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

Nota Técnica nº 99/2015–SRM/ANEEL

Em 26 de junho de 2015.

Processo: 48500.001534/2015-33 Assunto: Alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica.

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor a instauração de audiência pública, na modalidade Intercâmbio Documental, para colher subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS, versões de 2014 e 2015.

II. DOS FATOS

2. Por meio das Resoluções Normativas (REN) 428, de 15/03/2011, 456, de 18/10/2011, e 511, de 23/10/2012, foram aprovados 23 módulos que compõem as REGRAS aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação (NSCL).

3. As Resoluções Normativas 578, de 11/10/2013, 601, de 04/02/2014 e 619, de 01/07/2014, 637, de 05/12/2014, promoveram recentes alterações nas REGRAS.

4. Em 09/02/2015, a ENEL GREEN POWER (ENEL) encaminhou a correspondência EBP 0051/151 à ANEEL, por meio da qual solicita à SRM que: (i) reconheça a inconsistência na alocação da geração no ACL e ACR quando da aplicação do conceito de submotorização disposto no módulo Ressarcimento das Regras, versão 2014.2.2, (ii) considere para fins de contabilização no âmbito da CCEE, que as centrais eólicas Emiliana, Joana, Modelo I e Modelo II se encontravam em motorização a partir do momento que todas as suas unidades geradores entraram em operação comercial, (iii) determine que a CCEE realize a recontabilização do mês de outubro/2014 para as referidas usinas eólicas, considerando a adequada alocação após a completa motorização.

5. Na condição de controladora das empresas São Cristóvão S.A., Santo Antônio de Pádua S.A. e São Jorge S.A., a Santos Energia protocolou a correspondência s/n°, de 3 de março de 20152, solicitando o afastamento da aplicação dos §§ 1° e 2 do art. 2° da REN 595 para as centrais eólicas São Cristóvão, Santo Antônio de Pádua e São Jorge.

1 Sic: 48513.003610/2015-00. 2 Sic: 48513.005985/2015-00.

(Fl. 2 da Nota Técnica no 99/2015 – SRM/ANEEL, de 26/06/2015)


III. DA ANÁLISE

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

III.1 – Inconsistência na alocação de geração no ACL e ACR.

7. As usinas eólicas Emiliana, Joana, Modelo I e Modelo II sagraram-se vencedoras do 12° LEN (A-3/2011), cujo início de suprimento se daria em março de 2014. Cabe destacar que com base no resultado do referido Leilão, as usinas contrataram parte de sua garantia física na proporção3 de 35,43%, 48,36%, 22,64% e 22,58%, respectivamente.

8. As unidades geradoras das usinas foram liberadas para operação comercial nas datas apresentadas na Tabela 1.

Tabela 1 – Data de liberação das unidades geradoras. Central Eólica Unidades Data

Emiliana4 UG07 a UG12 09/10/2014 UG01 a UG06 17/10/2014

Joana5 UG01 a UG06 26/09/2014 UG07 a UG12 02/10/2014

Modelo I6 UG01 a UG13 25/10/2014 Modelo II7 UG01 a UG11 23/10/2014

9. Conforme apresentado pela ENEL e verificado nas REGRAS, as usinas se enquadraram para todos os períodos de comercialização na contabilização do mês de outubro de 2014 na condição de submotorização, mesmo que a partir das datas apresentadas na Tabela 1 as usinas já se encontrassem motorizadas. Este enquadramento resultou, conforme será demonstrado mais a frente nesta Nota Técnica, na “priorização” da alocação da geração das respectivas usinas para o atendimento dos CCEARs.

10. No pedido apresentado, a ENEL relata as tratativas sobre o assunto realizadas com a CCEE. A despeito do posicionamento da CCEE, apresentado a seguir, a ENEL entende que a aplicação das regras provocou uma inadequada alocação de geração entre ACL e ACR, resultando em prejuízos financeiros aos empreendimentos, em razão de que a condição de completa motorização deveria ser considerada a partir da efetiva data em que todas as unidades geradoras entrassem em operação comercial.

