mre, do qual participarão as usinas hidrelétricas com o ... · definição de parâmetros na fase...

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

Nota Técnica no 041/2017-SRG/ANEEL

Em 19 de abril de 2017.

Processo: 48500.006812/2009-09 Assunto: Revisão da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, a qual estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.

I. DO OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica objetiva apresentar proposta para Revisão da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, a qual estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE, por força da alteração legal estabelecida no art. 24 da Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016. II. DOS FATOS 2. A possibilidade de participação de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente no MRE foi dada pelo Decreto nº 3.653, de 7 de novembro de 2000, o qual alterou o Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, que regulamentou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica1, e incluiu as diretrizes para o funcionamento do MRE, dentre elas o art. 20:

Art. 20. As regras do MAE deverão estabelecer o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, do qual participarão as usinas hidrelétricas com o objetivo de compartilhar entre elas os riscos hidrológicos.

3. Esse mesmo Decreto ainda fez uma definição quanto ao tratamento das indisponibilidades das usinas no âmbito do MRE.

Art 24. Os riscos de indisponibilidade das usinas de geração hidrelétrica, de natureza não hidrológica, serão assumidos individualmente pelas usinas participantes, não sendo, portanto, cobertos pelo MRE.

1 Atual CCEE.

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 404816FB003DF858 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA, PATRICIA NUBIA TAKEI

48550.000419/2017-00

Pág.2 da Nota Técnica nº 041/2017-SRG/ANEEL, de 19/04/2017.


4. O Decreto nº 2.655/1998 definiu que o funcionamento do MRE se dá conforme as Regras do MAE, o qual é regulado pela ANEEL, e o Decreto nº 3.653/2000, que alterou o Decreto nº 2.655/1998, definiu que a ANEEL é responsável por estabelecer a regulamentação necessária à aplicação do Decreto, como segue.

Art. 3º A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL estabelecerá a regulamentação necessária à aplicação do disposto neste Decreto.

5. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, definiu o seguinte:

Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar: I - o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 3.000 kW (três mil quilowatts) e igual ou inferior a 30.000 kW (trinta mil quilowatts), destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as características de pequena central hidrelétrica; (...) § 2º Ao aproveitamento referido neste artigo que funcionar interligado e ou integrado ao sistema elétrico, é assegurada a participação nas vantagens técnicas e econômicas da operação interligada, especialmente em sistemática ou mecanismo de realocação de energia entre usinas, destinado a mitigação dos riscos hidrológicos, devendo também se submeter ao rateio do ônus, quando ocorrer.

6. Em atendimento a esses comandos, a ANEEL publicou inicialmente a Resolução nº 169, de 3 de maio de 2001 – REN 169, que estabelecia critérios para a utilização do MRE por usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente. Essa Resolução também trouxe a metodologia de cálculo de garantia física dessas usinas, que corresponde à média da energia que o aproveitamento poderia gerar, levando-se em consideração a série de vazões, a produtividade média, a indisponibilidade total e a potência instalada. 7. De forma a regulamentar o art. 5º da referida norma2, em 5 de junho de 2007, foi publicada a Resolução Normativa nº 266 – REN 266, que estabeleceu critérios de apuração da indisponibilidade para aplicação do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada – MRA para empreendimentos hidrelétricos não despachados centralizadamente. 8. A metodologia constante da REN 266 propôs critérios de participação no MRE para empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente, além de procedimentos e critérios de apuração da indisponibilidade, para aplicação do MRA, que consiste na redução da energia assegurada (garantia física), para alocação no MRE.

2 Art. 5º da REN 169: “O MRE não cobrirá a parcela da indisponibilidade que ultrapassar o valor estabelecido pela ANEEL para o cálculo da energia assegurada. ”



48550.000419/2017-00



9. Posteriormente, conforme avaliação3 da SRG, a experiência na aplicação da REN 266 mostrou que a apuração das indisponibilidades para usinas não despachadas, em moldes similares à apuração das usinas despachadas centralizadamente4 pelo ONS, trouxe distorções entre o Fator de Disponibilidade5 calculado e a relação entre geração verificada/garantia física. Tais discrepâncias entre a indisponibilidade e a geração verificada ocorreram devido a vários fatores, entre os quais: erros na definição de parâmetros na fase de projeto, falhas na execução dos projetos e falta de declaração das indisponibilidades por parte dos agentes, uma vez que essas usinas não são supervisionadas nem controladas pelo ONS. 10. Essa avaliação resultou em algumas ações por parte da SRG, entre as quais destaca-se a publicação do Despacho n° 3.606, de 22 de setembro de 2009, da Diretoria da Agência, o qual determinou, em função do histórico de geração6 da PCH Araras, sua exclusão do MRE até que o MME reavaliasse sua energia assegurada. 11. O mesmo Despacho também determinou que a SRG apresentasse proposta de regulamentação dos requisitos e procedimentos para exclusão de uma usina do MRE.

12. Em atendimento ao comando da Diretoria da Agência, foi publicada a Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010 – REN 409, a qual estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE, que inclui a previsão da possibilidade de exclusão do MRE das usinas que não atendem aos requisitos de geração em relação às suas respectivas garantias físicas.

13. Assim, o marco regulatório relativo às usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente evoluiu desde a publicação da REN 169, passando pela publicação da REN 266 e, a atualmente vigente, REN 409, no sentido de se utilizar a geração média como parâmetro para avaliação da participação das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente no MRE.

14. No entanto, foi incluída uma emenda à Medida Provisória nº 735, de 22 de junho de 2016, a qual foi convertida na Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, que estabelece no art. 24 o seguinte:

Art. 24. Os empreendimentos hidroelétricos não despachados centralizadamente que optarem por participar do MRE somente poderão ser excluídos do referido mecanismo por solicitação própria ou em caso de perda de outorga.

