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Análise da participação de Pequenas Centrais Hidrelétricas no
Mecanismo de Realocação de Energia
Andressa Soares dos Santos
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientadores: Carmen Lúcia Tancredo Borges Leontina Maria Viana Graziadio Pinto
Rio de Janeiro
Setembro 2017
Análise da participação de Pequenas Centrais Hidrelétricas no
Mecanismo de Realocação de Energia
Andressa Soares dos Santos
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL
DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A
OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA
Examinada por:
_______________________________________________
Prof. Carmen Lucia Tancredo Borges, D.Sc.
_______________________________________________
Prof. Leontina Maria Viana Graziadio Pinto, D.Sc
_______________________________________________
Prof. Djalma Falcão Mosqueira, Ph.D.
_______________________________________________
Prof. Glauco Nery Taranto, PhD.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
Setembro de 2017
Santos, Andressa Soares dos.
Análise da participação de Pequenas Centrais
Hidrelétricas no Mecanismo de Realocação de Energia/
Andressa Soares dos Santos – Rio de Janeiro: UFRJ/
ESCOLA POLITÉCNICA, 2017.
IV, 81 p.: il.; 29,7 cm.
Orientadores: Carmen Lucia Tancredo Borges, Leontina
Maria Viana Graziadio Pinto
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 79-81.
1. Mecanismo de Realocação de Energia. 2. Risco
Hidrológico. 3. Estudo de Caso. I. Borges, Carmen Lucia
Tancredo et al.II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,
UFRJ, Engenharia Elétrica. III. Título.
2.
i
Agradecimentos
Em primeiro lugar, agradeço aos meus pais, André Luiz e Sandra de Cássia, por
terem me apoiado e incentivado ao longo de toda a minha vida. Também agradeço ao meu
irmão por sempre estar ao meu lado e torcer muito por mim.
Gostaria de agradecer a todos da Engenho, que me ensinaram muito e contribuíram
bastante para no início da minha vida profissional. Agradeço especialmente à Leontina, que
abriu diversas portas para mim e tem servido como uma grande fonte de inspiração.
Agradeço a todos os meus professores do Departamento de Engenharia Elétrica,
que foram vitais para minha formação acadêmica. Em especial, menciono a Professora
Carmen, que, além de ser minha orientadora neste projeto, foi minha professora em duas
das matérias que mais gostei no curso e as ministrou com dedicação e entusiasmo.
Por fim, menciono todos os meus companheiros de curso que passaram por esta
jornada junto comigo. Principalmente, minha amiga Anny Elena, que sempre esteve ao meu
lado e me ajudou sempre que precisei,
ii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Elétrico
Análise da participação de Pequenas Centrais Hidrelétricas no Mecanismo de Realocação
de Energia
Andressa Soares dos Santos
Setembro/2017
Orientador: Carmen Lúcia Tancredo Borges
Co-orientador: Leontina Maria Viana Graziadio Pinto
Curso: Engenharia Elétrica
O Sistema Elétrico Brasileiro apresenta uma matriz de geração bastante diversificada com
uma grande presença de fontes renováveis. Estas trazem insegurança para a operação do
sistema devido à incerteza da disponibilidade da fonte primária de energia. Nesse sentido,
as usinas termelétricas e as hidrelétricas com grandes reservatórios atuam no sentido de
fornecer segurança e confiabilidade no atendimento à carga. Estas últimas, entretanto, vêm
se tornando mais escassas no sistema, aumentando cada vez mais a complexidade e a
importância das decisões de despacho tomadas pelo ONS. A imprevisibilidade na geração
pode desestimular os investimentos no setor, pois grande parte dos contratos de energia
são por quantidade, ou seja, os geradores são obrigados a fornecer uma quantidade mensal
de energia para o comprador. A fim de reduzir uma parcela desse risco, foi criado o
Mecanismo de Realocação de Energia em 1998. Este busca compartilhar o risco hidrológico
entre todos os empreendimentos que o integram. O MRE é compulsório para todas as
usinas com despacho determinado pelo ONS e opcional para as PCHs. Nos últimos anos,
vem ocorrendo uma queda no GSF (Generating Scaling Factor), o que tem preocupado os
geradores hidrelétricos quanto à estabilidade financeira de seus empreendimentos. O
presente trabalho busca apresentar o MRE, contextualizando-o dentro do SIN e
apresentando a forma como ele é contabilizado pela CCEE. Além disso, é feita uma breve
discussão a respeito das questões atuais que envolvem o MRE e, por fim, é apresentado
um estudo de caso para avaliar as vantagens da participação de duas PCHs no mecanismo.
Palavras-chave: Mecanismo de Realocação de Energia, Risco hidrológico,
Comercialização de energia, Pequenas Centrais Hidrelétricas.
iii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Engineer.
Analysis of the participation of Small Hydropower Plants in the Energy Reallocation
Mechanism
Andressa Soares dos Santos
September/2017
Advisor: Carmen Lúcia Tancredo Borges
Co-advisor: Leontina Maria Viana Graziadio Pinto
Course: Electric Engineering
The Brazilian Electric System has a very diverse generation matrix with an expressive
participation of renewable sources. These ones bring insecurity to system operation
because of the uncertainty about the availability of the primary source of energy. In this
sense, thermoelectric plants and hydroelectric plants with large reservoirs provide security
and reliability to meeting energy demand. However, hydroelectric plants with large reservoirs
are becoming scarcer, which increases the complexity and importance of dispatch decisions
taken by ONS. The generation unpredictability may discourage investments in the electricity
sector since a great part of the power purchase agreements are by quantity of energy. This
means that the generator has to provide an agreed value of energy each month to the buyer.
As an attempt to mitigate part of these risks, in 1998, the Energy Reallocation Mechanism
(MRE) was created. Through this mechanism, hydro plants that are part of MRE share the
hydrological risks among each other. Participation in MRE is mandatory for all hydropower
plants whose generation is determined by ONS, but it is optional to PCHs (small hydropower
plants). In the last few years, GSF (Generation Scaling Factor) has been decreasing, which
has been worrying hydro generators about the financial stability of their enterprises. The
current paper presents MRE, contextualizing it inside the National Integrated System (SIN)
and showing how it is accounted by CCEE. Besides, a brief discussion about the current
issues involving MRE is brought forward and, in the end, the paper presents a case study
to evaluate the advantages of two PCHs in participating in the mechanism.
Keywords: Energy Reallocation Mechanism, Hydrological risk, Energy commercialization,
Small Hydropower Plants.
iv
Sumário 1. Introdução ....................................................................................... 1
2. O Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................... 3
2.1 Planejamento da Operação ..................................................................... 5
2.2 Comercialização de Energia Elétrica ........................................................ 15
3. O Mecanismo de Realocação de Energia ................................... 26
3.1 Regras de Comercialização da CCEE sobre o MRE ........ 30
3.1.1 ENERGIA SECUNDÁRIA .............................................................................. 31
3.1.2 DEFICITS E SOBRAS DAS USINAS DO MRE ............................................. 33
3.1.3 NECESSIDADES DE COBERTURA DE GARANTIAS FÍSICAS POR
SUBMERCADO ....................................................................................................... 34
3.1.4 COBERTURA DOS DÉFICITS APURADOS ................................................. 35
3.1.5 ATENDIMENTO DO DIREITO A ENERGIA SECUNDÁRIA.......................... 36
3.1.6 DETERMINAÇÃO DOS AJUSTES TOTAIS DO MRE ................................... 38
3.1.7 COMPENSAÇÃO DA GERAÇÃO NO MRE .................................................. 40
3.1.8 CONSIDERAÇÕES SOBRE O PROCESSO DE CONTABILIZAÇÃO .......... 41
3.2 Situação atual do GSF....................................................... 42
4. Estudo de Caso ............................................................................ 50
4.1 Dados de Entrada ................................................................................. 51
4.1.1 GERAÇÃO E GARANTIA FÍSICA PASSADOS ............................................. 51
4.1.2 DESPACHO FUTURO DOS SUBSISTEMAS ............................................... 52
4.1.2.1 Cenários Escolhidos ...................................................................... 55
4.1.3 GARANTIA FÍSICA FUTURA SAZONALIZAA DOS SUBISISTEMAS .......... 56
4.1.4 GERAÇÃO FUTURA E GARANTIA FÍSICA SAZONALIZADA DE QUELUZ E
LAVRINHAS ............................................................................................................ 57
4.1.5 PARTICIPAÇÃO DE ITAIPU .......................................................................... 57
4.1.6 TARIFA DE OTIMIZAÇÃO DE ENERGIA ...................................................... 58
4.2 Dados de Entrada ................................................................................. 59
4.2.1 PASSADO ...................................................................................................... 59
4.2.2 CENÁRIOS FUTUROS .................................................................................. 65
5. Conclusão ..................................................................................... 75
Referências Bibliográficas................................................................78
1
1. Introdução
O Sistema Elétrico Brasileiro é predominantemente hidrotérmico, o que aumenta a
complexidade do despacho de geração, já que o recurso energético das hidrelétricas é a
água, cuja disponibilidade depende do regime de chuvas. A decisão presente em relação a
turbinar ou armazenar a água de uma usina hidrelétrica depende da expectativa futura de
afluências, ou seja, é acoplada no tempo. Esta decisão não é tomada pelo próprio dono do
empreendimento, mas pelo Operador do Sistema, que avalia qual é a opção que trará os
maiores benefícios econômicos e garantirá a segurança de suprimento para o sistema
como um todo.
A interligação nacional do sistema elétrico permite que, em momentos em que haja
abundância de recursos energéticos em uma região do país, economize-se a água das
demais regiões. Essa característica é benéfica para a operação, porém torna a
comercialização de energia por parte dos empreendimentos hidrelétricos complexa, pois
sua geração não depende apenas do histórico de vazões do rio em que estão localizados,
mas também do ganho que sua geração traria para o sistema de modo geral.
A fim de mitigar os riscos inerentes à operação comercial deste tipo de
empreendimento, foi criado o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que faz com
que, ao fim de cada período de contabilização, cada usina pertencente a ele receba seu
nível de garantia física nivelado pelo desempenho conjunto de todas as usinas pertencentes
ao mecanismo.
A participação no MRE é compulsória para todas as usinas hidrelétricas que
possuem despacho centralizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), ou seja, que
possuem sua geração determinada pelo Operador. As Pequenas Centrais Hidrelétricas
(PCHs), que são empreendimentos hidrelétricos com potência instalada menor ou igual a
30 MW, não fazem parte desta modalidade de despacho, pois são de pequeno porte e, por
isso, não possuem reservatórios de regulação e sua operação não afeta de forma
significativa a operação das usinas localizadas no mesmo rio que elas. Dessa forma, sua
participação no MRE é opcional, cabendo ao dono da PCH determinar se a melhor
estratégia comercial para ele será integrar ou não o bloco de usinas participantes.
O presente trabalho busca realizar uma discussão sobre o mecanismo, sua
motivação e forma de aplicação, assim como abordar sucintamente a atual situação que
abrange as usinas participantes. Além disso, será realizado um estudo de caso a fim de
2
avaliar de forma teórica as vantagens da permanência de duas PCHs, Queluz e Lavrinhas,
no MRE a partir de seu desempenho passado e de projeções futuras.
No Capítulo 2 será apresentado um panorama do Sistema Elétrico Brasileiro,
englobando uma introdução aos principais agentes institucionais que atuam para o
funcionamento integrado do sistema; uma explicação geral sobre a forma como é feita a
operação e a comercialização no SIN, de forma a enriquecer a compreensão sobre o MRE,
as razões de sua existência e os principais conceitos envolvidos.
No Capítulo 3 será dado um enfoque no próprio Mecanismo de Realocação de
Energia, expondo o que é o mecanismo, como é feita sua contabilização pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e as principais questões que o envolvem
atualmente.
No Capítulo 4 será apresentado o estudo de caso a respeito da participação das
PCHs Queluz e Lavrinhas no MRE. Para isso, serão apresentados os dados de entrada
utilizados e os resultados numéricos obtidos. Neste capítulo também serão explicitadas as
premissas adotadas e as simplificações realizadas. Os resultados do estudo de caso serão
apresentados tanto em função do fluxo de energia das PCHs quanto em função dos seus
resultados financeiros. Os dados numéricos obtidos serão analisados focando nas
vantagens ou desvantagens que o mecanismo traz para cada um dos empreendimentos.
O Capítulo 5 apresentará as conclusões finais acerca dos resultados do trabalho,
comentando sobre a decisão obtida a respeito da permanência das PCHs no MRE
baseadas nas saídas do estudo de caso. Além disso, serão feitas considerações a respeito
de outros fatores a serem levados em conta dado o atual processo de reestruturação que
o Sistema Elétrico vem passando nos dias atuais.
3
2. O Sistema Elétrico Brasileiro
O atual Modelo do Setor Elétrico Brasileiro teve início em 2004 e foi resultado de um
processo de reestruturação em resposta ao racionamento ocorrido em 2001. Os principais
objetivos deste modelo são: a modicidade tarifária, a confiabilidade no suprimento de
energia e a universalização de seu acesso (TOLMASQUIM, 2015).
Para o funcionamento harmonioso deste novo sistema, é necessária a atuação
integrada de diversos agentes com diferentes objetivos e atribuições. Podemos citar como
agentes institucionais do Setor Elétrico: o Conselho Nacional de Política Energética
(CNPE), o Ministério de Minas e Energia (MME), o Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico (CMSE), a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Empresa de Pesquisa
Energética (EPE), o Operador Nacional do Sistema (ONS) e a Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica (CCEE).
É necessário haver investimento constante no setor para que haja geração de
energia suficiente para atendimento à carga e meios físicos para que esta chegue ao seu
consumidor final. Ao mesmo tempo, esta energia deve ser vendida a um preço que os
usuários possam pagar. Deve haver um esforço no sentido de equilibrar o interesse dos
agentes que fornecem os serviços de geração, transmissão e distribuição, que visam ao
lucro, e os consumidores finais, que desejam pagar a menor tarifa possível. A seguir, será
feito um resumo de algumas das principais características destes órgãos de forma a
explicitar um pouco melhor a forma como o Novo Modelo lida com essas questões.
O CNPE foi criado pela Lei nº 9.478/1997 e regulamentado pelo Decreto nº
3.520/2000. É um órgão do governo ligado à Presidência da República e presidido pelo
ministro de Minas e Energia. Seu papel é estabelecer diretrizes para garantir o uso
apropriado dos recursos energéticos do país. No âmbito do setor de energia elétrica, é o
órgão responsável por indicar a necessidade dos Leilões Estruturantes e possui a obrigação
de estabelecer critérios para garantia do suprimento e manutenção da modicidade tarifária
(TOLMASQUIM, 2015).
As indicações feitas pelo CNPE são traduzidas em políticas pelo Ministério de Minas
e Energia. O Ministério exerce o papel de Poder Concedente no setor de energia elétrica.
Ele tem como atribuições o estabelecimento de diretrizes para os leilões de energia, a
celebração dos contratos de concessão e a expedição dos atos autorizativos e as definições
das garantias físicas dos empreendimentos (TOLMASQUIM, 2015).
4
O CMSE, criado pela Lei nº 10.848 de 2004 e constituído pelo Decreto nº 5.175, tem
o papel de fiscalização das atividades de geração, transmissão, distribuição,
comercialização, importação e exportação de energia elétrica, gás natural, petróleo e seus
derivados. Ao identificar alguma situação de risco de suprimento, o CMSE deve criar
propostas de ações para manter ou restaurar a segurança do atendimento e encaminhá-
las ao CNPE (TOLMASQUIM, 2015).
A ANEEL é o órgão regulador do Setor Elétrico e está vinculada ao MME. Apesar
disto, há autonomia de gestão e suas decisões são independentes. Dentre as diversas
responsabilidades da ANEEL, podemos mencionar a regularização da geração,
transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica; a fiscalização de
concessões, de permissões e dos serviços de energia elétrica; a implementação de
políticas e diretrizes do governo federal relativas à exploração de energia elétrica e ao
aproveitamento dos potenciais hidráulicos; o estabelecimento de tarifas; a intermediação
de divergências entre os agentes do setor elétrico e a promoção de atividades de outorgas
de concessão, permissão e autorização de empreendimentos e serviços de energia elétrica
por delegação do Governo Federal (ANEEL, 2017).
A EPE foi uma instituição criada no Novo Modelo com a função de exercer as
atividades de estudos para o planejamento da matriz energética, objetivando a expansão
do sistema e a redução dos riscos de racionamento ou cortes de carga. A EPE é a
responsável por elaborar o Plano Decenal de Energia (PDE), o Plano Nacional de Energia
(PNE) e o Programa de Expansão da Transmissão (PET). Esses estudos, de longo prazo,
mapeiam as necessidades futuras para a expansão do Sistema Interligado. Ela também é
encarregada de calcular o Custo Marginal de Expansão, que será mencionado mais adiante
(TOLMASQUIM, 2015).
O ONS foi criado pela Lei nº 9.684/1998 e é uma pessoa jurídica de direito privado,
sem fins lucrativos, cuja função é coordenar a operação dos Sistema Interligado Nacional
(SIN). Suas principais atribuições são o planejamento e a programação da operação do
Sistema, realizando o despacho centralizado de diversos agentes geradores. Também
realiza atividades de supervisão e controle das operações do SIN e das interligações
internacionais. O ONS realiza estudos de forma a propor reforços na rede (TOLMASQUIM,
2015).
A CCEE foi criada por meio da Medida Provisória nº 144/2003, posteriormente
convertida na Lei nº 10.848/2004 e substituiu o antigo Mercado Atacadista de Energia. Ela
é responsável por fiscalizar e coordenar todas as atividades relacionadas à comercialização
5
de energia, tanto no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) como no Ambiente de
Contratação Livre (ACL). Ela é responsável pela liquidação financeira dos valores de
compra e venda de energia. Para realização dessas atividades, ela também se encarrega
da medição dos montantes gerados, do registro de todos os contratos em ambos os
ambientes de contratação e do cálculo do Preço de Liquidação de Diferenças. Para garantir
a segurança do suprimento de energia e possibilitar a liquidação de todas as quantidades
contratadas, a CCEE também é responsável pela contratação de Energia de Reserva e por
manter a Conta de Energia de Reserva (CONER) (TOLMASQUIM, 2015).
Todos esses agentes possuem uma série de atribuições que vão bem além das que
foram brevemente expostas. Apesar de possuírem autonomia em suas operações, todos
eles conversam e atuam de forma integrada para que haja garantia de atendimento à carga
sem que haja tarifas extremamente elevadas.
Para a realização da discussão de que trata o presente trabalho, é importante se
entender sobre a forma como se dá a operação física do sistema e também as diretrizes
gerais que regem a comercialização de energia. Estes dois tópicos serão brevemente
abordados antes de explicarmos em detalhes as Regras de Comercialização que envolvem
o Mecanismo de Realocação de Energia.
2.1 Planejamento da Operação
A matriz energética brasileira é bastante diversificada. Verifica-se um domínio das
chamadas fontes renováveis, que compreendem a energia proveniente de fontes hidráulica,
eólica, solar e também térmica a biomassa.
Figura 1: Capacidade Instalada no Brasil em 2012 e 2017. Fonte: Elaboração própria a partir de
dados da ANEEL.
6
Apesar dessa diversidade de fontes, a ascensão das fontes eólicas, solar e
biomassa ainda pode ser considerada recente. A geração solar de grande porte ainda é
muito incipiente e este tipo de fonte ainda está mais presente em instalações menores,
principalmente no âmbito da geração distribuída. Já a energia eólica vem apresentando um
crescimento bastante expressivo nos últimos anos, representando mais de 6,5% da matriz
de energia elétrica atualmente, segundo dados do Banco de Informações de Geração (BIG)
da ANEEL.
Juntamente com o crescimento dessas fontes, há a redução na expansão de usinas
hidrelétricas com reservatórios. Segundo o PDE 2024, a expansão hidrelétrica é estimada
em 28,35 GW. No entanto, o acréscimo na capacidade de armazenamento é apenas de
cerca de 2,6 GW médios (EPE, 2015). Assim, há um crescimento expressivo da capacidade
instalada para atender à uma demanda também crescente, porém, a possibilidade de se
“estocar” o recurso hídrico se torna proporcionalmente reduzida.