3 Não foram consideradas as perdas da Rede Básica. 4 Despacho SFG 4.091, de 8/10/2014 e Despacho SFG 4.163, de 16/10/14. 5 Despacho SFG 3.913, de 25/06/2014 e Despacho SFG 4.017/2014, de 01/10/2014. 6 Despacho SFG 4.231, de 24/10/2014. 7 Despacho SFG 4.212, de 22/10/2014.



11. A CCEE se manifestou à ENEL por meio da carta CT-CCEE-0104/2015, de 09/01/2015, na qual se destaca o que se segue:

2 O Percentual de Comprometimento da Geração, mencionado na correspondência é determinado na linha de comando 23 do modulo Ressarcimento das Regras de Comercialização versão 2014.2.2 (julho/2014), é apurado em base mensal, ou seja, único para todo o mês. A linha de comando 19.4 do mesmo modulo estabelece o critério de enquadramento das usinas como "submotorizadas”: 19.4 Serão consideradas como submotorizadas, no mês de apuração, as usinas a Biomassa (tipo de despacho tipo IB, IIB e III) ou Eólicas que em pelo menos um período de comercialização não apresentarem todas as unidades geradoras em operação comercial. 3 Tais conceitos são vigentes desde a contabilização das operações realizadas no âmbito da CCEE em janeiro de 2014, aprovados pela Resolução Normativa nº 601/2014, resultado da Audiência Pública n° 95/2013, na qual a Aneel determinou, por entender, diante das contribuições dos agentes, como benéfico para os geradores, que a alocação da geração das usinas a biomassa e eólicas em fase de motorização fosse equivalente à alocação da garantia física, a qual era priorizada ao ambiente regulado, conforme detalha a Nota Técnica nº 108/2013 - SEM/ANEEL, de 08/08/2013: (...) 6 Do exposto, as Regras de Comercialização foram aplicadas ao caso em tela de acordo com as normas em vigor, não sendo cabível a recontabilização pleiteada pela Enel pelos motivos expostos na citada correspondência.

12. Assim, considerando as justificativas apresentadas pela CCEE que avaliou não caber pedido de recontabilização, em razão da adequada aplicação das regras vigentes, a ENEL se manifestou à ANEEL por meio do qual se destaca as seguintes argumentações:

12. A CCEE relatou que tal conceito estava até então vigente a partir das regras aprovadas por meio da Resolução Normativa n° 601/2014, na qual a ANEEL determinou, por entender como benéfico para os geradores, que a alocação da geração das usinas a biomassa e eólicas em fase de motorização fosse equivalente a alocação da garantia física, a qual era priorizada ao ambiente regulado. 13. Contudo, neste ponto, cumpre destacar que a apuração da garantia física mensal é calculada diariamente e de maneira proporcional a capacidade instalada em operação comercial (Acrônimo F_Comercial]. Sendo assim, a Enel entende que o mesmo conceito deveria ser aplicado para a aferição de condição de motorização da central e, consequentemente, na alocação da geração.

(...) 15. Conforme se observa, a decisão da obrigatoriedade da sazonalização mínima para atendimento de contratos regulados foi uma medida adotada na época por limitação operacional, de forma que o resultado proveniente da sazonalização nas regras aplicáveis ao Novo SCL reproduzisse aquele que seria obtido pelo SINERCOM. (...) 19. A Enel, como anteriormente mencionado, julga pertinente que na verificação de submotorização ou não de uma usina, as regras da CCEE deveriam ter apuração em base diária e não mensal, evitando inconsistências conceituais, como o presente caso.



20. Com a apuração diária, seria respeitado o cálculo do percentual de comprometimento de geração, para fins de alocação de entre os produtos ACL e ACR, a partir da data em que a condição de motorização tenha sido alcançada pelo agente, preservando as condições algébricas estabelecidas nas regras de comercialização. 21. Igualmente, vale destacar que por princípio as regras da CCEE deveriam refletir e respeitar o compromisso assumido pelas Centrais Eólicas no momento que foram consagradas vencedoras do leilão, não podendo o agente ser prejudicado por dificuldades operacionais da CCEE. 22. Por fim, a Enel considera que uma restrição na operacionalização do sistema, consoante alegado pela CCEE, durante a migração do SINERCOM para o Novo SCL, não pode lhe imputar graves prejuízos financeiros, restrição, esta, que fora superada nas Regras de Comercialização atualmente vigentes.