15. Em função disso, a partir da publicação da referida Lei, foi estabelecida restrição à exclusão de usina hidrelétrica não despachada centralizadamente do MRE. Dessa forma, esta Nota

3 Processo nº 48500.006812/2009-09 4 A apuração de indisponibilidades para usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente com aplicação de Mecanismo de Redução de Energia Assegurada – MRA para fins de alocação no MRE foi estabelecida pela Resolução nº 688, de 24 de dezembro de 2003, a qual foi posteriormente consolidada por meio da Resolução Normativa nº 614, de 3 de junho de 2014. 5 O Fator de Disponibilidade corresponde à relação entre a Disponibilidade Verificada e a Disponibilidade de Referência considerada no cálculo da garantia física. 6 A PCH Araras praticamente não gerou desde o início de sua participação no MRE (Nota Técnica 012/2009).



48550.000419/2017-00



Técnica irá propor alteração da atual REN 409, no sentido de realizar a adequação dessa norma à nova legislação. III. DA ANÁLISE III.1. Da atual metodologia da REN 409.

16. A REN 409 estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE. 17. O art. 7º da referida Resolução estabelece:

Art. 7° Para os empreendimentos alcançados por esta Resolução, a ANEEL calculará em agosto de cada ano a respectiva geração média de energia elétrica da seguinte forma:

m

i

i

m

EgerGM

1

*8760

12 (MWmed)

Sendo: GM: geração média de energia elétrica calculada; Egeri: montante de energia gerada no mês i referido ao ponto de conexão (MWh) e registrado na CCEE [Câmara de Comercialização de Energia Elétrica]; i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; e m: quantidade de meses até o último mês do período de análise, múltiplo de 12, com registros na CCEE de montantes mensais de energia gerada. § 1º Para fins da aplicação da equação de que trata o caput deste artigo, somente serão contabilizados os meses de registros posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial, contado do início de operação da primeira unidade geradora.

18. Segundo o art. 8º, os requisitos de geração de acordo com o número de meses registrados na CCEE posteriores ao 12º mês de operação comercial são os seguintes:

Número de meses registrados na CCEE posteriores ao décimo segundo mês de

operação comercial (m)

100*GF

GM

24 ≤ m < 36 ≥ 10% 36 ≤ m < 48 ≥ 55% 48 ≤ m < 60 ≥ 60% 60 ≤ m < 72 ≥ 65% 72 ≤ m < 84 ≥ 70% 84 ≤ m < 96 ≥ 75%

96 ≤ m < 120 ≥ 80% m ≥ 120 ≥ 85%



48550.000419/2017-00



19. Esses percentuais têm o objetivo de acomodar o efeito da variabilidade hidrológica e outros fatores que independem da gestão dos agentes, os quais têm um impacto maior quando o histórico de dados ainda é pequeno. Desse modo, existem folgas nos limites de atendimento da razão geração média/garantia física que variam de 90% nos primeiros anos de operação da usina até chegar a 15% após mais de 10 anos de operação, suficientes para acomodar períodos de baixa afluência, de modo que a usina não seja injustamente excluída do MRE. 20. Assim, antes da publicação da Lei nº 13.360, caso esses requisitos não fossem atingidos, a usina era, então, notificada sobre a possibilidade de exclusão do MRE na aferição do ano subsequente.

21. A justificativa para o uso da geração média como parâmetro advém, primeiramente, do fato de esse parâmetro refletir todas as informações utilizadas no cálculo da garantia física da usina, como vazões afluentes, rendimento do conjunto turbina-gerador, taxas de indisponibilidade, perdas hidráulicas, perdas elétricas, consumo interno, restrições ambientais, e até mesmo aspectos relativos à gestão do empreendimento. 22. Ressalta-se que, ao definir pela exclusão do MRE de usinas com baixo desempenho, a REN 409 objetivava manter o MRE com alocação de energia de forma eficiente e equilibrada, de maneira que usinas com baixo desempenho na produção de energia não trouxessem efeitos negativos às demais usinas participantes do mecanismo. Tratava-se de uma forma de proteção das usinas mais eficientes contra a ineficiência das demais e um alerta às usinas menos eficientes para que melhorassem seu desempenho na produção de energia. Assim, a exclusão de usinas hidrelétricas não despachadas do MRE não se constituía em simples sansão às usinas ineficientes, mas sim uma proteção às usinas eficientes participantes do mecanismo, conforme previsão do Decreto 2655/1998.

23. No entanto, tendo em vista que o estabelecimento legal pela restrição à exclusão de usina hidrelétrica não despachada centralizadamente do MRE, serão avaliadas quatro alternativas de alteração dos critérios de participação dessas usinas no MRE, as quais mantêm como base regulatória a geração média de energia elétrica. 24. Adicionalmente, as quatro propostas têm o mesmo objetivo da atual REN 409, qual seja: prover incentivo regulatório para que as usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente cumpram limites mínimos de desempenho para que a alocação de energia no MRE ocorra de forma equilibrada III.2. Das propostas para incentivo ao desempenho de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente

III.2.1. Incentivo ao desempenho pela criação de clusters no MRE (Alternativa 1) 25. Propõe-se a criação de 2 clusters no MRE: o cluster #1 seria composto pelas usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente e pelas usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente que atendam a limites mínimos de geração média; o cluster #2 seria formado por usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente que não atendam a limites mínimos de geração média.