Os reservatórios funcionam como “baterias” para o SIN. Devido à imprevisibilidade
das afluências que chegam às bacias das usinas, é importante ter um meio de manter a
geração hidrelétrica mesmo em períodos mais secos. Essa questão possui um viés tanto
ambiental quanto econômico.
As grandes usinas hidrelétricas, por serem construções de grande porte que exigem
construção de barragens e o alagamento das áreas próximas, possuem um custo de
investimento bastante elevado. No entanto, uma vez construído o empreendimento, os
custos de manutenção e operação são bem pequenos. Para fins de planejamento da
operação, considera-se que as hidrelétricas possuem um custo de operação presente nulo,
pois ele varia muito pouco em função da quantidade de energia gerada e não há custo
adicional com combustível, pois o recurso energético é a água.
Em períodos secos, a alternativa à geração hidráulica é acionar as usinas térmicas.
Estas, além de serem muito mais poluentes, possuem um custo de investimento baixo e
um custo variável alto. Esse custo varia em função do tipo de combustível utilizado por cada
usina. Entretanto, no Plano Decenal de Energia, prevê-se uma expansão baseada
principalmente no gás natural, que é menos poluente do que outros combustíveis fósseis,
como o carvão mineral, óleo diesel e outros derivados do petróleo.
O carvão mineral está presente em abundância no Brasil, mas é também o
combustível que mais polui. Além disso, ele é combustível de usinas a vapor, que são
menos eficientes do que usinas a gás ou a ciclo combinado. O gás natural, apesar de emitir
menos gases poluentes, possui produção nacional limitada, tendo, muitas vezes, que ser
7
importado de países como a Bolívia, o que faz com que seu preço esteja fortemente
indexado à variação do câmbio, que, especialmente na situação política atual, é bastante
imprevisível (TOLMASQUIM, 2016).
A geração baseada nos ventos, na energia luminosa do Sol e a térmica à biomassa
também possui um custo de operação baixo, já que os ventos e a luz são recursos
presentes na natureza e a biomassa em geral utiliza-se de resíduos que seriam
descartados. No entanto, considera-se que essas fontes são não despacháveis. Isto quer
dizer que não se pode programar a operação dessas usinas em função da grande
variabilidade da energia primária de cada uma delas.
A biomassa é um pouco mais controlável, mas esta possui uma sazonalidade
extremamente acentuada. No Brasil, o principal produto de usinas térmicas a biomassa é o
bagaço-de-cana, que possui uma disponibilidade restrita a determinado período do ano
dependendo da região (TOLMASQUIM, 2016).
Na lista de usinas não despacháveis, podemos incluir as Pequenas Centrais
Hidrelétricas e as Centrais Geradoras Hidrelétricas, que são empreendimentos de geração
a partir de fonte hidráulica com potência instalada inferior a 30 MW e 1 MW,
respectivamente. As PCHs e CGHs não possuem reservatórios, atuando como usinas a fio
d’água. Esses empreendimentos não necessitam de uma altura de queda elevada e sua
construção possui baixo impacto ambiental. Os donos desses empreendimentos, inclusive,
podem atuar como autoprodutores, gerando energia apenas para seu próprio consumo.
Em países com uma matriz majoritariamente térmica, a operação econômica do
sistema envolve um grau de complexidade menor do que sistemas hidrotérmicos. As usinas
são despachadas do menor para o maior preço, respeitando-se as restrições elétricas da
rede, os custos de ligamento e desligamento das máquinas e o tempo de tomada de carga.
Assim, excetuando-se os intervalos de tomada de carga e de parada, a operação de um
sistema térmico é desacoplada no tempo; ou seja, a decisão das usinas que geram em um
instante de tempo não afeta o despacho do instante seguinte.
Um sistema hidrotérmico inclui uma série de outras considerações. Devido ao
desconhecimento das condições hidrológicas, a decisão de usar a água hoje pode impactar
seriamente no custo de operação futuro. Esta afirmação só é válida para sistemas com
capacidade de regularização, pois a opção da não geração por fonte hidráulica só resulta
em uma economia futura se este volume “poupado” puder ser usado posteriormente.
Além do acoplamento temporal, também temos um acoplamento espacial. O
Sistema Elétrico Brasileiro possui como forte característica a existência de usinas
8
hidrelétricas em cascata. Dessa forma, num mesmo rio, podemos ter diversas usinas
localizadas em diferentes níveis. Estocar água numa usina localizada à montante do rio
(nível superior) afeta na geração das usinas à jusante (nível inferior), pois a quantidade de
água que chega para estas é menor do que seria se a usina a montante decidisse turbinar
a água ou até mesmo vertê-la.
O despacho da geração também deve considerar o uso múltiplo da água. Este
recurso é vital para a manutenção da vida de qualquer sociedade. Além da geração de
energia elétrica, a água disponível também deverá ser usada para a pesca, irrigação,
navegação, saneamento, entre outros. Esses aspectos representam restrições adicionais à
quantidade de água que poderá passar pelas turbinas. Cabe ao ONS determinar a
quantidade que cada usina deverá gerar, buscando coordenar o uso múltiplo da água de
maneira a garantir a operação mais econômica e reduzir o risco de déficit.
Apesar da integração nacional do Sistema Elétrico adicionar uma grande
complexidade à operação, ela possui como vantagem o aproveitamento da
complementaridade das vazões das diversas regiões do país.
O SIN é comumente repartido em quatro grandes regiões, também chamadas de
subsistemas ou submercados, quais sejam: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
Cada região possui suas particularidades. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste é onde se
concentra a maior parte da carga do SIN e também é o que possui maior capacidade de
armazenamento. O regime de vazões dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Norte e
Nordeste possuem uma sazonalidade parecida, possuindo seus períodos úmidos
concentrados nos meses de dezembro a abril. Já as bacias do Sul são complementares
com as demais regiões, tendo seu período úmido de junho a novembro. Podemos observar
esta característica na Figura 2, que apresenta a Média de Longo Termo (MLT) das energias
afluentes dos subsistemas.
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Figura 2: Média de Longo Termo das ENAs dos subsistemas a partir de 29/04/2017. Fonte:
Elaboração própria a partir de dados do ONS.
No PDE, grande parte da expansão hidrelétrica prevista se encontra na região
Norte, que possui uma abundância de bacias hidrográficas e é a região que possui maior
disponibilidade de recurso não explorado. Ela também é a região que apresenta a menor
carga. Assim, o subsistema Norte age como exportador para as demais áreas durante a
maior parte do tempo. A região Sul pode exportar energia para as demais em seu período
chuvoso, evitando o excessivo desperdício do recurso hídrico por meio de vertimentos.
Simplificando, o dilema do operador do sistema consiste em decidir se a energia
usada para atender à carga será proveniente de usinas térmicas ou hidrelétricas. Se
gerarmos por meio de hidrelétricas e, no futuro, houver vazões abundantes, então a decisão
tomada foi correta. Caso o futuro apresente secas, grande parte da geração será derivada
de térmicas, tanto das mais baratas quanto de térmicas mais caras. Antecipando esse
cenário, a decisão mais econômica seria gerar a partir das térmicas mais baratas no
presente e no futuro. Numa situação extrema, as secas poderiam levar ao corte de carga.
Em contrapartida, num primeiro momento, sendo conservador, o operador poderia
optar por acionar diversas térmicas antevendo uma situação de seca rigorosa. Caso esse
cenário se confirme, sua cautela terá sido recompensada. Todavia, se houver chuvas em
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excesso, essas térmicas terão gerado mais do que o necessário, encarecendo a operação,
e haverá vertimento por parte das hidrelétricas, o que também configura desperdício.
As usinas térmicas são despachadas pela chamada ordem de mérito. Isto significa
que as térmicas mais baratas são chamadas para gerar antes das mais caras. Elas são
classificadas por ordem de CVU (Custo Variável Unitário). Este custo engloba todos os
custos operacionais da usina que não estão inclusos na Receita Fixa, tais como o custo do
combustível e os custos de operação e manutenção associados à geração flexível de
energia elétrica. Os procedimentos de cálculo do CVU para fins de despacho estão
definidos no art. 3º da portaria do MME nº 42, de 1º de março de 2007. Este custo leva em
consideração o preço de referência de cada tipo de combustível, assim como a taxa de
câmbio destes.
Por esta lógica, as hidrelétricas deveriam ser despachadas quando seu valor fosse
inferior ao custo das térmicas. Qual seria então o “valor da água”? O valor da água
representa o quanto a decisão de gerar um MW a mais de água hoje encarecerá a operação
futura do sistema.
O planejamento da operação do Sistema Elétrico se trata de um problema de
otimização, cujo objetivo é minimizar os custos do parque gerador. Este problema engloba
restrições de segurança, incluindo um custo de déficit e uma curva de aversão ao risco para
reduzir o corte de carga.
Queremos minimizar uma função custo, que considera que o preço da geração
térmica é equivalente ao CVU delas e a geração hidrelétrica possui custo nulo, mas a
utilização da água impacta no custo de operação de outros intervalos de tempo. Dessa
forma, possuímos um custo imediato, que equivale à utilização das térmicas e um custo
futuro, relacionado com a expectativa de despacho térmico.
A Figura 3 representa a composição dos custos de operação do sistema em função
do volume final do reservatório. Se resolvermos deplecionar o reservatório (volume final
nulo), teremos um custo imediato baixo, pois estaremos utilizando a água para atendermos
à demanda. Já o custo futuro será elevado, pois não teremos mais recurso hídrico no final
do período considerado. Caso resolvamos estocar toda a água no reservatório, teremos um
custo imediato elevado, pois estaremos fazendo uso das térmicas. O custo futuro, em
compensação, será pequeno.
11
Figura 3: Representação dos custos envolvidos no planejamento da operação.
A derivada da função Custo Imediato representa o custo de geração térmica ou o
custo de déficit. Já a da função custo futuro, equivale ao custo ou valor da água. O ponto
ótimo da operação é aquele em que essas derivadas se anulam (CCEE/ONS, 2016).
Apesar de o problema ter uma conceituação relativamente simples, a obtenção da função
custo futuro envolveria um conhecimento das afluências que ocorrerão. No entanto, as
vazões de água que chegam aos rios possuem um alto grau de incerteza.
Estudos realizados a partir do histórico de vazões disponíveis desde 1931
permitiram estudar o comportamento estatístico desse fenômeno. Foi selecionado o modelo
autorregressivo periódico para se ajustar às séries conhecidas. A sazonalidade marcante
dos regimes de vazões é o motivo para a escolha de um modelo periódico. Por meio do
modelo estocástico, é possível definir-se uma quantidade bem grande de hipóteses de
afluências. O cálculo do Custo Futuro pode ser feito acompanhando cada uma dessas
hipóteses e obtendo-se a média de todas elas, resultando, assim, num Custo Futuro Médio
(CCEE/ONS, 2016).
É possível utilizar-se séries sintéticas, geradas a partir de modelos probabilísticos
de vazões, ou séries históricas para a simulação da operação futura do sistema. A
representação por séries históricas significa adotar a hipótese de que uma condição de
hidrologia passada voltaria a ocorrer no futuro. Este método resulta em um tratamento
determinístico do problema, pois assume-se conhecidas as afluências futuras. As séries
sintéticas resultam em uma árvore de afluências e cada nó desta árvore abre-se em
12
diversas possibilidades. Essas possibilidades estão associadas a uma probabilidade de
ocorrência. Esta abordagem estocástica é a utilizada para no planejamento da operação
energética por se considerar que ela representa melhor a incerteza da hidrologia
(CCEE/ONS, 2016).
O Operador Nacional do Sistema utiliza uma série de modelos computacionais para
planejar a operação. Cada um dos programas utilizados possui uma discretização distinta
e diferentes níveis de simplificação do problema. Os resultados dos programas com uma
modelagem mais ampla e horizonte de estudo mais longo fornecem insumos para os mais
detalhados e com horizonte de estudo mais curto. Assim, é possível modelar um problema
de grande porte com menos esforço computacional.
Figura 4: Cadeia de Modelos para Planejamento e Programação da Operação. Fonte: Elaboração
própria a partir de informações do Cepel.
Os principais programas que regem o planejamento da operação são o NEWAVE,
o DECOMP e o DESSEM, desenvolvidos pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica -
CEPEL. Baseando-se no período seco mais longo da região Sudeste/Centro-Oeste, o
planejamento da operação é feito olhando-se cinco anos à frente. Esse horizonte de médio
prazo é adotado pelo NEWAVE. Nele, os intervalos de tempo são separados em etapas
mensais. O DECOMP é utilizado para o planejamento de curto prazo, cujo horizonte é de
apenas alguns meses (de dois a seis) discretizados em intervalos semanais. A
programação diária é feita por meio do DESSEM, que tem um horizonte de uma semana e
cada período está espaçado de trinta minutos (CCEE/ONS, 2016).
O NEWAVE e o DECOMP são utilizados pelo ONS e pela CCEE, tendo passado
por processos de validação na ANEEL com participação de outros agentes de todos os
13
setores da área de energia (geração, transmissão, distribuição e comercialização)
associados a ambas as instituições. O DESSEM foi validado em 2013 e está em processo
de implantação (CCEE/ONS, 2016).
O NEWAVE não representa as usinas de forma individualizada, agregando todas
elas em reservatórios equivalentes de energia. Os reservatórios adotados são similares à
divisão do SIN em subsistemas. Nestes reservatórios, nós temos uma equação de balanço
hídrico.
A energia armazenada é a energia que pode ser gerada através do
deplecionamento dos reservatórios. Além da energia dos reservatórios, há ainda as vazões
que afluem nos reservatórios de todas as usinas em cada instante de tempo. Esta energia
afluente é separada em uma parcela controlável, relacionada com a decisão de estocar ou
armazenar a água e uma parcela à fio, que representa a água que chega para as usinas à
fio d’água. A água que chega para este último conjunto de usinas não pode ser estocada,
devendo ser turbinada ou vertida. Também é transformada em energia a vazão mínima, o
desvio de água (relacionado com os demais usos da água) e a evaporação (CCEE/ONS,
2016).
As usinas que não são despachadas centralizadamente pelo ONS não fazem parte
das usinas que são agregadas em reservatórios equivalentes. Este é o caso de PCHs, por
exemplo. Essas usinas, assim como as usinas eólicas, solar e térmicas à biomassa são
referidas como “Pequenas Usinas” ou “Usinas não Simuláveis Individualmente”. O ONS
estima a produção futura dessas usinas baseada no histórico de geração a partir dos dados
fornecidos pela CCEE e pelos agentes de distribuição através da ANEEL. A partir desses
dados, é calculado um fator de capacidade baseado no tipo de fonte e na região. A geração
dessas usinas é abatida diretamente da demanda nos programas computacionais.
A transformação da água em energia depende da altura de queda da mesma. Como
não se sabe o nível de armazenamento da água quando a vazão chega ao reservatório, a
conversão desta em energia controlável é feita considerando-se 65% do volume útil dos
reservatórios. A conversão também é feita para 0% e 100% do nível dos reservatórios. Com
estes três pontos, é possível aproximar-se uma parábola para corrigir a Energia Controlável,
uma vez conhecido o nível de armazenamento do reservatório. O recurso da parábola
também é utilizado para a Energia de Evaporação, para a Energia de Vazão Mínima e para
a energia relacionada aos demais usos da água (CCEE/ONS, 2016).
Até a vigésima edição do NEWAVE, os reservatórios equivalentes de energia eram
divididos da mesma forma que a repartição entre os quatro subsistemas. No entanto, o
14
Despacho SRG/ANEEL nº 3.276, de 22 de setembro de 2015 aprovou a utilização de nove
reservatórios equivalentes. Além dos quatro subsistemas, também foram incorporadas as
bacias hidrográficas de Itaipu, do Rio Madeira, do Paraná, de Teles Pires e de Belo Monte,
que possuem comportamento bem característico. Cada um desses reservatórios possui
sua própria equação de balanço hídrico. Entretanto, para a condição de atendimento à
demanda, eles são reagrupados nos quatro subsistemas originais (CCEE/ONS, 2016).
Na representação dos REEs (reservatórios equivalentes de energia), as restrições
elétricas internas de cada região não são representadas. Apenas são consideradas aquelas
referentes aos troncos de transmissão entre os subsistemas. O NEWAVE começa sua
execução com o cálculo dos parâmetros de energia para a montagem do Sistema
Equivalente. Em seguida, são gerados cenários sintéticos de energia afluente para a
execução do algoritmo. Após sua convergência, é obtida a Função de Custo Futuro, que
fornece o valor da água (CCEE/ONS, 2016).
O primeiro mês do DECOMP é dividido em etapas semanais. As afluências nestas
primeiras semanas são consideradas conhecidas. Desta forma, recebem um tratamento
determinístico. A partir do primeiro mês, é levada em conta a árvore de afluências baseadas
nas séries sintéticas. O custo futuro dos estados ao fim do horizonte do DECOMP provém
do NEWAVE.
O DECOMP trata as usinas hidrelétricas de forma individualizada. A produtibilidade
das usinas, que representa o quanto sua capacidade de turbinamento varia em função da
altura de queda de seus reservatórios, é tratada como uma função linear por partes para
contornar a impossibilidade de sua representação num problema de Programação Linear.
O DECOMP também considera o tempo de viagem da água, enchimento do volume morto,
geração em pequenas bacias, indisponibilidade de unidades geradoras, entre outras
restrições que enriquecem a modelagem do problema (CCEE/ONS, 2016).
O resultado do DESSEM é utilizado pelo ONS na publicação do Programa Mensal
da Operação do Sistema Interligado (PMO). Este documento procura estabelecer metas e
diretrizes energéticas de curto prazo para garantia da otimização dos recursos de geração
disponíveis.
Em ambos os programas as usinas térmicas são modeladas individualmente. O
corte de carga é representado como uma térmica adicional, cujo “preço” é dado pelo custo
de déficit, que é fixado por resolução da ANEEL.
Um resultado importante para do processo do planejamento da operação é o Custo
Marginal de Operação (CMO). Este valor representa qual seria o gasto adicional de se
15
atender a um MW a mais de demanda no sistema. O valor do CMO será dado pelo valor do
próximo recurso a ser utilizado para suprir esta carga adicional. Se houver água abundante
nos reservatórios, o CMO será o valor da água. Caso este consumo extra seja atendido
com geração térmica, ele será o CVU da próxima térmica a ser despachada. Este parâmetro
é um indicador significativo da situação energética do Sistema. Em períodos de hidrologia
adversa, o CMO se eleva, indicando que a operação do sistema está mais cara. Quando o
valor do CMO é baixo, as condições climáticas estão favoráveis à geração de energia.
Neta seção, foi apresentada de uma forma breve as questões envolvidas na
operação do SIN. A modelagem matemática do problema é complexa e precisa ser
decomposta em uma cadeia extensa de programas de forma que o sistema físico possa ser
representado de maneira adequada e com esforço computacional viável. Os dados de
entrada dos modelos necessitam de uma colaboração e coordenação entre as diversas
entidades discutidas no início do trabalho para que haja abrangência e unicidade de
informação. As premissas adotadas também estão sujeitas à aprovação do Ministério de
Minas e Energia ou da ANEEL e podem sofrer modificações de acordo com o julgamento
do CNPE.
As incertezas envolvidas em todo este processo poderiam desestimular a
participação de agentes econômicos. Apesar de a comercialização de energia ter uma forte
relação com a operação real do sistema, há uma série de mecanismos que auxiliam na
realização das transações financeiras no mercado de energia. A seção seguinte abordará
um pouco como está estruturada a comercialização de energia no Sistema Elétrico
Brasileiro.