13. Diante das argumentações apresentadas, convém destacar as disposições contratuais estabelecidas no CCEAR do 12° LEN, em específico àquelas que tratam da obrigação de entrega de energia, para que em seguida se avalie as regras algébricas que operacionalizam tais disposições.

14. As disposições constantes do CCEAR do 12º LEN, para fonte eólica, que estabelecem a obrigação de entrega de energia estão definidas nas cláusulas 6.2, 6.3 e 6.4, conforme apresentadas abaixo.

6.2. Para todo PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO anterior à entrada em operação comercial da primeira unidade geradora da USINA, o montante de ENERGIA a ser entregue pelo VENDEDOR ao COMPRADOR será dado pelo montante de ENERGIA CONTRATADA, observados os critérios de SAZONALIZAÇÃO e MODULAÇÃO do CONTRATO.

6.3. Para todo PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO posterior à entrada em operação comercial da última unidade geradora da(s) USINA(S), o montante de ENERGIA a ser entregue pelo VENDEDOR ao COMPRADOR será dado pela ENERGIA produzida ponderada pelo PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO da(s) USINA(S) com o CONTRATO. 6.3.1. O PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO da(s) USINA(S) com o CONTRATO será alterado em razão de: (i) publicação de novo valor da GARANTIA FÍSICA da(s) USINA(S) em ato específico; e/ou

(ii) verificação de atendimento do limite anual do saldo acumulado da(s) USINA(S), conforme subcláusula 6.6.2.

6.4. Ao longo do período de motorização da(s) USINA(S), o montante de ENERGIA a ser entregue pelo VENDEDOR ao COMPRADOR será dado por uma combinação dos critérios estabelecidos nas subcláusulas 6.2 e 6.3, observadas:

(i) a parcela da POTÊNCIA INSTALADA da(s) USINA(S) que não se encontra(m) em operação comercial, para fins de aplicação do disposto na subcláusula 6.2; e

(ii) a parcela da POTÊNCIA INSTALADA da(s) USINA(S) que se encontra(m) em operação comercial, para fins de aplicação do disposto na subcláusula 6.3.

15. A obrigação de entrega de energia estabelecida na subcláusula 6.4 define que ao longo do período de motorização o vendedor deverá entregar energia no montante dado pela combinação de dois critérios estabelecidos, por sua vez, nas subcláusulas 6.2 e 6.3: (i) a energia contratada, associada à parcela da usina que não se encontra em operação comercial; e (ii) a energia produzida ponderada pelo percentual de comprometimento, associada à parcela da usina que se encontra em operação comercial.



16. Em relação às referidas subcláusulas, há que se ressaltar duas expressões importantes, o PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO e o PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO, definidas no CCEAR do 12º LEN como:

PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO: percentual da GARANTIA FÍSICA da USINA comprometida no CONTRATO, calculado pela relação entre a ENERGIA CONTRATADA da USINA, em MWmédios, e a GARANTIA FÍSICA vigente da USINA.

PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO é a menor unidade de tempo de comercialização de ENERGIA ELÉTRICA. Nos termos das REGRAS a menor unidade de tempo de comercialização possui base horária.

17. Assim, passa-se a avaliação das regras algébricas de que consta do módulo Ressarcimento. Inicialmente cabe o esclarecimento de que o módulo Ressarcimento, desde a sua primeira versão em 2014, qual seja a versão 2014.1.0, aprovada pela Resolução Normativa 601/2014, foi objeto de seis8 alterações ao longo de 2014, sendo que a última versão deste ano, versão 2014.2.2, foi aplicada ao agente.

18. Conforme verificado, nenhuma das versões de 2014 alterou a versão inicial na aplicação da regra objeto dessa análise9. As equações algébricas específicas ao caso concreto são as mesmas tanto na versão 2014.1.0, quanto na versão 2013.3.0, aprovada por meio da Resolução Normativa 578/2013, motivo pela qual a CCEE apresentou sua fundamentação na Nota Técnica 108/2013.

19. O cerne da questão é sobre a disposição da linha de comando 19.4, que estabelece a condição de submotorização de uma usina, e a respectiva aplicação na linha de comando 23, que determina o Percentual de Comprometimento da Geração – PCG_PROD.

