tem sido analisada a possibilidade de venda de cessão de energia de reserva por parte das UTEs, com a consequente recomposição de lastro para cumprimento do contrato de GD via aquisição de contratos de compra de energia incentivada de terceiros ou própria.

149. O fato é que a operação chamou a atenção desta SRM em razão da existência de garantia física disponível no ACL no mês de junho/2016, mês em que o contato de GD supera a garantia física sazonalizada da UTE.

7 Conforme art. 45 da Lei n° 9.784/1999, que regula o processo administrativo e assim dispõe: “.... Art. 45. Em caso de risco iminente, a Administração Pública poderá motivadamente adotar providências acauteladoras sem a prévia manifestação do interessado ...”. 8 Protocolo SICNET 48513.016092/2016-00.



150. Analisando as REGRAS, em específico a definição do acrônimo GFIS_ACL9 na apuração do montante passível de cessão, no módulo de Contratação de Energia de Reserva, linha de comando 57, identificamos que a variável não considera como compromisso do gerador os contratos de GD, ou os denominados Contratos Bilaterais Regulados- CBR, motivo pelo qual as REGRAS têm calculado indevidamente garantia física livre para a realização de cessão de energia de reserva.

151. Após pedido da SRM, a CCEE encaminhou os ajustes necessários para submissão de proposta das REGRAS, que ajusta o cálculo do GFIS_ACL no módulo Comprometimento de Usinas.

152. Entretanto, torna-se necessário a correção imediata do problema para o ano de 2016. A medida preferencial, mas não única10, para correção do problema seria o ajuste do sistema (CLIQCCEE), com base nas Regras de Comercialização encaminhadas pela CCEE para esta Audiência Pública, no mesmo molde da correção proposta na seção III.16 desta Nota Técnica.

153. Tal possibilidade se enquadra como medida acauteladora11, considerando a possibilidade da continuidade de iminente benefício indevido aos agentes cedentes, em razão de aumento do montante passível de cessão a ser comercializado, sem o devido lastro em garantia física própria da usina. Assim, consideramos oportuna a publicação de Despacho, corrigindo a álgebra aprovada.

154. Para os meses em que houve aplicação incorreta das REGRAS, sugerimos a abertura de processo específico, de forma a avaliar o eventual impacto para assim encaminhar recomendação de providências, inclusive eventualmente propondo a reapuração da cessão de energia de reserva para os agentes beneficiados. Tal análise exige a identificação clara dos beneficiados e seus impactos, o que não impede a adoção da medida acauteladora sugerida.

III.18. Penalidade de Potência

155. Com o advento do Decreto n° 8.828, de 2/8/2016, que alterou o Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, a obrigatoriedade de lastro de potência na comercialização foi extinta, perdendo eficácia todas as atividades desenvolvidas pela CCEE na apuração desse lastro.

156. Diante disso, o módulo Penalidade de Potência das REGRAS, cuja última versão foi aprovada pela Resolução Normativa n° 719/2016, perdeu sua eficácia e não deve constar mais do conjunto de REGRAS vigentes.

157. Também destacamos que as Resoluções Normativas n° 168, de 10/10/2005, e 254, de 27/2/2007, dispõe, dentre outros, sobre a penalidade por insuficiência de lastro de potência, merecendo revogação dos dispositivos que tratam dessa apuração.

9 GFIS_ACL é Quantidade de Garantia Física não comprometida com contratos por disponibilidade da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”. 10 A CCEE poderia incluir ajustes por meio de ADDC – Ajustes Decorrente por Deliberação do Conselho de Administração da CCEE ou por Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC. 11 Conforme art. 45 da Lei n° 9.784/1999, que regula o processo administrativo e assim dispõe: “.... Art. 45. Em caso de risco iminente, a Administração Pública poderá motivadamente adotar providências acauteladoras sem a prévia manifestação do interessado ...”.



158. Além de dispor sobre a apuração de penalidade de potência, os citados dispositivos aprovam módulos das REGRAS que já perderam sua eficácia, dado que foram substituídos por versões posteriores.

159. Diante disso, recomendamos revogar os citados Normativos, destacando que os módulos aprovados por esses Normativos já surtiram efeitos no período de sua vigência, mas, contudo, foram substituídos por outras versões.

160. Essa possibilidade de revogação de normativos que aprovaram REGRAS anteriores que já surtiram efeitos no período de sua vigência, aplica-se também a outras Resoluções, a saber: Resolução Normativa n° 223, de 20/6/2006, Resolução Normativa n° 341, de 2/12/2008, e Resolução Normativa n° 385, de 8/12/2009.

161. Como forma de diminuir o passivo regulatório de Resoluções, sugerimos a revogação de todas as Resoluções citadas, na forma do art. 2° da minuta de Resolução Normativa (anexo II).

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

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

Leis 9.427, de 26/12/1996 e 10.848, de 15/3/2004;

Decretos 5.163, de 30/7/2004; 7.317, de 28/9/2010; 8.401, de 4/1/2015.

Resolução Normativa 109, de 26/10/2004.

V. DA CONCLUSÃO

163. Os módulos das REGRAS propostos pela CCEE reúnem condições de serem submetidos ao processo de audiência pública, de forma a serem colhidos subsídios e informações dos agentes para seu aprimoramento.