2.2 Comercialização de Energia Elétrica
Até o início da década de 1990, o modelo do setor elétrico no Brasil era baseado
em empresas verticalizadas, que detinham o monopólio das áreas de geração, transmissão
e distribuição de energia. O Estado tinha um forte poder regulatório sobres essas
atividades, detendo as outorgas e concessões de todos os segmentos. Em 1980, eclodiu
uma crise motivada pela falta de financiamento na expansão do setor. Inspirado pelo
movimento de privatização oriundo dos demais países no mesmo período, na década de
1990, iniciou-se um processo de reestruturação do setor. Esse movimento buscou a livre
comercialização de energia no Sistema Interligado Nacional (TOLMASQUIM, 2015).
16
A reforma foi marcante por separar a geração e a comercialização da transmissão
e distribuição. Neste período foi criado o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE),
que funcionava como um Mercado Livre de energia. No entanto, antes mesmo do término
do processo de transição entre os modelos, houve o racionamento de 2001, cujo um dos
principais motivos foi a falta de investimento em geração. Com o racionamento, surgiu mais
uma vez a necessidade de repensar a organização do Setor Elétrico Brasileiro. O modelo
que se seguiu, como mencionado, é o que está vigente até o momento.
Uma característica mantida da reforma dos anos 1990 foi a segmentação das áreas
de geração e comercialização das de transmissão e distribuição. Estas duas últimas são
consideradas monopólios naturais, detendo o controle das áreas de sua concessão. Por
este motivo, para se manter a qualidade dos serviços e a modicidade tarifária, são setores
fortemente regulados. A geração e a comercialização, por sua vez, são segmentos cuja
competitividade é estimulada. A disputa entre os diversos agentes geradores promoveria
um constante investimento no setor e a disputa por mercado resultaria em preços mais
acessíveis.
Junto com o novo modelo, foram criados dois ambientes de contratação de energia
elétrica: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre
(ACL). De acordo com o Decreto 5.163/2004, o ACR é o segmento do mercado no qual se
realizam as operações de compra e venda de energia entre agentes vendedores e agentes
de distribuição, precedidas de licitação, ressalvados casos previstos em lei. Já o ACL, é
onde se realizam as operações de compra e venda por meio de contratos bilaterais,
livremente negociados.
Em 2003, foi criada a CCEE para viabilizar a comercialização do SIN, tanto no ACR
quanto no ACL. Os agentes obrigatórios da CCEE são, segundo a Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica:
concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central
geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW;
autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com intercâmbio
igual ou superior à 50 MW;
concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de
distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500
GWh/ano, em relação ao ano anterior;
17
concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de
distribuição de energia elétrica, cujo volume comercializado seja inferior a 500 GWh/ano,
quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada;
autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja
igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior; e
consumidores livres e consumidores especiais;
agentes de geração comprometidos com CCEAR (Contrato de Comercialização de
Energia em Ambiente Regulado) e com CER (Contrato de Energia de Reserva).
Todos os contratos firmados em ambos os ambientes de contratação devem ser
devidamente registrados na CCEE. Ela também é o órgão responsável por aplicar as
penalidades referentes ao não cumprimento das obrigações contratuais.
É importante ressaltar que a atividade de comercialização de energia é um
fenômeno contratual e contábil. Isso significa que o vendedor que tenha negociado uma
determinada quantidade de energia por meio de contratos não necessariamente precisa
entregar fisicamente esta energia para o sistema. No caso do Brasil, cujo despacho é
determinado pelo ONS e que, além disso, possui uma geração expressiva a partir de fontes
intermitentes, essa distinção entre o mundo físico e o mundo contábil é essencial para
viabilizar as operações de compra e venda.
Ademais, um vendedor que possui um empreendimento de geração no Nordeste
pode negociar energia com um comprador do Sudeste. A energia gerada por este
fisicamente seguirá o caminho de menor resistência e atenderá às cargas mais próximas.
Entretanto, o registro da negociação será de uma transação realizada entre os dois
submercados.
De acordo com o Decreto nº 5.163, todos os agentes vendedores deverão
apresentar lastro para a venda de energia de forma a garantir a totalidade de seus
contratos. Este lastro é composto pela garantia física do empreendimento do próprio
vendedor ou de terceiros, podendo ser respaldado por contratos de compra de energia.
Basicamente, para que um agente possa vender energia, ele deve ter meios de assegurar
que é capaz de prover esta energia ou por meio de geração própria ou através da obtenção
de energia de outros empreendimentos.
O conceito de lastro é puramente contábil, mas ele é fundamentado por um conceito
físico, que é o da garantia física. Esta quantidade, segundo o mesmo decreto, representa
o valor máximo de energia associado a um empreendimento que poderá ser usada para
atendimento à carga ou comercialização por meio de contratos.
18
A determinação da garantia física é responsabilidade do MME, sendo o cálculo
realizado pela EPE. O cálculo das garantias físicas é feito em etapas. A primeira delas
consiste na determinação da oferta total do SIN. Esta oferta é determinada através de
simulação estática da operação hidrotérmica utilizando o NEWAVE. São considerados
todos os empreendimentos da configuração de referência adicionados os
empreendimentos para os quais se deseja calcular a garantia física. São inclusas todas as
usinas e interligações existentes por um período de cinco anos. As influências das
condições iniciais são eliminadas com a adição de um período de 10 anos no horizonte de
simulação, antecedendo o período estudado. Também são acrescentados cinco anos
adicionais ao fim deste intervalo para a estabilização do custo futuro (EPE, 2008).
Utilizam-se 2000 séries sintéticas de afluência e mantém-se a proporção entre as
cargas do Sudeste e Sul e as do Nordeste e do Norte. Pode-se variar livremente a oferta
conjunta desses dois grandes blocos e a proporção entre eles. O processo converge
quando, atendendo os critérios de suprimento definidos pelo CNPE, no mínimo um dos
subsistemas atende ao critério de igualdade entre o CMO e o CME (Custo Marginal de
Expansão), admitindo uma tolerância. O somatório da carga de todos os subsistemas nesta
condição é denominada carga crítica (EPE, 2008).
O CME também é calculado pela EPE e tem como objetivo estimar o custo futuro
da expansão da geração, levando em consideração os preços de energia previstos e as
fontes que devem ser instaladas no futuro. Para isso, é feita uma estimativa da expansão
da geração, discriminada por ano de entrada e tipo de fonte e uma estimativa do custo
médio de expansão. Com essas duas informações, o cálculo é consolidado (EPE, 2015).
A carga crítica é rateada entre os blocos hidráulico e térmico, através de fatores
multiplicativos. Estes fatores correspondem à participação das gerações hidráulica e
térmica na geração total obtidas pelo NEWAVE, calculados com base em uma ponderação
pelo CMO.
O rateio da oferta hidráulica é feito proporcionalmente à energia firme de cada usina,
obtido através do modelo de simulação a usinas individualizadas SUISHI. A energia firme
corresponde à geração média das usinas no período crítico. Ela é calculada usando séries
históricas de vazão e a disponibilidade máxima de geração contínua das usinas. O
resultado do rateio é a garantia física das usinas, sendo que pode haver um acréscimo a
ele se a usina possuir reservatório de regularização com usinas a jusante. A garantia física
deve ser limitada à disponibilidade máxima da usina (EPE, 2008).
19
A garantia física das térmicas também é limitada por sua disponibilidade máxima. A
oferta térmica obtida após o rateio deve ser compatibilizada com a disponibilidade da usina.
O excedente é distribuído entre as demais térmicas da configuração na proporção de suas
ofertas originais (EPE, 2008). As usinas inflexíveis ou com CVU nulo, as eólicas e as solares
possuem procedimento de cálculo diferenciado.
A garantia física das PCHs é obtida por meio da média de seu registro de vazões e,
caso já estejam em operação comercial, pode ser calculada pela geração média da usina,
conforme portaria do MME nº 463/2009.
As metodologias de cálculo de garantias físicas estão em constante processo de
revisão, pois é um dado fundamental para que haja uma correta compatibilização entre a
oferta e a demanda no SIN. O agente vendedor não pode vender além de sua garantia
física, mas pode comprometer uma parcela menor dela em seus contratos.
Ao comprador de energia, cabe comprovar suficiência de cobertura contratual de
consumo de energia elétrica e potência. Isto significa que os agentes consumidores devem
adquirir a totalidade de seu consumo por meio de contratos registrados na CCEE.
Os contratos de energia são diferentes em cada ambiente de contratação. O
Ambiente de Contratação Regulada rege a relação entre as distribuidoras e os
consumidores ditos cativos. As distribuidoras, por lei, devem garantir o suprimento da
totalidade de sua demanda. Para isto, cada distribuidora realiza uma previsão da estimativa
de suas cargas para os próximos cinco anos.
A maior parte da energia adquirida pelas distribuidoras se dá por meio de leilões.
No entanto, as distribuidoras também podem adquirir energia por meio de geração
distribuída (limitada a dez por cento de sua carga, de acordo com Decreto 5.163/2004); de
cotas de garantia física (energia negociada com empreendimentos que tiveram concessão
vencida); de cotas de Itaipu (distribuidoras do Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem
compulsoriamente contratar energia de Itaipu na proporção de suas cargas); de cotas de
energia nuclear (referentes à contratação da energia de Angra I e II); de cotas do PROINFA
(contratação de usinas que fizeram parte da primeira fase do Programa de Incentivo a
Fontes Alternativas) e de contratos bilaterais, instituídos antes do estabelecimento do Novo
Modelo (TOLMASQUIM, 2015).
As diretrizes dos leilões de energia são veiculadas em portaria do MME, que prevê
a sistemática do leilão, a data, a modalidade contratual, o início da operação comercial e o
prazo para entrega da declaração de necessidade por parte das distribuidoras
20
compradoras. A EPE realiza a habilitação técnica do empreendimento. A ANEEL elabora o
edital do leilão, que é realizado por ela própria ou pela CCEE por delegação da ANEEL.
Os leilões de energia, em geral, são divididos em leilões de energia nova e leilões
de energia existente. Os leilões de energia existente são concorridos por empreendimentos
que já se encontram em operação comercial e, normalmente, ocorrem um ano antes do
início de suprimento. A Lei nº 13.360/2016 permitiu que esses leilões pudessem ocorrer até
cinco anos antes do começo do fornecimento de energia. Eles visam a contratação dos
montantes de reposição das distribuidoras, ou seja, objetivam realizar a manutenção da
carga das distribuidoras em decorrência do vencimento de contratos existentes. As
concessões resultantes dessa contratação podem durar entre um e quinze anos.
Dentro da categoria de energia existente, também podemos incluir os leilões de
ajuste. Eles são um mecanismo que permite às distribuidoras complementar as quantidades
contratadas nos demais tipos de leilão. A energia contratada nestes está limitada a cinco
por cento da carga das distribuidoras e tem duração máxima de dois anos. Em geral, ele
ocorre poucos meses antes da data de início de suprimento. Diferentemente dos demais
tipos de leilões, ele é realizado por distribuidora, que define o preço-teto do processo.
Os leilões de energia nova podiam ser A-3 ou A-5, ou seja, ocorriam três ou cinco
anos antes da data de início do suprimento. A Lei nº 13.360/2016 permitiu que eles
pudessem ocorrer de sete a três anos antes do começo da operação comercial e as
concessões poderiam ter um prazo de quinze a trinta e cinco anos. Os proponentes
vendedores destes leilões são empreendimentos que ainda não iniciaram operação
comercial. Eles têm como objetivo contratar a energia correspondente ao crescimento
natural das cargas das distribuidoras. O MME anuncia a abertura de um leilão de energia
nova a partir da declaração da necessidade de contratação enviada pelas distribuidoras.
O CNPE pode indicar a necessidade de leilões estruturantes, que também podem
ser considerados como sendo de energia nova. Os projetos estruturantes são
empreendimentos de grande porte, que são de caráter estratégico para o sistema e de
interesse público. Através desses leilões foram negociadas as vendas das energias das
UHEs Santo Antônio, Teles Pires e Belo Monte. Eles foram leilões A-5 com prazo de
concessão de trinta anos. Pessoas jurídicas disputam para poderem investir nessas usinas
e, ao final do leilão, as distribuidoras compram energia do empreendimento.
Há ainda os leilões de fontes alternativas. Estes possuem como objetivo incentivar
a compra de energia a partir de fontes eólica, solar, biomassa e de pequenas centrais
hidrelétricas, que poderiam não ter preços competitivos em leilões com a participação de
21
fontes mais tradicionais. Este tipo de leilão pode ser de empreendimentos que estão ou não
em operação comercial.
Além da divisão entre energia existente e energia nova, os contratos resultantes dos
leilões também podem ser enquadrados em duas modalidades: “por disponibilidade” ou
“por quantidade”. Essas duas modalidades estão relacionadas com a alocação dos riscos
associados à contratação de energia. Na modalidade “por quantidade”, é o vendedor que
assume os riscos hidrológicos, enquanto na “por disponibilidade”, é o comprador que deve
arcar com as consequências de geração abaixo dos níveis esperados.
A modalidade “por quantidade” é a usualmente escolhida na contratação de usinas
hidrelétricas. Nela, o vendedor se compromete a entregar uma quantidade de energia todo
o mês para o comprador no valor estipulado pelo leilão (ajustado anualmente pelo Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA). Caso a geração do empreendimento
ocorra abaixo do valor de energia contratado, o dono da usina deve obter esta diferença
por meio de contratos de compra de energia ou adquirindo-a no Mercado de Curto Prazo.
Assim, o vendedor está sujeito às exposições financeiras decorrentes do não cumprimento
de suas obrigações.
As usinas térmicas convencionais fornecem uma segurança energética ao sistema,
já que elas são usinas despacháveis e a disponibilidade do recurso energético depende
apenas da aquisição do combustível utilizado para acionar as turbinas. Entretanto, estes
são mais caros e, visando uma operação mais econômica, as térmicas são despachadas
apenas em situações de hidrologia menos favorável. Aquelas com custo variável mais
elevado podem permanecer inativas durante a maior parte de sua operação comercial.
Assim, de forma a estimular a contratação e o investimento nessas usinas, foi
estabelecida a modalidade “por disponibilidade” nos leilões de energia, que é geralmente
aplicada às usinas térmicas. Neste caso, o comprador remunera o vendedor pela
“disponibilidade” da usina, ou seja, esta recebe um valor mensal suficiente para cumprir
seus custos fixos de operação, independente de gerar ou não energia. Caso o
empreendimento venha a ser despachado, a distribuidora deve pagar a parcela variável,
equivalente ao CVU da usina, por cada MWh gerado. Portanto, é o comprador que tem de
lidar com as incertezas associadas à operação do sistema.
No ambiente regulado, toda energia é suprida pelas distribuidoras aos chamados
consumidores cativos. A aquisição desta energia é repassada aos consumidores finais por
meio de tarifas, reguladas pela ANEEL. As tarifas cobradas pelos prestadores de serviços
22
de distribuição compreendem os preços da compra de energia, das tarifas de uso dos
sistemas de transmissão e distribuição, além de impostos e encargos.
Já no Ambiente de Contratação Livre, os consumidores possuem a flexibilidade de
negociar energia diretamente com o fornecedor, seja este um agente gerador ou
comercializador de energia. Assim, o relacionamento desses consumidores com as
distribuidoras limita-se unicamente ao pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição (TUSD), caso a carga deste esteja ligado a uma tensão inferior a 230 kV.
Neste ambiente, encontram-se os consumidores livres e livres especiais. Para que
um consumidor cativo possa migrar para o Mercado Livre, ele precisa ter uma demanda de
potência igual ou superior a 3 MW. Para que ele possa retornar à condição regulada, precisa
avisar a concessionária de distribuição com antecedência mínima de cinco anos.
Os consumidores livres especiais possuem uma carga entre 500 kW e 3 MW. Esses
consumidores também podem adquirir energia através de negociações com fornecedores
de sua escolha; no entanto, a energia adquirida deve ser proveniente de fontes
incentivadas, como a eólica, a solar, a térmica a biomassa e a proveniente de Pequenas
Centrais Hidrelétricas (PCHs).
No ACL, os consumidores e comercializadores podem estabelecer contratos de
curto, médio ou longo prazo com agentes geradores. Os termos destes contratos podem
ser livremente negociados entre as partes, assim como o preço da energia negociada. Os
contatos provenientes da livre negociação formam os chamados CCEAL (Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente de Contratação Livre). Apesar da autonomia para
estabelecimento dos termos dos contratos, eles devem ser registrados na CCEE, para que
ela possa fazer a liquidação financeira dos agentes.
Embora as garantias físicas procurem refletir uma quantidade de energia que os
empreendimentos possam assegurar durante a maior parte do tempo, em muitas situações,
a geração associada ao agente em determinado mês pode não ser suficiente para atingir a
quantidade vendida por este. Nestas situações, este agente deve adquirir a diferença no
Mercado de Curto Prazo.
O Mercado de Curto Prazo é onde ocorre a liquidação das diferenças entre o que
foi gerado e o que foi contratado. Quando essa diferença é positiva, o agente vende energia
no MCP; caso seja negativa, ele compra. Todas as transações ocorridas são realizadas ao
Preço de Liquidação de Diferenças – PLD. Essas operações, do ponto de vista do vendedor,
podem ser observadas na Figura 5. Do ponto de vista do comprador, os contratos de
23
compra de energia são comparados com o consumo do agente. Na ótica do comercializador
de energia, os contratos de compra são contrapostos com os de venda.
Figura 5: Liquidação dos Contratos de Energia no Mercado de Curto Prazo sob a ótima do agente
gerador de energia.
O PLD também é calculado por meio do uso do NEWAVE e do DECOMP. Este valor
é definido semanalmente por subsistema e por patamar de carga. Para o cálculo dos
preços, não são consideradas as restrições de transmissão internas de cada subsistema
ou as usinas em operação em teste. A inflexibilidade das térmicas também não é inclusa
na precificação. O PLD será igual ao Custo Marginal de Operação da rodada, caso ele
esteja acima do piso e abaixo do teto do PLD.
Os valores de PLD mínimo e máximo são definidos anualmente pela ANEEL. O valor
mínimo pode ocorrer em condições de hidrologia favorável quando a geração provém
basicamente da geração hidrelétrica. Nesse caso, o piso do PLD busca remunerar os
custos de operação e manutenção de geração desses empreendimentos e fornecer uma
compensação financeira. Já o teto considera os custos variáveis de operação dos
empreendimentos termelétricos disponíveis para despacho centralizado.
A liquidação financeira final do agente é feita mensalmente. Assim, ele pode
gerenciar seus custos ao longo do mês a fim de aumentar seus lucros ou reduzir seus
déficits ao fim da contabilização. Os preços, além de variarem de uma semana para a outra
e de acordo com o patamar de carga (pesada, média e leve), podem ser diferentes entre
os subsistemas caso os limites de intercâmbio entre as regiões tenham sido violados.
A CCEE mantém medições atualizadas da geração de cada agente por meio do
Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE). Ela também, como exposto anteriormente,
possui o registro de todos os contratos de compra e venda de energia, permitindo a
24
contabilização final dos montantes gerados e contratados. As medições da CCEE, para fins
contábeis, são referidas ao chamado “Centro de Gravidade”, que seria o ponto em que os
valores informados pelos agentes de geração e consumo são igualados. Dessa forma, as
perdas na rede são igualmente rateadas entre os geradores e os consumidores.
De forma a garantir que haja energia suficiente para que todas as diferenças possam
ser devidamente liquidadas, o MME pode decretar a necessidade de contratação de energia
de reserva através de leilões, cujo montante será definido por este mesmo órgão com base
em estudos realizados pela EPE. A energia de reserva não compõe lastro comercial, tendo
como objetivo aumentar a segurança energética do Sistema.
A contraparte dos Contratos de Energia de Reserva é a CCEE. Ela é responsável
por gerir a Conta de Energia de Reserva (CONER). Toda energia de reserva contratada é
liquidada no Mercado de Curto Prazo e o montante obtido na liquidação é utilizado para
cobrir os custos da contratação da Energia de Reserva, como o pagamento dos agentes
vendedores, os custos administrativos, financeiros e tributários associados com a
manutenção da CONER. Os eventuais montantes financeiros faltantes para cobertura dos
custos são obtidos por meio de Encargo de Energia de Reserva (ESS).