20. Conforme apresentado abaixo, o PCG_PROD, na condição de submotorização, faz remissão à linha de comando 21 ao se igualar ao Percentual de Comprometimento Preliminar da Garantia Física – PCGF_PROD.

8 Versão 2014.1.2, aprovada por meio do Despacho 1.269/2014, com vigência a partir de janeiro de 2014. Versão 2014.1.3, aprovada por meio do Despacho 1.743/2014, com vigência a partir de janeiro de 2014. Versão 2014.1.4, aprovada por meio do Despacho 1.666/2014, com vigência a partir de janeiro de 2014. Versão 2014.1.7 aprovada por meio do Despacho 3.666/2014, com vigência a partir de janeiro de 2014. Versão 2014.2.0 aprovada por meio da Resolução Normativa 619/2014, com vigência a partir de junho de 2014. Versão 2014.2.2, aprovada por meio do Despacho 4.606/2013, com vigência a partir de julho de 2014. 9 A única alteração ocorrida foi de forma, na medida em que a operacionalização da condição de submotorização na versão 2014.1.0 se encontrava disposta no quadro Importante das REGRAS.



21. Da equação que define o PCGFP_PROD (linha de comando 21), a denominada “priorização” da garantia física e, consequentemente, da geração na condição de submotorização da usina para atendimento dos contratos regulados, decorre da utilização da Garantia Física Apurada – GFIS10 do empreendimento no denominador da equação. 10 Vide linha de comando 13 do Módulo Garantia Física, versão 2014.2.0, aprovada pela Resolução Normativa 619/2014.



22. Na condição de submotorização de uma usina, o GFIS é sempre menor do que a garantia física do empreendimento, o que resulta em percentuais de comprometimento maiores, já que a garantia física da usina comprometida com o contrato – GF_PROD é constante.

23. Em que pese à aplicação da regra vigente, e todo o processo formal para a sua aprovação, há incompatibilidade entre as REGRAS e o CCEAR, na medida em que se tem um percentual de comprometimento calculado que difere daquele estabelecido no CCEAR e que também não se enquadra na subcláusula 6.3.1. A correta aplicação se daria com a utilização da equação definida na condição em caso contrário da mesma linha de comando 23.

24. Também não prospera a justificativa apresentada pela CCEE com base na Nota Técnica nº 108/2013-SEM/ANEEL, de 08/08/2013, que subsidiou o processo de abertura de Audiência Pública 095/2013, que resultou na publicação da Resolução Normativa 578/2013, cujas REGRAS tiveram vigência a partir de outubro de 2013.

25. A Nota Técnica nº 108/2013-SEM/ANEEL, especificamente na seção III.5 – Destinação da geração para atendimento de contratos regulados, destaca duas alterações importantes introduzidas nas REGRAS a partir de janeiro de 2013, aprovadas pela Resolução Normativa 533/201311, que foram: “(i) a necessidade de sazonalização mínima da garantia física conforme comprometimento com os respectivos contratos regulados, (ii) o estabelecimento de um percentual fixo de alocação da geração para o ACR ou ACER, com base no comprometimento da usina com o respectivo contrato regulado, com a possibilidade de alocação da geração destinada ao ACL com o respectivo lastro associado, para usinas a biomassa e eólicas (para estas, exclui-se a possibilidade de alocação de energia do ACER)”.

26. Ademais, conforme relatado na mesma Nota Técnica na seção III.5.2 – Destinação da energia para usinas em motorização, em decorrência de solicitação de correção encaminhada pela Nova Energia, na qual foi demonstrado a inconsistência na aplicação das duas alterações anteriormente mencionadas, em razão de que “o agente em fase de motorização não possui garantia física excedente à destinada ao contrato regulado para venda no ACL, e ainda que haja sobra de geração, essa não pode ser utilizada para atender o contrato regulado, somente pode ser liquidada ao PLD, ou seja, o agente não vende e não pode alocar a energia para o atendimento ao contrato”.