48550.000419/2017-00



26. Essa proposta visa, portanto, identificar as usinas que não cumpram os requisitos de geração e separá-las num grupo específico. Então, as transferências comerciais de energia intrínsecas à aplicação do MRE aconteceriam separada e internamente a cada grupo. Dessa maneira, cada grupo possuiria seu próprio Fator de Ajuste do MRE (ou GSF).

27. Por essa proposta, a cada ano, por exemplo, em setembro, a geração média de cada usina hidrelétrica não despachada centralizadamente seria apurada e comparada com os limites mínimos. Caso esses limites não fossem atingidos, a usina seria migrada para o cluster #2 a partir de janeiro do ano seguinte. A cada ano também poderia acontecer o retorno da usina ao cluster #1 caso os limites mínimos fossem novamente atendidos.

28. Importa observar que a variabilidade hidrológica é acomodada pelas folgas existentes nos limites mínimos de geração média. Desse modo, as usinas que formariam o cluster #2 estariam lá por problemas de desempenho, mas não por problemas de hidrologia. Por conta disso, o risco hidrológico presente no cluster #2 continuaria a ser compartilhado pelas usinas desse grupo conforme determina a Lei.

29. Ressalta-se que a permanência de usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente no cluster #1 se justifica pelo fato de essas usinas já terem o desempenho acompanhado por meio da apuração de indisponibilidades e aplicação do MRA, nos termos da Resolução nº 614/2014.

30. Ademais, a implementação dessa proposta ensejaria, primeiramente, alteração nas Regras de Comercialização para adequação da formulação algébrica atinente ao MRE, e, também, alteração das seguintes Resoluções Normativas: (i) nº 584 – REN 584, de 29 de outubro de 2013, que estabeleceu prazos e condições para sazonalização e modulação de garantia física de usinas de geração de energia elétrica, de sorte que a proteção das usinas hidrelétricas de cada um dos clusters à sazonalização de garantia física para fins de MRE – GF_MRE se dê conforme o perfil da sazonalização da GF_MRE dos agentes de cada um dos clusters; e (ii) nº 541 de 12 de março de 2013, que estabeleceu as disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e o Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, de maneira que o retorno da usina ao cluster #1 seja obrigatório quando atendidos novamente os limites mínimos de performance.

III.2.2. Incentivo ao desempenho pela adoção do MRA (Alternativa 2) 31. A segunda alternativa consiste na adoção do MRA para usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente, cuja referência para aplicação do mecanismo seria dada pela geração média caso a usina não cumpra os limites mínimos de desempenho.

32. Com efeito, por essa proposta, a cada ano, por exemplo em setembro, a geração média de cada usina hidrelétrica não despachada centralizadamente seria apurada e comparada aos limites mínimos. Caso os requisitos mínimos de geração sejam atendidos, a referência de garantia física para aplicação do MRE continuaria a ser a garantia física da usina hidrelétrica. Mas, caso deixem de ser cumpridos, a referência passaria a ser a geração média.



48550.000419/2017-00



33. De maneira ilustrativa, caso uma usina tenha de cumprir, por exemplo, 85% da relação geração média/garantia física de acordo com o número de meses em operação comercial e dados registrados na CCEE, mas tenha cumprido somente 82% apurada em setembro, a partir de janeiro do ano seguinte a usina passaria a ter como referência para alocação de energia 82% de sua garantia física, o que consistiria no MRA, como ilustrado na Figura 1.

Figura 1: Exemplo de aplicação do MRA 34. Assim, tal como ocorre para as usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, haveria um Fator de Disponibilidade – FID calculado também para as usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pela CCEE, dado por.

Onde:

GF: garantia física publicada em legislação específica referenciada ao ponto de conexão (MWmed);

Eger: montante de energia gerada referenciado ao ponto de conexão e registrado na CCEE (MWh);

i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada; e

m: quantidade de meses considerados.

100%

82% 85%

Referência inicial de

garantia física para alocação de energia no

MRE

Requisito mínimo de geração média /

garantia física

Apuração da geração média /

garantia física

82%

Nova referência de garantia física para alocação de energia

no MRE no ano seguinte



48550.000419/2017-00



35. De posse do FID, a garantia física apurada que balizaria a alocação de energia no MRE seria obtida da seguinte maneira.

I – caso o valor do FID da usina seja maior ou igual aos requisitos estabelecidos, a GFa será igual a GF;

II – caso contrário, a GFa será dada por:

36. De acordo com essa proposta, nos primeiros anos de aferição, continuarão sendo respeitados os requisitos atualmente vigentes na REN 409/2010, de forma que a variabilidade hidrológica e os fatores que independem da gestão dos agentes sejam acomodados pelas folgas dos requisitos enquanto não existe um histórico de dados de geração maior.

37. Ademais, uma vez que os efeitos provocados pelo MRA sobre a contabilização de energia das usinas são inferiores àqueles provocados da exclusão do MRE, propõe-se a inserção de mais um patamar na tabela de requisitos da geração, o que ensejaria uma folga menor nos requisitos de geração no longo prazo. Nesse caso, a meta de geração para usinas com no mínimo 11 anos de dados de geração passaria a ser de, 95% da garantia física, como exposto na tabela abaixo.

Número de meses registrados na CCEE posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial (m)

100*GF

GM

24 ≤ m < 36 ≥ 10% 36 ≤ m < 48 ≥ 55% 48 ≤ m < 60 ≥ 60% 60 ≤ m < 72 ≥ 65% 72 ≤ m < 84 ≥ 70% 84 ≤ m < 96 ≥ 75%

96 ≤ m < 120 ≥ 80% 120 ≤ m < 132 ≥ 85%

m ≥ 132 ≥ 95%

38. Essa alternativa também ensejaria alteração na REN 541, de forma a estabelecer que, caso a usina hidrelétrica sofra efeitos do MRA, a exposição ao mercado de curto prazo será suportada pelas concessionárias de distribuição cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final.