A exposição ao Mercado de Curto prazo é, em geral, evitada pelos agentes pois os
preços podem variar muito de acordo com a semana, o patamar de carga e os
submercados. Dessa forma, existem alguns mecanismos para estimular os
empreendedores e mitigar um pouco do risco associado com o mercado de energia.
O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo de
compartilhamento dos riscos hidrológicos. As usinas hidrelétricas que utilizam esse
mecanismo possuem seu desempenho nivelado pelo desempenho de todo o bloco. Assim,
mesmo que a usina não seja despachada por motivos externos ao agente (determinação
do ONS, por exemplo), se o Sistema como um todo apresentar uma geração hidrelétrica
acima da garantia física do bloco, esta usina não sentirá os efeitos financeiros de sua
geração abaixo do esperado.
O MRE é um recurso contábil e é aplicado antes do balanço energético do agente a
fim de contabilização dos saldos no Mercado de Curto Prazo. Esse mecanismo é bastante
importante para as hidrelétricas, devido às imprevisibilidades das afluências. Como a
maioria dos contratos regulados de hidrelétricas é por quantidade de energia e todos os
contratos no Mercado Livre também são dessa forma, o dono do empreendimento
hidráulico poderia não estar disposto a assumir tamanho risco caso não houvesse uma
25
forma de, pelo menos, amortecê-lo. O MRE será tratado em mais detalhes no próximo
capítulo, explicando-se como ele funciona e como é feita sua contabilização pela CCEE.
Outro mecanismo de mitigação de risco existente é o Mecanismo de Compensação
de Sobras e Défcits (MCSD), que permite que as distribuidoras descontratem parte de seus
contratos de energia, caso estas apresentem sobras de energia. Ao mesmo tempo,
distribuidoras subcontratadas podem completar seus contratos ao declarar déficits. Esse
tipo de mecanismo é importante, pois as distribuidoras só podem repassar integralmente o
valor da compra de energia para os consumidores caso sua sobrecontratação esteja
limitada a cinco por cento da carga. A subcontratação possui regras de repasse que podem
prejudicar os concessionários de distribuição, já a sobrecontratação acima dos cinco por
cento devem ser integralmente arcadas pelas distribuidoras.
A contabilização realizada pela CCEE é regulamentada pela Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica, pelas Regras de Comercialização e pelos
Procedimentos de Comercialização. As Regras apresentam as bases conceituais e as
equações algébricas que regem as operações da CCEE. Já os Procedimentos de
Comercialização estipulam as condições, prazos e requisitos que devem ser seguidos pelos
agentes. O conteúdo destes é revisto anualmente e eles também são regulados pela
ANEEL.
Após este panorama sobre a operação e a comercialização de energia necessário
para a melhor compreensão do funcionamento do setor e dos fatores que influenciam na
formação dos preços do Mercado de Energia, o próximo capítulo abordará especificamente
o Mecanismo de Realocação de Energia.
26
3. O Mecanismo de Realocação de Energia
O Mecanismo de Realocação de Energia é um instrumento de mitigação dos riscos
hidrológicos, instituído pelo Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, ainda sob a vigência
do Mercado Atacadista de Energia (MAE). Como abordado no primeiro capítulo, o Sistema
Elétrico Brasileiro é predominantemente hidrotérmico e apresenta uma operação complexa
em função da incerteza no comportamento das afluências. O despacho individualizado de
cada usina não depende apenas do dono do empreendimento, mas das decisões do
Operador Nacional do Sistema.
De forma a otimizar os recursos hidrológicos do território nacional, buscando a
minimização dos custos de operação e do risco de déficit, o ONS pode considerar mais
vantajoso deixar de gerar energia a partir da fonte hidráulica no presente a fim de reservar
o recurso hídrico para um instante de tempo posterior. Além disso, por conta da interligação
do sistema elétrico, aproveitando-se da diversidade do regime de vazões das bacias
hidrológicas, o Operador pode despachar as usinas que se encontram em regiões no
período úmido e poupar a água em outras partes do território. Um outro fator a ser levado
em conta é o de que, devido à configuração em cascata de várias usinas hidrelétricas, a
operação ótima individual de um empreendimento pode não corresponder à
operacionalização ótima de todo o conjunto.
O MRE busca retirar o risco individual da operação das usinas e repactuá-lo entre
as todas as usinas que integram o mecanismo. Assim, os agentes donos das usinas não
terão seu desempenho avaliado unicamente pela geração de seu empreendimento, mas,
sim, pela geração do bloco de usinas. O MRE garante que todas as usinas recebam seu
nível de garantia física ao final da contabilização. É importante destacar que o MRE é um
mecanismo utilizado para fins contábeis. Dessa maneira, a energia alocada para cada usina
durante a contabilização do MRE é unicamente para fins de liquidação financeira das
mesmas, mas essa energia transacionada continua sendo computada no submercado da
usina que a gerou.
Na contabilização do MRE, três situações são passíveis de ocorrer:
1. A geração total das usinas do MRE supera o somatório de suas garantias físicas.
Neste caso, haverá a chamada Energia Secundária, que seria uma energia excedente no
sistema. Assim, além do seu nível de garantia física, as usinas do bloco receberão essa
energia extra na proporção de sua garantia física.
27
2. A geração total das usinas do MRE é igual à soma das garantias físicas das usinas
que fazem parte do mecanismo. Essa situação tem um caráter mais didático, sendo
improvável de ocorrer na prática. Para esta hipótese, a energia alocada para cada usina
será exatamente igual ao seu nível de garantia física.
3. A geração total das usinas do MRE é inferior à garantia física agregada das usinas
do bloco. Dessa maneira, não há energia suficiente para suprir o nível de garantia física
das usinas. Para contornar esta situação, calcula-se um fator de ajuste igual à razão entre
a geração das usinas do bloco e sua garantia física agregada. A energia alocada para cada
usina será sua garantia física ponderada por este fator de ajuste.
A contabilização do MRE é feita por semana e por patamar de carga. Ao fim do mês,
é computado o resultado final do agente. A garantia física, como definida anteriormente, é
um valor dado em MW médios. Para fins do MRE, essa garantia física é sazonalizada e
modulada pela CCEE. Além desses dois procedimentos, deste fator também é decrescida
a indisponibilidade da usina e é feito o rateio das perdas na Rede Básica.
A sazonalização da garantia física converte os valores anuais médios da usina em
MW médios em valores mensais em MWh. A garantia física sazonalizada considerada para
fins do MRE não é a mesma utilizada pela CCEE para apuração das penalidades por
insuficiência de lastro. Para fins do MRE, os agentes donos das usinas definem os
montantes mensais que serão utilizados para processamento do mecanismo. Itaipu, usinas
submotorizadas, que tiveram a concessão renovada, que iniciam ou terminam o período de
concessão no ano em questão ou que não queiram declarar valores de sazonalização
possuem seus montantes definidos de acordo com o perfil dos demais agentes (CCEE,
2016).
Estes valores são ajustados em função da média das perdas internas relacionadas
com a operação das usinas. A garantia física definida em ato regulatório é determinada na
barra de saída do gerador; assim, para usinas que tiveram sua garantia física definida desta
forma, é preciso aplicar aos montantes sazonalizados um fator de ajuste em função das
perdas internas médias de cada uma no ano anterior.
Por meio do processo de modulação, os montantes mensais de garantia física são
separados por semana e patamar de carga. O fator de modulação do MRE para cada
período de comercialização é calculado por meio da razão entre a geração total das usinas
neste período de comercialização (que corresponde a um determinado patamar de carga
em uma dada semana) e a geração total das usinas ao longo do mês. Já o fator ponderado
de modulação das usinas participantes do MRE num dado período de comercialização
28
equivale à razão do fator de modulação naquele período e o somatório dos fatores de
modulação de todos os períodos de contabilização do mês em questão. A Garantia Física
Modulada (𝐺𝐹𝐼𝑆_1, segundo denominação da CCEE) por período de comercialização e por
parcela de usina corresponde ao fator de modulação ponderado multiplicado pelo montante
mensal sazonalizado (CCEE, 2016).
Após modulada, a garantia física é multiplicada por um fator de rateio de perdas de
geração associadas à usina. Para as usinas programadas e despachadas
centralizadamente pelo ONS, também deve ser considerado o Mecanismo de Redução de
Garantia Física – MRGF. Este mecanismo verifica se a usina cumpriu ou não com os
requisitos de disponibilidade determinados. Se não, a garantia física é multiplicada por um
fator inferior à unidade, correspondente ao Fator de Disponibilidade da parcela da usina. O
resultado é, de acordo com a nomenclatura da CCEE, a Garantia Física Ajustada pelo Fator
de Disponibilidade, 𝐺𝐹𝐼𝑆_2 (CCEE, 2016).
Participam do MRE todas as usinas que são despachadas centralizadamente pelo
ONS. As Pequenas Centrais Hidrelétricas podem optar por fazer ou não parte do
mecanismo, segundo procedimentos de comercialização correspondente. A integração
dessas usinas ao bloco é determinada a partir de ato regulatório expedido pela ANEEL.
A dinâmica do MRE envolve que haja um fluxo de energia entre aquelas usinas que
geraram acima de sua garantia física para aquelas que geraram abaixo. Essa energia
transacionada possui uma tarifa associada, chamada Tarifa de Energia de Otimização –
TEO. Essa tarifa é definida anualmente pela ANEEL e busca compensar os custos
incrementais de geração das usinas do bloco.
Parte desta tarifa é composta pela Tarifa Atualizada de Referência – TAR, que visa
valorar a compensação dos recursos hídricos. Ela é atualizada todo ano com base no
indicador econômico ajustado às especificidades dos serviços de energia elétrica, de
acordo com a ANEEL. Além do uso dos recursos hídricos, a TEO busca cobrir os custos de
operação e manutenção das usinas. Estes últimos gastos são atualizados anualmente pelo
IPCA (ANEEL, 2014).
Todas as usinas do bloco possuem sua geração incremental valorada pela TEO, à
exceção de Itaipu. Pelo preço de Itaipu estar atrelado ao dólar, seus custos variáveis de
operação, em dólar americano, são multiplicados pela média geométrica da taxa de câmbio.
As trocas de energia no MRE são realizadas majoritariamente no próprio subsistema
da usina. Assim, a usina deficitária recebe primeiramente energia proveniente do excedente
de geração das usinas do seu próprio subsistema e, em seguida, se necessário for, de
29
usinas pertencentes aos demais. O fluxo entre os subsistemas pode acarretar a chamada
exposição ao PLD por conta da eventual diferença de PLD entre os submercados.
Consideremos que o Submercado 1 possui um PLD de R$ 100,00/MWh e o
Submercado 2, um PLD de R$ 150,00/MWh numa determinada semana e patamar de
carga. Caso uma usina do Submercado 1 exporte energia para uma do Submercado 2,
diremos que essa usina está exposta negativamente, pois o preço que esta usina “vende”
sua energia é inferior ao valor pelo qual a usina do outro submercado estará comprando. A
situação inversa resulta na chamada exposição positiva.
A energia alocada para cobrir a garantia física das usinas no MRE possui direito de
alívio à exposição à diferença de PLD, mas a energia secundária é passível a este tipo de
exposição. Dessa forma, a energia secundária proveniente de submercados distintos ao da
parcela de usina em questão deve ser valorada à diferença de PLD entre ambos os
submercados, caso haja.
A Figura 6 apresenta um esquema simplificado da dinâmica das transações de
energia no MRE para a situação em que a geração total é igual ao somatório das garantias
físicas das usinas do bloco. Parte da energia da Usina 4 é repassada para a Usina 2,
pertencente ao Subsistema 1. No entanto, toda a geração da Usina 4 é contabilizada no
Subsistema 2. A parcela cedida à Usina 2 funciona unicamente para fins de liquidação
financeira das usinas.
Figura 6: Dinâmica do fluxo de energia no MRE
30
A seguir, será feita uma revisão das Regras de Comercialização relativas ao
Mecanismo de Realocação de Energia, utilizando-se as mesmas nomenclaturas usadas
pela CCEE.
3.1 Regras de Comercialização da CCEE sobre o MRE
As etapas dos cálculos realizados pela CCEE para a determinação da energia
alocada para cada usina pertencente ao bloco, assim como dos valores financeiros
referentes às transações de energia pelo mecanismo estão esquematizadas na Figura 7.
Na etapa “Energia Secundária”, calcula-se a garantia física ajustada para o MRE e
o direito à energia secundária de cada participante. Em “Déficits e Sobras das Usinas do
MRE”, são definidas quanto cada usina gerou acima ou abaixo de sua garantia física. Em
“Necessidades de Cobertura de Garantias Físicas por submercados”, são determinados as
sobras e os déficits por submercado. A etapa “Cobertura dos Déficits Apurados” avalia
quanto de energia há disponível para cobrir os déficits das usinas do bloco. Depois, verifica-
se a sobra disponível para alocar energia secundária em cada submercado e para cada
usina na fase “Atendimento do Direito à Energia Secundária”. Os fluxos totais de energia
para cada empreendimento são calculados em “Determinação dos Ajustes Totais do MRE”.
Por fim, na “Compensação da Geração no MRE” são estabelecidos os montantes
financeiros que cada empreendimento deve receber ou pagar em função de sua
participação no mecanismo.
31
Figura 7: Etapas de cálculo dos módulos das Regras de Comercialização da CCEE referentes ao
MRE
3.1.1 ENERGIA SECUNDÁRIA
À exceção do resultado financeiro apurado na última etapa da contabilização do
MRE, todas as grandezas são computadas por semana e patamar de carga. A execução
do mecanismo ocorre antes da apuração da liquidação financeira correspondente ao
cumprimento dos contratos de venda de energia. Isto porque estes não serão comparados
com a geração real da usina no determinado período de comercialização, mas, sim, à
energia final alocada ao agente após a apuração do mecanismo.
A primeira etapa de cálculo consiste em calcular a Garantia Física do MRE, que
corresponde ao somatório das garantias físicas de todos os participantes do bloco e a
Geração Total Agregada do MRE, equivalente a geração total destas usinas.
𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 = ∑ 𝐺𝐹𝐼𝑆_2𝑝,𝑟,𝑤
𝑝 ∈𝑃𝑀𝑅𝐸
(1)
𝐺𝑇𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 = ∑ 𝐺𝑀𝑅𝐸𝑗
𝑗 ∈𝑅𝑊
(2)
Em que:
32
𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 é a Garantia Física do MRE no patamar “r”, da semana “w”
𝐺𝑇𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 é Geração Total Agregada do MRE no patamar “r”, da semana “w”
𝐺𝐹𝐼𝑆_2𝑝,𝑟,𝑤 é a Garantia Física Modulada Ajustada pelo Fator de Disponibilidade da parcela
de usina “p”, participante do MRE no patamar “r”, da semana “w”
𝐺𝑀𝑅𝐸𝑗 é a Geração Total das Usinas Participantes do MRE por período de comercialização
“j”
“PMRE” é o Conjunto de parcelas de usinas “p”, participantes do MRE
“RW” é o conjunto dos períodos de comercialização “j”, pertencentes ao patamar de carga
“j”, pertencentes ao patamar de cara “r”, da semana “w”
O Ajuste do MRE é a razão entre a Geração Total Agregada das usinas
pertencentes ao mecanismo e a Garantia Física do MRE. Este fator equivale ao “Generation
Scaling Factor” (GSF). Esta grandeza é bastante mencionada nas análises de mercado,
pois é um indicativo do desempenho do bloco hidráulico, que é tão importante para a
formação de preços de energia.
Este fator indica a existência ou não da energia secundária no período de
comercialização apurado. Se ele for maior do que a unidade, a geração superou a garantia
física e há sobras de energia, ou Energia Secundária. Se ele for menor ou igual à unidade,
a garantia física dos empreendimentos deve ser ponderada por este fator para que não falte
energia no momento da alocação da cobertura das garantias físicas. O resultado desta
ponderação é a Garantia Física Modulada Ajustada para o MRE.
Temos, então:
𝐴𝐽𝑈𝑆𝑇𝐸_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 =
𝐺𝑇𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤
𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 (3)
Se este fator for maior do que um, teremos Energia Secundária no sistema e cada
usina participante do bloco terá direito a receber parte desta energia. Neste caso, a Energia
Secundária do sistema, a Garantia Física Ajustada para o MRE e o Direito à Energia
Secundárias das usinas serão dados por:
𝑆𝐸𝐶_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 = 𝐺𝑇𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 − 𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 (4)
𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤 = 𝐺𝐹𝐼𝑆_2𝑝,𝑟,𝑤
(5)
𝐷𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑟,𝑤 = 𝑆𝐸𝐶_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 ×
𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤
𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤
(6)
33
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝑊
Em que:
𝑆𝐸𝐶_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 é a Energia Secundária do MRE no patamar “r”, da semana “w”
𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤 é a Garantia Física Modulada Ajustada pelo Fator de Disponibilidade da parcela
de usina “p”, participante do MRE no patamar “r”, da semana “w”
𝐷𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑟,𝑤 é o Direito à Energia Secundária por parcela de usina “p”, participante do MRE,
no patamar “r” da semana “w”.
Quando a geração não atinge a garantia física, tanto a Energia Secundária quanto
o direito à Energia Secundária são nulos e 𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤 será igual a 𝐺𝐹𝐼𝑆_2𝑝,𝑟,𝑤 multiplicado
pelo fator de ajuste do MRE.
3.1.2 DÉFICITS E SOBRAS DAS USINAS DO MRE
Nesta fase, busca-se apurar, por usina, as quantidades que estão acima e abaixo
de sua garantia física. Essa energia corresponde a quanto cada usina deverá ceder ou
receber do MRE para cobertura das garantias físicas. As sobras e os déficits de cada usina
serão dados por:
𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = 𝑚á𝑥 [0, (( ∑ 𝐺𝑝,𝑗
𝑗 ∈𝑅𝑊
) − 𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤)]
(7)
𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = 𝑚á𝑥 [0, (𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤 − ( ∑ 𝐺𝑝,𝑗
𝑗 ∈𝑅𝑊
))]
(8)
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 é a Sobra de Geração da parcela de usina “p” participante do MRE no
patamar “r”, da semana “w”
𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟𝑤, é o Déficit de Geração da parcela de usina “p” participante do MRE
no patamar “r”, da semana “w”
𝐺𝑝,𝑗 é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”
34
3.1.3 NECESSIDADES DE COBERTURA DE GARANTIAS FÍSICAS POR
SUBMERCADO
A etapa anterior verifica as sobras e déficits por usina. O passo seguinte procura
computar essas quantidades por submercado. Elas correspondem aos somatórios das
sobras e déficits de todas as usinas pertencentes ao MRE que compõem este subsistema,
respectivamente.
Quando o submercado é deficitário em um dado período de comercialização, isto
significa que as sobras das usinas pertencentes a ele não serão suficientes para cobrir os
déficits das demais usinas do subsistema. Assim, as usinas deficitárias desse bloco terão
parte da cobertura de sua garantia física proveniente do próprio submercado e o restante
virá de submercados superavitários.
Se o submercado apresentar sobras que superem seus déficits, todas as usinas
deste submercado que possuírem déficit de geração receberão energia proveniente apenas
de seu próprio submercado. O restante das sobras será cedido para usinas de um
subsistema diferente.
Podemos perceber que, diferentemente das usinas individualizadas, os
submercados podem possuir, ao mesmo tempo, sobras e déficits. O que determinará se
este submercado será exportador ou importador dentro do MRE será a diferença entre
essas duas quantidades. Estas podem ser definidas por:
𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 = ∑ 𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤
𝑝 ∈ 𝑠
(9)
𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 = ∑ 𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤
𝑃 ∈ 𝑠
(10)
Em que:
𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 é o Déficit Total de Geração por submercado “s”, no patamar “r”, da
semana “w”
𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 é a Sobra Total de Geração por submercado “s”, no patamar “r”, da
semana “w”
A Quantidade Disponível para Cobertura de Garantia Física em um submercado é,
portanto, quanto dos déficits das usinas pertencentes a ele virão do próprio submercado da
usina. No caso de as sobras serem inferiores aos déficits, não haverá excedente neste
submercado e toda essa quantidade será usada para cobrir os déficits de suas usinas:
35
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑆𝑠,𝑟,𝑤 = 𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 (11)
Em que:
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑆𝑠,𝑟,𝑤 é a Quantidade Disponível para a Cobertura de Garantia Física por
submercados “s”, no patamar “r”, da semana “w”.