27. Em outras palavras, o problema identificado ao longo de 2013 decorria da priorização para fins de determinação do percentual de comprometimento da garantia física enquanto a determinação o percentual de comprometimento da geração era fixo, com base no resultado do leilão. A solução encontrada foi a priorização de ambos os percentuais na condição de submotorização e ajuste mediante Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC para se proceder o efeito ao longo desse mesmo ano.

28. Portanto, cabe ressaltar que a avaliação realizada à época da AP 095/2013 se aplicava aos CCEARs até então vigentes, não podendo ser aplicados aos CCEARs do 12° LEN, em razão dos dispositivos contratuais já apresentados, cuja proposta de regra preliminar, inclusive, foi objeto desta Audiência Pública.

11 Alteração das REGRAS objeto da Audiência Pública 105/2012, subsidiado pelas Notas Técnicas 114/2012-SEM/ANEEL, de 28/11/2012, e 002/2013-SEM/ANEEL, de 17/01/2013.



29. Verifica-se que a redação até então vigente na linha de comando 19.412 foi introduzida no fechamento da AP 095/2013, por meio da Nota Técnica 138/2013, na qual, à época, considerando os contratos em vigor, mostraram-se adequados, porém sem a devida distinção à aplicação no 12° LEN. Não houve qualquer questionamento com relação a este dispositivo para os contratos anteriores ao 12º LEN.

30. Para os contratos do 12°LEN, este percentual de comprometimento deveria estar aderente à obrigação de entrega de energia estabelecida nos CCEARs. Como se pode observar nas REGRAS, versão 2015.1.0, o problema apresentado para o ano de 2014 não persiste.

31. Além disso, o objetivo da submissão das regras algébricas à apreciação pública é para se assegurar da sua aderência aos dispositivos contratuais e, portanto, mitigar eventual inconsistência. Portanto, as regras não devem ser divergentes às cláusulas contratuais estabelecidas nos CCEARs, em especial àquelas estabelecidas a partir do 12° LEN, em razão da expressa obrigação de entrega de energia.

32. Novamente, dentre os assuntos elencados na Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL, que subsidiou a abertura da Audiência Pública 124/2013 para discussão da proposta das REGRAS, consta como determinação a operacionalização dos CCEARs do 12° LEN.

33. Como pode ser observado na Nota Técnica 003/2013-SEM/ANEEL, que analisou as contribuições recebidas no âmbito da AP 124/013, não houve contribuição que tenha apontado inconsistência nas regras algébricas referente à operacionalização dos CCEARs deste leilão. Tais regras algébricas aprovadas pela Resolução Normativa 601/2014, com início de vigência a partir de janeiro de 2014,e deveriam estar aderentes às disposições contratuais.

34. Nesse sentido, há que se concordar com as argumentações trazidas pela ENEL, que a identificação do problema só ocorreu após a aplicação concreta das REGRAS e que alega ter sido prejudicada por essa aplicação.

35. Independente do resultado financeiro desta correção, há que se destacar também os possíveis impactos decorrentes dessa alteração e recontabilização dos valores apurados na: (i) apuração da energia vinculada ao contrato para atendimento aos casos de descasamento, atraso e/ou suspensão de unidade geradora e submotorização da usina – CQ_EAPS13; (ii) apuração dos ressarcimentos anuais e quadrienais; e (iii) condição da liberação de entrega de energia para apuração do saldo acumulado de energia do empreendimento.

36. Em se tratando do CQ_EAPS, que operacionaliza a subcláusula 6.4.(i) do CCEAR, verificou-se que também há inconsistência na regra algébrica aprovada, que mitiga os valores apurados em razão da geração realizada pela usina, conforme equação apresentada a seguir. Destaca-se que não há previsão contratual para tal mitigação, motivo pelo qual se propõe também a correção desta equação para o 12° LEN, conforme apresentado a seguir.

12 Originalmente introduzida na linha de comando 11.4 do módulo Ressarcimento, versão 2013.3.0. 13 Linha de comando 106.1 do módulo Ressarcimento, versão 2014.2.2.



37. Por fim, em razão das alterações apresentadas impactarem demais agentes comprometidos com o 12º LEN, entende-se adequado que a proposta de correção seja submetida à Audiência Pública.

III.2 – Aplicação da Resolução Normativa n° 595, de 2013.