III.2.3. Do horizonte de composição da geração média 39. Essas duas alternativas são passíveis de contemplar diferentes horizontes de históricos de dados de medição. A seguir serão analisados dois diferentes horizontes, os quais consistem em desdobramentos das Alternativas 1 e 2.



48550.000419/2017-00



III.2.3.1. Média de histórico crescente de geração 40. Ao empregar como métrica a média de histórico crescente de geração, o histórico base para cálculo da geração média passaria a ser formado pelos meses com registro na CCEE posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial, adotando-se o número de meses múltiplo de 12. 41. O benefício regulatório associado ao emprego do histórico crescente evidencia-se para o caso em que a geração é afetada por eventos naturais – por exemplo, hidrologia – traz uma informação completa em relação à flutuação ordinária e extraordinária de tais eventos e, por conseguinte, à real capacidade de produção de energia da usina ao longo do tempo, em razão de que a geração média obtida com dados históricos de longo prazo é pouco influenciada por eventos pontuais ou sazonais.

42. Como forma de organizar o conteúdo desta Nota Técnica, a Alternativa 1 (formação de clusters) associada à média de histórico crescente de geração será denominada Alternativa 1.1, enquanto a Alternativa 2 (MRA) com esse mesmo critério será denominada Alternativa 2.1. III.2.3.2. Média móvel de histórico de geração 43. Esse critério de cálculo da geração média com base na média móvel fixa uma janela que vai sendo deslocada com o passar do tempo. Assim procedendo, à medida em que fosse incluído um ano para o cálculo da média de geração, o qual já refletiria o desempenho mais atual da usina, seria retirado o primeiro ano do horizonte utilizado na apuração do ano anterior. 44. A adoção dessa métrica tem a vantagem de identificar o desempenho recente da usina hidrelétrica e capturar de forma mais rápida eventuais variações na qualidade de gestão da usina. Por outro lado, a geração média poderia assumir um comportamento menos estável ao longo dos anos, descolando-se da forma de cálculo da garantia física, para o qual é utilizada a simulação de geração por um histórico de no mínimo 30 anos.

45. No entanto, com a publicação da Lei 13.360, como não haverá mais exclusão de usinas do MRE, caso sejam mantidos os procedimentos anteriores para revisão da garantia física das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo Ministério de Minas e Energia - MME, as reduções de garantia física estarão sempre limitadas a uma redução de 5% a cada revisão e a 10% ao longo de toda a outorga. Isso porque, de acordo com o procedimento que vinha sendo adotado pelo MME, somente eram atribuídos limites de redução de garantia física7 para usinas que participavam do MRE. No caso das usinas que estavam fora do mecanismo (o que inclui as excluídas compulsoriamente pela ANEEL), não havia limite para redução, e a garantia física era ajustada para valores compatíveis com sua real geração.

46. Assim, mesmo que o MME mantenha8 a metodologia de revisão da garantia física da Portaria nº 463/2009, com base na geração média de energia, o fato de haver restrição de exclusão de 7 Conforme § 5º do art. 21 do Decreto 2.655/1998. 8 O processo de revisão de garantia física disciplinado pelos incisos I e II do art. 6º da Portaria nº 463/2009 encontra-se atualmente suspenso, conforme art. 3º da Portaria MME nº 376/2015 que, por sua vez, foi publicada após decisão judicial referente à ação ajuizada pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – Abragel8.



48550.000419/2017-00



usinas do MRE provocará um descolamento maior da geração média em relação à garantia física dessas usinas.

47. Dessa forma, há que se avaliar os benefícios de se utilizar a geração com base na média móvel, já que o descolamento desse valor com a garantia física acontecerá naturalmente com a mudança trazida pela Lei 13.360.

48. Caso adotada essa métrica, propõe-se a consideração da média móvel de 11 anos, com requisito mínimo de geração média/garantia física de 95% a partir do 11º ano, tal como apresentado na tabela da seção anterior. Nas apurações em que a usina ainda não tenha atingido “m” igual a 132, os valores dos requisitos cumpririam o disposto naquela tabela.

49. Novamente, como forma de organizar o conteúdo desta Nota Técnica, a Alternativa 1 (formação de clusters) associada à média móvel de histórico de geração será denominada Alternativa 1.2, enquanto a Alternativa 2 (MRA) com esse mesmo critério será denominada Alternativa 2.2.

III.3. Da comparação entre as alternativas avaliadas

50. Conforme apresentado acima, nas Alternativas 1.* e 2.* o cálculo da geração média é processado da mesma forma, adotando-se histórico crescente de dados de medição ou a média móvel, mas diferenciam-se no resultado da aplicação da metodologia: enquanto as Alternativas 1.* avaliam o enquadramento da usina aos clusters pré-definidos, as Alternativas 2.* atuam sobre a referência de alocação de energia no MRE, o que se chama de MRA. Em razão disso, as Alternativas 1.* e 2.* apresentam a mesma métrica de cálculo de geração média, mas as metodologias levam a diferentes resultados de aplicação.

51. A Figura 2 a seguir ilustra as alternativas que serão comparadas:



48550.000419/2017-00



Figura 2: Alternativas propostas para alteração da REN 409

52. Comparando-se as Alternativas 1.* com as Alternativas 2.*, pode-se identificar que as Alternativas 1.* isolam por completo a alocação de energia das usinas de menor desempenho energético em relação às demais usinas do MRE em prol do equilíbrio entre alocação de energia e desempenho das usinas.