Caso as sobras superem os déficits, a cobertura da garantia física das usinas do
submercado virá do próprio e haverá um excedente de energia nele. O excedente total do
MRE será igual à soma dos excedentes de todos os submercados:
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑆𝑠,𝑟,𝑤 = 𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤
(12)
𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 = 𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 − 𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤
(13)
𝑇_𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 = ∑ 𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤
𝑠
(14)
Em que:
𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 é o Excedente do MRE por submercado “s”, no patamar “r”, da semana
“w”
𝑇_𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 é o Excedente Total do MRE, no patamar “r”, da semana “w”
3.1.4 COBERTURA DOS DÉFICITS APURADOS
Como previamente mencionado, o mecanismo procura garantir que todas as usinas
recebam seu nível de garantia física para fins de MRE. Para cumprir com este objetivo, este
nível é ajustado caso a geração não seja suficiente para tanto. Se uma usina gera abaixo
de sua garantia ajustada, parte da cobertura desta poderá vir do seu próprio submercado e
parte de fora. Estas duas quantidades são computadas separadamente para que a CCEE
possa, em um outro momento, calcular eventuais exposições e para que ela possa
contabilizar o fluxo de energia no mecanismo.
A quantidade de energia recebida pela usina vem prioritariamente do subsistema
em que ela está localizada. Esta quantidade corresponderá à quantidade total disponível
para cobertura de garantia física do submercado ponderada pelo déficit desta usina em
relação ao déficit de todas das usinas do submercado:
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤 = 𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 ×
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑆𝑠,𝑟,𝑤
𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤
(15)
36
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤 é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado para Cobertura de
Garantia Física para a parcela de usina “p” em seu submercado, no patamar “r”, da semana
“w”
“s” refere-se ao submercado em que a usina está localizada
Se esta quantidade não for suficiente para cobertura total da usina, esta receberá
energia de todos os submercados superavitários. Havendo mais de um, não há prioridade
entre os demais submercados, dependendo apenas da razão entre o excedente do
submercado externo e o excedente total do MRE:
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑝,𝑠∗,𝑟,𝑤
= (𝐷𝐸𝐹𝐼𝐶𝐼𝑇_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 − 𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤)
× (𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠∗,𝑟,𝑤
𝑇_𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤)
(15)
𝑝 ∈ 𝑠
𝑝 ∉ 𝑠 ∗
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 é a Quantidade Alocada de Outros Subsistemas para a Cobertura de
Garantia Física para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no patamar “r”, da semana
“w”
Percebe-se, assim, que, se a cobertura da garantia física proveniente do
submercado da usina for igual ao seu déficit, a quantidade alocada de um subsistema
externo será nula. Isto também ocorrerá se o subsistema externo ao da usina não
apresentar excedente no mecanismo para um dado período de comercialização.
3.1.5 ATENDIMENTO DO DIREITO À ENERGIA SECUNDÁRIA
Além da energia alocada para completar sua garantia física, o participante do MRE
também pode receber energia secundária do sistema. Assim como é feito para cobertura
de garantia física, primeiro são determinadas as quantidades de energia secundária por
submercado. Ela também é redistribuída prioritariamente dentro do próprio submercado.
37
No caso da cobertura da garantia física, apenas as usinas com déficit de geração
tinham energia alocada. Para a energia secundária, todos os empreendimentos
hidrelétricos pertencentes ao bloco receberão uma parcela da energia extra gerada naquele
período de comercialização na proporção de suas respectivas garantias físicas.
𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤
= max (0, (𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝑆_𝑀𝑅𝐸𝑠,𝑟,𝑤 − 𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑆𝑠,𝑟,𝑤
− ∑ 𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑝,𝑠,𝑟,𝑤
𝑝
))
(16)
𝐷𝐸𝑆𝐸𝐶_𝑆𝑠,𝑟,𝑤 = ∑ 𝐷𝐸𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑟,𝑤
𝑝 ∈ 𝑠
(17)
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤 é a Sobra Disponível para Alocação de Energia Secundária por submercado
“s”, no patamar “r”, da semana “w”
𝐷𝐸𝑆𝐸𝐶_𝑆𝑠,𝑟,𝑤 é o Direito à Energia Secundária Integralizado por Submercado “s”, no
patamar “r”, da semana “w”
As sobras para a Energia Secundária em um submercado corresponde à quantidade
de sobras total deste subtraída das quantidades de energia cedida por ele para cobertura
de garantia física de suas próprias usinas e das pertencentes aos demais subsistemas. Por
sua vez, o direito à energia secundária do submercado é a soma do direito de todas as
usinas deste, calculado na primeira etapa da contabilização.
Novamente, se a quantidade disponível for superior a que deve ser recebida, haverá
um excedente de energia secundária no submercado. O excedente total do MRE será a
reunião dos excedentes de todos os subsistemas. Os cálculos desta etapa são bastante
simulares aos da cobertura de garantia física.
𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤 = 𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤 − 𝐷𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤
(18)
𝑇_𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑟,𝑤 = ∑ 𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤
𝑠
(19)
38
Em que:
𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤 é o Excedente de Energia Secundária por submercado “s”, no patamar “r”,
da semana “w”
𝑇_𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑟,𝑤 é o Excedente Total de Energia Secundária, no patamar “r”, da semana
“w”
Caso as sobras de secundário de um subsistema exceda seu direito a energia
secundária, a quantidade de energia secundária que ele cederá para uma usina
pertencente a ele será igual ao direito de secundário dessa usina. Se este não for o caso,
a cobertura de energia secundária de uma usina será composta pelas parcelas:
𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤 = 𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴𝑆𝐸𝐶𝑠,𝑟,𝑤 × (
𝐷𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑟,𝑤
𝐷𝑆𝐸𝐶_𝑆𝑠,𝑟,𝑤)
(20)
𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑠∗,𝑟,𝑤 = (𝐷𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑟,𝑤 − 𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤) × (
𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑠∗,𝑟,𝑤
𝑇_𝐸𝑋𝐶𝐸𝐷_𝑆𝐸𝐶𝑟,𝑤)
(21)
𝑝 ∈ 𝑠
𝑝 ∉ 𝑠 ∗
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤 é a Quantidade Alocada do Próprio Submercado de Energia Secundária
para a parcela de usina “p” em seu submercado, no patamar “r”, da semana “w”
𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 é a Quantidade Alocada de Outros Submercados de Energia Secundária
para a parcela de usina “p”, por submercado “s”, no patamar “r”, da semana “w”.
3.1.6 DETERMINAÇÃO DOS AJUSTES TOTAIS DO MRE
O passo seguinte consolida o ajuste energético final de cada usina, contabilizando
o fluxo de energia que cada empreendimento recebeu de seu próprio submercado e dos
demais. Nesta etapa, consolida-se a quantidade de energia total que a usina cedeu ou
recebeu do mecanismo para que, em seguida, se possa obter o resultado financeiro das
operações.
A CCEE considera que o fluxo de energia é positivo se a usina recebeu energia do
mecanismo e negativo, se ela cedeu energia para as demais. Define-se, dessa forma:
39
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑃𝑆𝑝,𝑠,𝑟,𝑤
= 𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤 + 𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑆𝑝,𝑟,𝑤 − 𝑆𝑂𝐵𝑅𝐴_𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤
(22)
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑃𝑝,𝑠∗,𝑟,𝑤 = 𝐶𝑂𝐵𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑃𝑝,𝑠∗,𝑟,𝑤 + 𝐶𝑂𝐵𝑆𝐸𝐶_𝑃𝑝,𝑠∗,𝑟,𝑤
(23)
𝑝 ∈ 𝑠
𝑝 ∉ 𝑠 ∗
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸_𝑆𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 = 𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑃𝑆𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 + 𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑃𝑝,𝑠,𝑟,𝑤
(24)
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = ∑ 𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸_𝑆𝑝,𝑠,𝑟,𝑤
𝑠
(25)
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑃𝑆𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 é o Fluxo de Energia no Próprio Submercado para a parcela de usina “p”,
em seu submercado “s”, no patamar “r”, da semana “w”
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑃𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 é o Fluxo de Energia em Outros Submercados para a parcela de usina “p”,
no submercado “s”, no patamar “r”, da semana “w”
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸_𝑆𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 é a Fluxo de Energia do MRE no Submercado para a parcela de usina
“p”, no submercado “s”, no patamar “r”, da semana “w”
𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 é o Fluxo de Energia no MRE por parcela de usinas “p”, no patamar “r”,
da semana “w”
Dessa forma, após a cobertura de sua garantia física e de energia secundária, as
sobras de geração da usina representarão o que ela cederá para o mecanismo. Nota-se
que não é possível que a cobertura de garantia física e as sobras de geração de uma usina
sejam ambas não nulas. Também é interessante apontar que, independente da energia
cedida pela usina ter permanecido em seu próprio submercado ou ter ido para usinas
localizada nos demais, essa quantidade é computada no fluxo de energia no próprio
submercado da usina.
Uma situação que vale a pena ressaltar é aquela em que a usina apresenta sobras
de geração, mas estas não são suficientes para atender ao seu direito de energia
secundária. Nesse caso, se seu submercado apresentar sobras de geração, o fluxo de
energia advindo do próprio submercado da usina será positivo, ou seja, ela receberá
energia de outras usinas de seu submercado. Se este, no entanto, for deficitário, o fluxo de
40
energia no próprio submercado da usina pode ou não ser positivo (dependendo se a
porcentagem de cobertura de sua energia secundária no próprio submercado foi ou não
suficiente para superar seu excedente de geração), mas esta apresentará um fluxo de
energia maior do que zero em um ou mais dos demais submercados. Assim, o fluxo de
energia de outros submercados nunca será negativo. O fluxo do MRE no período de
contabilização, independente do sinal do fluxo no próprio submercado, será positivo, já que
a usina precisa receber energia do mecanismo.
3.1.7 COMPENSAÇÃO DA GERAÇÃO NO MRE
Na fase final, são apurados os recursos financeiros totais do MRE e quanto cada
agente deve receber ou pagar em função de sua participação no mecanismo. O MRE é
apurado antes da liquidação financeira do agente no Mercado de Curto Prazo, assim, esta
contabilização é apenas do montante financeiro referente aos fluxos de energia no MRE.
Se, mesmo após a aplicação da alocação de energia, a usina não cumprir com suas
obrigações contratuais, ela deverá saldar seus débitos a PLD. Caso, ao final desta etapa,
ela receba mais energia do que ela tem contratada, a usina pode vender estas sobras
através de contratos de venda de curto prazo no Mercado Livre ou liquidá-la a PLD no MCP.
Primeiramente, é verificado o montante de energia recebida e o de energia entregue
por cada parcela de usina. Em cada período de contabilização, pelo menos uma dessas
duas grandezas será nula. No mecanismo, o saldo total a ser recebido pelas usinas é
simplesmente a energia cedida por ela valorada ao valor de sua TEO. No entanto, o
pagamento realizado é igual ao total a ser pago no MRE na proporção de seu recebimento
de energia em relação ao total recebido no mecanismo.
Esta diferenciação deve-se, principalmente, ao custo da TEO de Itaipu, que é
descolado dos demais. Caso não houvesse nenhuma usina com Tarifa de Energia de
Otimização particular, o recebimento de cada usina seria igual ao valor que ela pagaria pela
mesma quantidade de energia (desconsiderando eventuais exposições financeiras). Em
geral, a menos que Itaipu não tenha cedido energia para o mecanismo, o valor do MWh
pago por uma parcela de usina é superior ao que ela recebe.
Este processo é representado pelas seguintes equações:
𝐸𝑁𝑇𝑅𝐸𝐺𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = max(0, −𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤)
(26)
41
𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝐷𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = max(0, 𝐹𝐿𝑈𝑋𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤)
(27)
𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = 𝐸𝑁𝑇𝑅𝐸𝐺𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 × 𝑇𝐸𝑂𝑝,𝑚
(28)
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝐴𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 = ∑ 𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤
𝑝 ∈𝑃𝑀𝑅𝐸
(29)
𝑃𝐴𝐺𝐴𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 = 𝑇𝑂𝑇_𝑃𝐴𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 ×
𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝐷𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤
∑ 𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝐷𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤𝑝 ∈𝑃𝑀𝑅𝐸
(30)
𝐶𝑂𝑁𝑆𝑂𝐿𝐼𝐷𝐴ÇÃ𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑚
= ∑ (𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 − 𝑃𝐴𝐺𝐴𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤)
(𝑟,𝑤) ∈ 𝑚
(31)
∀ 𝑝 ∈ 𝑃𝑀𝑅𝐸
Em que:
𝐸𝑁𝑇𝑅𝐸𝐺𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 é a Energia Entregue ao MRE da parcela de usina “p”, no patamar “r”,
da semana “w”
𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝐷𝐴_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 é a Energia Recebida do MRE da parcela de usina “p”, no patamar “r”
da semana “w”
𝑅𝐸𝐶𝐸𝐵𝐼𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 é o Recebimento do MRE da parcela de usina “p”, no patamar
“r”, da semana “w”
𝑇𝐸𝑂𝑝,𝑚 é a Tarifa de Energia de Otimização da parcela de usina “p”, utilizada para valorar
os custos da energia trocada no MRE, no mês de apuração “m”
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝐴𝐺_𝑀𝑅𝐸𝑟,𝑤 é o Total de Pagamento ao MRE no patamar “r”, da semana “w”
𝑃𝐴𝐺𝐴𝑀𝐸𝑁𝑇𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑟,𝑤 é o Pagamento do MRE da parcela de usina “p”, no patamar “r”, da
semana “w”
𝐶𝑂𝑁𝑆𝑂𝐿𝐼𝐷𝐴ÇÃ𝑂_𝑀𝑅𝐸𝑝,𝑚 é a Consolidação do MRE da parcela de usina “p”, por mês de
apuração “m”
3.1.8 CONSIDERAÇÕES SOBRE O PROCESSO DE CONTABILIZAÇÃO
42
O valor da TEO é inferior ao piso do PLD e o da TEO Itaipu possui um valor próximo
a este. Inclusive, até 2014, a Tarifa de Energia de Otimização de Itaipu era determinado
pelo mínimo preço do MCP. Desta forma, para as usinas que precisam complementar sua
geração, o MRE se apresenta como uma forma econômica de adquiri-la. Em compensação,
para aquelas usinas que costumam gerar além de sua garantia física de forma recorrente,
suas responsabilidades ante o mecanismo representam uma perda financeira.
A partir da forma como a CCEE realiza a apuração dos resultados do Mecanismo
de Realocação de Energia, para além daquelas três situações globais mencionadas na
apresentação do mecanismo, poderemos observar individualmente para os participantes
as seguintes possibilidades:
1. Há energia secundária no sistema e a usina considerada apresenta sobra de
geração. Neste caso, a energia alocada final desta usina pode ser maior ou menor do que
sua geração própria, dependendo se suas sobras em relação à garantia física foram
menores ou maiores, respectivamente, do que o Ajuste do MRE. No entanto, esta energia
alocada será superior à sua garantia física. A usina, desta forma, pode ter de receber
energia do mecanismo, mesmo tendo gerado acima de sua GF.
2. Há energia secundária no sistema e a usina considerada apresenta déficit de
geração. A energia alocada final da usina será maior do que sua geração própria e maior
do que sua garantia física. A usina deverá pagar pela cobertura da garantia física e da
energia secundária.
3. O Ajuste do MRE é inferior a um e a usina considerada apresenta sobra de geração.
Assim, a energia alocada final da usina será menor do que sua garantia física. Ela entregará
energia para outros agentes do MRE para cobertura da garantia física dos mesmos.
4. O Ajuste do MRE é inferior a um e a usina considerada apresenta déficit de geração.
Para esta situação, a energia alocada após a contabilização do MRE para a usina poderá
ser maior ou menor do que sua geração, dependendo se a razão entre sua geração e sua
garantia física for menor ou maior do que o Ajuste do MRE, respectivamente. No entanto,
essa quantidade será inferior à garantia física. Mesmo gerando abaixo de sua GF, a usina
pode, ainda assim, ter de entregar energia para o mecanismo.
3.2 Situação atual do GSF
Como abordado ao longo deste trabalho, os contratos firmados pelos geradores
hidrelétricos em sua maioria envolvem uma obrigação de entrega mensal de energia, sendo
43
que, caso esta obrigação não seja cumprida, é o gerador quem tem de arcar com a
exposição negativa no Mercado de Curto Prazo. Essa situação é verdade tanto no ACR,
em que os leilões de contratação costumam ser na modalidade “por quantidade” de energia;
quanto no ACL, em que todos os contratos, independente da fonte energética, costumam
implicar em um compromisso mensal de suprimento.
De forma a mitigar os inúmeros riscos envolvidos na comercialização de energia por
parte dos agentes geradores com empreendimentos a partir de fonte hidráulica, o MRE se
apresenta como um importante instrumento de mitigação de riscos. No entanto, esta
afirmação só é válida na medida em que o bloco gerador hidráulico consiga atingir seus
níveis de garantia física.
Segundo o Anuário Estatístico de Energia Elétrica (EPE, 2016), a geração de
eletricidade a partir do recurso hidráulico, em 2011, representava cerca de 80% da
produção total, enquanto esses empreendimentos correspondiam a, aproximadamente
70% da capacidade instalada. No entanto, em 2015, a produção hidrelétrica equivalia a
61,87% da geração total e sua capacidade instalada era de 64,76% da matriz. Desta forma,
observamos que, há alguns anos, a produção de energia hidrelétrica era acima de sua
representatividade na matriz e, atualmente, essas grandezas já se equivalem, sendo que a
geração já se encontra até abaixo em termos percentuais.
A situação apresentada em 2011 seria a normalidade de nosso sistema, pois o
despacho hídrico representa uma operação mais econômica e, embora precisemos contar
com a existência de térmicas na matriz para garantir a segurança do suprimento, estas
exercem um papel de complementaridade em relação às usinas hidrelétricas. Conforme a
discussão no início do trabalho, nos últimos anos temos presenciado um processo intenso
de diversificação da matriz com expansão acelerada de fontes como usinas eólica e
biomassa. Estas fontes, chamadas de fontes intermitentes, não são controláveis e são
despachadas conforme disponibilidade de sua fonte primária. Este fator contribui para a
redução da geração hidrelétrica.
Todavia, este fator não deveria causar um grande impacto no GSF, pois este é a
razão entre a geração das hidrelétricas e suas garantias físicas. A expansão de outras
fontes reduziria a geração hídrica, mas estas ainda deveriam ser capazes de atingir seus
níveis de energia assegurada. O que vem se verificando, entretanto, é uma queda no nível
deste fator, como pode ser observado na Figura 8. Nela, podemos observar que, até 2012,
ele se encontrava acima da unidade, expressando a existência de energia secundária no
sistema ao longo do ano. Esta situação se modifica em 2013, ano a partir do qual o GSF
44
apresentou valores abaixo de um em todas as médias anuais. Em 2015, ele apresentou
seu nível mais baixo, de 84,7%. De acordo com o InformaCCEE do dia 09/06/2017, a CCEE
projeta um ajuste de cerca de 85,2% para o ano de 2017.
Uma das principais razões para a queda deste fator é a condição de hidrologia
desfavorável que vem ocorrendo nos últimos anos, com as Energia Naturais dos
subsistemas permanecendo, em geral, abaixo de suas médias de Longo Termo, com
exceção do Sul. O subsistema Nordeste, inclusive, vem apresentando uma das piores
séries hidrológicas de seu histórico. A Energia Armazenada de seus reservatórios ficou em
torno de 10% de sua capacidade em Outubro e Novembro de 2016, segundo histórico do
ONS e tem ficado em torno dos 20% no primeiro semestre de 2017.