38. O pedido apresentado pela Santos Energia tem como motivação os efeitos oriundos da aplicação da REN 595 para um período de atraso de 10 (dez) dias.

39. Com o objetivo de esclarecer o objeto do pedido, a seguir encontra-se transcrito o art. 2° da REN 595. O pedido de afastamento se restringe à aplicação dos §§ 1° e 2° do art. 2º.

“Art. 2º Para fins de reconhecimento tarifário, o agente comprador deverá observar, no pagamento do montante de energia elétrica em atraso constante do contrato de venda original, o menor valor entre: I - o preço atualizado do contrato de venda original, reduzido pela aplicação do percentual de 15%, a partir do terceiro mês de atraso. II - o valor médio mensal do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD do submercado de entrega da energia associada ao contrato de venda original, acrescido do montante obtido pela aplicação da seguinte fórmula:

onde: s = montante a ser acrescido ao valor médio mensal do PLD; PLDmed = PLD médio mensal do mês em que restar configurado o atraso; PLDmax = máximo valor vigente para o PLD no mês em que restar configurado o atraso; PLDmin = mínimo valor vigente para o PLD no mês em que restar configurado o atraso;



III - o preço de contrato de compra de energia elétrica adquirido pelo agente vendedor para recompor lastro ao contrato de venda original.

§ 1º Para empreendimento comprometido com contrato na modalidade por disponibilidade, o preço de que trata o inciso I deste artigo será o valor simulado, em R$/MWh, que seria suportado pelo comprador no mês caso o empreendimento estivesse em operação.

§ 2º A CCEE deverá calcular o valor de que trata o § 1° utilizando todos os parâmetros financeiros e físicos constantes do contrato de venda original, contemplando, quando couber, a Receita Fixa e o Custo Variável Unitário – CVU atualizados, a garantia física, a disponibilidade máxima e o montante de inflexibilidade do empreendimento, além do PLD vigente no mês, discretizado por semana e patamar de carga. § 3º Caso o agente vendedor não registre contrato de compra ou registre em montante insuficiente para garantir o contrato de venda original, o agente comprador deverá observar, no pagamento do montante não lastreado, o menor valor entre o inciso I e o valor médio mensal do PLD do submercado em que o contrato de venda original estiver registrado.” (grifo nosso)

40. A simulação de que trata os §§1° e 2°está detalhada nas Regras de Comercialização – REGRAS, especificamente no item 86.1.1 do módulo Reajuste da Receita de Venda de CCEAR, versão 2014.2.2. Em resumo, o valor suportado, caso a usina estivesse em operação comercial, considera o somatório da receita fixa com a receita variável, quando aplicável, além dos efeitos no MCP.

41. Para as usinas com modalidade de despacho IA e IIA14, quando despachadas por ordem de mérito, a receita variável considera o pagamento do CVU, e a exposição da liquidação no mercado de curto prazo, tanto positiva quanto negativa, é determinada comparando-se a geração simulada da usina e a energia contratada.

42. Entretanto para usinas que não possuem CVU, apesar de não haver parcela variável, os efeitos do MCP assumidos pelo comprador podem ser simulados com base nas características da usina e nos dados contratuais. Assim, para tais usinas as Regras de Comercialização, aprovadas REN 619/2014, a geração simulada para efeitos do MCP é determinada pela disponibilidade mensal, utilizada no cálculo da garantia física, e comparada com a energia contratada.

43. No caso de centrais eólicas, dada à característica sazonal dos ventos, é verificada uma grande disparidade entre a energia contratada e a disponibilidade mensal. Assim, apesar de comprometer o valor médio nos contratos regulados, para o cálculo da garantia física de centrais eólicas, estima-se que em determinados meses a central será capaz de gerar muito acima do valor médio, enquanto em outros meses muito abaixo desse valor.

44. De forma a exemplificar a situação analisada, seja uma usina eólica com 10 MWmed de garantia física, toda comprometida em CCEAR e que tenha sua garantia física simulada em dois períodos distintos, sendo o primeiro de 15 MWméd e o segundo de 5 MWméd. Adotar-se-á como demais premissas, uma receita fixa de R$ 100 / MWh, CVU nulo e PLD no primeiro período de R$ 800 / MWh15. 14 Usinas com CVU diferente de zero. 15 Dado que o período analisado compreende o ano de 2014, podemos adotar o limite superior do PLD como R$822,83/MWh conforme a Resolução Homologatória nº 1.667, de 10 de dezembro de 2013.