53. Todas as alternativas ensejam alterações nas Regras de Comercialização para cálculo da geração média e das razões geração média/garantia física. Também seriam necessárias outras alterações nas Regras de Comercialização nos seguintes tópicos: as Alternativas 1.* ensejam alteração nas Regras referentes ao MRE para alocação de energia separadamente em 2 grupos e à sazonalização da GF_MRE; e as Alternativas 2.* ensejam inclusão das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente nos cálculos do FID (F_DISP).

54. Nessa linha, basicamente deve-se avaliar as alternativas sob os seguintes prismas: (i) tempo até a percepção do desatendimento aos requisitos mínimos; (ii) aderência entre o desempenho atual da usina e o efeito da alternativa; (iii) aderência entre os conceitos de geração média e de garantia física; (iv) necessidade de alteração da regulação vigente; e (v) necessidade de alteração das Regras de Comercialização.

55. O exemplo hipotético apresentado a seguir auxiliará na análise dos itens (i) a (iii).

56. Considera-se uma usina não despachada centralizadamente com 10 MWmédios de garantia física, cujas unidades geradoras tenham entrado em operação comercial em 1º de janeiro do Ano 1. Ao longo do tempo, essa usina apresentou geração anual de 10 MWmédios até o Ano 20. A partir do Ano 21, essa usina passou a apresentar 8 MWmédios de geração a cada ano. Nos quadros abaixo são mostrados, para cada uma das alternativas, esses dados de entrada, a relação geração média/garantia física, o requisito mínimo de atendimento à garantia física e a aplicação da proposta.



48550.000419/2017-00





48550.000419/2017-00



57. Dos quadros, pode-se analisar o seguinte:

a) As Alternativas 1.1 e 2.1 têm percepção do desatendimento aos requisitos mínimos ao mesmo tempo (Ano 27), enquanto as Alternativas 1.2 e 2.2 são mais rápidas (Ano 23). Isso ocorre porque as Alternativas 1.1 e 2.1 contêm todo o histórico de geração de 10 MWmédios desde o Ano 2, enquanto, nas Alternativas 1.2 e 2.2, a cada ano após o Ano 12 há a eliminação de 1 ano com geração de 10 MWmédios e a inclusão de 1 ano com 8 MWmédios no horizonte de dados. Ressalta-se que o mesmo raciocínio vale para o caso de aumento da geração ao longo do tempo, ou seja, as melhorias na usina que promovam aumento na geração poderão ser capturadas mais rapidamente no caso da média móvel. Dessa forma, verifica-se que as alternativas 1.2 e 2.2 trazem benefícios não apenas ao MRE (no caso de redução da geração da usina), mas também ao agente de geração (no caso de aumento da geração).

b) A Alternativa 2.2 apresenta uma variação maior do FID calculado em comparação à Alternativa 2.1. Pode-se notar esse efeito, por exemplo, ao observar nas Alternativa 2.2 que no 3º ano contado a partir da percepção do efeito (Ano 25), o FID da usina é de 90,9%, enquanto que na Alternativa 2.1, nessa mesma referência, o FID vale 93,6%. Assim, o FID calculado conforme Alternativa 2.2 está mais aderente ao desempenho recente da usina.

c) Por manter o histórico de longo prazo, o valor da geração média calculado conforme as Alternativas 1.1 e 2.1 têm uma maior aderência conceitual à garantia física de uma usina do que o valor da geração média calculado conforme as Alternativas 1.2 e 2.2, dado que a garantia física de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente consiste num parâmetro calculado a partir da simulação de geração de energia elétrica num horizonte de pelo menos 30 anos. No entanto, conforme citado anteriormente, como não haverá mais exclusão das usinas do MRE, naturalmente haverá um descolamento maior entre a geração média de energia e as respectivas garantias físicas, o que torna essa aderência conceitual menos relevante nesse caso.

58. No quadro a seguir estão apresentadas essas análises de maneira resumida. De forma a possibilitar a comparação entre as alternativas metodológicas, serão atribuídos pesos a cada um dos critérios mencionados (de acordo com as análises do item anterior), bem como serão atribuídos pesos de acordo com a importância relativa (grau de atendimento e/ou vantagens) de cada alternativa em relação aos respectivos critérios.



48550.000419/2017-00



Critérios / Alternativas Alternativa 1.1

Clusters com média de histórico crescente

Alternativa 1.2 Clusters com média móvel de histórico

Alternativa 2.1 FID com média de

histórico crescente

Alternativa 2.2 FID com média móvel

de histórico

Tempo até a percepção do desatendimento aos

requisitos mínimos (peso 3)

Longo (contaminação da

geração média pelos dados antigos)

Médio (eliminação de parte dos dados antigos)

Longo (contaminação da


Médio (eliminação de parte dos

dados antigos)

Aderência entre o desempenho atual da

usina e o efeito da alternativa

(peso 3)

Baixa (contaminação da


Média (eliminação de parte dos dados antigos)

Baixa (contaminação da


Média (eliminação de parte dos

dados antigos)

Aderência entre os conceitos de geração média e de garantia

física (peso 2)

Alta (dados de longo prazo)

Média (dados de médio prazo)

Alta (dados de longo prazo)

Média (dados de médio prazo)

Necessidade de alteração da regulação

vigente (peso 1)

3 resoluções normativas

(REN 409, REN 584, e REN 541)


(REN 409, REN 584, e REN 541)


(REN 409 e REN 541)


(REN 409 e REN 541)

Necessidade de alteração das Regras de

Comercialização (peso 1)

2 temas (MRE e sazonalização

da GF_MRE)

2 temas (MRE e sazonalização

da GF_MRE)

1 tema (FID)

1 tema (FID)

Importância relativa Pesos

baixa 1

média 2

alta 3

59. Dessa forma, conforme verificado no quadro a seguir, a soma das pontuações ponderadas indica que a alternativa 2.2 (FID com média móvel de histórico) seria a melhor alternativa dentre as apresentadas, seguida da alternativa 1.2 (Clusters com média móvel de histórico). Ressalta-se que essa avaliação foi realizada apenas com o objetivo de escolher uma das alternativas identificadas para submetê-la ao processo de audiência pública, o que não impede uma reavaliação das demais alternativas, em função das contribuições futuras.