164. Concluímos também sobre a necessidade de conferir tratamento ao módulo vigente de Alocação da Geração Própria, na forma da sua suspensão e com diretriz para procedimento a ser adotado pela CCEE no ano de 2016.

165. Por fim, concluímos pela necessidade da correção do módulo Comprometimento de Usinas, para contemplar a correção da álgebra da realocação da garantia física excedente e do montante passível de cessão da energia de reserva.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

166. Com respaldo na competência da ANEEL de aprovar as Regras de Comercialização, recomendamos que seja instaurada Audiência Pública, na modalidade intercâmbio documental, no prazo de 30 dias, com vistas a colher subsídios à elaboração de ato regulamentar, a ser expedido pela ANEEL, para aprovação dos módulos das REGRAS conforme minuta de Resolução proposta (Anexo II).



167. Adicionalmente, propomos a aprovação definitiva, pela Diretoria da minuta de Despacho, constante do Anexo I, que confere tratamento do módulo Alocação de Geração Própria vigente e correção das disposições sobre a realocação da garantia física excedente e do montante passível de cessão da energia de reserva.

CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação

BENNY DA CRUZ MOURA Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação

AYMORÉ DE CASTRO ALVIM FILHO Especialista em Regulação

JÚLIA SECHI NAZARENO Especialista em Regulação

ESTEFANIA TORRES GOMES DA SILVA Especialista em Regulação

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Especialista em Regulação

RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU Assessor

De acordo:

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

ANEXO I

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

DESPACHO No xxxxx , DE xx DE SETEMBRO DE 2016

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, no uso

das suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que consta do processo

n° 48500.004717/2015-19, decide: (i) suspender a aplicação do módulo Alocação de Geração Própria,

aprovado pela Resolução Normativa n° 683, de 27/10/2015, atualizado pela Resolução Normativa n°

719, de 17/5/2016; (ii) determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE que

para o ano de 2016 proceda a apuração da alocação de geração própria para abatimento de encargos

a partir da geração mensal resultante da contabilização de cada usina, limitada ao consumo mensal

do agente proprietário da usina; (iii) determinar à CCEE que proceda, após o processo de

contabilização de dezembro de 2016, a verificação, dos montantes dos contratos de repasse de

autoprodução para eventual abatimento da alocação de geração própria no ano de 2017; (iv)

determinar à CCEE que proceda a correção da álgebra da Realocação Excedente de Garantia Física,

constante na Linha de Comando 31.1.1 do Módulo Comprometimento de Usinas, versões 2015.1.4,

2016.1.1 e 2016.2.0, aprovadas pela Resolução Normativa n° 719/2016, de forma que o seu resultado

possa assumir somente valor maior ou igual a zero; e (iv) determinar à CCEE que proceda a correção

da álgebra das linhas de comando 25 e 69 do Módulo Comprometimento de Usinas, versão 2016.2.0,

de modo a considerar no cálculo da garantia física livre dos agentes geradores, o compromisso com

os Contratos Bilaterais Regulados – CBRs.

ANEXO II

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA No , DE DE DE 2016

Aprova as Regras de Comercialização de

Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema de

Contabilização e Liquidação – SCL.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –

ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em

vista o disposto no art. 3°, incisos XIV e XVII da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nos arts.

1° e 4° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, no art. 1°, §1°, inciso II, e no art. 2°, §1°, do

Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004, e o que consta do processo n° 48500.004717/2015-19,

decide:

Art. 1° Aprovar as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema

de Contabilização e Liquidação – SCL, na forma dos módulos do Anexo I.

Art. 2° Ficam revogadas:

I – a Resolução Normativa n° 168, de 10/10/2005;

II – a Resolução Normativa n° 223, de 20/6/2006;

II – a Resolução Normativa n° 254, de 27/2/2007;

III – a Resolução Normativa n° 341, de 2/12/2008;

IV – a Resolução Normativa n° 385, de 8/12/2009;

Art. 2° Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO


ANEXO I DO DESPACHO XX/2016 – Módulos das Regras de Comercialização

Módulo Vigência Versão

aprovada

Medição Contábil jan/17 2017.1.0

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE jan/17 2017.1.0

Contratos jan/17 2017.1.0

Comprometimento de Usinas jan/17 2017.1.0

Consolidação de Resultados jan/17 2017.1.0

Penalidades de Energia jan/17 2017.1.0

Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST jan/17 2017.1.0

Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR jan/17 2017.1.0

Receita de Venda de CCEAR jan/17 2017.1.0

Contratação de Energia de Reserva jan/17 2017.1.0

MCSD jan/17 2017.1.0

Votos e Contribuição Associativa jan/17 2017.1.0

Alocação de Geração Própria jan/17 2017.1.0

Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear jan/17 2017.1.0

Repasse do Risco Hidrológico do ACR jan/17 2017.1.0

Glossário de Termos jan/17 2017.1.0

Nota Técnica nº 224/2016 SRM/ANEEL · Glossário de Termos. 7. Por meio da correspondência...

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Transcript of Nota Técnica nº 224/2016 SRM/ANEEL · Glossário de Termos. 7. Por meio da correspondência...