45. O atraso ocorreu somente no primeiro período e, portanto, o resultado percebido pelo comprador caso essa usina estivesse em operação seria o somatório da receita fixa com o efeito no mercado de curto prazo da geração excedente no primeiro período, resultando em no valor negativo de R$ 300 / MWh, conforme a seguinte equação baseada no item 86.1.1 do módulo em tela:

푅푒푠푢푙푡푎푑표 =10푀푊 푥100 푅$

푀푊ℎ − (15푀푊 − 10푀푊 ) ∗ 800 푅$푀푊ℎ

10푀푊

46. Nota-se da equação que o valor negativo decorre da diferença entre disponibilidade mensal utilizada para fins do cálculo da garantia física (15 MWmed) e a energia contratada (10 MWméd), o que equivale a 5 MWméd.

47. Assim, o preço utilizado para fins de reconhecimento tarifário, que o agente comprador observa no pagamento do montante da energia em atraso para centrais eólicas pode ser negativo, considerando a associação de dois fatores: (i) disponibilidade mensal superior à energia contratada em determinado mês; e (ii) preços elevados no mercado de curto prazo.

48. A conjugação dos dois fatores ocorreu ao longo do ano de 2014, levando a um preço negativo para a simulação do preço a ser suportado pelo consumidor. Ou seja, no período do atraso, o empreendimento em análise, caso estivesse em operação, traria um grande benefício para comprador que poderia liquidar um excedente no MCP a valores muito altos. O atraso de responsabilidade do vendedor acabou por impedir esse benefício.

49. É fato que a liquidação do excedente no mercado de curto prazo se daria pela energia efetivamente gerada. Contudo, face o atraso da entrada em operação comercial das centrais eólicas, a melhor estimativa para qual seria o montante gerado caso a usina estivesse em operação comercial são os valores simulados para o cálculo da garantia física.

50. Observa-se que essa análise não é completa, pois, deve ser considerado ainda o cumprimento da obrigação contratual. Em síntese, as usinas eólicas contratadas por disponibilidade tem aferições anuais e quadrienais entre a energia gerada e a obrigação de entrega, o que pode resultar em ressarcimento devido pelo vendedor aos compradores.

51. Para o caso dos leilões em que as usinas analisadas se sagraram vencedoras, o ressarcimento representa a diferença entre a energia gerada e a quantidade da energia comprometida16, valorada pelo maior valor entre o PLDmédio anual e a Receita Fixa Unitária17.

52. Para os períodos de descasamento, atraso, suspensão de unidade geradora ou submotorização, utiliza-se para compor a energia gerada anual a energia vinculada ao contrato, ou seja, a energia contratada. 16 No caso da aferição anual a energia comprometida representa 90% da energia contratada. 17 Item 2.8.1- Detalhamento do Cálculo do Ressarcimento devido aos Contratos por Disponibilidade das Usinas Eólicas comprometidas com CCEAR por disponibilidade, constante no módulo de Ressarcimento das REGRAS de 2014.



53. Assim, para fins de valorar a energia em atraso, utiliza-se a disponibilidade mensal e para fins de avaliar o atendimento da obrigação contratual, para a energia em atraso, considera-se a energia contratada.

54. Voltando ao exemplo anterior, vamos analisar a hipótese de o atraso ocorrer no segundo período, ou seja, quando a disponibilidade mensal é de 5 MWméd. Nessa situação, o preço do repasse seria maior, equivalente o somatório da receita fixa com o efeito de o comprador buscar 5 MWméd no MCP, o que resulta em um valor positivo de R$ 500 / MWh.

55. No momento da conciliação anual, seria considerado, para a energia em atraso, a energia contratada, ou seja, 10 MWméd, o que poderia representar que não haveria qualquer compensação para os compradores pelo atraso verificado18.