Em função da ausência de chuvas e dos baixos níveis dos reservatórios, o Operador
do Sistema pode optar, por indicação do CMSE, por acionar térmicas por razão de
suprimento energético. Esse tipo de despacho não entra na precificação e é cobrado por
meio do Encargo de Serviços do Sistema (ESS).
Figura 8: Histórico do Fator de Ajuste do MRE. Fonte: Elaboração própria a partir de dados da
CCEE.
Nestes casos, torna-se extremamente difícil para os geradores hidráulicos
protegerem seus investimentos. Muitos deles passaram a ter posições negativas no
Mercado de Curto Prazo em somas milionárias e, assim, levaram a questão para disputas
judiciais, conseguindo liminares que os protegia de terem de pagar seus débitos na
liquidação financeira. Essas liminares causaram um grande desequilíbrio no MCP,
45
provocando altos níveis de inadimplência e dificultando o recebimento dos agentes com
posições positivas (GOMES, 2015).
Em 2015, quando começaram a surgir as questões judiciais em torno da questão do
GSF, a ANEEL abriu a Audiência Pública nº32/2015 para discutir o tema. Ela teve como um
dos resultados a Medida Provisória nº688/2015, que, posteriormente, foi convertida na Lei
nº 13.203/2015, que, entre outras determinações, dispõe sobre a repactuação do risco
hidrológico para os participantes do MRE (ANEEL, 2015).
Em dezembro deste mesmo ano, foi publicada a Resolução Normativa nº 684/2015,
que estabelece os termos e as condições para a repactuação no ambiente regulado e no
ambiente livre. Alguns agentes aderiram à repactuação do risco hidrológico no ACR, mas a
proposta para o ACL teve pouca adesão. Os agentes que optarem pela repactuação devem
desistir de qualquer processo judicial. Na liquidação de Abril de 2017, cerca de R$1,64
bilhão está associado com a inadimplência relacionada com liminares do GSF, o que ilustra
que esta medida ainda não foi suficiente para solucionar o problema.
Para aderir a repactuação do risco hidrológico no ACR, a usina precisa fazer parte
do MRE e ter contrato em vigor com alguma distribuidora. Os contratos de venda e a
outorga da usina precisam ter vigência mínima até dezembro de 2016. O montante passível
de repactuação é limitado ao menor valor entre os lotes vendidos e a garantia física da
usina.
O gerador que opta pela repactuação no ACR transfere parte de seu risco ao
comprador mediante um pagamento de prêmio de risco. Ele pode escolher entre três
classes de produto: classe P, em que o gerador permanece com a energia secundária do
sistema; classe SP, em que a energia secundária também é transferida ao consumidor e
classe SPR, em que, além da energia secundária, o consumidor também arca com o risco
da redução da garantia física do gerador.
Cada classe possui um pagamento de prêmio diferenciado. Como, na classe P, o
gerador permanece com o direito ao excedente de energia do sistema, o prêmio que ele
deve pagar é mais elevado por unidade de energia do que o das demais classes. Além da
divisão entre as três classes, o produto escolhido pelo agente gerador também dependerá
da quantidade de risco que ele está disposto a assumir.
Os optantes pelas classes P e SP devem determinar esta quantidade por meio de
um fator f, que pode variar entre 0% e 11%. Para um f igual a 0%, o gerador não assume
nenhum risco em relação à sua garantia física e, portanto, paga um prêmio de risco mais
elevado. O agente que escolher um produto da classe SP e estiver disposto a tomar um
46
risco de 5%, por exemplo, adquire o Produto SP95. Para a classe SPR, o risco é
inteiramente assumido pelo comprador e, dessa forma, o fator f é sempre zero para esta
classe.
O prêmio de risco é pago para a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias (CCRBT). Também desta conta virão os recursos financeiros utilizados para
ressarcir os agentes geradores pela repactuação do risco. Ao decidir repactuar o risco, o
agente deve firmar um termo de adesão no qual especifica a classe do produto, o fator f e
o montante de energia repactuado.
Além dessas especificações, também será definido no termo de adesão o prazo de
postergação de pagamento do prêmio de risco. Este último só se aplica para aqueles
agentes que optarem por repactuar o resultado de 2015. O valor devido ao agente será
pago por meio do adiamento do início do pagamento do prêmio ou, se não for suficiente,
haverá postergação da outorga do empreendimento, em que a energia poderá ser
negociada livremente ou vendida no ACR.
No caso da opção por recontratar a energia no ACR, as condições serão as mesmas
do contrato preexistente com exceção do montante de energia. Este último será majorado
para contemplar o montante negociado no mercado livre ou a parcela de energia que não
foi repactuada. O prazo de extensão da outorga considera a amortização do ativo
constituído e atualizado monetariamente por meio da margem líquida unitária de referência
em R$/MWh.
Em cada período de comercialização, o valor a ser transferido para o consumidor,
que será calculado mensalmente pela CCEE, utilizará a equação:
𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝,𝑚 =
𝑀𝑂𝑁𝑇_𝐶𝑉𝑅𝑚
𝑄𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑚′
× ( ∑ {max (0; [(1 − 𝑓) × 𝐺𝐹𝐼𝑆_2𝑝,𝑟,𝑤′ − 𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤
′ ])
𝑟,𝑤 ∈ 𝑚
× 𝑃𝐿𝐷𝑝,𝑟,𝑤 − 𝐶 × {∑ [𝐷𝑆𝐸𝐶𝑝,𝑠,𝑟,𝑤′ × 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟,𝑤]}})
4
𝑠=1
(32)
Em que:
𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝,𝑚 é o resultado mensal do risco hidrológico que será transferido do vendedor aos
compradores, da usina “p” e por mês “m”
𝑄𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑚′ é a quantidade mensal de garantia física com sazonalização uniforme (“flat”), da
usina “p”, por mês “m”.
47
𝑓 é o risco hidrológico assumido pelo vendedor, podendo variar entre 0% e 11%, sendo
necessariamente zero para a classe SPR.
𝑀𝑂𝑁𝑇_𝐶𝑉𝑅𝑚 é o montante em MWh da repactuação efetuada pelo agente, podendo variar
entre zero e o menor valor entre seus lotes negociados no ACR e sua garantia física,
referente ao mês “m”, distribuído de forma uniforme.
𝐺𝐹𝐼𝑆_2𝑝,𝑟,𝑤′ é a garantia física modulada ajustada à sazonalização uniforme da usina “p”,
para patamar de carga “r” e semana “w”.
𝐺𝐹𝐼𝑆_3𝑝,𝑟,𝑤′ é a garantia física modulada ajustada à sazonalização uniforme para o MRE da
usina “p”, para patamar de carga “r” e semana “w”.
𝐶 é uma variável que pode variar entre zero e um, sendo zero para a classe P e um para
as demais.
𝐷𝑆𝐸𝐶𝑝,𝑠,𝑟,𝑤′ é o direito à energia secundária da usina “p” participante do MRE por
submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”, considerada sazonalização uniforme.
𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟,𝑤 é o preço de liquidação de diferenças do submercado “s”, para o patamar de carga
“r” e semana “w”.
Para o cálculo dessa quantidade, a CCEE precisa realizar uma contabilização
similar àquela que ocorre para aferir os resultados do MRE, porém, considera-se nesse
processo a sazonalização uniforme das garantias físicas e dos montantes de energia
contratados (BRITO, 2015). Assim, em geral, o fator de ajuste para fins de repactuação não
será o mesmo do MRE. O valor recebido pelo gerador, portanto, pode não ser suficiente
para cobrir totalmente o deslocamento da geração hidrelétrica.
Também podemos ver pela equação que, para produtos da classe P, a energia
secundária não entra no resultado mensal do risco hidrológico (C = 0). Para as demais
classes, a energia secundária decorrente da repactuação do risco entra como um valor
negativo, ou seja, ele é repassado para o consumidor pelos vendedores. Dessa maneira, o
agente vendedor deve avaliar bem quais são as melhores estratégias para a escolha do
produto mais adequado para seu caso.
Já a repactuação no ACL se dá por meio de termo de adesão em que o gerador
escolhe o montante de energia de reserva existente a ser destinado ao seu uso, que deve
ser de, no mínimo, 5% de sua garantia física e estará limitado à quantidade total de energia
de reserva disponível até dezembro de 2015.
O prêmio de risco que ele deverá pagar será a multiplicação de R$2,10/MWh pela
quantidade de energia de reserva destinada a seu uso. Este valor, referenciado a janeiro
48
de 2015, será atualizado anualmente pelo IPCA a partir de janeiro de 2016. Essa mesma
condição também é válida para os valores dos prêmios de risco para repactuação no ACR.
A energia de reserva solicitada pelo gerador para efeitos a partir de 2015 será válida
até 31 de dezembro de 2018. A partir de 2016, para um período mínimo de quatro anos, o
gerador deve declarar em leilões específicos de energia de reserva de capacidade de
geração o montante de energia necessário para substituir a energia de reserva existente
destinada a seu uso.
Os resultados referentes ao ano de 2015 serão obtidos da restituição dos montantes
excedentes da CONER ao longo do mesmo ano, atribuído ao gerador hidráulico na
proporção do montante repactuado em relação ao total de energia de reserva contratada
nesse ano.
No período de extensão do prazo de outorga para os agentes do ACL, o gerador
hidráulico ficará inteiramente responsável pelo seu risco não fazendo jus ao uso da energia
de reserva. A capacidade de energia de reserva deste será transferida aos demais usuários
deste tipo de energia. O gerador pode optar por negociar em ambos os ambientes de
contratação na extensão da outorga.
Além da repactuação em ambos os ambientes de contratação, a Lei 13.203, por
meio de redação dada pela Lei nº 13.360, de 2016, determina que a ANEEL deve
estabelecer, para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante elegível e as
condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento da
geração hidroelétrica decorrente de geração termelétrica que exceder a ordem de mérito e
a importação de energia elétrica sem garantia física.
Para atender esta determinação, foi aberta a audiência pública nº 45/2016 em
dezembro de 2016. Desta audiência, resultou a resolução normativa nº 764, de 18 de abril
de 2017. Ela define o montante de energia elegível para valoração a fim de realizar o
pagamento aos participantes do MRE. Este montante corresponde a deslocamento por
razão de segurança energética e por restrição elétrica (ANEEL, 2017).
O montante de energia será rateado entre os participantes do MRE na proporção
de sua garantia física modulada ajustada de forma flat, similarmente à usada para fins de
repactuação do risco hidrológico no ACR. O valor financeiro a ser ressarcido para cada
usina será esta quantidade multiplicada pela diferença entre o PLD médio do período em
que houve o deslocamento de geração e o PLDx do ano. Caso essa diferença seja negativa,
o gerador não receberá compensação financeira naquele período de comercialização. A
49
compensação financeira será paga por meio da cobrança de Encargo de Serviço de
Sistema (ESS).
O PLDx é um valor que deverá ser divulgado anualmente pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica. Ele expressa a mediana do histórico dos valores do
PLD desde 2001. Para 2017, o PLDx foi fixado em R$ 108,07/MWh.
Como é possível perceber, nos últimos anos, juntamente com o agravamento da
situação do GSF, várias propostas vêm sendo discutidas para contornar a questão com a
intensa participação dos agentes geradores nas audiências públicas. Apesar disto, ainda
há um número elevado de processos judiciais ativos e uma inadimplência bilionária no
MCP.
O Setor Elétrico tem passado por diversas modificações e muitas propostas para
atualização dos modelos adotados estão surgindo. Assim, é provável que o próprio MRE
passe por mudanças estruturais a fim de melhor comportar o cenário atual do sistema
elétrico brasileiro. Essas incertezas podem fazer com que agentes geradores donos de
Pequenas Centrais Hidrelétricas, que podem optar por fazer ou não parte do mecanismo,
se questionem sobre a validade da permanência no bloco. O próximo capítulo abordará a
metodologia e as premissas adotadas para uma análise deste tipo para as PCHs Queluz e
Lavrinhas. A análise considerará apenas a contabilização do Mecanismo de Realocação de
Energia, sem considerar os efeitos de uma possível repactuação do risco ou a
compensação financeira decorrente do deslocamento de geração.
50
4. Estudo de Caso
A participação das Pequenas Centrais Hidrelétricas no MRE é opcional,
regulamentada pela Resolução Normativa nº 409, de 2010 que estabelece os critérios e
procedimentos para participação dos empreendimentos não despachados
centralizadamente no mecanismo. Entre os critérios, estão incluídos a necessidade de
encaminhamento de pedido de adesão à CCEE e a instalação do Sistema de Medição e
Faturamento. O agente que optar pela entrada ou saída do MRE deve manter sua decisão
por um período mínimo de 12 meses.
Na concepção original da resolução, eram estabelecidas algumas metas de geração
média mínima para que o agente pudesse permanecer no mecanismo. Essas metas
aumentavam progressivamente conforme o tempo de operação comercial da usina. A partir
da Lei nº 13.360, de 2016, no entanto, ficou estabelecido que os empreendimentos
hidrelétricos não despachados centralizadamente só poderiam ser excluídos do mecanismo
em caso de opção própria do gerador ou por conta de perda de outorga.
De forma a avaliarmos os benefícios comerciais que podem ser trazidos pelo
Mecanismo para um agente deste tipo, serão avaliados os casos das PCHs Queluz e
Lavrinhas, ambas de propriedade da Alupar. Os dois empreendimentos têm características
similares quanto à localização e capacidade de geração de energia elétrica. Eles se
localizam na bacia do Rio Paraíba do Sul, no estado de São Paulo, e possuem capacidade
instalada de 30 MW. Suas garantias físicas também são iguais e equivalem a 21,4 MW.
A PCH Queluz interliga-se ao SIN por meio da linha de transmissão que parte da
subestação elevadora de Queluz, encontra-se com a subestação da PCH Lavrinhas e
segue até a subestação de Santa Cabeça, no município de Cachoeira Paulista. Ela entrou
em operação comercial em agosto de 2011. A PCH Lavrinhas localiza-se à montante da
PCH Queluz e entrou em operação comercial um mês depois, em setembro de 2011.
A fim de realizar um estudo sobre as vantagens e desvantagens do MRE para a
operação financeira dessas usinas, foram aplicadas as regras do mecanismo aos meses
de operação da usina para validação de algumas das aproximações utilizadas e para
análise do desempenho passado dos empreendimentos. Além disso, foram escolhidos
cinco cenários baseados em hidrologias passadas para obtenção de um possível despacho
futuro e, assim, avaliar os benefícios de se fazer parte do mecanismo.
51
Uma das simplificações adotadas, por conta dos dados disponíveis, foi a aplicação
do mecanismo em base mensal sem separação por patamar de carga. Os dados usados
foram em MW médios por mês. Além disso, não seria viável reproduzir o mecanismo
utilizando-se dados de todas as usinas participantes por conta do número elevado de
dados, o que aumentaria de forma excessiva o problema sem um ganho proporcional nos
resultados. Assim, não é possível se calcular as sobras e déficits de cada subsistema,
apenas quanto cada um pôde exportar ou importar dos demais, em média, por mês.
Ainda por conta da não possibilidade de identificar quanto cada usina receberia de
cada subsistema em função do não conhecimento do total de déficits individuais, não se
pode identificar de forma precisa a contribuição de Itaipu na energia alocada para o MRE,
que influencia na contabilização final do mecanismo. Para contornar este problema, foi feita
uma estimativa desta parcela de contribuição em função das sobras de geração de Itaipu
em relação à sua garantia física. A forma como essa simplificação foi feita será discutida
mais adiante.
Para a simulação do despacho futuro, foram utilizados dados baseados no deck do
NEWAVE disponibilizado pela CCEE referente ao mês de março. As informações contidas
nele só englobam informações sobre as usinas despachadas de forma centralizada pelo
ONS. Desse modo, foi adotada a aproximação de que estas usinas são representativas de
todo o bloco dos participantes do MRE. No ano de 2016, segundo dados da CCEE, a
geração das usinas despachadas centralizadamente correspondeu a cerca de 96% da
geração do MRE.
4.1 Dados de Entrada
Para que possa ser reproduzido o processo de contabilização do Mecanismo de
Realocação de Energia, primeiramente, são necessários dados de geração e garantia
física. Além da geração e da garantia física sazonalizada para fins de MRE das PCHs
Queluz e Lavrinhas, também foram utilizadas as gerações e garantias físicas sazonalizadas
de cada subsistema do SIN.
4.1.1 GERAÇÃO E GARANTIA FÍSICA PASSADOS
Para o passado, através de diversos relatórios da CCEE, foi possível se obter a
geração por subsistema das usinas participantes do MRE, assim como os dados de
52
garantia física sazonalizada utilizada para fins do mecanismo. Além disso, também estavam
disponibilizados os dados para as PCHs em estudo. Os dados de geração e garantia física,
obtidos em MWh, foram transformados em valores médios para cada mês.
4.1.2 DESPACHO FUTURO DOS SUBSISTEMAS
Como discutido no início deste trabalho, a operação do sistema brasileiro é bastante
complexa e envolve uma cadeia extensa de modelos que estão em constante processo de
aperfeiçoamento. Para o objetivo deste trabalho, a geração futura foi obtida adotando-se
uma série de simplificações, que não são feitas na operação real. Os dados utilizados foram
majoritariamente retirados do deck do NEWAVE disponibilizados pela CCEE para o mês de
março. Os dados fornecidos englobam o período de 2017 até o final de 2021.
O problema de programação linear foi resolvido na forma de um PL único, ou seja,
a simulação de todos os períodos e cenários é resolvida de forma direta e determinística.
Sua formulação matemática foi dada por:
𝑀𝑖𝑛 𝑧 = ∑ (∑ (∑ (∑ 𝑐𝑡,𝑠,𝑖𝑔𝑡𝑡,𝑠,𝑖
𝑖∈𝑡𝑟
)
𝑟
)
𝑠
)
𝑡
(33)
𝑠𝑢𝑗𝑒𝑖𝑡𝑜 𝑎:
𝑔ℎ𝑡,𝑠,𝑟 + 𝑉𝑡,𝑠,𝑟 + 𝑆𝑡,𝑠,𝑟 = 𝐴𝑡,𝑠,𝑟 + 𝑉𝑡−1,𝑠,𝑟
(34)
𝑔ℎ𝑡,𝑠,𝑟 + ∑ 𝑔𝑡𝑡,𝑠,𝑖
𝑖∈𝑡𝑟
+ ∑ 𝐼𝑛𝑡𝑡,𝑠,𝑘
𝑘∈𝑙𝑟
= 𝐷𝑡,𝑠,𝑟 − 𝐺𝑃𝑒𝑞𝑡,𝑠,𝑟
(35)
𝑉𝑡,𝑠,𝑟 ≤ 𝑉𝑡,𝑠,𝑟 ≤ 𝑉𝑡,𝑠,𝑟
(36)
𝑔ℎ𝑡,𝑠,𝑟 ≤ 𝑔ℎ𝑡,𝑠,𝑟 ≤ 𝑔ℎ𝑡,𝑠,𝑟
(37)
𝑔𝑡𝑡,𝑠,𝑖 ≤ 𝑔𝑡𝑡,𝑠,𝑖 ≤ 𝑔𝑡𝑡,𝑠,𝑖
(38)
−𝐼𝑛𝑡𝑡,𝑠,𝑘 ≤ 𝐼𝑛𝑡𝑡,𝑠,𝑘 ≤ 𝐼𝑛𝑡𝑡,𝑠,𝑘
(39)
53
𝑆𝑡,𝑠,𝑟 ≤ 𝑆𝑡,𝑠,𝑟 ≤ 𝑆𝑡,𝑠,𝑟 (40)
Em que:
𝑐𝑡,𝑠,𝑖 é o custo da térmica “i”, no intervalo de tempo “t” no cenário “s”.
𝑔ℎ𝑡,𝑠,𝑟 é a geração hídrica no intervalo de tempo “t”, no cenário “s” do submercado “r”.
𝑔𝑡𝑡,𝑠,𝑖 é a geração térmica da usina “i” no intervalo de tempo “t”, no cenário “s”.