48550.000419/2017-00



Critérios / Alternativas

Alternativa 1.1 Alternativa 1.2 Alternativa 2.1 Alternativa 2.2

Clusters com média de histórico crescente

Clusters com média móvel de histórico

FID com média de histórico crescente

FID com média móvel de histórico

Tempo até a percepção do desatendimento aos

requisitos mínimos

3 6 3 6

Aderência entre o desempenho atual da

usina e o efeito da alternativa

3 6 3 6

Aderência entre os conceitos de geração

média e de garantia física

6 4 6 4

Necessidade de alteração da regulação vigente

1 1 2 2

Necessidade de alteração das Regras de

Comercialização

1 1 2 2

Total 14 18 16 20

60. Por esse motivo, propõe-se que a Alternativa 2.2 (FID com média móvel do histórico) seja incorporada à minuta de resolução e seja submetida ao processo de Audiência Pública, por reunir as vantagens de trazer uma percepção mais rápida das mudanças na geração média, tanto no caso de redução, quanto no caso de aumento da geração da usina, além de o FID calculado conforme Alternativa 2.2 estar mais aderente ao desempenho recente da usina. Lembrando que, nesse caso, haveria também a necessidade de alteração da REN 541, além de alteração nas Regras de Comercialização para cálculo da razão geração média/garantia física para a inclusão das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente nos cálculos do FID (F_DISP).



48550.000419/2017-00



III.4. Da proposta para critério de apuração de geração média no caso de intervenção que implique aumento de garantia física

61. Esse tema foi abordado na Nota Técnica nº 064/2016-SRG/ANEEL, no bojo do processo 48500.001303/2016-19 e constou da Audiência Pública nº 046/2016 instaurada no período de 28/07/2016 a 29/08/2016.

62. Nesse processo, em atendimento à demanda da Diretoria, identificou-se que, entre as propostas para tratamento dos casos em que a usina hidrelétrica não despachada centralizadamente passe por intervenção que implique aumento de garantia física, aquela que considera a ponderação dos requisitos de geração reúne as seguintes vantagens.

a) A alternativa traz incentivo para a realização de intervenções; b) Permite tratamento específico no caso de aumento de garantia física em função

de intervenção; c) A percepção do efeito da alternativa ocorre de forma imediata d) Propicia comprovação do ganho energético por meio da geração; e e) Preserva o histórico de geração como dado robusto do desempenho histórico

da usina.

63. Em função disso, essa foi a alternativa proposta na AP para o atendimento à demanda da Diretoria.

64. No entanto, como o objetivo desta Nota Técnica (de adequar a REN 409 à Lei 13.360/2016) é mais abrangente do que aquele constante da Nota Técnica 064/2016, propõe-se que as contribuições da AP 046/2016 sejam avaliadas ao final da nova Audiência Pública.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 65. Conforme disposto no inciso XIX, art. 3º, da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, compete à ANEEL “regular o serviço concedido, permitido e autorizado e fiscalizar permanentemente sua prestação”.

66. O parágrafo único, art. 2º, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece, in verbis:

Art. 2º............. ........................ Parágrafo único. A regulação e fiscalização da Agência incidirão sobre as atividades dos agentes envolvidos na produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, abrangendo aqueles com funções de execução de inventário de potenciais de energia elétrica e de coordenação de operação.

67. O mesmo Decreto nº 2.335, de 1997, estabelece nos incisos IX e XVI, do art. 4º, Anexo I (grifos nossos):



48550.000419/2017-00



Art. 4º À ANEEL compete: .......................... IX - incentivar o combate ao desperdício de energia no que diz respeito a todas as formas de produção, transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia elétrica; ......................... XVI - estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa qualidade, observado, no que couber, o disposto na legislação vigente de proteção e defesa do consumidor;

68. Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2011, que estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE.

V. DA CONCLUSÃO 69. Do exposto, com o objetivo de atender à legislação em vigor, conclui-se por propor à Diretoria a alteração da REN 409/2010 de forma a se considerar a média móvel de geração para cálculo do Fator de Disponibilidade e aplicação do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada às usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente para fins de alocação no MRE.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

70. Em face do exposto, recomenda-se o encaminhamento desta Nota Técnica e da minuta de Resolução Normativa, para apreciação da Diretoria da ANEEL, com a sugestão de que seja submetida ao processo de Audiência Pública, objetivando colher subsídios para o aprimoramento do respectivo ato normativo.

PATRÍCIA NÚBIA TAKEI RAFAEL COSTA RIBEIRO

Especialista em Regulação Especialista em Regulação

De acordo:

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração



48550.000419/2017-00

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA No , DE DE DE 2017.