56. Deste modo, mostra-se desarrazoado imputar a disponibilidade mensal, para fins de valorar o atraso na aplicação da REN 595, e a energia contratada, para fins desse mesmo atraso na conciliação anual. Tal sistemática, no caso analisado, mostrou-se benéfica para os compradores. Contudo, poderia ter efeito contrário, por exemplo, com a disponibilidade mensal menor que a energia contratada.

57. Para concluir nossa análise, busca-se o conteúdo dos CCEARs firmados pelos vendedores das usinas eólicas, que assim estabelecem em sua subcláusula 6.2:

“ 6.2. Para todo PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO anterior à entrada em operação comercial da primeira unidade geradora da USINA, o montante de ENERGIA a ser entregue pelo VENDEDOR ao COMPRADOR será dado pelo montante de ENERGIA CONTRATADA, observados os critérios de SAZONALIZAÇÃO E MODULAÇÃO do CONTRATO.”

58. Destaca-se que o critério de sazonalização mencionado segue o disposto na subcláusula 4.3 que define a discretização uniforme dos montantes, ou seja, sazonalização “flat”, equivalente à energia contratada.

59. Assim, dada à análise do disposto nas REGRAS atinentes à aplicação da REN 595 e a conciliação anual da energia gerada, em conjunto ao disposto nos CCEARs, concluímos ser razoável considerar a energia contratada para fins de avaliação do preço que seria suportado para os compradores, caso a usina estivesse em operação comercial.

60. Cabe ressaltar que esta metodologia definirá que para usinas eólicas o preço suportado pelo comprador, mencionado na REN 595, será apenas a receita fixa unitária, uma vez que os efeitos do MCP serão nulos ao considerar a geração simulada como próprio valor da energia contratada.

61. Por último, verificou-se que a situação apresentada nesta Nota Técnica é análoga para as usinas a biomassa, com modalidade de despacho IB, IIB e III, por também apresentar diretrizes contratuais sobre o montante a ser entregue durante o período de atraso.

18 Poderia haver compensação, caso a restrição do limite de repasse fosse o valor médio do PLD (inciso II do art. 2° da REN 595) ou o próprio preço do contrato de compra, e não o preço do contrato de venda original, como hipótese aqui adotada.



62. Posto isso, cabem duas medidas: (i) modificar as REGRAS a partir do ano de 2016, devendo a simulação do preço que o comprador suportaria considerar a energia contratada e não a disponibilidade mensal; e (ii) determinar à CCEE que proceda o recálculo da receita de venda do montante da energia em atraso para todas as usinas eólicas e biomassa, desde o início da vigência da REN 595, considerando que o preço que seria suportado pelo comprador, caso a usina estivesse em operação comercial, é determinado apenas pela Receita Fixa Unitária .

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

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

Leis 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e 10.848, de 15 de março de 2004; Decretos 5.163, de 30 de julho de 2004 e 7.317, de 28 de setembro de 2010; Resoluções Normativas 109, de 26 de outubro de 2004; 428, de 15 de março de 2011;

456, de 18 de outubro de 2011; 511, de 23 de outubro de 2012; 530, de 21 de dezembro de 2012; 551, de 14 de maio de 2013; 578, de 11 de outubro de 2013; 601, 04 de fevereiro de 2014 e 619 ,de 1º de julho de 2014 e 637, de 05/12/2014;

V. DA CONCLUSÃO

64. O módulo Ressarcimento, para todas as versões de 2014, e o módulo do Reajuste da Receita de Venda de CCEAR, para todas as versões dos anos de 2014 e 2015, estão em condições de serem colocados em Audiência Pública para contemplar os ajustes indicados nesta Nota Técnica.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

65. Recomendamos que seja instalada Audiência Pública, na modalidade intercâmbio documental, no prazo de 30 dias, com vistas a aprovação dos seguintes módulos das REGRAS:

a) Módulo Ressarcimento, todas as versões ao longo de 2014; e

b) Módulo Reajuste da Receita de Venda de CCEAR, todas as versões ao longo de 2014, e Receita de Venda de CCEAR, todas as versões de 2015.

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação SRM

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Especialista em Regulação SRM

De acordo:

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

nota técnica nº 99/2015–srm/aneel · (fl. 2 da nota técnica no 99/2015 – srm/aneel, de...

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