𝑉𝑡,𝑠,𝑟 é o volume armazenado ao final do intervalo de tempo “t”, no cenário “s”, no
submercado “r”, em unidade de energia.
𝐴𝑡,𝑠,𝑟 é a energia natural afluente no intervalo de tempo “t”, no cenário “s”, no submercado
“r”.
𝑆𝑡,𝑠,𝑟 é o volume vertido no intervalo de tempo “t”, no cenário “s”, no submercado “r”.
𝐼𝑛𝑡𝑡,𝑠,𝑘 é o fluxo no tronco de intercâmbio “k”, no intervalo de tempo “t”, no cenário “s”.
𝐷𝑡,𝑠,𝑟 é a demanda no instante de tempo “t”, no cenário “s” no submercado “r”.
𝐺𝑃𝑒𝑞𝑡,𝑠,𝑟 é a geração das pequenas usinas no instante de tempo “t”, no cenário “s”, no
submercado “r”.
𝑡𝑟 é o conjunto de térmicas pertencentes ao submercado “r”.
𝑙𝑟 é o conjunto de linhas que desembocam no submercado “r”.
Foram considerados apenas quatro reservatórios equivalentes de energia
correspondentes aos submercados. Assim, as equações de balanço hídrico foram
agrupadas da mesma forma que para as de demanda. Para os limites de geração hidráulica,
foi considerada a geração mínima como sendo nula e a geração máxima estaria limitada à
soma das disponibilidades máximas de todas as usinas pertencentes ao submercado. As
disponibilidades máximas foram calculadas através do produto da capacidade instalada de
cada usina pela taxa de indisponibilidade programada (IP) e pela taxa de indisponibilidade
forçada (TEIF).
Ao longo do período de estudo, ocorrem algumas expansões de usinas existentes
ou entrada em operação de novas usinas. Assim, a capacidade de geração hidráulica
máxima aumenta ao longo do período considerado. Na simplificação adotada, não foi
considerada uma redução da capacidade de turbinamento em função do nível do volume
armazenado no período.
O custo das térmicas foi dado pelo CVU contido também no deck de informações.
Também está disponível a geração mínima de cada uma dessas usinas para cada mês do
primeiro ano e para os demais anos considerados. A geração térmica máxima considerada
54
foi dada pelo produto da capacidade instalada (POTEF) pelo fator de capacidade máxima
da usina (FCMAX) e pelos índices de indisponibilidade programada (IP) e forçada (TEIF).
Tanto as variáveis usadas para o cálculo da geração térmica máxima quanto a
geração mínima podem possuir alterações em determinados períodos de tempo, que
também foram consideradas, conforme informações presentes no deck.
Os limites máximos dos volumes foram determinados a partir da capacidade
máxima dos reservatórios de cada subsistema, obtidos a partir de informações do ONS. Os
volumes iniciais também foram inseridos a partir do estado dos reservatórios do sistema ao
final do mês anterior ao mês incial do estudo. Quanto aos volumes mínimos, foi estabelecida
uma restrição para que os reservatórios não ficassem abaixo de 20% de sua capacidade
máxima de armazenamento. Para o volume final, também foi inserida esta restrição de
forma a evitar que os reservatórios fossem totalmente deplecionados ao final do estudo.
O deck fornece, para cada submercado, uma projeção da demanda e da geração
de usinas não despachadas centralizadamente (pequenas usinas). Essa informação é
replicada para todos os cenários. Os limites de intercâmbio também são fornecidos para
cada instante de tempo.
As afluências usadas foram retiradas de registros históricos. Essa opção também
foi feita, pois a geração das PCHs em estudo é função das afluências do rio em que estão
localizadas, que estão relacionadas com o submercado em que este rio se encontra. O
ONS possui relatórios com os registros históricos desde 1931 das energias naturais
afluentes por subsistema e por bacia. A partir dos dados de vazões históricas dos rios, é
utilizado o mesmo método empregado pelo NEWAVE para transformação em unidades de
energia, considerando a configuração das usinas e suas produtibilidades para uma altura
de queda a 65% do volume útil dos reservatórios. Esses registros são atualizados
anualmente para se adaptarem à configuração mais recente do SIN.
As correções adotadas pelo NEWAVE em função do volume dos reservatórios
referentes à redução da produtividade com a altura de queda, às perdas por evaporação e
o desvio d’água para atender a seus usos múltiplos também não foram incorporadas ao
problema do despacho, já que os polinômios usados para conversão são obtidos no
momento da conversão das vazões históricas para a energia natural afluente. Além disso,
como o método de solução é realizado de uma única vez e é um problema linear, a inserção
dos polinômios seria dificultada.
O resultado deste PL fornece a geração hidráulica, assim como a geração térmica
por usina, para todos os meses considerados, por subsistema e por cenário. Os valores do
55
despacho hídrico obtidos serão usados como dados de entrada para a geração das usinas
do MRE para os cenários futuros.
4.1.2.1 Cenários Escolhidos
Os cenários históricos de energia natural afluentes foram escolhidos de uma forma
que se pudesse representar diferentes condições hidrológicas. A seleção foi feita
principalmente baseada na hidrologia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, pois como
este possui maior capacidade de armazenamento e concentra a maior parte da carga do
SIN, este subsistema é um importante indexador nos resultados do modelo.
Os cenários selecionados foram:
Cenário 1 (Período crítico do sistema) → 1952 a 1956
Cenário 2 (Início seco seguido de recuperação) → 1970 a 1974
Cenário 3 (Período de cheias) → 1980 a 1984
Cenário 4 (Início de cheias seguido por seca) → 1998 a 2002
Cenário 5 (Anos recentes, em que se observa período de secura) → 2012 a 2016
A Figura 9 mostra, em MW médios os valores de cada cenário hidrológico. Como foi
discutido anteriormente neste trabalho, percebe-se que o cenário 5, que possui os
resultados mais recentes de Energia Natural Afluente, apresenta valores bem baixos para
o subsistema Nordeste. O Sul apresenta um desacoplamento com os demais e, com
exceção do cenário 3, não possui uma separação tão clara entre os cenários.
56
Figura 9: ENAs de cada subsistema para os cenários escolhidos
4.1.3 GARANTIA FÍSICA FUTURA SAZONALIZADA DOS SUBSISTEMAS
Para obtenção das garantias físicas, foram utilizadas informações de Garantia
Física do Banco de Informações de Geração (BIG) da ANEEL dos empreendimentos em
operação comercial, em construção e com construção ainda não iniciada, dos relatórios de
acompanhamento da expansão de geração da ANEEL e dos relatórios das reuniões do
CMSE com a tendência para início de operação dos empreendimentos. Com estes dados,
foram estimadas as garantias físicas anuais, em MWmed, das UHEs por subsistema.
Através dos relatórios da CCEE com os dados gerais para o ano de 2016, foi obtido
o perfil de sazonalização das garantias físicas de cada submercado para fins de MRE. Este
perfil de sazonalização foi então aplicado aos dados anuais de garantia física. Assim,
conseguimos uma informação de garantia física por submercado em base mensal para
todos os anos de estudo.
Estas garantias físicas serão comparadas com a geração obtida por meio do
problema de programação linear explicado anteriormente. Como este apenas considerou
as usinas despachadas centralizadamente, a informação de garantia física também foi
obtida apenas para as UHE, desprezando-se a participação das garantias físicas das PCHs
e das CGHs.
57
4.1.4 GERAÇÃO FUTURA E GARANTIA FÍSICA SAZONALIZADA DE QUELUZ E
LAVRINHAS
Por meio dos dados das vazões afluentes (em m³/s) e da geração bruta de cada
uma das PCHs, foi ajustada uma curva que relacionasse esses dois dados,
desconsiderando-se os primeiros meses de operação comercial. Tendo os valores
históricos de vazões de cada uma para os anos correspondentes a cada um dos cenários,
foi obtido uma geração correspondente. Comparando-se os dados de geração líquida da
CCEE com a geração bruta, constatou-se que as usinas possuíam um consumo de, em
média, 2,72%, que foram descontados dos dados originalmente retirados da curva.
Ao longo de todo seu período de operação comercial, não houve revisão do
montante de garantia física das PCHs estudadas. Os donos dos empreendimentos podem,
a cada ano, decidir pelo perfil de sazonalização da garantia física de seus
empreendimentos. Foram utilizados, para todos os anos, os dados de garantia física
sazonalizada para fins de MRE das PCHs para o ano de 2015, obtidos dos relatórios de
dados individuais das usinas da CCEE. Apesar dos registros referentes ao ano de 2016
serem mais recentes, o perfil de sazonalização adotado neste ano não acompanhava o
perfil de afluência do rio em que as PCHs estão localizadas, diferentemente do perfil de
2015. Assim, o de 2015 foi escolhido em detrimento do de 2016 por ser considerado mais
representativo.
4.1.5 PARTICIPAÇÃO DE ITAIPU
A CCEE possui diversos relatórios referentes ao MRE, que mudaram de formato ao
longo dos anos. A partir do preço médio da energia transacionada no MRE e dos preços da
TEO e da TEO Itaipu do período, é possível mapear o quanto a energia de Itaipu impactou
no preço do mecanismo em cada período de comercialização.
Procurou-se, então, estabelecer uma relação entre a porcentagem de participação
desta usina no preço do mecanismo e o quanto sua geração superou sua garantia física
sazonalizada. Foi ajustada uma reta que foi incorporada aos cálculos do mecanismo.
Para utilização dessa reta, foram utilizados os dados de garantia física sazonalizada
de Itaipu, que puderam ser inferidos do relatório dos Dados Gerais da CCEE. A geração
passada de Itaipu também foi obtida por meio dos relatórios da CCEE.
58
Quanto à geração futura, foi empregado um método similar àquele aplicado a
Queluz e Lavrinhas: a geração bruta de Itaipu destinada ao Brasil para vários anos foi
conseguida a partir de dados históricos de geração de Itaipu do ONS, assim como as
vazões de sua bacia. Por meio desses dados, para os cenários trabalhados, foram
estimados valores de geração. Como os dados de geração do ONS e da CCEE possuíam
uma discrepância de cerca de 6%, este percentual foi retirado dos resultados do ajuste da
curva.
Tendo as gerações para o passado e para os cenários futuros, assim como dados
de garantia física de Itaipu, as sobras são obtidas a partir da diferença de ambos. A
porcentagem de participação de Itaipu na contabilização de cada mês pode, então, ser
obtida pela reta ajustada.
4.1.6 TARIFA DE OTIMIZAÇÃO DE ENERGIA
A ANEEL disponibiliza anualmente os valores da TEO e da TEO Itaipu que vão
vigorar durante todo o período. A Tabela 1 apresenta os valores de ambas para os anos
desde o início de operação comercial das centrais hidrelétricas até 2017. Estes valores,
como discutido no capítulo sobre o MRE, estão associados às flutuações do IPCA e, no
caso da tarifa de Itaipu, às cotações do dólar. Ambos os índices estão muito relacionados
com a situação econômica do país, o que torna suas variações de difícil previsão. Como
não foi considerado uma variação no CVU das térmicas para realização do despacho de
geração futura, também se adotou os valores da TEO como estáticos para os cenários
futuros.
Tabela 1: Valores de Tarifas de Energia de Otimização ao longo dos anos de estudo
TEO TEOITAIPU
2011 R$ 8,99 R$ 12,08
2012 R$ 9,58 R$ 12,20
2013 R$ 10,01 R$ 14,13
2014 R$ 10,54 R$ 15,62
2015 R$ 11,25 R$ 17,01
2016 R$ 12,35 R$ 22,41
2017 R$ 11,58 R$ 33,06
59
4.2 Resultados
4.2.1 PASSADO
Considerando-se os dados realizados desde o mês de início de operação comercial
das PCHs (agosto de 2011 para Queluz e setembro de 2011 para Lavrinhas) até dezembro
de 2016, aplicou-se as regras do MRE, considerando-se os valores em MW médios mensais
sem divisão por patamares de carga. Além disso, com os dados de geração de Itaipu,
também foi utilizada a aproximação discutida na seção sobre os dados de entrada.
As Figuras 10 e 11 mostram um comparativo entre a geração efetiva das usinas
(barras azuis) e a energia alocada para elas ao fim da aplicação do mecanismo (barras
laranjas). Nos primeiros meses considerados, podemos verificar que, para ambos os
empreendimentos, em geral, a geração foi maior do que a energia alocada a elas, o que
mostra que elas cederam mais energia para o mecanismo do que receberam. No entanto,
nesses meses também houve energia secundária no sistema, como podemos perceber
pelo fato de que a curva mostrando a garantia física ajustada pelo MRE (𝐺𝐹𝐼𝑆_3) encontra-
se abaixo da energia alocada. Assim, mesmo o ganho financeiro das usinas ter sido menor
do que no caso de elas estarem operando assumindo todo o risco, elas ainda receberam
toda a sua garantia física ao final da consolidação dos resultados do MRE.
A partir de junho de 2012, esta situação se reverteu para Queluz. Até o final do ano
de 2015, durante a maior parte dos meses, a energia atribuída a ela foi bastante superior à
sua geração, indicando que ela recebeu energia das demais usinas, tendo que pagar a
tarifa correspondente. Esta tarifa sempre será inferior ao PLD e, portanto, o resultado
financeiro de Queluz de meados de 2012 até o final de 2015 teria sido pior caso esta não
fizesse parte do MRE.
A situação de Lavrinhas foi similar à de Queluz, mas apresentou mais flutuações do
que esta última no ano de 2012. Em janeiro e fevereiro deste ano, inclusive, Lavrinhas
apresentou uma “geração negativa”, indicando que seu consumo foi maior do que sua
energia turbinada. Ao longo do ano, a PCH apresentou uma melhora de desempenho, mas
o MRE também foi importante para seu balanço financeiro nos demais anos.
60
Figura 10: Resultados energéticos da PCH Queluz em seus meses de operação comercial
Figura 11: Resultados energéticos da PCH Lavrinhas em seus meses de operação comercial
O ano de 2016 foi atípico para ambas as PCHs, já que, como mencionado durante
a discussão sobre os dados de garantia física das usinas para os cenários futuros, o perfil
de sazonalização escolhido para este ano foi divergente daquele adotado em anos
anteriores. Até 2015, a maior parte da garantia física era alocada nos primeiros meses do
ano, seguindo o perfil de afluências da região Sudeste. Em 2016, porém, grande parte da
garantia física foi deslocada para a segunda metade do ano. Assim, nos primeiros meses,
a geração das usinas foi bem superior à energia alocada. Em compensação, no segundo
semestre, a diferença entre a garantia física e a geração das usinas foi bastante acentuada.
61
De forma similar ao Ajuste do MRE dado pela razão entre a geração agregada das
usinas participantes do mecanismo e o somatório de suas respectivas garantias físicas,
podemos considerar um ajuste de cada PCH como a razão entre sua geração e sua garantia
física sazonalizada para podermos comparar seu desempenho individual com o
desempenho do mecanismo. Caso o ajuste da PCH supere o do MRE, sua participação no
bloco não é economicamente vantajosa, pois o empreendimento estaria cedendo energia
ao bloco a um preço reduzido em vez de liquidá-la no Mercado Livre ou a PLD. Neste último
caso, se o Ajuste do MRE for bem menor do que a unidade, o empreendimento pode deixar
de cumprir suas obrigações de entrega de energia determinada em seus contratos por estar
cedendo energia ao bloco. Em contrapartida, se o Ajuste da PCH for menor do que o do
MRE, mesmo que este último seja inferior à unidade, o empreendimento pode não estar
cumprindo seus contratos (se este houver comprometido uma porcentagem elevada de sua
garantia física nestes), mas terá de adquirir uma quantidade inferior de energia no Mercado
Spot a PLD, reduzindo suas perdas. As Figuras 12 e 13 mostram as comparações destes
dois ajustes com discretização mensal e as figuras 14 e 15 as apresentam para cada ano
a fim de retirar os efeitos das sazonalizações interanuais.
Figura 12: Comparação entre o desempenho mensal de Queluz e o Ajuste do MRE.
62
Figura 13: Comparação entre o desempenho mensal de Lavrinhas e o Ajuste do MRE.
Figura 14: Comparação entre o desempenho anual de Queluz e o Ajuste do MRE.
63
Figura 15: Comparação entre o desempenho anual de Lavrinhas e o Ajuste do MRE.
Nas comparações mensais, podemos ver que o Ajuste do MRE apresenta bem
menos picos e vales do que os desempenhos individuais das PCHs, o que fornece uma
certa estabilidade ao longo do ano. Já nas comparações anuais, percebemos claramente
que os picos apresentados por Queluz e Lavrinhas em seus meses de geração elevadas
não foram suficientes para compensar os meses em que tiveram desempenho ruim. Assim,
com exceção do ano de 2011 (em que só foram computados alguns poucos meses), foi
vantajosa a participação de ambas no MRE.
Nas Figuras 14 e 15 podemos observar o decaimento do GSF discutido no capítulo
3. Todavia, as PCHs também foram afetadas pela hidrologia desfavorável e, sem as demais
usinas do MRE para amortecer este impacto, os resultados dela teriam sido
financeiramente piores. O ano de 2015, que teve GSF mais baixo, foi aquele em houve um
descolamento ainda maior do Ajuste das PCHs em relação ao do bloco.
As Figuras 16 e 17 ilustram a contabilização financeira dentro do MRE, ou seja, o
montante financeiro que cada PCH recebeu ou pagou pela energia transacionada dentro
do bloco. Os resultados positivos mostram que as usinas cederam energia ao mecanismo
e, por isso, receberam uma compensação financeira. Já os valores negativos representam
que as PCHs receberam energia das demais usinas e, assim, devem ressarci-las. Os
valores destas figuras não consideram possíveis exposições devido às diferenças de
submercado para a Energia Secundária.
Figura 16: Contabilização dos montantes financeiros da PCH Queluz relacionados à energia
transacionada no MRE.
64
Figura 17: Contabilização dos montantes financeiros da PCH Lavrinhas relacionados à energia
transacionada no MRE.
Nas Figuras 16 e 17, as barras amarelas representam os montantes financeiros
reais divulgados pela CCEE. Os valores positivos calculados encontram-se bem próximos
aos valores reais, pois correspondem à energia cedida pelas PCHs valoradas à TEO. As
pequenas diferenças podem ser atribuídas a não consideração de cada semana e patamar
de carga. Além disso, as transformações dos valores de MWh para MW médios podem
causar algumas divergências. Já os valores negativos podem possuir diferenças mais
significativas. Isto se deve ao fato de o valor pago pela energia recebida ser diferente em
cada contabilização por conta da participação de Itaipu no montante de energia cedida.
Apesar deste valor ser estimado, os resultados calculados e reais estão bem próximos.
A comparação dos montantes de cada ano não é direta, pois os valores de TEO e
TEO Itaipu variam de um ano para o outro, mas estes gráficos ajudam a corroborar o que
foi dito sobre os primeiros meses de operação de Queluz, cujo resultado dentro do
mecanismo foi positivo no início de seu funcionamento. Nos demais meses, os resultados
de ambas foram majoritariamente negativos. Em 2016, há alguns resultados positivos no
primeiro semestre, mas os volumes negativos associados à segunda metade do ano são
bem mais elevados em módulo do que os resultados dos anos anteriores.
Para uma abordagem mais ampla dos resultados financeiros das PCHs, foi
considerado um contrato de 21 MW médios flat para cada PCH no valor de R$ 250,00/MWh.
Este valor será recebido mensalmente pelas usinas independente da operação real. No
MRE, caso a energia alocada final seja menor do que a energia do contrato, a PCH deverá
65
adquirir energia faltante a PLD, caso contrário, ela poderá liquidar o excedente. Além do
contrato e do resultado no curto prazo, o balanço financeiro deve incluir os montantes
recebidos ou pagos pela energia transacionada no mecanismo.
No caso de uma operação por fora do MRE, o valor contratado não mais seria
comparado com a energia alocada pelo MRE, mas, sim, com a geração real da usina. As
possíveis divergências entre esses dois valores devem ser liquidadas a PLD. A Tabela 2
mostra a comparação dos ganhos financeiros em ambas as situações a partir de 2012.