Altera a Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, que estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no Mecanismo de Realocação de Energia.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 3°, inciso XIX da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, incluído pela Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, com base no art. 3°, inciso V e no art. 4°, incisos IX e XVI, Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997, no art. 3º do Decreto 3.653, de 7 de novembro de 2000, o que consta do Processo no 48500.006812/2009-09, a Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, resolve:

Art. 1o Alterar o art. 7º da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, da

seguinte forma: “Art. 7o Para os empreendimentos alcançados por esta Resolução, a CCEE calculará em setembro de cada ano o fator de disponibilidade de geração - FID, da seguinte forma:

Onde:

GF: garantia física publicada em legislação específica referenciada ao ponto de conexão (MWmed);

Eger: montante de energia gerada referenciado ao ponto de conexão e registrado na CCEE, desconsiderado o montante correspondente aos meses de que trata o § 2o deste artigo (MWh);

i: mês correspondente ao registro do montante de energia gerada;

n: quantidade de meses registrados na CCEE posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial da primeira unidade geradora;

m: maior múltiplo de 12 inferior ou igual a n; e d: quantidade de meses desconsiderados nos termos do § 2o deste artigo dentro do período de avaliação.

48550.000419/2017-00-1 (ANEXO: 001)

§ 1o Para fins da aplicação da equação de que trata o caput deste artigo, deverão ser considerados os seguintes critérios: I - até que m seja igual a 132 (cento e trinta e dois), a cada apuração do FID o valor de m deverá ser crescente; e II – em cada apuração do FID posterior àquelas ocorridas conforme no inciso I, o valor de m deverá ser limitado a 132 e deverão ser eliminados do histórico os 12 valores de Eger mais antigos utilizados na apuração do FID anterior. § 2o A critério da ANEEL, poderão ser desconsiderados os meses impactados por obras de modernização ou de reforma do empreendimento que tragam ganhos operativos ao sistema elétrico, no período acumulado de até 12 meses no período de 30 anos de operação comercial, para cada unidade geradora, observado que, no caso de futuras obras, a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG deverá ser previamente informada.” Art. 2o Alterar o art. 8º da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, da

seguinte forma:

“Art. 8o Caso o FID não atenda os limites a seguir definidos, o empreendimento estará sujeito à aplicação de Mecanismo de Redução de Energia Assegurada – MRA. § 1o O MRA não poderá alterar a garantia física dos empreendimentos, para fins de verificação do lastro de venda de energia elétrica. § 2o O MRA consiste na utilização da Garantia Física Apurada – GFa como referência para alocação de energia no MRE, a qual é obtida da seguinte forma: I – caso o valor do FID da usina seja maior ou igual aos requisitos estabelecidos na tabela abaixo, a GFa será igual à Garantia Física da usina sazonalizada, modulada e referida ao centro de gravidade do submercado da usina - GFajustada;

II – caso contrário, a GFa será dada por:

n FID x 100

24 ≤ n < 36 ≥ 10% 36 ≤ n < 48 ≥ 55% 48 ≤ n < 60 ≥ 60% 60 ≤ n < 72 ≥ 65% 72 ≤ n < 84 ≥ 70% 84 ≤ n < 96 ≥ 75%

96 ≤ n < 120 ≥ 80% 120 ≤ n < 132 ≥ 85%

n ≥ 132 ≥ 95%

48550.000419/2017-00-1 (ANEXO: 001)

Art. 3o Alterar o art. 11 da Resolução Normativa nº 541, de 12 de março de 2013, da

seguinte forma:

“Art. 11. O Mecanismo de Redução da Energia Assegurada – MRA de que trata o art. 3º da Resolução ANEEL nº 688, de 2003, e o art. 8º da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, será suportado pelas concessionárias de distribuição cotistas, com direito de repasse à tarifa do consumidor final.”

Art. 4o Revogar o art. 9º da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, e o art.

12 da Resolução Normativa nº 541, de 12 de março de 2013. Art. 5o Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO

48550.000419/2017-00-1 (ANEXO: 001)

Anexo - ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data: Abril de 2017 Área Responsável: SRG Título da Regulação: Alteração da Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010 – REN 409/2010, a qual estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE, por força da alteração legal estabelecida no art. 24 da Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016.

Qual é o problema que se quer resolver? Qual é o público-alvo? (i) Descrever a natureza e a extensão do problema.

O marco regulatório relativo às usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente evoluiu desde a publicação da REN 169/2001, passando pela publicação da REN 266/2007 e, a atualmente vigente, REN 409/2010, no sentido de se utilizar a geração média como parâmetro para avaliação da participação das usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente no MRE. A REN 409 estabeleceu requisitos de geração em relação à garantia física e, caso esses não fossem atingidos, a usina era notificada sobre a possibilidade de exclusão do MRE na aferição do ano subsequente.

No entanto, foi incluída uma emenda à Medida Provisória nº 735, de 22 de junho de 2016, a qual foi convertida na Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, que estabelece no art. 24 o seguinte:


Em função disso, a partir da publicação da referida Lei, foi estabelecida restrição à exclusão de usina hidrelétrica não despachada centralizadamente do MRE. Dessa forma, será proposta alteração da atual REN 409, no sentido de realizar a adequação dessa norma à nova legislação. (ii) Identificar os principais afetados pelo problema. Todos os participantes do MRE, incluindo os consumidores cativos, os quais assumem os riscos hidrológicos das usinas cotistas participantes do MRE. (iii) Estabelecer as causas do problema. A alteração legal com a publicação da Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, que estabelece no art. 24 o seguinte:


Assim, há restrição para a ANEEL excluir empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente que não atenda a requisitos mínimos de geração, do MRE.

48550.000419/2017-00-2 (ANEXO: 002)

Justificativas para a intervenção: (iv) Por que a intervenção é necessária? Dada a restrição para a exclusão das usinas ineficientes do MRE, a ANEEL deve propor metodologia alternativa para que seja mantido o incentivo à eficiência na produção de energia elétrica. O objetivo da metodologia proposta é manter o MRE com alocação de energia de forma eficiente e equilibrada, de maneira que usinas com baixo desempenho na produção de energia não tragam efeitos negativos às demais usinas participantes do mecanismo. Trata-se de uma forma de proteção das usinas mais eficientes contra a ineficiência das demais e um alerta às usinas menos eficientes para que melhorem seu desempenho na produção de energia. (v) Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação? A revisão da norma atual é necessária em função da mudança legal.

Objetivos perseguidos: (vi) Quais são os objetivos e os efeitos esperados com a regulamentação? Manter o MRE com alocação de energia de forma eficiente e equilibrada, de maneira que usinas com baixo desempenho na produção de energia não tragam efeitos negativos às demais usinas participantes do mecanismo. (vii) Qual é o prazo para a implantação do regulamento? Não foi determinado um prazo para a implantação do regulamento.

Opções consideradas: (viii) Quais as alternativas para solução do problema foram consideradas?

(ix) Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular. A Alternativa 2.2 (FID com média móvel do histórico) foi a escolhida por reunir as vantagens de trazer uma percepção mais rápida das mudanças na geração média, tanto no caso de redução, quanto no caso de aumento da geração da usina. Além disso, o FID calculado conforme Alternativa 2.2 estaria mais aderente ao desempenho recente da usina.

48550.000419/2017-00-2 (ANEXO: 002)

Caso seja escolhida a opção de não regular, a ANEEL estaria descumprindo os Decretos 2.655/1998 e 3.653/2000. O Decreto nº 2.655/1998 definiu que o funcionamento do MRE se dá conforme as Regras do MAE (CCEE), o qual é regulado pela ANEEL, e o Decreto nº 3.653/2000, que alterou o Decreto nº 2.655/1998, definiu que a ANEEL é responsável por estabelecer a regulamentação necessária à aplicação do Decreto, como segue: Art. 3º A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL estabelecerá a regulamentação necessária à aplicação do disposto neste Decreto Além disso o Decreto 2.655/1998, estabeleceu o seguinte:

Art 24. Os riscos de indisponibilidade das usinas de geração hidrelétrica, de natureza não hidrológica, serão assumidos individualmente pelas usinas participantes, não sendo, portanto, cobertos pelo MRE.

Análise de custo-benefício: (x) Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os

principais grupos afetados. Verifica-se que a discussão aqui posta basicamente se baliza pelo tempo necessário para que haja o efeito da REN 409/2010, bem como qual montante de energia será alocada no MRE, ou seja, se esse montante estaria mais aderente ao desempenho da usina dos últimos anos. Assim, foi feita uma avaliação qualitativa e, para possibilitar a comparação entre as alternativas metodológicas, foram atribuídos pesos a cada um dos critérios mencionados, bem como às respectivas importâncias relativas (grau de atendimento e/ou vantagens), conforme detalhado na Nota Técnica. (xi) Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas

consideradas.

a) As Alternativas 1.1 e 2.1 têm percepção do desatendimento aos requisitos mínimos ao mesmo tempo (Ano 27), enquanto as Alternativas 1.2 e 2.2 são mais rápidas (Ano 23). Isso ocorre porque as Alternativas 1.1 e 2.1 contêm todo o histórico de geração de 10 MWmédios desde o Ano 2, enquanto, nas Alternativas 1.2 e 2.2, a cada ano após o Ano 12 há a eliminação de 1 ano com geração de 10 MWmédios e a inclusão de 1 ano com 8 MWmédios no horizonte de dados. Ressalta-se que o mesmo raciocínio vale para o caso de aumento da geração ao longo do tempo, ou seja, as melhorias na usina que promovam aumento na geração poderão ser capturadas mais rapidamente no caso da média móvel. Dessa forma, verifica-se que as alternativas 1.2 e 2.2 trazem benefícios não apenas ao MRE (no caso de redução da geração da usina), mas também ao agente de geração (no caso de aumento da geração).

b) A Alternativa 2.2 apresenta uma variação maior do FID calculado em comparação à Alternativa 2.1. Pode-se notar esse efeito, por exemplo, ao observar nas Alternativa 2.2 que no 3º ano contado a partir da percepção do efeito (Ano 25), o FID da usina é de 90,9%, enquanto que na Alternativa 2.1, nessa mesma referência, o FID vale 93,6%. Assim, o FID calculado conforme Alternativa 2.2 está mais aderente ao desempenho

48550.000419/2017-00-2 (ANEXO: 002)

recente da usina.

c) Por manter o histórico de longo prazo, o valor da geração média calculado conforme as Alternativas 1.1 e 2.1 têm uma maior aderência conceitual à garantia física de uma usina do que o valor da geração média calculado conforme as Alternativas 1.2 e 2.2, dado que a garantia física de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente consiste num parâmetro calculado a partir da simulação de geração de energia elétrica num horizonte de pelo menos 30 anos. No entanto, conforme citado anteriormente, como não haverá mais exclusão das usinas do MRE, naturalmente haverá um descolamento maior entre a geração média de energia e as respectivas garantias físicas, o que torna essa aderência conceitual menos relevante nesse caso.

Análise do Estoque Regulatório: (xii) O regulamento proposto implica alteração e/ou revogação de outro regulamento existente?

Caso afirmativo, discriminar. Sim. Há necessidade de alteração da Resolução Normativa nº 409, de 2010, da Resolução 541, de 12 de março de 2013, e das Regras de Comercialização. (xiii) Avaliar a correlação entre a regulação proposta e o estoque regulatório. Como haverá apenas alteração das normas acima mencionadas, não haverá redução do estoque regulatório.

Acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto: (xiv) Propor alternativas para acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto. Avaliar a alocação de energia no MRE conforme metodologia proposta.

48550.000419/2017-00-2 (ANEXO: 002)

mre, do qual participarão as usinas hidrelétricas com o ... · definição de parâmetros na fase...

Documents