Tabela 2: Resultados Financeiros de Queluz e Lavrinhas dentro e fora do MRE de 2012 a 2016.
Queluz Lavrinhas
Resultado
Financeiro no
MRE
Resultado
Financeiro fora
do MRE
Ganho
MRE
(%)
Resultado
Financeiro no
MRE
Resultado
Financeiro fora
do MRE
Ganho
MRE
(%)
R$
202.446.891,68
R$
146.116.826,80 38,55%
R$
206.580.656,55
R$
144.774.181,76 42,69%
A Tabela 2 consolida a conclusão de que, quanto à operação passada das usinas,
a participação no MRE ajudou a contornar uma situação de anos de vazões abaixo do
desejado, melhorando em torno de 40% o faturamento dos empreendimentos para um
contrato no valor e na quantidade mencionados, que são condizentes com a garantia física
da usina e com o preço da energia de PCHs nos leilões.
4.2.2 CENÁRIOS FUTUROS
Os cenários futuros foram escolhidos conforme discussão sobre os dados de
entrada. Como exposto, foram utilizadas hidrologias passadas com a configuração futura
do sistema com o parque atual e suas expansões programadas até o ano de 2021. Assim,
os resultados obtidos abrangem janeiro de 2017 a dezembro de 2021. As Figuras 18 e 19
mostram a comparação entre a geração e a energia alocada para Queluz e Lavrinhas,
respectivamente para todos os cenários.
Como podemos observar na análise destas figuras, poucas vezes a barra laranja
indicando a energia alocada para as PCHs superou a garantia ajustada pelo MRE,
indicando que o fator de ajuste do MRE, em geral, ficou abaixo da unidade. Como usamos
a sazonalização do ano de 2015 para a garantia física para fins de MRE, a garantia ajustada
66
apresenta o mesmo formato para todos os anos, mas pode apresentar diferentes alturas de
acordo com o fator de ajuste do MRE. Vemos, dessa forma, que ao longo dos anos, em
todos os cenários, este fator não apresenta uma diferença muito acentuada.
Em compensação, a geração das PCHs apresenta níveis bem diferentes de acordo
com o cenário utilizado. No caso de Queluz, como podemos ver na Figura 18, o cenário 1
não teve uma hidrologia tão favorável, ficando sua geração significativamente abaixo da
garantia física em grande parte dos meses. Os cenários 2 e 3 apresentaram um resultado
mais equilibrado, sendo que, no cenário 3, a PCH apresentou um desempenho bem
expressivo. O cenário 4 teve uma performance mediana nos meses de maior afluência e
uma grande diferença entre geração e energia alocada nos meses de afluências mais
baixas. O cenário 5 corresponde a 2012-2016, anos de vazões bem baixas no rio de Queluz.
Neste cenário, a PCH teve um desempenho bem insatisfatório de geração em comparação
com a energia que foi alocada para ela ao final da aplicação do mecanismo.
Figura 18: Resultados energéticos da PCH Queluz para cenários futuros.
67
A quantidade de energia alocada para Lavrinhas em relação a sua garantia física
para fins de MRE são iguais aos de Queluz, pois o desempenho do sistema como um todo
foi o mesmo para as duas PCHs, no entanto, os valores absolutos não são idênticos, já que
suas garantias físicas possuem valores um pouco diferentes por conta das médias de
perdas internas aferidas e sua distribuição de sazonalização. As gerações, embora ambas
as PCHs se localizem no mesmo rio, também são distintas pois elas se situam em alturas
diferentes e suas curvas de vazão-geração não são iguais.
Apesar dessas divergências, os cenários com melhores desempenhos para Queluz
são também os de Lavrinhas (cenários 2 e 3). Vemos, porém, que Queluz alcançou maiores
valores de geração nesses cenários do que Lavrinhas.
Figura 19: Resultados energéticos da PCH Lavrinhas para cenários futuros.
A comparação entre ambas as usinas pode ser melhor observada nas Figuras 20 e
21, em que vemos suas razões entre geração e garantia física em relação ao ajuste do
MRE. A geração de Lavrinhas parece ter um perfil um pouco mais estável do que o de
68
Queluz ao longo dos anos estudados, mas esta última apresenta valores de picos maiores
do que Lavrinhas.
Assim como ocorrido para o passado, vemos muito menos variações nos ajustes do
MRE ao longo dos meses do que vemos em relação à geração das PCHs. Esta curva possui
um comportamento parecido em todos os cenários, pois a carga utilizada foi sempre a
mesma e o problema de otimização busca conseguir aproveitar o máximo da água em todos
os cenários para atender a carga. Conforme análise feita a partir da Figura 18 para Queluz,
os cenários 2 e 3 são aqueles com melhor performance de geração da PCH. O cenário 3
apresenta resultados muito elevados de geração de outubro de 2019 até dezembro de
2020. Quanto aos cenários 1, 4 e 5, é perceptível que o desempenho geral do bloco de
usinas participantes do MRE é superior ao da PCH. No cenário 5, percebemos claramente
um deslocamento das duas curvas, que possuem poucas interseções, diferentemente do
que ocorre nos demais cenários.
Figura 20: Comparação entre o desempenho mensal de Queluz e o Ajuste do MRE para cenários
futuros.
69
No caso do cenário 3 de Lavrinhas, apesar de esta não apresentar geração tão
elevada quanto Queluz no segundo semestre de 2019 e durante 2020, ela apresentou
melhores resultados de geração nos anos de 2017 e 2018 e também em 2021. O
descolamento de sua curva de desempenho no cenário 5 também não possui um
afastamento tão grande quanto da de Queluz em relação ao ajuste do MRE, embora os
últimos dois anos de Queluz tenham sido melhores que os de Lavrinhas. Assim, quando há
vazão elevada, Queluz parece conseguir gerar mais, porém, em meses mais escassos,
Lavrinhas consegue uma performance mais elevada.
Figura 21: Comparação entre o desempenho mensal de Lavrinhas e o Ajuste do MRE para
cenários futuros.
Assim como feito para o passado, as Figuras 22 e 23 ilustram o resultado anual das
duas PCHs para que se possa observar o desempenho delas sem o efeito da
sazonalização. Nos ajustes anuais, podemos perceber que o despacho obtido por meio do
70
problema de otimização manteve o despacho próximo da unidade, que seria a situação
esperada no sistema.
Nota-se que, apesar de algumas diferenças entre as PCHs, a análise geral que pode
ser feita para ambas é a de que, em geral, faz mais sentido permanecer no mecanismo de
realocação de energia, pois, com exceção do ano de 2020 no cenário 3, o desempenho das
duas foi inferior ao do bloco. Também vemos que, em condições de operações ordinárias,
o ajuste do MRE ficaria próximo à unidade e, dessa forma, se as usinas comprometessem
um pouco menos de sua garantia física nos contratos, elas poderiam conseguir cumprir
com suas obrigações de entrega durante a maior parte de sua operação.
Num contrato de entrega de energia por quantidade, a menos que as PCHs
assinassem contratos com um perfil de sazonalização que se ajustasse bem às suas
vazões, elas ficariam expostas ao Mercado Spot em vários meses.
Figura 22: Comparação entre o desempenho anual de Queluz e o Ajuste do MRE nos cenários
futuros.
71
Figura 23: Comparação entre o desempenho anual de Lavrinhas e o Ajuste do MRE nos cenários
futuros.
Os gráficos das Figuras 24 e 25 mostram, para cada cenário, a contabilização de
cada empreendimento em relação à energia transacionada no próprio mecanismo. Como
foi utilizada a mesma tarifa ao longo de todo o período de estudo, os valores de todos os
meses possuem a mesma ordem de grandeza.
72
Figura 24: Contabilização dos montantes financeiros da PCH Queluz relacionados à energia
transacionada no MRE para os cenários futuros.
Figura 25: Contabilização dos montantes financeiros da PCH Lavrinhas relacionados à energia
transacionada no MRE para os cenários futuros.
Os resultados financeiros apenas ratificam a discussão realizada sobre as
vantagens da permanência no mecanismo. Embora estes valores representem débitos para
as usinas, eles seriam muito mais elevados caso esta energia precisasse ser obtida a PLD.
Como dito na análise sobre o passado das usinas, o resultado negativo indica que as usinas
receberam energia do MRE, enquanto o postivo, que elas cederam. Apesar dos ganhos por
MWh serem menores do que o prejuízo devido ao preço da tarifa de Itaipu, esta energia
ainda é bem barata. Se as usinas estivessem cedendo muita energia, elas estariam
ganhando menos do que poderiam devido às suas obrigações com o bloco. Como a
situação é inversa (as usinas estão comprando energia das demais participantes), a
participação no bloco mostra-se como vantajosa.
Assim como foi feito para o passado, considerou-se que ambas as PCHs possuíam
um contrato com uma obrigação de entrega de energia flat de 21,0 MW médios com preço
de R$ 250,00/MWh. Diferentemente do passado, não temos valores de PLD, assim, foram
criadas as Tabelas 3 e 4 com diferentes pressuposições de PLD. Na Tabela 3, considerou-
73
se um valor de PLD mensal de R$ 200,00/MWh. Já a Tabela 4 assume um PLD de R$
250,00/MWh.
Essas tabelas consideram o resultado financeiro ao longo do período de estudo para
as PCHs dentro e fora do MRE. Este resultado engloba o pagamento pelos contratos, as
transações no mercado de curto prazo e, no caso de participação no MRE, a contabilização
das transações ocorridas dentro do bloco.
Podemos ver que, com exceção do cenário 1, o resultado financeiro de Queluz fora
do MRE é superior ao de Lavrinhas, pois, como a primeira consegue gerar acima em épocas
de vazão elevada, seu resultado no mercado de curto prazo seria superior. Em
compensação, como a garantia física de Lavrinhas para fins de MRE é um pouco acima da
de Queluz, seu resultado financeiro dentro do bloco também é maior, já que, como
integrantes do mecanismo, ambas receberão a mesma porcentagem de sua garantia física
ao fim de cada contabilização.
Pelo fato de Lavrinhas apresentar um resultado fora do mecanismo inferior ao de
Queluz e melhor dentro dele, seu ganho percentual por fazer parte dele também é mais
elevado que o de Queluz. Em todos os cenários, há sempre um ganho financeiro dentro do
MRE. Apesar do cenário 3 ser o único cenário em que as PCHs apresentaram um ano com
desempenho superior ao do mecanismo, o cenário 2 foi aquele em que o ganho por
pertencer ao mecanismo foi menor. Isto porque, no cenário 2, o desempenho das PCHs se
afastou menos do ajuste do MRE ao longo do período de estudo do que o cenário 3. Como
esperado, o cenário 5, em que a geração das PCHs foi baixa, foi aquele com maiores
ganhos percentuais.
Em relação às diferenças entre as Tabelas 3 e 4, percebe-se que o aumento do PLD
faz com que a participação no bloco se torne mais vantajosa. Isto é decorrência dos maiores
valores que deveriam ser pagos pelos empreendimentos no caso de exposições negativas.
Para um PLD de R$250,00/MWh, as PCHs teriam que comprar energia no valor de seu
contrato no Mercado Spot, anulando qualquer resultado líquido nessas operações. É
interessante notar que os valores dos resultados fora do MRE das PCHs nas Tabelas 3 e
4 variam sensivelmente, mas as colunas do resultado dentro do MRE de ambas não se
alteram muito. Devido ao ajuste do MRE próximos de um, as PCHs sofrem pouca
exposição, não sendo tão afetadas pelo valor do PLD.
Tabela 3: Resultados Financeiros de Queluz e Lavrinhas dentro e fora do MRE para cenários
futuros, considerando um PLD mensal de R$200,00/MWh.
74
Cen
Queluz Lavrinhas
Resultado
Financeiro no
MRE
Resultado
Financeiro fora
do MRE
Ganho
MRE
(%)
Resultado
Financeiro no
MRE
Resultado
Financeiro fora
do MRE
Ganho
MRE
(%)
1
(Período
Crítico)
R$
212.221.618,57
R$
190.322.809,58 11,51%
R$
213.625.325,06
R$
192.874.415,78 10,76%
2
(Seca→
Recuperação)
R$
223.995.983,09
R$
213.773.393,86 4,78%
R$
225.051.215,43
R$
210.196.480,24 7,07%
3
(Cheias)
R$
224.134.860,29
R$
209.138.361,43 7,17%
R$
225.286.210,25
R$
206.063.084,65 9,33%
4
(Cheia→
Seca)
R$
223.717.238,30
R$
201.580.246,26 10,98%
R$
224.581.778,16
R$
195.274.802,02 15,01%
5
(Seca
Recente)
R$
221.594.121,82
R$
173.216.530,12 27,93%
R$
222.800.707,10
R$
172.386.368,71 29,24%
Tabela 4: Resultados Financeiros de Queluz e Lavrinhas dentro e fora do MRE para cenários
futuros, considerando um PLD mensal de R$250,00/MWh.
Cen
Queluz Lavrinhas
Resultado
Financeiro no
MRE
Resultado
Financeiro fora
do MRE
Ganho
MRE
(%)
Resultado
Financeiro no
MRE
Resultado
Financeiro fora
do MRE
Ganho
MRE
(%)
1
(Período
Crítico)
R$
208.208.474,54
R$
180.384.511,97 15,42%
R$
209.949.342,74
R$
183.574.019,73 14,37%
2
(Seca→
Recuperação)
R$
222.730.477,22
R$
209.697.742,33 6,22%
R$
224.145.140,80
R$
205.226.600,29 9,22%
3
(Cheias)
R$
223.049.453,09
R$
203.903.951,79 9,39%
R$
224.561.768,32
R$
200.059.855,81 12,25%
4
(Cheia→
Seca)
R$
222.631.827,95
R$
194.456.307,82 14,49%
R$
223.857.333,03
R$
186.574.502,53 19,98%
5
(Seca
Recente)
R$
220.508.708,71
R$
159.001.662,65 38,68%
R$
222.076.259,21
R$
157.963.960,89 40,59%
Os resultados apresentados para os cenários futuros apontam para as vantagens
econômicas e de confiabilidade trazidas pelo MRE tanto para Queluz quanto para
Lavrinhas.
75
5. Conclusão
No presente trabalho foi apresentada uma discussão sobre o Mecanismo de
Realocação de Energia, abordando sua importância dentro da configuração atual de
operação e comercialização do Sistema Elétrico Brasileiro, sua forma de contabilização e
as questões atuais que cercam esta temática. Por fim, foi feito um estudo de caso em torno
de duas PCHs a fim de se avaliar as vantagens de sua participação no mecanismo.
A partir dos resultados obtidos no estudo de caso, podemos concluir que, durante o
período de operação comercial de Queluz e Lavrinhas, o MRE foi importante para um
melhor equilíbrio econômico dos dois empreendimentos, já que, nesses últimos anos, as
vazões do rio em que estão localizadas foram baixas, o que resultou num desempenho
inferior ao esperado. Desta forma, mesmo com a questão do GSF baixo, as duas PCHs
tiveram uma performance ainda pior do que as hidrelétricas participantes coletivamente.
Quanto aos cenários futuros, os resultados obtidos também apontam para a
permanência das usinas no bloco. O modelo de otimização fez com que a tendência das
usinas participantes do MRE fosse apresentar um nível de geração em torno de sua
garantia física, o que é condizente com a forma de cálculo dessa grandeza, que busca
refletir a quantidade de energia que as usinas podem fornecer de forma constante para o
sistema. Essa estabilidade representa uma segurança para as PCHs participantes, cuja
geração varia muito ao longo dos anos e, em geral, não superam tanto sua garantia física.
Este tipo de resultado ilustra bem a idéia por trás da concepção do MRE, pois, nas
situações em que a usina apresenta geração em excesso, ela cede parte desta para as
outras, sem afetar a quantidade de energia que ela pode comprometer em contratos (já que
o mecanismo busca garantir que as usinas recebam seu nível de garantia física em todos
os meses); e, nos casos em que as usinas apresentam déficit de geração, ela receberia
energia das demais, pagando apenas pelos gastos incorridos por elas para gerar esta
sobra. Assim, em todos os períodos de contabilização do mecanismo, os empreendimentos
participantes teriam sua performance nivelada com as demais sem, contudo, ter um
prejuízo decorrente de insuficiência de lastro.
Para usinas que costumam gerar além de sua garantia física freqüentemente, o
MRE poderia não ser a melhor estratégia financeira, pois esta estaria deixando de liquidar
suas sobras de energia. No entanto, a obrigatoriedade da participação das usinas com
76
despacho centralizado garante uma certa segurança energética para o bloco, evitando que
a saída de agentes importantes afete o fluxo energético.
Entretanto, para além dos modelos matemáticos, há, atualmente, situações difíceis
de se prever. A situação hídrica do Nordeste tem se mostrado preocupante, apresentando
um dos piores resultados do histórico sem perspectiva de melhora num futuro próximo. Esta
seca no Nordeste representa um novo período crítico, fazendo com que os cenários
históricos escolhidos para o estudo não sejam suficientes para análise proposta.
A crise hidrológica, apesar de mais severa no Nordeste, também afeta os demais
subsistemas. A própria metodologia de cálculo da garantia física leva em conta o período
mais crítico do histórico para calcular a quantidade de energia firme que as usinas podem
suprir para o sistema. O novo período de afluências escassas pode implicar na não
confiabilidade dos valores de garantia física atribuídos aos empreendimentos hidrelétricos.
As PCHs em estudo, por exemplo, também tiveram vazões em seu período comercial que
destoam da média de seus registros históricos. Assim, vimos que, em geral, suas gerações
não atingiram seu nível de garantia física.
Além disso, juntamente com a crise hidrológica, o cenário do Sistema Elétrico
brasileiro tem passado por diversas transformações, como a diversificação da matriz
elétrica, trazendo consigo a inserção de diversas fontes não controláveis, que operam na
base do sistema e são de difícil previsão. A estagnação do aumento da capacidade de
armazenamento em face da expansão da geração e da carga também torna o despacho
das usinas cada vez mais complicado e traz maior incerteza para o atendimento da
demanda.
Todos esses fatores têm culminado no acionamento das térmicas tanto por ordem
de mérito quanto por razões de segurança energética ou por restrição elétrica. Estes dois
últimos motivos vão contra a operação ótima do sistema, pois encarecem a operação
mesmo, teoricamente, havendo recurso hídrico para o despacho das usinas hidrelétricas.
Os estudos recentes para incorporação de novos mecanismos de aversão ao risco podem
aumentar o uso das térmicas, reduzindo, assim, a geração hidrelétrica e,
conseqüentemente, tornar a operação mais cara, o que também afeta o PLD.
Dessa maneira, o MRE, que visa a mitigação dos riscos da operação, não apresenta
a mesma segurança para seus empreendimentos. Como visto no capítulo 2, até 2012, a
situação normal do sistema era a existência de energia secundária. A modificação do
cenário resultou em diversos processos judiciais por parte dos donos dos empreendimentos
hidrelétricos, o que causou uma grande inadimplência no MCP, afetando todos os agentes
77
de mercado. Desde então, procurou-se criar novas formas de contornar o problema como
a repactuação do risco hidrológico e o pagamento aos participantes do MRE em função do
deslocamento da geração hídrica (despacho fora da ordem de mérito das usinas térmicas).
A análise das vantagens de se participar do MRE, portanto, torna-se mais complexa
e o agente precisa avaliar se as medidas adotadas para a resolução dos baixos níveis do
GSF é suficiente para a estabilidade da operação comercial de seu empreendimento. O
comprometimento de uma porcentagem menor de sua garantia física em contratos pode
representar uma solução provisória, que evite exposições desnecessárias.
Verifica-se que a discussão sobre o MRE e a diminuição da participação das
grandes hidrelétricas na geração do SIN é bastante atual e será protagonista nos debates
sobre a restruturação do sistema que tem ocorrido. Essa questão deve envolver todos os
agentes do sistema para que seja encontrada uma solução que atenda a todos de forma a
não ocorrer um desestímulo no investimento do setor de geração.
78
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